Интенсификация выработки запасов нефти из подгазовых зон

Вафин, Булат Ильдусович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Интенсификация выработки запасов нефти из подгазовых зон
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Интенсификация выработки запасов нефти из подгазовых зон"

УДК 622.276.1

На правах рукописи

ВАФИН БУЛАТ ИЛЬДУСОВИЧ

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПОДГАЗОВЫХ ЗОН

(НА ПРИМЕРЕ МИХАЙЛОВСКО-КОХАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

О О л I' ■»• ----

Уфа 2008

003449888

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель - доктор технических наук

Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Карамышев Виктор Григорьевич

- кандидат технических наук Мукминов Искандер Раисович

Ведущая организация - ЗАО «Алойл»

Защита состоится 14 ноября 2008 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 13 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых залежей и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностью потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов: оттеснению нефти в газовую зону, прорыву газа к забою добывающей скважины, прорыву нагнетаемой воды в водяную зону и расформированию нефтяной оторочки, - что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.

Разработка подгазовых зон традиционными методами характеризуется низкой эффективностью, что связано, прежде всего, с нерентабельными значениями безгазовых (безводных) дебитов вертикальных скважин. К настоящему времени разработано значительное количество подходов, методов и технологий выработки запасов нефти подгазовых зон, в том числе и при помощи горизонтальных скважин (ГС). Однако остается нерешенным ряд задач, связанных с оптимизацией выработки запасов подгазовых зон. Поэтому данная проблема является актуальной для разработки нефтяных месторождений.

Цель работы - повышение эффективности выработки запасов нефти подгазовых зон на основе оптимального размещения стволов горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования:

1. анализ существующих технологий разработки подгазовых зон месторождений;

2. анализ на основе математического моделирования процессов трехфазной (нефть, газ, вода) фильтрации в неоднородных по проницаемости пластах;

3. исследование процессов выработки запасов нефти из пластов с искусственно созданными зонами свободного газа;

Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач использованы современные методы обработки исходной статистической информации и математическое моделирование многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах.

Научная новизна

1. Показано, что образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Возникновение газовых «пробок» является причиной ухудшения гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются - в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод, что наличие свободного газа ухудшает фильтрационные свойства в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.

2. Получены зависимости коэффициента извлечения нефти (КИН) от объемов зон свободного газа, показывающие, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объема выделившегося свободного газа.

3. Установлено, что коэффициент нефтеизвлечения определяется положением ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта подгазовой зоны. Для решаемой задачи при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной нйзкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев.

На защиту выносятся:

1. стратегические направления ввода в эксплуатацию залежей нефти и газа, длительное время находившихся в консервации;

2. методические подходы к оценке критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин;

3. оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным экономическим эффектом вывести из консервации залежи нефти и газа кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

Практическая ценность результатов работы

Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на Михайловско-Коханском месторождении. Внедрение разработанных подходов по оптимальному размещению горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин на Михайловско-Коханском месторождении позволило получить 890 т дополнительно добытой нефти, при этом экономический эффект составил 750 тыс. руб.

Апробация работы

Результаты работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.), в ОАО «Самаранефтегаз» нефтяной компании «ЮКОС» (2006-2007 гг).

Публикации и личный вклад автора

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

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

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 179 наименований. Работа изложена на 174 страницах, содержит 5 таблиц, 80 рисунков.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам разработки подгазовых зон нефтегазовых месторождений, трехфазной фильтрации пластовых флюидов в сложно построенных коллекторах.

Вопросы теории и практики разработки подгазовых зон освещены в трудах Афанасьевой A.B., Боксермана A.A., Егорова Н.Г., Розенберга М.Д., Кундина С. А., Абасова М.Т., Кулиева A.A., Фаткулина А.Х., Курбанова А.К., Закирова С.Н., Закирова Э.С., ЗакироваИ.С., Вагановой М.Н., Спиридонова A.B., Мищенко И.Т., Хисамутдинова Н.И., Телина А.Г. и других исследователей.

Несмотря на обилие научной и научно-технической литературы, посвященной разработке нефтегазовых залежей, процесс заводнения подгазовых зон пока еще недостаточно исследован. Не совсем ясен механизм процесса вытеснения нефти и газа водой в условиях реальных неоднородных коллекторов. Для изучения процессов фильтрации в подгазовых зонах необходимо создание математических моделей, учитывающих многофазность потока, неоднородность пласта по проницаемости и пространственный характер течения жидкости к системе

скважин, как горизонтальных, так и вертикальных. Кроме того, здесь возникает множество задач по оптимизации расположения скважин и режимов их работы.

В залежах с активной пластовой водой при опережающей разработке газовой шапки может быть большой уход нефти в нее. Кроме того, часть нефти будет оставаться в заводненной зоне в виде практически неизвлекаемых запасов. К особенностям нефтегазовых залежей относится равенство начального пластового давления давлению насыщения. При таких условиях любая разработка, допускающая снижение пластового давления, приведет к выделению растворенного газа.

Для повышения нефтеизвлечения их нефтегазовых залежей необходимо внедрять технологию разработки при помощи добывающих горизонтальных скважин, эксплуатируемых в режиме критических безгазовых дебитов нефти, а также нагнетательных горизонтальных скважин. Технология разработки нефтегазовых залежей, создающая напряженное состояние в нефтяной оторочке, позволяет эффективно воздействовать на динамику критических безгазовых дебитов и конечную нефтеотдачу пласта.

Рассмотрена альтернатива классическому режиму эксплуатации добывающих скважин при критических безгазовых дебитах нефти. Показано, что переход на режим при заданном газовом факторе способствует дальнейшей интенсификации отбора нефти из нефтяной оторочки. При этом дополнительная добыча конденсата осуществляется без бурения специальных газовых скважин.

Во второй главе рассматриваются особенности геологического строения и состояния разработки пластов Кмь К1 и Кц кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

Михайловско-Коханское месторождение по запасам и добыче нефти относится к крупным нефтяным месторождениям Самарской области. Эксплуатация месторождения была начата в 1954 г., когда были введены в

разработку пласты кунгурского яруса. К моменту перевода залежи в консервацию восточная часть Коханского купола залежи кунгурского пласта К]+п в значительной степени была выработана, и ее разработка была прекращена в 1993 г. Западная часть пластов кунгурских отложений (Михайловско-Марьевский купол) в эксплуатацию не введена (рисунок 1).

В работе показано, что коллекторы пластов Кь КЫ1 и Кп кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения характеризуются значительной неоднородностью проницаемостных свойств. Большая часть запасов пластов сосредоточена в существенно неоднородных коллекторах, что подразумевает их неравномерную выработку.

Структуризация запасов нефти проводилась по следующим показателям: проницаемости, послойной и зональной неоднородностям коллектора, типу залежи. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров филътрационно-емкостных свойств (ФЕС).

