Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование и научное обоснование технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов Самотлорского нефтяного месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и научное обоснование технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов Самотлорского нефтяного месторождения"

На правах рукописи

ГАЛЕЕВ ФИРДАУС ХУСНУТДИНОВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОРАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ САМОТЛОРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (на примере пластов БВШ и ЮВ^

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень 2004

Работа выполнена на кафедре «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации.

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор,

Заслуженный работник Высшей школы РФ, Заслуженный деятель науки Республики Башкортостан Кучумов Рашит Ямгитдинович

доктор физико-математических наук, профессор Федоров Константин Михайлович

кандидат технических наук, доцент Алексеев Глеб Афанасьевич

Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов Академии наук Республики Башкортостан, г. Уфа

Защита состоится 18 июня 2004 г. в 16.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 17 мая 2004 г.

Официальные оппоненты

Ведущая организация

Ученый секретарь

диссертационного совета В.П. Овчинников

ЯОТ-ц

249&02.5"

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Практика реализации проектных решений по разработке нефтяных месторождений Самотлора уже в начальный период эксплуатации показала, что принятая схема требует создания и использования принципиально новых систем геолого-технологического контроля и проектирования. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда Самотлорское месторождение находится на завершающей стадии. Залежи таких месторождений содержат еще большое количество остаточной нефти. Так как бурение в них в основном закончено, а система заводнения сформирована, единственным путем увеличения полноты выработки запасов является вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти с помощью технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на нефтяные пласты.

Низкопроницаемые коллектора БВю и ЮВ1 характеризуются широким спектором геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Поэтому для того, чтобы правильно определить пути наиболее полного извлечения нефти, необходимо проведение специальных исследований на основе применения системного анализа и математических методов обработки статистической информации.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе правильной стратегии планирования применения методов воздействия на пласт, которое должно осуществляться поэтапно, раздельно для залежи в целом (с выделением участков) и конкретных скважин. Для того чтобы снизить риск неэффективного применения технологий и повысить удельную технологическую эффективность, необходимо существенно поднять требования к планированию применения технологий и обоснованию объектов воздействия, приблизив их к существующим требованиям проектирования разработки.

Цель работы. Исследование и обоснование эффективности технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов БВ|0 и ЮВ, на поздней стадии их разработки.

Основные задачи исследований:

• Анализ особенностей геологического строения пластов БВю и ЮВ| Самотлорского нефтяного месторождения.

• Исследование балансовых запасов, остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении и фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород.

• Анализ текущего состояния разработки пластов БВю и ЮВ] и обоснование базовой добычи нефти.

• Научное обоснование технологий доразработки пластов БВю и ЮВ| и оценка их ожидаемой эффективности.

• Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ|.

Методы решения задач. Задачи решены на основе сбора, обобщения и обработки геолого-промысловых данных корректным применением методов математической статистики и ПЭВМ, а также технико-экономического анализа результатов реализации рекомендованных вариантов разработки пластов БВю и ЮВ,.

Научная новизна.

1. Предложена эмпирическая формула для оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов БВю и ЮВ| в зависимости от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности.

2. Предложена формула для оценки уменьшения проницаемости коллекторов при падении пластового давления в залежи по величине уменьшения пористости.

3. Разработана методика обоснования технологий доразработки пластов БВю и ЮВ, и базовой добычи нефти и воды на поздней стадии их разработки.

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, увеличении дополнительной добычи нефти за счет реализации рекомендованных автором технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ| и темпов отбора текущих извлекаемых запасов на завершающей стадии их разработки.

Реализация результатов исследования. За счет применения рекомендованных технологий доразработки пластов БВю и ЮВ| Самотлорского нефтяного месторождения в ОАО «Самотлорнефтегаз» за 1995-2002 годы дополнительно добыто 1,2 млн.т. нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на второй Азербайджанской международной Каспийской конференции по нефти и газу, г. Баку, 1996 г., третьем конгрессе нефтепромышленников России, г. Уфа, 2001 г., научно-технической конференции «Роль региональной отраслевой науки в развитии

нефтедобывающей отрасли, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Уфа, 2002, первом инженерном форуме «Конкурентоспособность как путь к эффективной экономике Тюменской области», г. Тюмень 2003 г, научно-технических советах ОАО «Нижневартовскнефтегаз», г. Нижневартовск, 19952000 гг., ОАО «Самотлорнефтегаз» - 2001 - 2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2000-2003 гг.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, в том числе 14 статей и 4 тезиса докладов на всероссийских и региональных конференциях. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором и в соавторстве. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщения данных, апробация методик и авторский надзор за их внедрением.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 123 наименований и приложения. Работа изложена на 226 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка, 49 таблиц и приложение 43 стр.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность, внедрение результатов исследования и их апробация.

В первом разделе проведено исследование особенностей геологического строения пластов БВю и ЮВь

Отложения горизонта БВю Самотлорского месторождения формировались в условиях прибрежной зоны морского мелководья в три этапа. Для всех трех пластов (БВю1, БВю2 и БВ!03) обломочная часть песчано-алевритовых пород на 75-90% представлена кварцевыми и полево-шпатовыми минералами от алевритовой до среднезернистой размерности. При этом снизу вверх происходит погрубение материала и в пласте БВю' содержание средне- и крупнозернистой фракции уже составляет в среднем около 12%.