Так, для пласта К|+п Коханского и Восточно-Коханского куполов было показано, что основные геологические запасы нефти залежи (75 %) сосредоточены в водонефтяной зоне, из них 21 % - в контактной водонефтяной зоне. Учитывая низкую проницаемость коллектора, данный объект следует отнести к категории объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Распределение скважин пласта Кц-ц по проницаемости показывает, что выделяются три группы: с проницаемостью менее 10 мД (низкопроницаемые), от 10 до 20 мД и более 20 мД. Соответствующее распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по данным интервалам проницаемости, приведенное на рисунке 2, позволяет сделать следующие выводы. Более трети геологических запасов (около 40 %) содержится в коллекторах с проницаемостью менее 10 мД. На долю этой категории коллекторов приходится 27 % подвижных и 29 %

У ,

Михайловский купол

Марьеаский купол

Плотность нвиальк*»х балансовых запасов нефти, тыс т/Тв

Коханский купол

О 0.1 0.5 1 2 < е 8 ю

Михайловский купол

Марьевский купол

Плотность начальных балансовых запасов нефти, ть- с т/тш

0 0Л 05 I

Условные обозначения

400 О

- положение пластопересечения (забоя) и номер скважины

- зона замещения коллектора пласта плотными породами

внутренний и внешний контура нефтеносности

внутренний и внешнии контура газоносности

Рисунок 1 - Карты плотности начальных геологических запасов нефти пластов К] и Кц.ц (а) и Кц (б) кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения

извлекаемых запасов. В коллекторах со средней проницаемостью (для условий данной залежи) содержится 34 % всех геологических запасов, 37 % подвижных и почти 37 % начальных извлекаемых запасов нефти. В высокопроницаемых коллекторах (для данной залежи) содержится 26 % геологических, 36 % и 34 % подвижных и извлекаемых запасов нефти соответственно.

Рисунок 2 - Распределение запасов нефти залежи по интервалам значений проницаемости коллектора и соответствующих расчетных КИН пласта К]+ц

Расчетный КИН по интервалам значений проницаемости имеет следующие значения: для коллекторов с проницаемостью менее 10 мД прогнозный КИН составляет 0,173 д.ед., для коллекторов с проницаемостью от 10 до 20 мД - 0,253 д.ед., для коллекторов с проницаемостью более 20 мД - 0,308 д.ед.

Распределение запасов нефти по послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора (рисунок 3) показывает, что в коллекторах, проницаемости слоев которых отличаются в 2 и более раз, находится более 55 % геологических запасов нефти. В сильно неоднородных коллекторах содержится 38 % всех геологических запасов пласта. Распределение расчетного КИН показывает, что наименьшей эффективностью нефтеизвлечения характеризуются сильно неоднородные коллекторы.

мД от 10 до

20 мД Оолм 20

интервалы проницаемости

от 0.1 до

0.5 более 05

интервалы послойной неоднородности

геологические запасы подвижные запасы извлеяаеиые запасы

Рисунок 3 - Распределение запасов нефти залежи по интервалам значений

послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора пласта Кнц

Коханский участок разрабатывался с 1954 по 1993 гг., затем залежь была законсервирована. Нефтяная залежь была разбурена сеткой добывающих скважин только в восточной половине, вся западная половина залежи не эксплуатировалась (рисунок 1). Залежь длительное время разрабатывалась без поддержания пластового давления (ППД) при типичном режиме растворенного газа, заводнение пласта началось только в 1975 году. Для разработки залежи характерны быстрое снижение добычи нефти, падение давления в залежи и рост газовых факторов. Обводненность добываемой нефти оставалась все время невысокой и не превышала 3...5 %, что говорит о крайне низкой активности законтурных вод. Описанная динамика технологических показателей характерна для нефтяных залежей, разрабатываемых при режиме растворенного газа.

Анализ динамики пластового давления продуктивных пластов кунгура Коханского участка показал, что интенсивное разбуривание залежи в 50-х годах и значительный рост отборов пластовой продукции привели к значительному падению текущих пластовых давлений. Максимальный годовой отбор нефти по залежи был достигнут в 1958 году. Соответственно в 1957 году пластовое давление снизилось на 1,2 МПа от первоначального и составило лишь 4,2 МПа, что ниже давления

насыщения нефти газом. Таким образом, в залежи сформировался режим растворенного газа. В ряде скважин рос текущий газовый фактор нефти, что приводило к остановке некоторых из них. К концу 1974 года пластовое давление в залежи снизилось до 0,5 МПа. В связи с этим в 1975 году была сформирована система поддержания пластового давления, при этом годовая компенсация отборов закачкой составляла тысячи процентов. Несмотря на это, ощутимого эффекта в области роста продуктивности добывающих скважин за три года проведения закачки получено не было. Нефтяная залежь была столь глубоко разгазирована, что в первые годы закачки воды рост давления практически отсутствовал - огромный объем выделившегося газа обладал огромной сжимаемостью, а величина закачки была не очень большой. К моменту консервации залежи в 1993 г. суммарная компенсация отбора закачкой составила 47 %. К этому моменту нефтеотдача на Коханском участке достигла 0,09 д.ед, а на разбуренной части залежи - 0,124 д.ед. при утвержденной величине КИН 0,163 д.ед.

Несмотря на высокую плотность сетки скважин (на некоторых участках доходит до 2,5 га/скв), низкая проницаемость коллектора, неактивные законтурные воды, длительная эксплуатация без поддержания пластового давления привели к значительным изменениям ФЕС коллектора и свойств пластовых флюидов. Поэтому для продолжения эксплуатации залежей нефти разрабатываются новые комплексные геолого-технические мероприятия, в основу которых положены дальнейшее разбуривание горизонтальными стволами, модернизация заводнения и применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов трехфазной фильтрации в пластах с послойно-неоднородным по проницаемости коллектором.

Исследования проводились при помощи математической профильной модели послойно-неоднородного по проницаемости пласта. Процесс водонапорного вытеснения происходит в присутствии трех фаз -

нефти, газа и воды - при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом, т.е. в условиях применимости (3-модели. Движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе и выходе из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода (рисунок 4).

В результате ряда причин в толще пласта образовалась зона свободного газа (газовая «пробка»). Длина модельного пласта Ьх = 400 м, толщина = Юм. Соотношение продольной (вдоль х) и поперечной (вдоль г) проницаем остей К2/Кх = 0,1. Соотношение вязкостей нефти и воды |10/1^=2,5, газа и воды = 0,1. Значения упругоемкости

воды, нефти, газа и скелета породы соответственно равны Р„ =3,71О-|0Па-1, Р0 =5,7-Ю"10Па"1, 0£ =4,5-10"10Па4, Ре = 1,5-10"8Пач .

Начальное пластовое давление р0= 1,15-107 Па, максимальное давление на входе в пласт (забой нагнетательной скважины) - 1,5р0, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0,5ро при масштабе времени 1 отн.ед. = 1,06 сут.

I, В« 17 М О.в 1

Нефтенэсыщенность д ед

Рисунок 4

- Профильная модель пласта с зоной свободного газа. Цветом показано начальное поле нефтенасьпценности, изолиниями - поле газонасыщенности

Открытая пористость модели пласта составляет ш = 0,24 д.ед., соответствующая ей абсолютная проницаемость Кх = 1 мкм2. Начальная нефтенасыщенность в основном объеме пласта составляет 0,9 д.ед., а в области газовой «пробки» - 0,2 д.ед. Газонасыщенность свободного газа в основном объеме пласта близка 0, а в области газовой «пробки» достигает 0,7 д.ед.

Анализ полученных модельных результатов показал, что в результате пуска скважин происходит быстрое и значительное снижение давления в области отбора. Граница области пониженного давления практически совпадает с внешней границей области повышенной газонасыщенности. При этом в зоне закачки воды происходит быстрое повышение пластового давления. Зона максимального градиента давлений совпадает с начальной границей зоны повышенной газонасыщенности, что можно интерпретировать как возникновение области с ухудшенными фильтрационными параметрами. В начальный период наблюдается резкое падение дебита нефти как для пласта с газовой «пробкой», так и для чисто нефтяного пласта. Это падение связано со снижением пластового давления. Однако темпы снижения дебитов для различных пластов разные. Так, для пласта с газовой зоной в начальный период наблюдается плавное снижение дебита нефти, а после прорыва газа - очень сильное. При этом в этот же период дебит нефти чисто нефтяного пласта многократно превышает дебит нефти пласта с газовой зоной. Плавное снижение дебита нефти в начальный период связано с менее интенсивным уменьшением пластового давления, т.к. газовая зона, легко расширяясь при снижении давления, подпитывает энергией призабойную зону пласта.

В период прорыва газа к забою добывающей скважины пластовое давление в зоне отбора резко снижается, практически до величины забойного давления (рисунок 5). По мере отбора запасов свободного газа пластовое давление возрастает, затем при подходе нефтяной оторочки стабилизируется и при приближении фронта вытеснения возрастает до

максимальной величины. Аналогичное поведение характерно для пластового давления в зоне отбора чисто нефтяного пласта, за исключением периода значительного снижения при прорыве газа. В зоне закачки пластовое давление сначала снижается (это в большей степени характерно для пласта с газовой зоной), что обеспечивает более медленное падение приемистости в начальный период. Затем происходят резкое возрастание пластового давления в области закачки и снижение приемистости нагнетательной скважины. Такое поведение системы можно интерпретировать как отсутствие или ухудшение гидродинамической связи между зонами отбора и закачки.

пластовое давление а юнв закачки (VI) пластовое давление в »не отбора (у1) пластовое давление в юна отбора (база)

200 400 600

Рисунок 5 - Динамика пластового давления в зонах отбора и закачки

при разработке модельного пласта с зоной свободного газа (у!) и без нее (база)

Сравнивая относительные величины, характеризующие выработку запасов нефти по КИН и обводненности (рисунок 6), можно отметить, что наличие газовой зоны снижает эффективность нефтеизвлечения. Так, для условий рассмотренной задачи это снижение составило 0,17 д.ед., что является значительной величиной. При этом с увеличением объемов свободного газа в пласте происходит снижение значения коэффициента нефтеизвлечения.

Рисунок 6 - Зависимость текущего КИН от обводненности при разработке модельного пласта с зоной свободного газа (у1) и без нее (база)

Рассмотрены вопросы, связанные с оптимальным расположением стволов горизонтальных скважин, эксплуатирующих контактные газо-, нефте- и водонасыщенные зоны залежей.

Исследования проводились на модели, представляющей собой единый проницаемый пласт с газонасыщенным верхним, нефтенасыщенным средним интервалами и водонасыщенной нижней частью с хорошей гидродинамической связью между газо-, нефте- и водонасыщенными зонами. При этом мощности газо-, нефте-, водонасыщенных интервалов сопоставимы друг с другом. Данная модель хорошо описывает нефтегазонасыщенные пласты кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

Изучен процесс извлечения нефти из газо-, нефте- и водонасыщенных зон с применением горизонтальной скважины. Так как наиболее интересными являются процессы прорыва подошвенной воды и прикровельного газа к стволу скважины, то исследование закономерностей нефтеизвлечения проведем на профильной модели

пласта. При этом фильтрационно-емкостные свойства пласта приняты неизменяющимися вдоль ствола горизонтальной скважины, что позволяет применить 2Б модель. Ствол скважины располагается на расстоянии 20 от подошвы пласта, на расстоянии Н„ от зеркала водонефтяного контакта (ВНК) и Н2Е от газонефтяного контакта, параллелен линии нагнетания воды и находится от него на расстоянии Хо- Пласт является послойно неоднородным по своим коллекторским характеристикам и анизотропным по проницаемостным свойствам с коэффициентом анизотропии % . Водонефтяная и газонефтяная зоны

имеют переходные области, в которых газонасыщенность и водонасыщенность меняются плавно по вертикали.

Пласт представлен тремя слоями, средний из которых является высокопроницаемым. Соотношение проницаемости слоев, наряду с положением ствола ГС, является одним из переменных параметров задачи. Проницаемость высокопроницаемого слоя оставалась неизменно равной 0,10 мкм2, а проницаемости низкопроницаемых слоев изменялись от 0,01 до 0,10 мкм2. Соотношение горизонтальной (вдоль х) и вертикальной (вдоль т) компонент тензора проницаемости К2/Кх равнялось 0,1. Начальное безразмерное пластовое давление р0 = 1, давление на входе в пласт - 1,5ро, на выходе из пласта (забой горизонтальной добывающей скважины) - 0,5р0 при условии непротекания на границе пласта х = 0. Кровля и подошва пласта считаются непроницаемыми.

Для рассмотренной модели оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев (рисунок 7).

Рисунок 7 - Зависимость коэффициента извлечения нефти подгазовой зоны от положения ствола скважины и соотношения проницаемостей высоко- и низкопроницаемых слоев коллектора

В четвертой главе изложены основные положения нового подхода к оптимальному вводу в эксплуатацию залежей нефти, длительное время находящихся в консервации.

Для ввода залежей в эксплуатацию после длительной консервации предусматривается двустадийная технология разработки. На первом этапе, как на Михайловско-Марьевском, так и на Коханском куполах, предусматривается выделение опытных участков, на которых будут в первую очередь реализованы основные технологические решения -бурение сетки горизонтальных добывающих скважин с последующим их переводом под нагнетание при падении пластового давления, а также вертикальных нагнетательных скважин приконтурного и барьерного рядов. При этом будет использоваться оптимальная схема перфорации пластов в добывающих и нагнетательных скважинах, а также оптимальное расположение стволов горизонтальных скважин. На данных участках будет организована опытно-промышленная эксплуатация. По результатам разбуривания данных участков и показателям эксплуатации вновь пробуренных скважин будут уточняться фильтрационно-емкостные

свойства пластов и гидродинамические характеристики скважин. По мере поступления новых данных будут корректироваться дальнейшее разбуривание залежей, местоположения и конструкции новых скважин, темпы отборов жидкости и газа из нефтяных и газовых скважин, технологии интенсификации выработки.

Так как залежи кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения представляют собой изолированные залежи с неактивной законтурной водоносной областью, поэтому большое внимание уделяется формированию системы ППД с начала создания системы разработки.

С учетом опыта разработки пластов кунгурского яруса основные направления ввода залежей из консервации в разработку можно определить следующим образом.

1. Начальные дебиты скважин по нефти на Коханском куполе пласта К|+п не превышали 4...5 т/сут и имели тенденцию быстрого, в течение нескольких лет, снижения до и 1 т/сут. Разработка нефтяной залежи осуществлялась на режиме растворенного газа без создания системы ППД. Кроме того, снижение пластового давления привело к смыканию части трещин в порово-трещиноватом пласте К[+[[. С целью получения более высоких начальных дебитов скважин по нефти кунгурские отложения Михайловско-Коханского месторождения рекомендуется разбуривать системой горизонтальных скважин в пределах 4-метровой начальной нефтенасыщенной толщины пластов. На восточном участке Коханского купола взамен ликвидированных скважин бурится новый фонд по треугольной сетке с расположением забоев между забоями ликвидированных скважин, то есть новая сетка скважин вписывается в старую ликвидированную сетку скважин. Вертикальные скважины размещаются в пределах 2-метровой нефтенасыщенной изопахиты, ГС - 4-метровой нефтенасыщенной изопахиты. Организуется семиточечная система водогазового воздействия на пласты, которая в приконтурных областях переходит в избирательную систему заводнения.

Бурение новых скважин начинается с центральных зон залежи, имеющих наибольшую нефтенасыщенную толщину пластов. В неразбуренных зонах бурение скважин осуществляется по принципу «от известного - к неизвестному».