Коллекторские свойства песчано-алевритовых пород горизонта БВю колеблются в широких пределах. Их пористость изменяется от 18 до 25% и в среднем по данным исследования керна и интерпретации материалов ГИС составляет 24.0%. Средние значения пористости коллекторов пласта БВю' -24.2%, пласта БВ102 - 23.0% и пласта БВШ3 - 22.8%.

Проницаемость коллекторов горизонта БВю изменяется еще в больших пределах: от практически непроницаемых разностей до 0.5-0.6 мкм2. Наибольшей проницаемостью обладают коллектора пласта БВю', которая в среднем составляет около 0.21 мкм2. Проницаемость коллекторов пласта БВю2 значительно ниже и в среднем составляет около 0.06 мкм2, а для пласта БВю3 -0.03 мкм2. Продуктивные пласты, особенно БВю2 и БВю3, характеризуются высокой неоднородностью по проницаемости.

Нефтенасыщенность коллекторов горизонта БВю определялась по

&

данным интерпретации материалов ГИС с использованием стандартных петрофизических связей Р„(К„) и РП(КП). Средние значения нефтенасыщенности в целом по горизонту БВю составляют 60%. По пласту БВю' нефтенасыщенность коллекторов составляет в среднем 61%, по БВю2 нефтенасыщенность значительно ниже и составляет 51.3%, а по БВю3 - 50.2%. Пласты БВю2 и БВю3 отличаются высокой неоднородностью по нефтенасыщенности порового пространства коллекторов. Выделяются зоны с высоким нефтенасыщением, близким к предельному, и в то же время зоны с нефтенасыщением, близким к остаточному.

За нижний предел нефтенасыщенности принималось значение, равное остаточному нефтенасыщению коллекторов при промывке их водой и которое составляет 32%. Нижний предел проницаемости определялся по зависимости нефтенасыщенности от проницаемости с дифференциацией по критическому водонасыщению и остаточной нефтенасыщенности.

Результаты выделения эффективных мощностей по скважинам пластов показали, что среднее значение эффективной мощности горизонта БВ10 составляет 13.6 м, пласта БВю1 - 8.05 м, пласта БВ)02 - 5.26 м и пласта БВю3 -3.8 м.

Для определения полноты выработки запасов нефти на площади опытного участка и выбора направления воздействия на пласты необходимо определить распределение запасов нефти по пластам. Алгоритм математической обработки статистических данных и программа расчетов приведены в приложении диссертации.

Установлено, что запасы нефти распределены на площади опытного участка неравномерно. Это необходимо учитывать при применении методов повышения нефтеотдачи пластов, где одним из основных принципов является вытеснение нефти из наименее нефтенасыщенных (с низкими линейными запасами нефти) зон в более нефтенасыщенные.

Аналогичные исследования проведены по пласту ЮВь В частности показано, что линейные запасы нефти пласта по скважинам изменяются от 0.1

до 2.86 т/м2 и в среднем по пласту составляют 1.3 т/и2. Распределены по площади залежи довольно равномерно с их концентрацией в центральной части залежи.

Расчет балансовых запасов нефти опытного участка пласта БВю проводился двумя способами: общепринятым объемным и с использованием карт линейных запасов нефти. Балансовые запасы нефти, определенные с использованием .карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8% от балансовых запасов, определенных объемным методом. В связи с незначительным расхождением полученных значений балансовых запасов двумя методами балансовые запасы нефти горизонта БВю принимаем по объемному методу и составляют по горизонту БВ)0 - 57287 тыс.т, по пласту БВю1 - 34160 тыс.т, по пласту БВ102 - 15798 тыс.т и по пласту БВЮ2 -6729 тыс.т.

Уточненные балансовые запасы нефти пласта ЮВ| составляют 14095 тыс.т. Полученные уточненные значения начальных балансовых запасов нефти на 1236 тыс. т или на 9.6% выше утвержденных в ГКЗ. В связи с незначительным различием запасов начальные балансовые запасы залежи принимаются равными 12859 тыс. т.

Для выявления влияния линейной скорости движения воды на содержание остаточной нефти опыты проводились при различных скоростях. Скорости устанавливались дискретно в пределах 0.10-70.9 м/сут. Испытания на отдельных моделях пласта проводились при 2-3 режимах подачи воды, охватывающих диапазон возможного изменения скорости движения закачиваемой воды в пласте и в прискважинной зоне. При этом на каждой скорости вытеснения вода фильтровалась до стабилизации остаточной нефтенасыщенности в модели пласта, но не менее трех поровых объемов. Нефтенасыщенность в процессе вытеснения определялась по изменению удельного электрического сопротивления образцов. Конечные значения остаточной нефтенасыщенности в образцах после разгрузки кернодержателя контролировались путем ретортной дистилляции.

Влияние линейной скорости фильтрации вытесняющей воды в основном сказывается при скоростях до 2-4 м/сут. При дальнейшем увеличении скорости фильтрации воды снижение содержания остаточной нефти столь незначительно, что практически не влияет на величину конечных результатов исследований.

Объем профильтрованной воды через модель пласта не оказывает определяющего влияния на содержание остаточной нефти в поровом пространстве коллектора. Как правило, для гидрофильных коллекторов уже

после фильтрации через модель пласта 1.5-2.0 поровых объемов воды содержание остаточной нефти стабилизируется и практически при последующей фильтрации воды не изменяется. Для гидрофобных коллекторов объем закачиваемой воды до стабилизации содержания остаточной нефти существенно увеличивается и может составлять 4-6 поровых объемов модели пласта.