2. Разработку залежей нефти кунгурского яруса пласта Кц Михайловского и Марьевского куполов предлагается проводить с использованием барьерного заводнения в области газонефтяного контакта с одновременным отбором газа из газовых шапок, в результате чего будут предотвращены прорывы газа к забоям нефтяных скважин и попадание нефти в газоносную область. Пласт К1 на данном куполе является объектом возврата и разрабатывается скважинами, выбывшими в «тираж» по пласту Кц. Другой альтернативной технологией разработки маломощного нефтенасыщенного пласта К1 может быть технология периодического отбора запасов нефтяной оторочки в режиме использования залежи как подземного хранилища газа. При этом добывающие нефтяные скважины работают в периодическом режиме при пиковых объемах закачки газа в купольную часть хранилища.

3. Наличие газовых шапок в кунгурских пластах на Михайловско-Коханском месторождении является важнейшей предпосылкой для организации процесса водогазового воздействия на нефтяные залежи кунгурского яруса Коханского участка, где в результате существенного снижения пластового давления произошло разгазирование нефти. Газ для приготовления водогазовой смеси поставляется на насосно-бустерную установку по газопроводу из газовой шапки на Марьевском куполе, либо с СУ-14, расположенного на Коханском куполе.

4. Закачку рабочего агента - водогазовой смеси - в нагнетательные скважины предполагается осуществлять в циклическом режиме, а после прорыва нагнетаемого газа в добывающие скважины они переводятся на периодическую эксплуатацию в противофазе с работой нагнетательных скважин.

5. Сочетание данных технологий разработки нефтяных оторочек и газовых шапок кунгурских отложений на Михайловско-Коханском месторождении позволит получить более высокие начальные дебиты скважин по нефти, стабилизировать их во времени, а также достичь утвержденных коэффициентов нефтеизвлечения за более короткий период разработки объектов без внедрения нефти из оторочек в газовые части залежей. При этом, для исключения процесса снижения пластового давления в нефтегазовых залежах, компенсация отбора закачкой должна быть не менее 100 % (с учетом малоактивной законтурной водоносной области).

Для определения критических параметров - начальных дебитов нефти и начальных извлекаемых запасов (НИЗ) - при выборе областей размещения новых ГС предложен метод, основанный на технико-экономических расчетах. Область экономической целесообразности бурения новых скважин обуславливалась выбором таких значений начальных извлекаемых запасов нефти и дебитов по нефти, при которых суммарный за все время выработки запасов нефти накопленный чистый дисконтированный поток денежной наличности ХКРУ(Оо.я) > 0. Для определения области эффективного бурения находится нижняя граница поля значений £№У(Оо,я) = 0 (рисунок 8).

5 10 15 20 25

начальный дебит нефти, т/сут

Рисунок 8 - Зоны и границы рентабельности бурения новых горизонтальных скважин на пласты кунгура

Проведенные расчеты показали, что в современной экономической ситуации бурение ГС на залежах нефти кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения рентабельно, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет 10... 15 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, не менее 15...20 тыс. т. Соответствующие этим параметрам начальные нефтенасыщенные толщины составляют 4...5 м.

В результате многовариантных прогонов математической модели разработки залежей кунгура Михайловско-Коханского месторождения сформулирован оптимальный вариант вывода залежей нефти и газа из консервации. Предложены технологические решения при разработке низкопроницаемых подгазовых зон на основе создания систем горизонтальных скважин, отбора газа из газовых шапок с барьерным заводнением, оптимального расположения стволов ГС по мощности разреза пласта и по площади залежи. Это позволит получить значительный экономический эффект. Так, с первой половины 2008 года чистый дисконтированный доход предприятия за 30 лет составит более 1127 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

1. Проведенный анализ эффективности разработки пласта К]+и Коханского и Восточно-Коханского куполов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения показал, что:

• применявшаяся на Коханском участке система разработки оказалась малоэффективной;

• разработка залежи велась в режиме растворенного газа, что обусловило невысокие показатели технологической эффективности;

• значительное снижение пластового давления, вплоть до значений ниже давления насыщения нефти газом, привело к существенному разгазированию нефти залежи, изменению свойств пластовых флюидов и образованию в пласте зон свободного газа;

• для повышения эффективности нефтеизвлечения необходимо применение новых технологий разработки нефтегазовых залежей.

2. Образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Проведенные в работе исследования показали, что возникновение газовых «пробок» приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, и соответственно к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются - в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод о том, что образование области свободного газа в пласте приводит к ухудшению фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами. В связи с резким падением дебитов нефти при прорыве газа к добывающей скважине эффективность нефтеизвлечения уменьшается, что сказывается на конечной нефтеотдаче.

3. Проведенные исследования зависимости КИН от объема зон свободного газа показали, что нефтеотдача пласта снижается с ростом объема выделившегося свободного газа.

4. В послойно-неоднородном пласте при наличии зоны свободного газа вытеснение нефти происходит крайне неравномерно. Этому способствуют как трехфазность процесса фильтрации, так и неоднородность ФЕС коллектора. При этом в присутствии свободного газа связь между добывающей и нагнетательной скважинами ухудшается.

частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев. Вместе с тем, оптимальное с точки зрения КИН положение ствола ГС соответствует максимальному времени разработки пласта и наибольшему значению водожидкостного фактора.

6. Предложены стратегические направления ввода в эксплуатацию залежей нефти и газа, длительное время находившихся в консервации. Основные направления для залежей кунгура Михайловско-Коханского месторождения сформулированы в следующем виде.

• С целью получения более высоких начальных дебитов скважин по нефти кунгурские отложения Михайловско-Коханского месторождения рекомендуется разбуривать системой горизонтальных скважин в пределах 4-метровой начальной нефтенасыщенной толщины пластов.

• Бурение новых скважин начинается с центральных зон залежи, имеющих наибольшую нефтенасыщенную толщину пластов. В неразбуренных зонах бурение скважин осуществляется по принципу «от известного - к неизвестному».

• Разработку залежей нефти кунгурского яруса пласта Кц Михайловского и Марьевского куполов предлагается проводить с использованием барьерного заводнения в области газонефтяного контакта с одновременным отбором газа из газовых шапок, в результате чего будут предотвращены прорывы газа к забоям нефтяных скважин и попадание нефти в газоносную область.

7. Предложены методические подходы для оценки критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин. В современных экономических условиях бурение ГС рентабельно, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет 10... 15 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, - не менее 15...20 тыс. т. При этом начальная нефтенасыщенная толщина составляет 4.. .5 м.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Методика расчета зависимости «пористость-проницаемость» по данным керна / Р.Г. Сарваретдинов, С.П. Папухин, Б.И. Вафин и др.; под ред. Р.Г. Сарваретдинова. - Уфа: Изд-во ООО «Выбор», 2007. - 28 с.

2. Казакова Т.Г., Тюфякова О.С., Вафин Б.И., Манапов Т.Ф., Титов А.П. Влияние изменения теплового поля пласта AB]3 на процесс эксплуатации выбранного участка Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 3. - С. 43-46.

3. Гильманова Р.Х., Вафин Б.И., Литвин В.В., Сарваров A.B., Кожин В.Н. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 5. - С. 35-40.

4. Владимиров И.В., Вафин Б.И., Хальзов A.A., Васильев В.В., Кожин В.Н. Стратегия ввода в эксплуатацию залежей нефти, находящихся в длительной консервации (на примере пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения) // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 5. - С.40-43.

5. Вафин Б.И. Анализ эффективности действующей системы ППД в пластах Дг, Дд Михайловско-Коханского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 7. - С. 17-23.

6. Манасян А.Э., Сагитов Д.К., Вафин Б.И., Халилова Ф.М. Анализ мероприятий по ограничению водопритока, проводимых на Якушкинском месторождении // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 6. - С. 31-34.

7. Щекатурова И.Ш., Горобец Е.А., Вафин Б.И., Сагитов Д.К. Особенности формирования геолого-технических мероприятий с применением гидродинамического моделирования на завершающей стадии разработки // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008.-№6.-С. 11-14.

8. Манасян А.Э., Щекутарова И.Ш., Горобец Е.А., Вафин Б.И. Анализ эффективности работы участка нагнетательной скважины башкирского яруса Якушкинского месторождения с учетом влияния составляющих результата воздействия закачкой // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 6. -С. 25-30.

9. Шпан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - № 6. -С. 21-25.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 10.10.2008 г. Бумага писчая. Заказ № 453. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Вафин, Булат Ильдусович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

1.1. Общие положения и актуальность рассматриваемой проблемы.

1.2. Основные типы нефтегазовых залежей.

1.3. Очередность выработки запасов нефти и газа из нефтегазовой залежи.

1.4. Сравнение воды и газа как вытесняющих агентов при разработке нефтегазовых залежей.

1.5. Системы разработки нефтегазовых залежей.

1.6. Системы разработки сводовых нефтегазовых залежей с активной подошвенной водой.

1.7. Новые подходы к разработке нефтегазовых залежей с помощью горизонтальных скважин.

1.8. Выводы.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ -КУНГУРСКОГО ЯРУСА К1, КП, К1+П МИХАЙЛОВСКО-КОХАНСКОГО

МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Общие сведения о месторождении. Геологическое строение продуктивных пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения.

2.2. Детализация строения залежей нефти и газа.г.

2.3. Анализ эффективности реализуемой системы разработки.

2.4. Выводы.

ГЛАВА 3. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ В ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

КОЛЛЕКТОРАХ ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ.

3.1.0 бщие положения.

3.2. Математическая модель трехфазной фильтрации пластовых флюидов в неоднородных по проницаемости коллекторах.

3.3. Исследование процессов выработки запасов нефти из пласта с искусственно созданными областями свободного газа.

3.4. Влияние послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора на выработку запасов нефти из пластов с искусственно созданными областями свободного газа.

3.5. Оптимальное расположение стволов горизонтальных скважин, эксплуатирующих контактные газо-нефте-водяные зоны залежей.

3.6. Выводы.

ГЛАВА 4. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫЕ ПЛАСТЫ ПОДГАЗОВОЙ ЗОНЫ.

4.1. Общие положения.

4.2. Особенности геологического строения, разработки пластов кунгурского яруса и основные направления ввода в эксплуатацию залежей, находящихся в длительной консервации.

4.3. Метод технико-экономического обоснования выбора точек для бурения новых горизонтальных и вертикальных скважин на продуктивные пласты кунгурского яруса.

4.4. Реализация разработанных подходов в проектных решениях.

4.5. Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Интенсификация выработки запасов нефти из подгазовых зон"

Все большую роль в развитии нефтедобычи приобретают нефтегазовые залежи, запасы нефти которых, заключены в обширных и низкопродуктивных подгазовых зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной продуктивных пластов. Запасы нефти таких залежей традиционно относятся к трудиоизвлекаемым. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов в настоящее время необходимо разработать и внедрить ряд инновационных проектов, среди которых приоритетными являются те, что основаны на современных технологиях и сопровождаются солидными научными исследованиями [1,2]. Это, прежде всего, разработка нефтегазовых залежей с использованием горизонтальных и разветвленных скважин, одновременной раздельной эксплуатации и др.

Несмотря на обилие научной и научно-технической литературы, посвященной разработке нефтегазовых залежей (например, [3-8]), процесс заводнения подгазовых зон пока еще недостаточно исследован. Не совсем ясен механизм процесса вытеснения нефти и газа водой в условиях реальных неоднородных коллекторов. Для изучения процессов фильтрации в подгазовых зонах необходимо создание математических моделей, учитывающих многофазность потока, неоднородность пласта по проницаемости и пространственный характер течения жидкости к системе скважин, как горизонтальных, так и вертикальных. Кроме того, здесь возникает множество оптимизационных задач по наиболее эффективному с точки зрения нефтеотдачи расположению и режимам работы скважин.

Все это позволяет утверждать, что задачи исследования процессов нефтеизвлечения из подгазовых зон остаются актуальными для нефтедобывающей отрасли.

Вопросы теории и практики разработки подгазовых зон освещены в трудах Афанасьевой А. В., Боксермана А. А., Егорова Н. Г., Розенберга М. Д., Кунднна С. А., Абасова М. Т., Кулиева А. А., Фаткулина А .X., Курбанова А.К., Закирова С.Н., Закирова Э.С., Закирова И.С., Вагановой М.Н., Спиридонова A.B., Мищенко И.Т., Хисамутдинова Н.И., Телина А.Г. и других исследователей.

Актуальность темы

Выработка запасов нефти, сосредоточенных в подгазовых зонах нефтегазовых залежей и относящихся к категории трудноизвлекаемых, осложнена многофазностыо потока в пласте. Это приводит к возникновению ряда негативных процессов: оттеснению нефти в газовую зону, прорыву газа к забою добывающей скважины, прорыву нагнетаемой воды в водяную зону и расформированию нефтяной оторочки, - что отрицательно сказывается на нефтеотдаче этих залежей.

Цель работы — повышение эффективности выработки запасов нефти подгазовых зон на основе оптимального размещения стволов горизонтальных скважин. Основные задачи исследования:

1. анализ существующих технологий разработки подгазовых зон месторождений;

4. анализ особенностей геологического строения и разработки пластов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения и определение стратегии повышения эффективности выработки запасов нефти из подгазовых зон. Методы решения поставленных задач. При решении поставленных задач использованы современные методы обработки исходной статистической информации и математическое моделирование многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах. Научная новизна

1. Показано, что образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Возникновение газовых «пробок» является причиной ухудшения гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, что может привести к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются — в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод, что наличие свободного газа ухудшает фильтрационные свойства в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами.

3. Установлено, что коэффициент нефтеизвлечения определяется положением ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта подгазовой зоны. Для решаемой задачи при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев.

На защиту выносятся:

2. методические подходы к оценке критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин;

Результаты работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 20062007 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.), в ОАО «Самаранефтегаз» нефтяной компании «ЮКОС» (2006-2007 гг). Публикации и личный вклад автора

Структура и объем работы

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Вафин, Булат Ильдусович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведенный анализ эффективности разработки пласта Кц-ц Коханского и Восточно-Коханского куполов кунгурского яруса Михайловско-Коханского месторождения показал, что:

• применявшаяся на Коханском участке система разработки оказалась малоэффективной;

2. Образование в пласте зон свободного газа существенно осложняет разработку залежи. Проведенные в работе исследования показали, что возникновение газовых «пробок» приводит к ухудшению гидродинамической связи между зонами закачки и отбора, и соответственно к существенным потерям в нефтеотдаче. В пласте с газовыми зонами резко снижаются пластовые давления в области отбора и повышаются — в области закачки. Распределение полей давления позволяет сделать вывод о том, что образование области свободного газа в пласте приводит к ухудшению фильтрационных свойств в пространстве между добывающими и нагнетательными скважинами. В связи с резким падением дебитов нефти при прорыве газа к добывающей скважине эффективность нефтеизвлечения уменьшается, что сказывается на конечной нефтеотдаче.