Исследования, где содержания остаточной нефтенасыщенности от начального нефтенасыщения моделей пласта при фиксированных значениях линейной скорости фильтрации воды имеют четкую тенденцию увеличения содержания остаточной нефти с ростом начальной нефтенасыщенности. Данный вывод указывает, что для коллекторов пластов БВ10 и ЮВ( Самотлорского месторождения в зонах их повышенного нефтенасыщения при заводнении пластов в промытых водой интервалах будет наблюдаться высокое содержание остаточной нефти, резко понижающее конечную нефтеотдачу пласта.

Из-за недостаточного объема исследований (отсутствие керна) для определения содержания остаточной нефти в коллекторах горизонта БВ|0 и пласта ЮВ| предлагается использовать весь накопленный материал по исследованию керна данных пластов месторождений Западной Сибири. Построена зависимость содержания остаточной нефти коллекторов от начального их нефтенасыщения с дифференциацией поля точек (значений) по линейной скорости фильтрации вытесняющей воды. Данная зависимость для пластов ЮВ) может быть описана следующим выражением: Ко» =19+ (К,,-30) • (0.244 - 0.286 • 1ё Уш,„), где: К„ - начальная нефтенасыщенность порового пространства

коллекторов, %; УЛ1Ш - линейная скорость фильтрации воды, м/сут.

Для пластов горизонта БВю зависимость также описывается аналогичным выражением:

Кон = 26 + (К„-30) • (0.211-0. 153- 1Е V,,,,,,).

Полученные зависимости содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности коллекторов, а также перераспределение нефти (донасыщение нефтью недонасыщенных пород) в приконтурных зонах пласта и возможное ее недовытеснение в относительно высоконефтенасыщенных коллекторах при заводнении требуют пересмотра существующей системы воздействия на продуктивный пласт.

Для понимания общего процесса уплотнения песчано-алевролитовых пород при их естественном погружении был проведен анализ изменения коллекторских свойств от глубины залегания для узких литологических

разностей осадков. Все образцы были разделены на три литологическ группы:

1 . Крупно- и среднезернистые песчаники с содержанием глинисто! цемента менее 10%.

2. Средне- и мелкозернистые песчаники с содержанием глинистоп цемента 10-20% и алевролиты с содержанием глинистого цемента менее 10%.

3. Мелкозернистые песчаники и алевролиты с содержанием глинистого цемента 10-20%.

Установлено, что изменение пористости пород-коллекторов с глубиной аналогично ее изменению, наблюдаемому при нагружении однотипных образцов избыточным давлением. При этом зависимость пористости от эффективного давления аппроксимируется многочленом второй степени:

К„ = а - в-Р,ф + с-Рэф2, где Рэф - эффективное давление для определенной глубины залегания пород,

МПа.

Численные значения постоянных величин для литологических групп осадков составляют:

I группа а=44,4; в=0.907; с=0.00464;

II группа а=41.б; в=0.977; с=0.0046;

III группа а=36.0; в=0.855; с=0.0032.

Построены зависимости изменения проницаемости от величины изменения пористости для всех трех литологических групп коллектора, которые могут быть использованы при глубине залегания пластов 1750-2800 м.

Проведена оценка влияния необратимой деформации коллекторов при снижении пластового давления на дебит и продуктивность скважин пластов БВю и ЮВ|. Показано, что высокие депрессии на пласт с низкопроницаемыми коллекторами необратимо понижают продуктивность скважин. Особенно нежелательным является снижение пластового давления в обширных зонах пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами.

Во втором разделе проведен анализ текущего состояния разработки пластов БВю и ЮВ).

В настоящее время пласт БВю эксплуатируется 86 добывающими и 84 нагнетательными скважинами. Остальные простаивают из-за высокой обводненности продукции, низких нерентабельных дебетов по нефти, аварийного состояния скважин и скважинного оборудования или переведены на вышележащие продуктивные горизонты.

Накопленная добыча нефти из залежи составляет около 61 млн.т. Текущая нефтеотдача пласта - около 30% при обводненности продукции 87%.

Дебит нефти по скважинам колеблется от практически бесприточных до 52т/сут при среднем дебите около 9 т/сут. Более 40% всего фонда скважин залежи имеет дебит менее 3 т/сут, эксплуатация которых является экономически нерентабельной. За последние годы среднегодовой процент падения добычи нефти составляет около 20%. При существующей системе разработки конечная нефтеотдача горизонта не превысит 33%. Количество добывающих скважин, эксплуатация которых рентабельна при проведении только текущего ремонта, составляет 13% от всех добывающих скважин. В 30% скважин затраты на проведение капитального ремонта скважин окупятся в течение 1 -1,5 лет их эксплуатации.

Обводненность продукции скважин изменяется в пределах от 0 до 100%. В 2.5% добывающих скважин извлекается безводная нефть. В 34% скважин обводненность продукции превышает 97%, что делает эксплуатацию этих скважин нерентабельной при любых их дебитах по нефти.

Накопленная добыча нефти на скважину изменяется на опытном участке от десятков тонн до. 250 тыс.т. Однако при этом добыча нефти в 40% скважин не компенсировала затраты на бурение и строительство скважин.

Из-за различного геологического строения пластов и их структуры запасов выработка пластов происходит неравномерно. Согласно балансовым запасам нефти и накопленному ее отбору, текущая нефтеотдача пласта БВю1 составляет 36.8%, пласта БВю2 - 25,6%, а пласта БВю3 - 10.0%. При этом в среднем по горизонту БВю на опытном участке нефтеотдача равна 30.6%.

Согласно приведенным показателям разработки пластов, наибольший потенциал эффективного применения методов оптимизации разработки имеют пласты БВю2 и БВю3- В настоящее время текущая кефтенасыщенность коллекторов в этих пластах существенно выше, чем в пласте БВю'» что является основным показателем дополнительной добычи нефти.

Низкая текущая нефтеотдача пластов БВю2 и особенно пласта БВю3 обусловлены высокой неоднородностью их строения и расчлененностью разрезов. Однако, на наш взгляд, определяющим фактором является отсутствие сформированной, согласно их геологическому строению, системы воздействия на пласты. Основная закачка воды ведется часто совместно с пластом БВ|0', что резко понижает охват пластов БВю2 и БВю3 заводнением. В связи с этим необходимо сформировать отдельную, более жесткую систему заводнения пластов БВ102 и БВю3 с переводом под закачку ряда добывающих скважин.

Аналогичные исследования проведены по пласту ЮВ|. Из-за -----Лопата они не приведены.

Коэффициент использования нефтедобывающих скважин участка составляет 0.8. В длительном бездействии скважины находятся в связи с ожиданием и проведением тяжелых ловильных работ. В простое (в среднем 25 суток) скважины ожидают ремонт из-за дефицита мощности и оборудования.

Расчеты базовой добычи нефти проводились двумя способами: с использованием характеристик вытеснения; по зависимости накопленной добычи нефти от времени разработки с предварительной оценкой извлекаемых запасов и ожидаемого темпа падения добычи нефти по мере обводнения продукции. После проведенных расчетов и взаимной корректировки полученных двумя способами результатов составлялась базовая добыча нефти по объектам.

Извлекаемые запасы нефти пласта БВю составили 18753 тыс. т., а конечная нефтеотдача пласта оценивается около 32.2%. Исходя из существующих темпов падения добычи нефти, была проведена оценка активного (добыча нефти более 5 тыс. т) срока разработки опытного участка, который составил около 18 лет. К 2005 году горизонт будет эксплуатироваться в условиях высокой обводненности, составляющей около 95.4%. Нефтеотдача пласта составит 32.4%, а накопленная добыча нефти достигнет 18480 тыс. т при добыче накопленной воды 28250 тыс.м3.

При расчете базовой динамики добычи нефти по пласту ЮВ] также использовалась зависимость накопленной добычи нефти от времени разработки с учетом показателей падения добычи нефти, построенная по результатам работы каждой скважины. При этом падение добычи нефти отдельно по каждой скважине определялось за последние 3-4 года. В том случае, когда падение годовой добычи нефти превышало 50% от предыдущего года или было отрицательным, бралось среднее значение за 2-3 года работы скважины.

Обводненность продукции скважин к 2005 г. составит около 97% со средним дебитом нефти 4.1 т/сут. Нефтеотдача пласта составит около 32.4%, а накопленная добыча нефти - 4153.8 тыс. т при добыче накопленной воды 5215.5 тыс.м3.

В третьем разделе дано научное обоснование технологии доразработки пластов БВю и IOBi.

Применение технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов является в настоящее время важнейшей задачей. В особенности это относится к пластам БВю и ЮВ|, находящимся в осложненных геолого-физических условиях, в которых сосредоточено свыше 50% текущих балансовых запасов нефти.

На основании анализа особенностей геологического строения пластов БВю и ЮВь физико-химических свойств их флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов, а также имеющегося промыслового опыта применения технологий повышения нефтеотдачи как на Самотлорском месторождении, так и в целом в Западной Сибири, предложено восемь технологий повышения нефтеотдачи пластов и объемы их применения в рамках системной технологии воздействия на пласт, в том числе химическое, виброволновое, гидровакуумное воздействия, перфорационные работы, ГРП, изоляционные работы, комплексное воздействие и бурение вторых стволов.

Сущность технологии применения кислотосодержащих составов заключается в чередующейся закачке в продуктивные пласты через нагнетательные скважины, в зависимости от геологического строения и состояния разработки, различных по составу и свойствам оторочек растворов и суспензий химреагентов и материалов. Подвижность оторочек способствует перемещению нефти в эти слои и интервалы из низкопроницаемых и не охваченных заводнением. Оторочками растворов и суспензий химреагентов являются: раствор высококонцентрированной глинокислоты; ПАВ солянокислотный раствор; раствор высококонцентрированной соляной кислоты; раствор высококонцентрированной глинокислоты с ПАВ и борной кислотой; глинистая суспензия в растворе КМЦ; глинистая суспензия в растворе ПАВ; торфяная суспензия в концентрированном растворе соляной кислоты; водный раствор ПАВ с лигносульфонатом; раствор высококонцентрированной соляной кислоты с лигносульфонатом и ПАВ; раствор ПАВ, эмультала, ГЮК-11, органического растворителя и воды; глинистая суспензия КМЦ и ПАВ; раствор КМЦ, лигносульфоната и бихромата; раствор полиакриламида, лигносульфоната и бихромата.

Использование технологии основано на способности химреагентов активно, а при чередующейся закачке оторочек селективно воздействовать на прослои и интервалы пласта, на породообразующие минералы и насыщающие поровое пространство пород флюиды, образовывать вязкие и стойкие эмульсии, создавать разность электрических потенциалов между промытыми и непромытыми кислотосодержащими составами интервалами продуктивного пласта, увеличивать проницаемость низкопроницаемых прослоев пласта и Другое.

На основании геолого-физических критериев на опытном участке горизонта БВю подобрано 11 участков с нагнетательными скважинами, имеющих высокий потенциал по увеличению нефтеотдачи пласта за счет закачки кислотосодержащих составов. Для пласта ЮВ| подобрано 5 участков с

нагнетательными скважинами, отвечающих всем необходимым требованиям для успешного применения технологии.

Показано, что за счет применения в 1995-1996 гг. кислотосодержащих составов в 16 скважинах горизонта БВ10 и пласта ЮВ| за 10 лет эксплуатации скважин участков воздействия дополнительно будет добыто около 239 тыс. т нефти. При этом по скважинам 11 участков воздействия горизонта БВю дополнительная добыча нефти на конец 2004 г. оценивается в пределах 175.6 тыс. т, а по скважинам 5 участков воздействия пласта ЮВ| - в 63,4 тыс. т.

Из зарубежного опыта эксплуатации низкопродуктивных скважин наибольший эффект достигается при использовании гидроразрыва пласта (ГРП). На Самотлорском месторождении в 1993 г. в 9 низкопродуктивных скважинах пластов БСа°, БСю и ЮВ| был проведен массированный гидроразрыв пласта. Эффективность проведенных работ составила около 78 %, принимая скважины 12216 и 12447 как неэффективные с дополнительной добычей нефти 0,28-0,67 тыс. т.

Оценка экономической эффективности применения ГРП на Самотлорском месторождении показала, что за 1-1.5 года эксплуатации скважин после ГРП в 56% скважин наблюдается экономический эффект, который на дату оценки составил 1015 млн. руб. До конца эксплуатации окупаемость затрат на проведение ГРП произойдет в 67% скважин и общий экономический эффект оценивается в 4194 млн. руб.

Анализ особенностей геологического строения и истории разработки залежей на участках проведения ГРП показал, что их эффективность определяется степенью обводненности продукции, начальной нефтенасыщенностыо коллекторов, эффективной мощностью интервала ГРП, неоднородностью строения пласта и расчлененностью его разреза, изолированностью интервала ГРП мощными глинистыми прослоями, а также расположением нагнетательных скважин и степенью заводнения пласта на участке воздействия. Все сказанное позволило рекомендовать геолого-физические критерии при выборе низкообводненных добывающих скважин для ГРП.

По данным критериям на опытном участке горизонта БВю можно проводить ГРП в 10 скважинах. Средние параметры пласта в этих скважинах, определяющие эффективность ГРП, значительно выше граничных значений, приведенных выше, и согласно статистическим данным, дополнительная добыча нефти в среднем на одну скважину до конца ее эксплуатации составит около 15 тыс. т.

Для пласта ЮВ1 предложенные критерии выбора скважин удовлетворяют для пяти скважин. Согласно значениям параметров пласта в этих скважинах, дополнительная добыча нефти после проведения в них ГРП оценивается в 12,6 тыс. т.

Таким образом, за счет проведения ГРП в 15 скважинах горизонта БВю и пласта ЮВ] за 10 лет эксплуатации дополнительная добыча нефти этих скважин оценивается в пределах 219,5 тыс. т. При этом по 10 скважинам горизонта БВю дополнительная добыча нефти на конец 2004 г. оценивается в 157,4 тыс. т, а по пласту ЮВ| - в 62,1 тыс. т.

На значительной площади опытного участка из-за отсутствия скважин или их низкой продуктивности пласты БВю2 и БВю3 практически не затронуты разработкой. Предлагается невыработанные участки пластов БВю2 и БВ|03 эксплуатировать за счет бурения вторых, отклоняющихся стволов в высокообводненных скважинах пласта БВю'. Для бурения второго ствола в отобраны пять высокообводненных и не перспективных для повышения добычи нефти скважин пластов БВю2 и БВю3. Ожидаемая добыча нефти из этих пластов вторым стволом оценивается в 22-24 тыс. т. Такая конечная добыча нефти определяется степенью выработки пласта на намеченных участках, эксплуатирующих пласты БВю2 и БВ|03, а также средней добычей нефти на скважину, которая составляет около 4 2 тыс. т.

Высокие линейные запасы нефти пласта ЮВ[ в слабо выработанных зонах позволяют оценить добычу нефти из них вторыми стволами в пределах 20-22 тыс. т. Предполагается бурение вторых стволов в трех скважинах пласта ЮВ1. При получении ожидаемых результатов в последующие годы проводку вторых стволов за конус обводнения можно провести еще в семи скважинах.

Добыча нефти из горизонта БВю и пласта ЮВ| за счет бурения вторых стволов в 26 скважинах оценивается в пределах 556.2 тыс. т до 2004 года. При этом из горизонта БВю будет добыто около 343.9 тыс. т нефти, а из пласта ЮВ] -212.3 тыс. т.

В работе рекомендуется применять комбинированный вариант изоляции водопритоков в нагнетательных и добывающих скважинах путем применения осадков гелеобразующих композиций в пласте. Предварительно в пласт закачиваются чередующимися оторочками раствор силиката натрия и бишофита, а затем в пласт закачивается гелеобразующая композиция на основе силиката натрия.

В течение последних семи лет, на опытных участках проведены работы по изоляции водопритоков осадко- и гелеобразующими композициями в 66 скважинах горизонта БВю и в 27 скважинах пласта ЮВ|. За счет ее применения

дополнительно будет добыто 382 тыс. т нефти по скважинам горизонта БВю и 165 тыс. т - по скважинам пласта ЮВ|, а в сумме по обоим участкам -547 тыс. т.

С учетом изложенного выше для участка ОПР рассматриваются два возможных варианта его доразработки:

• вариант 1 (базовый) - реализация существующей системы разработки без каких-либо ее изменений во времени;

>. • вариант 2 - реализация на участке ОПР рассмотренных в предыдущем

разделе восьми технологий воздействия на пласты и призабойные зоны скважин.

. С учетом экспериментального характера работ на участке,

продолжительности проявления эффекта от различных технологий, желания получить результаты в кратчайшие сроки и в полном масштабе выбран проектный срок разработки по вариантам -11 лет.

В работе рассмотрены также варианты 3 и 4, отличающиеся от вариантов 1 и 2 масштабами внедрения технологий практически на всей территории деятельности:

в вариант 3 (базовый) - реализация существующих систем разработки горизонта БВю Самотлорского, пластов ЮВ| Мыхпайского и Самотлорского месторождений без каких-либо их изменений во времени (расширенный участок ОПР);

• вариант 4 - реализация на расширенном участке тех же восьми технологий воздействия на пласты и призабойные зоны скважин, рассматриваемых в варианте 2.

Варианты 3 и 4 предложены на случай оперативного расширения ОПР при условии быстрого подтверждения их эффективности на экспериментальном участке. Проектный срок оставлен без изменения -11 лет.

Сопоставление рассматриваемых вариантов разработки как по пластам, так и в целом по участкам показало, что за счет применения технологий максимальный годовой прирост добычи нефти составит 1.0 млн. т (в 1997 году),

4 коэффициент нефтеизвлечения за 10 лет возрастет на 3 - 4 пункта. За

рассматриваемый период разработки на экспериментальном участке добывается дополнительно к базовому варианту 2.516 млн. т нефти, на расширенном участке - 6.291 млн. т.

Для прогнозирования эффективности применяемых технологий доразработки пластов БВю и ЮВ| предложен последовательный анализ Вальда. Составлены таблицы диагностических коэффициентов, позволяющие провести

раннюю диагностику эффективности методов СКО, СКО+ГФ, ГКО, ГКО+ГФ, ГКС, ГРП и ВВ (виброволновое воздействие).

Для принятия решения - проводить или не проводить ОГО в той или иной скважине, определены основные соотношения диагностической процедуры. Для химических методов увеличения нефтеотдачи пластов основное

соотношение имеет вид: -3,01 -«¿Д/фг/)-« 0,23, для ГРП: -0,2 -< ^ДК.[х{)-< -0,1

а п

для пластов ЮВ| и -0,4 -<^]ДК'(-У/)"<-0,3 для пластов БВ, а также

о

для ВВ, которые приведены в приложении.

п

Четвертый раздел посвящен анализу результатов внедрения технологии доразработки на рассматриваемых пластах.

Для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на Самотлорском месторождении широко применяются физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, различные методы обработки призабойной зоны пластов, ограничение водопритоков и т.д. Совокупный объем работ по увеличению дополнительной добычи нефти с применением различных методов увеличения нефтеотдачи пластов из года в год растет. Объем добычи нефти на Самотлорском месторождении в 1993 г. составил 26499 тыс. т, в 1994 г. - 23152 тыс, т, 1996 г. - 19615 тыс. т, 1998 г. -18108 тыс. т, а в 2000 г. - 18950 тыс. т. При этом дополнительная добыча нефти за счет применения различных методов интенсификации добычи в 1993 г. составила 5,1 % от общей добычи, в 1994 г. - 7,7 %, 1996 г. - 19%, 1998 г. -25,1 %, а в 2000 г. - 31,7 %. Эти данные наглядно показывают роль методов увеличения нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении.

До 1994 года на Самотлорском месторождении были проведены 259 скважино-операций по гидравлическому разрыву пластов. При этом эффективность на 1 скв.-операцию составила 4,79 тыс. тонн. В 1994 году эффективность составила 11,4 тыс. тонн на 1 скв.-операцию, в 1996 - 5,8 тыс. т, в 1998 г. - 14,5 тыс. тонн, а в 2000 г. - 13,3 тонн. Эти данные наглядно указывают, с одной стороны, на эффективность ГРП, с другой - на необходимость подбора скважин под операцию ГРП.

В последние годы достаточно широко применяются селективные изоляции для ограничения водопритоков. В 1994 г. эффективность на 1 скв.-операцию составила 7,9 тыс. т против 0,8 тыс. тонн в 1993 г. В 1996 году она уже составила всего 1,9 тыс. т, в 1998 г. - 1,36 тыс. т, а в 2000 г. - 1,03 тыс. т.

Заметим, что массовое применение методов ограничения водопритоков приводит к снижению эффективности скважино-операции. Аналогичная картина наблюдается и по остальным методам.

На объектах испытания ЮВ| и БВю Самотлорского месторождения для интенсификации добычи нефти было использовано более 8 технологий. Все они являются дорогостоящими технологиями. Например, самой дешевой технологией является гидровакуумное воздействие с эффективностью 457 т на одну скважино-оперцию. По эффективности они расположились так: виброволновое воздействие (1307 т), перфорационные работы (652,2 т), химическое воздействие (523 т), гидровакуумное воздействие (457 т), комплексное воздействие (210 т) и перфорационные работы совместно с химическим воздействием (-19,4 т). Последнее показывает, что совмещение перфорационных работ с химическим воздействием не дает эффекта.

Наиболее дорогим методом воздействия на пласт является гидроразрыв. Средние затраты на одну скважино-операцию составляют 909792 руб., а эффективность - 1004 тонн. Сравнивая ГРП с другими методами, видим, что он эффективнее перфорационных работ в 1,54 раза, гидровакуумного воздействия - в 2,2 раза, химического воздействия - в 1,92 раза и т.д. Заметим, что на других объектах ГРП значительно эффективнее, чем на объектах ЮВ| и БВю.

Метод селективной изоляции по ограничению водопритоков в пластах является достаточно дорогим (средние затраты более 680 тыс. руб.) и эффективным (595 т на 1 скв.-опер.). Селективная изоляция в 1,33 раза дешевле, чем технология ГРП и в 1,5 и более раз дороже других методов ОПЗ.

В период с 1990 по 1994 года среднедействующий фонд составил 683 скважины, со средним дебитом по жидкости 40,36 т/сут, с обводненностью 77,1%. При этом среднедействующий фонд нагнетательных скважин составил 128 скважин. В период с 1995 по 2001 г.г. среднедействующий фонд добывающих скважин уменьшился на 156 скважин, нагнетательных скважин -на 10. Средний дебит действующих скважин увеличился на 3 т/сут, а обводненность - на 3,5 %.

Коэффициент нефтеизвлечения в период с 1996 по 2001 год увеличился от 0,299 до 0,32. Среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0,306 против 0,278 в 1990-1994 годах. Среднегодовой темп роста коэффициента нефтеизвлечения до внедрения составил 0,0056, а после - 0,0042.

Отбор нефти от утвержденных извлекаемых запасов за рассматриваемый период вырос от 62,1 % в 1993 г. до 67,7 % в 2001г. Темп роста составил 0,848 %. До 1994г.-1,166%.

Темп отбора текущих извлекаемых запасов показывает, что среднегодовой темп отбора до 1994 г. составил 3,124 %, после - 2,57 %. При этом темп падения отбора текущих извлекаемых запасов до 1994 г. составил 32 %, а после внедрения геолого-технических мероприятий — 0,04 %.

Действующий фонд нагнетательных скважин после 1995 года значительно уменьшился. Это уменьшение сказалось на компенсации текущего отбора. В 1994 г. компенсация текущего отбора составляла 148,6 %, а после -113,1 %. При этом нам удалось стабилизировать темпы обводнения скважинной продукции, дебитов скважин по нефти и жидкости, а, самое главное, достигнуть значительного уменьшения темпа падения отбора извлекаемых запасов. До 1994 года темп падения компенсации текущего отбора составлял 0,65 %, а в период с 1995 по 2001 годы - всего 0,1 %.

Полученные результаты показали эффективность рекомендованных для внедрения автором геолого-технических мероприятий на горизонте БВ|0) несмотря на всеосложняющие условия доразработки Самотлорского месторождения. Заметим также, что до 1995 года наблюдается снижение дебитов действующих скважин. Среднегодовой темп падения дебитов скважин составлял 2,04 т/сут, а после внедрения геолого-технических мероприятий дебиты скважин начали из года в год увеличиваться. Среднегодовой темп роста составляет 3,18 т/сут.

Динамика показателей разработки объекта ЮВ| после внедрения геолого-технических мероприятий показала, что действующий фонд добывающих скважин в период с 1995 по 2001 годы вырос от 118 до 147 скважин. Среднегодовой действующий фонд составил 123 скважины. До 1994 года среднегодовой действующий фонд скважин составлял 75 скважин, то есть увеличился на 48 скважин. Наблюдается также увеличение нагнетательного фонда скважин от 11 до 34 скважин. Среднегодовой нагнетательный фонд скважин до 1994 года составлял 10 скв., а после 1995 года - 22 скв., то есть увеличение произошло на 12 скважин. При таком росте нагнетательного фонда скважин средняя обводненность продукции действующего фонда увеличилась с 50 % до 75,4 % после 1995 года. А среднегодовой дебит действующих скважин по жидкости после внедренных мероприятий в 1995-2001 годы составил 29 т/сут против 32,2 т/сут до 1994 г. При этом характерным является то, что до 1994 г. темп падения дебита составил 3 т/сут, а после 1995 г. достигнут рост дебитов скважин. Темп роста составил 3,34 т/ сут. Заметим также, что после внедренных мероприятий удалось стабилизировать среднегодовой темп роста обводненности продукции скважин в пределах 0,84%. До 1995 года среднегодовой темп роста составлял 5,2 %.

Характерной является также стабилизация среднегодового роста дебитов действующих скважин по нефти в пределах 0,84 т/ сут, так как до внедрения мероприятий наблюдалось снижение дебитов скважин. Среднегодовой темп падения составлял 3,1 %.

Полученные данные показывают эффективность внедренных технологий по доразработке низкопроницаемого пласта ЮВ| в условиях Самотлорского месторождения. Показано, что в период с 1995 по 2001 г. коэффициент нефтеизвлечения вырос от 0,098 до 0,148. При этом среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0, 124, а темп роста - 0,0086. До 1995 года среднегодовой коэффициент нефтеизвлечения составил 0,09, а темп роста - 0,0032, то есть в 2,7 раза меньше, чем после внедрения технологий. Отбор от утвержденных извлекаемых запасов после внедренных технологий вырос от 27,06% в 1995 г. до 40,72 % в 2001г. При этом среднегодовой темп роста отбора от утвержденных извлекаемых запасов составил 2,366 % против 1,56 % до внедрения ранее рекомендованных геолого-технических мероприятий.

Большой интерес представляет исследование темпов отбора текущих извлекаемых запасов от внедренных технологий по увеличению нефтеотдачи пластов. Этот показатель колеблется от 1,54 % в 1995 г. до 5,58 % в 2001 г. Средний темп отбора текущих извлекаемых запасов после внедренных технологий составил 3,39 % против 2,39 % до 1995 года. Среднегодовой темп роста отбора текущих извлекаемых запасов составил 0,258 до 1995 г., а после внедренных ГТМ - 0,612%.

Важную роль в разработке нефтяных месторождений играет компенсация текущих отборов. Анализ данных показал, что до внедрения ГТМ по интенсификации добычи нефти компенсация текущих отборов составила 215,3%, после 1995 г. - 102,4%, то есть внедренные технологии позволили, с одной стороны, стабилизировать обводненность продукции действующих скважин, а с другой, - увеличить темпы роста отбора извлекаемых запасов при 100 % компенсации текущих отборов.

Важным показателем эффективности применения рекомендованных технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВ10 и IOBi является текущий коэффициент их нефтеотдачи. Анализ прогнозных технологических показателей разработки расширенного участка базового варианта №3 и варианта №4 с воздействием показали, что эксперименты проведены не в чистом виде, так как не все рекомендованные значения параметров выдержаны. Например, отношение количества добывающих к числу нагнетательных скважин в базовом варианте №3 и в варианте №4 с воздействием равно 3, то есть на три добывающие скважины приходилась одна нагнетательная.

Фактически же пласты БВю и ЮВ( разрабатывались при соотношении пять к одному. Анализу подверглись данные по всему добывающему и нагнетательному фонду скважин. Эти отклонения не позволили обеспечить прогнозную величину текущей нефтеотдачи. По варианту №4 мы должны были обеспечить за период с 1995 по 2001г. среднегодовую текущую нефтеотдачу 33,1%. Фактически же обеспечили только 30,5%. Сравнение фактических данных с прогнозируемыми вариантами показали, что по варианту №3 завышение значения текущей нефтеотдачи пластов составляет 3,2%, а по варианту №4 - 8%. Это позволяет утверждать, что методика обоснования технологии доразработки пластов БВю и ЮВ| имеет хорошую сходимость с фактическим^ данными и может быть рекомендована к применению при доразработке других объектов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что балансовые запасы нефти, определенные с использованием карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8% от балансовых запасов, определенных объемными методами и запасы нефти по горизонту БВю распределены по площади неравномерно, а в пласте ЮВ, концентрированы в центральной части залежи.

2. Полученные зависимости содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности коллекторов, а также перераспределение нефти в приконтурных зонах пласта и возможное ее недовытеснение в относительно высоконасыщенных коллекторах при заводнении требуют пересмотра существующей системы воздействия на продуктивный пласт.

3. Показано, что высокие депрессии на пласт с низкопроницаемыми коллекторами необратимо понижают продуктивность скважин. Особенно нежелательным является снижение пластового давления в обширных зонах пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами.

4. Расчет прогнозной (базовой) добычи нефти и воды по пластам БВю и ЮВ| показал, что они будут эксплуатироваться в условиях высокой обводненности, составляющей более 95%. Нефтеотдача пластов составит 32,4%, а накопленная добыча нефти по пластам достигнет 18480 и 4153,8 тыс. т. при добыче накопленной воды 28250 и 5215,3 тыс. м3. соответственно.

5. По мере повышения обводненности продукции скважин в них рекомендуется бурение вторых стволов для эксплуатации или комбинированного варианта изоляции водопритоков в скважинах путем применения осадков гелеобразующих композиций в пласте.

6. Установлено, что эффективность технологии ГРП определяется степенью обводненности продукции начальной нефтенасьнценностыо коллекторов, эффективной мощностью интервала ГРП, неоднородностью строения пласта и его расчлененностью разреза, изолированностью интервала ГРП мощными глинистыми прослоями, а также расположением нагнетательных скважин и степенью заводнения пласта.

7. Показано, что внедрение рекомендованных технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ| позволило увеличить коэффициент нефтеизвлечения, а также уменьшить кратно темп падения отбора текущих извлекаемых запасов на фоне значительного уменьшения фонда добывающих и нагнетательных скважин.

8. На основе сравнения фактических данных с прогнозируемыми вариантами установлено, что прогноз по базовому варианту превышает фактические данные на 3,2%, а по варианту с воздействием - на 8%. Поэтому методика обоснования технологии доразработки пластов БВю и ЮВ] рекомендуется к применению при доразработке низкопроницаемых горизонтов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Галеев Ф.Х. Унифицированная методика оценки технологической эффективности геолого-технических мероприятий /Шахвердиев А.Х., Галеев Ф.Х., Мандрик И.Э., Чукчеев О.А.//Материапы второй Азербайджанской международной каспийской конференции по нефти и газу. - Баку: Изд. ГКНТ АР, 1996.

2. Галеев Ф.Х. Программно-технологический комплекс «Насос»/ Уразаков K.P., Алексеев Ю.В., Галеев Ф.Х. и др.// Нефть, газ и бизнес. - 2001. -Вып. 3. - С. 39-41.

3. Галеев Ф.Х. Результаты применения программно-технологического комплекса «Насос» на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири / Уразаков K.P., Андреев В.В. Галеев Ф.Х. и др.//Проблемы энерго