5. Исследование возможности применения горизонтальных скважин в разработке контактных газоводонефтяных зон выявило зависимость коэффициента нефтеизвлечения от положения ствола добывающей скважины относительно подошвы пласта. Для рассмотренной модели при ограниченных запасах свободного газа, сопоставимых с запасами нефти, установлено, что оптимальными с точки зрения полноты выработки запасов нефти являются расположение ствола ГС в прикровельной низкопроницаемой зоне пласта, отбор свободного газа вместе с нефтью, частичное заводнение газовой шапки и заводнение высокопроницаемого слоя с максимальной выработкой низкопроницаемых слоев. Вместе с тем, оптимальное с точки зрения КИН положение ствола ГС соответствует максимальному времени разработки пласта и наибольшему значению водожидкостного фактора.

7. Предложены методические подходы для оценки критериев выбора точек для бурения новых горизонтальных скважин. В современных экономических условиях бурение ГС рентабельно, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет 10. 15 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, - не менее 15.20 тыс. т. При этом начальная нефтенасыщенная толщина составляет 4. .5 м.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Вафин, Булат Ильдусович, Уфа

1. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002.-596 с. 1.BN 5-7464-0823-9.

2. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн. изд-во.-1989.-136 с.

3. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

4. Афанасьева A.B. Некоторые вопросы разработки нефтегазовых залежей. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. Труды ВНИИ, выпуск XL, М. 1963, с. 192-219.

5. Афанасьева A.B., Боксерман A.A., Розенберг М.Д. Влияние очередности разработки запасов нефти и газа на эффективность разработки нефтегазовых залежей . Добыча нефти (теория и практика). М. Недра, 1964, с. 219-239.

6. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Внешторгиздат, 1998. 335 с.

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

8. Николаевский Н.М., Розенберг М.Д., Шейн П.Н. Принципы промышленной оценки и разработки нефтяной оторочки газового месторождения. М.ГОСИНТИ, 1960, 139 с.

9. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров K.M., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа. Изд-во «Гилем».-1997.-106 с.

10. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М. «Недра», 1975, 534 с.

11. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. М. «Недра», 1977, 360 с.

12. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М. «Недра», 1983, 510 с.

13. Абызбаев И.И., Саттаров М.М., Карцева A.B. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа. М.:Гостоптехиздат.-1962.

14. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.- М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408с.

15. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах.-М.: Недра, 1984.-211с.

16. Гиматутдинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра.-1983.-463 с.

17. Жданов С.А., Малютина Г.С. Принятие решений при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов / НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.:ВНИИОЭНГ.-1993.-№6-7.-С.15-21.

18. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация.-М.: Недра, 1988., 335 с.

19. Кундин С. А. Исследования на моделях нефтеотдачи при вытеснении газированной нефти водой // Нефтяное хозяйство.- 1959.- № 11.- С.54-59.

20. Кундин С.А. О величине остаточной газонасыщенности при вытеснении газированной нефти водой. // НТС по добыче нефти. ВНИИ.- 1961.-12.- С.57-62.

21. Кундин С.А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях при фильтрации трехкомпонентных смесей. // Тр. ВНИИ.-1960.- Вып.28.- С.96-113.

22. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.:Недра.1972.-184 с.

23. 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.:ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

24. Экспериментальные результаты вытеснения нефти из загазованных и обводненных пористых сред / Ю.М.Островский, Е.И.Лискевич и др. // Тр. Укргипрониинефть,1973.- Вып. 11-12.- С.3-10.

25. Эфрос Д.А., Кундин С.А. Определение средних размеров газовых включений при нестационарной фильтрации газированной жидкости. // Тр. ВНИИ.-1957.- Вып. 10. -С.318-338.

26. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982,312 с.

27. Листенгартен Л.Б., Шейнин В.Е. Нестационарное заводнение нефтегазовых месторождений. Нефтяное хозяйство № 12, 1990,с.27-29.

28. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. —2003. — № 12. С.9-14.

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

30. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. Разработка нефтяных месторождений, т. IV. 262 с. ВНИИОЭНГ, 1994.

31. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождении. Т.2, под редакцией Э.А. Савина (пер. с англ.) М. «Недра», 1965, 990 с.

32. Справочник по геологии нефти и газа. Под редакцией H.A. Еременко. М. «Недра», 1984, 480 с.

33. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М. «Недра», 1984, 215 с.

34. Фаткуллин А.Х., Курбанов А.Н. К вопросу заводнения нефтяного пласта с газовой шапкой. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамики и физики пласта. Труды ТатНИИ, Ленинград, «Недра», 1965, с. 435-441.

35. Абасов М.Т., Кулеев А. А. АНХ, XI 3, 1960.

36. Гусейнов Г. П. Некоторые вопросы гидродинамики нефтяного пласта, 1961.

37. Абасов М.Т., Джалилов К.Н., Кулиев A.A., Розенберг М.Д. Вытеснение газа газированной нефтью. НТС, вып. 14. Гостоптехиздат, 1961.

38. Афанасьева A.B., Боксерман А. А., Егоров Н. Г., РозенбергМ. Д. К вопросу о потерях нефти при разработке залежей с нефтяной оторочкой. Труды ВНИИ, вып. 37. Гостоптехиздат, 1962.

39. Кундин С. А. Экспериментальные исследования вытеснения газированной нефти газом. НТС, вып. 15. Гостоптехиздат, 1961.

40. Крылов А. П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962.

41. Вирновский A.C. Энергетическое сравнение воды и газа как агентов, замещающих нефть в пласте при процессе поддержания давления. НХ, № 1, 1956.

42. Кундин С.А. О степени снижения пластового давления, обеспечивающей наибольшую нефтеотдачу. Труды ВНИИ, вып. 32. Гостоптехиздат, 1961.

43. Афанасьева А.В., Зиновьева JI.A. Разработка нефтяных месторождений при одновременном отборе газа из газовой шапки. НХ, № 10, 1957.

44. Афанасьева А. В., Розенберг М. Д. К расчетам процесса разработки залежей при вытеснении газированной нефти водой за счет упругости внешней зоны. Труды ВНИИ, вып. XXI. Гостоптехиздат, 1959.

45. Зиновьева JL А. К расчету зависимости давления от нефтенасыщенности при режиме растворенного газа. НТС, № 10. Гостоптехиздат, 1960.

46. Пирсон С. Д. Учение о нефтяном пласте. Гостоптехиздат, 1961.

47. Stone Н. L., Crump J. S The effect of gas compasition upon oil recovery by gas drive TAJME, vol. 207, 1956.

48. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н.: Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. // Нефт. хоз., №6, 2002, с. 104-109.

49. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новые методы повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. // Нефт. хоз., № 11, 1997, с. 37-40.

50. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.Е., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю: Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М: ВНИИОЭНГ, 1994, 345 с.

51. Справочное руководство по проектированию и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. III.K. Гиматудинова. -М.-Л.: Недра, 1983.

52. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю., Шведов В.М., Взаимодействие залежей газа и нефти с пластовыми водами. Изд. Недра, 1991, 190 с.

53. Szabo D.J., Meyers К.О.: "Prudho Hay: development histoiy and future potential. / Paper presented at the 7th European IOR Symposium in Moscow, 1993, Oct. 27-29.

54. Беликов И.М. , Муравьев Р.И., Смирнов Б.В., Малышев А.В.: Анализ разработки газонефтяных залежей месторождений Саратовской области. / Реф. сб. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1981, вып. 8.

55. Брагин В.А., Базлов М.Н., Бурчевский Л.В.: Опыт разработки IV горизонта Анастасиевско-Троицкот о месторождения. // Нефт. хоз., 1974, №8.

56. Muskat М., Wyckoff R.: "An approximate theory of water-coning in oil production". / AIME Trans. Petr. Dev. Technol., 1935, vol. 114.

57. Крылов В.А. Влияние параметров разностной сетки на показатели разработки нефтегазовых залежей. // Наука и технология углеводородов. № 3, 2000, с. 59-64.

58. Крылов В.А. Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними. Канд. диссерт. ИПНГ РАН, 2003.

59. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазовых пластов. М. Недра, 1974, 193 с.

60. Курбанов А.К., Кац P.M., Шерстняков В.Ф., Кундин A.C. Исследование влияния анизотропии на конусообразование в подгазовых залежах нефти с подошвенной водой. / Тр. ВНИИнефть, вып.75, изд. Недра, 1981,с. 63-68.

61. Курбанов А.К., Ланитина A.A., Король М.М. Экспериментальное изучение заводнения нефтяного пласта с подошвенной водой. // Нефт.хоз., № 1, 1967, с. 46-48.

62. Курбанов А.К., Мухаметзянов Р.Н., Вайгель A.A. Опыт регулирования разработки широкой иодгазовой зоны объекта АВг+з Самотлорского газонефтяного месторождения при заводнении. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984, вып. 8.

63. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой. / Сб. Добыча нефти, вып. 24, Изд. Недра, 1964.

64. Курбанов А.К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. // Изв. ВУЗов, серия Нефть и газ, № 6, 1958.

65. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. // Газ. промышленность, 1961, № 2.

66. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. // Нефт. хоз., 1961, № 5.

67. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

68. Лапук Б.Б.: Использование методов ядерной геофизики при решении некоторых вопросов разработки нефтяных и газовых месторождений. /Сб. Опыт разр. нефт. и газ. месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

69. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1948,296 с.

70. Телков А.П., Русских В.Н. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебитов. // Татарская нефть, № 6,1962.

71. Телков А.П., Стклянин Ю.И.: Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.-Л.: Недра, 1965.

72. Тер-Саркнсов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. М.: Недра, 1996.-239 с.

73. Чарный И. А.: О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и под газовых нефтяных месторождениях. / Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Баку, 1953.

74. Чарный И.А.: Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963, 345 с.

75. Чарный И.А.: Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1948. 196 с.

76. Chaperon I.: "Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates". / Paper SPE 15430 presented at ATCE. New Orleans, 1986, Oct. 5-8.

77. Weiping Jang, Watterbarger R.A.: Water coning calculations for vertical and horizontal wells. / Paper SPK 22931 presented at the SPE J1TCE. Dallas, 1991,Oct. 6-9.

78. Boyun Guo, Molinard J.E., Lee R.L.: "A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells". / Paper SPE 25050 presented at the EUROPEC. Cannes, 1992, Nov. 16-18.

79. Hang B.T., Ferguson W.I., Kudland T. "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPK 22929 presented at the ATCK. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

80. Lien S.C., Seines K., Havig S.O., Kudland T. "The first long-term horizontal-well test in the Troll thin oil zone". // JIT, 1991, № 8.

81. Seines K., Aavatsmark I., Lien S, Rushworth P. "Considering wellbore friction effects in planning horizontal wells". // JPT, 1993, № 10.

82. Statoil assumes operatorship of big Troll field. // OGJ, July I, 1996, p. 40-41.

83. Wennemo S.E., Вое О., Olsen G.: "Production experience boots further oil development on the Troll field". / Paper presented at the 9th European Symposium on Improved Oil Recovery. The Hague, 20-24 Oct. 1997.

84. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1985, вып. 192.

85. Закиров И.С. Особенности задач регулирования разработки нефтяных месторождений. / Сб. Фундаментальный базис новых технологии нефт. и газ. промышленности. М. ГЕОС, 2002, с. 308-313.

86. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

87. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. // Нефт. хоз., 1988, №2.

88. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И., Нгуен Хыу Чунг: Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. / Препринт № 9 ИПНГ РАН, Москва, 1991.

89. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М: изд. Струна, 1998, 626 с.

90. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. M.-JI.: Недра, 1989.

91. Закиров С.Н.: Что такое рациональная разработка месторождений нефти и газа? // Нефт. хоз., № 1,2002, с. 13-18.

92. Афанасьев В.А., Денисов В.Г., Юсупов А.Т. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4-8 Федоровского месторождения. // Нефт. хоз., № 9, 2001, с. 103-105.

93. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. // Нефт. хоз., № 6,2002, с. 104-109.

94. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я. ЦКР и разработка нефтяных месторождений Сургутнефтегаз. / Сб. У руля разработки нефтегазовых месторождений (35 лет ЦКР Минтопэнерго РФ). Изд. ВНИИОЭНГ, 1998, с.215-225.

95. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научн.-практ. конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).

96. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр, 1991.

97. Bringedal В., Ingebzetsen Т., Haugen К.: "Subsea separation and reinjection of produced water". //JPT, №4, 2000, p. 48-51.

98. Henriques A., Apeland O., Orker P.: "Development of large gas reservoir with oil rim". / Paper presented at the International Conference. Krasnodar, 1990, May 29-June 2.

99. Zakirov S. Coning effects examined lor oil-rim horizontal wells. // Oil and Gas Journal, 1995, June 26.

100. Закиров C.H., Закиров И.С: Новые методы повышения эффективности разработки нефтегазовых залежей. // Нефт. хоз., № 11,1997, с. 37-40.

101. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. -М.: Изд. ИРЦ Газпром, 1996, 51 с.

102. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатнонефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980.

103. Цынкова О.Е., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. M.-JI: 1993.

104. Цынкова О.Е., Лубяная Т.А.: Численные исследования эффективности барьерного заводнения зон различною строения. / Тр. ВНИИнефть, вып. 117,ч.2, 1993.

105. Цынкова О.Е., Мясникова Н.А., Урманчеева Т.А. Влияние непроницаемого экрана на выработку нефтяных оторочек с подошвенной водой. // Нефт. хоз., № 12, 1992, с. 12-14.

106. Екгапп S. "Оп the protection against coning provided by horizontal barriers of limited lateral extent". / Paper presented at the 6th European IOR-Symposium in Stavanger, Norway, May 21-23, 1991.

107. Hanssen J.E., Dalland M.: "Foam barriers lor thin oil rims: gas blockage at reservioir conditions". / Paper presented at the 6th European IOR Symposium in Stavanger, Norway, 1993, May 21-23.

108. Mirzadshanzade A.Kh, Ametov I.M., Shandin S.P, Cherskaya N.O. "Isolation of gas with the self- sealing compositions". / Paper presented at the 8th European IOR Simposium in Viemia, 1995, May 15-17.

109. De Ghetto G., Kossack Ch.: "Control of water and gas coning by dynamic preassure barrier: application to a carbonate reservoir." Paper presented at the 8th European IOR -Simposium in Vienna, 1995, May 15-17.

110. Renard G., Palmgren CI, Gadelle C, Lesage J., Zaitoun A., Carlay Ph., Chauveteau G.: "Preliminary study of a new dynamic technique to prevent water coning". / Paper presented at the 8th European IOR Symposium in Vienna, 1995, May 15-17.

111. Zakirov S.: Study of novel technology to develop gas condensate field with oil rim. / Paper presented at the 1995 International Gas Research Conference, Cannes, 1995, Nov.6-9.

112. Сливнев В.Л. Математическое моделирование процессов конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Изд. ИРЦ Газпром, 1995.

113. Способ разработки нефтегазовой залежи с трещиноватым коллектором. А.С. СССР № 16561 17 от 23 ноября 1987 / Закиров С.Н., Бакиров Э.А., Абделлах Бениахия, Коненков К.С, Щербаков Г.А., Кондрат P.M., Федосеев А.П.

114. Способ разработки нефтегазовой залежи. Патент РФ № 2081306, приоритет от2706.1995 / Закиров С.Н., Коноплева И.И.

115. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ № 2107810, приоритет от1904.1996 / Закиров С.Н., Закиров И.С.

116. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ № 2112868, приоритет от 8 сент. 1997 / Закиров С.Н., Закиров Э.С.

117. Способ разработки нефтегазовых месторождений. Патент РФ № 2109131, приоритет от 5.02.1995 / Закиров С.Н., Закиров И.С.

118. Способ разработки нефтегазовых месторождений. Патент РФ № 2158820 / Закиров С.Н., Крылов В.А., Закиров Э.С., Будников В.Ф., Петин В.Ф., Басарыгин Ю.М., Аристов В.А.

119. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1351230 от 14.11.1985 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

120. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С № 1403700 от 01.04.1986 г. / Закиров И.С., Пантелеев Г.В., Закиров С.Н.

121. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. А.С СССР № 1572086 от 31.08.1988 / Закиров И.С, Палатник Б.М., Дубровский Д.А.

122. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. А.С. СССР № 1554456 от 22.03.1988 / Закиров И.С., Дубровский Д.А., Палатник Б.М.

123. Амелин И.Д.: Особенности разработки нефтегазовых залежей. M.-JL: Недра, 1978.

124. Афанасьева А.В., Зиновьева JI.A.: Анализ разработки нефтегазовых залежей. -М.-Л.: Недра, 1980.

125. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения. М.-Л. Недра 1979.

126. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. M-JI.: Недра, 1979.

127. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Рыжик В.М. Исследование процесса смещения нефтяных оторочек в неоднородных пластах при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. / Сб. Разр. нефтегаз. мест. М. Наука, 1978, с. 75-85.

128. Желтов Ю.В. Разработка нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1998,364 с.

129. Zakirov S., Shandrygin A., Romanov A. "Expérimental and theoretical simulation for oil rim a new technology of development". / Paper presented at tlie 7Л European symposium on IOR, Moscow, 1993, Oct.27-29.

130. Зиновьева JT.A., Курбанов А.К., Садчиков П.Б. Особенности разработки залежей с активной подошвенной водой. / Ежегодник "Добыча нефти". Изд. Недра, 1964, с. 240255.

131. Активное вовлечение в разработку нефтетазоконденсатных залежей Уренгойского месторождения (Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Пономарев А.И. и др.). М.: МИНХ и ГП им. Губкина, 1981.

132. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К., Лапидус В.Е., Лещенко В.Е., Шовкринский Г.Ю. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. М: ВПИИОЭНГ, 1994, 345 с.

133. Гутников А.И., Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине. / Экспресс-инф. Геология, бурение и разр. газ. мест. Изд. ВНИИЭГазпром, вып. 16, 1981.

134. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Перепеличенко В.Ф. и др. Новое в технологии добычи нефти из оторочек месторождений природного газа. М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1982, вып. 2.

135. Юсуфзаде Х.Б., Дурмишьян А.Г. Пути рациональной разработки газоконденсатного месторождения Бахар. // Нефт. хоз., 1975, № 1.

136. Панфилов М.Б.: Единая концепция разработки сложнопостроенных нефтегазовых месторождений. Изд. ИРЦ Газпром, 1993.

137. Кондрат P.M., Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я., Левицкий Т.Л. Повышение газоотдачи на заключительной стадии разработки месторождений природных газов при водонапорном режиме. Изд. ВНИИЭГазпром, 1987, 44с.

138. Кондрат P.M. Газоконденсатоотдача пластов. М.-Л.: Недра, 1992.

139. Кондрат P.M.: Повышение конденсатоотдачи продуктивных пластов с применением заводнения. / Обзорн. инф. изд. ВНИИЭГазпром, вып. 7, 1982.

140. Абасов М.Т. Проблемы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. / Сб. Разр. нефтегаз. мест., М.: Наука, 1978, с. 3-6.

141. Розенберг М.Д., Шовкринский Г.Ю. Основные проблемы рациональной разработки нефтегазоконденсатных месторождений. / Сб. Разр. нефтегаз. мест. М. Наука, 1978, с. 12-20.

142. Patel R., Tang J, Batycky J. "Oil re-injection to mitigate solvent coning". // CJPT, № 2, 1997, p. 49-55.

143. Shizman E.J., Wojtanowicz V. "Water coning reversal using downhole water sink-theory and experimental study. / Paper SPE 38792 presented at the SPE ATCE, San Antonio, Oct. 58, 1997.

144. Абасов M.T., Джалилов K.H.: Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений Баку. Азернефтнешр, 1960,255 с.

145. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю.: Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа. // ДАН СССР, т. 312,№3, 1990, с. 668-671.

146. Абасов М.Т. Проблемы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. / Сб. Разр. нефтегаз. мест., -М.: Наука, 1978, с. 3-6.

147. Алиев З.С., Шеремет В.В.: Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. -М.:Недра, 1995.-131 с.

148. Басниев К.С, Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д.: Нефтегазовая гидромеханика. Москва, Ижевск, 2003, 479 с.

149. Басниев К.С, Кочина И.Н., Максимов В.М.: Подземная гидромеханика.-М.: Недра, 1993. 415 с.

150. Пономарев А.И.: Разработка нефтегазоконденсатных залежей в низкопроницаемых коллекторах. Уфа, 1999,235 с.

151. Рассохин Г.В. Завершающая стадия разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Изд. Недра, 1977.

152. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И., Пикало Г.И., Шмыгая П.Т., Копоплев Ю.В. Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку. Изд. Недра, 1973.

153. Ремизов В.В., Парфенов В.И., Валеев М.М., Сахипов Ф.А., Гриценко А.И.: Создание ПХГ на базе нефтяных месторождений. // Газ. промышленность, № 5, 1999, с. 64-66.

154. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 2007, 360 с.

155. Подсчёт запасов нефти и газа продуктивных пластов Михайловско-Коханского месторождения НПУ «Первомайнефть» / Отчёт по теме №207. Т. 1 и 2 Куйбышев.-1960 г.

156. Шпан В.Я., Сагитов Д.К., Вафин Б.И., Халилова Ф.М. Анализ мероприятий по ограничению водопритока, проводимых на Якушкинском месторождении. М. ОАО ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2008. №6., С.

157. Шпан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора. М. ОАО ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело». — 2008. №6., С.

158. Лысенко В.Д. Проектирование ^разработки нефтянных месторождений. М., Недра, 1987, 246с.

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

160. Кисель В.А., Абрамов Ю.С. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М.:Недра, 1978,192 с.

161. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978, 72 с.

162. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. — М.: Недра.- 1983. -463 с.

163. Телков А.П., Сткляпин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра.- 1965. 164 с

164. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991.-533 P

165. Анализ разработки Михайловско-Коханского месторождения Куйбышевской области /Отчет по теме 10-75, этап 3. «Гипровостокнефть». Рук. Губанов А.И., Ковалев B.C., Колганов В.И., Горбатова А.Н. — Куйбышев.- 1975 г.

166. Геологическая характеристика и рациональная система разработки Коханского месторождения объединения «Куйбышевнефть». Отчет по теме 152-1952. Рук. Аширов К.Б., Губанов А.И. Куйбышев, 1952.

167. Уточненный проект разработки по Михайловско-Коханскому нефтяному месторождению Куйбышевской области./ Отчет по теме 10-78, этап 1 «Гипровостокнефть». Рук. НИР Сазонов Б.Ф. , Губанов А.И., Ковалев B.C. — Куйбышев.-1978 г.

Информация о работе

Вафин, Булат Ильдусович
кандидата технических наук
Уфа, 2008
ВАК 25.00.17

Диссертация

Интенсификация выработки запасов нефти из подгазовых зон - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы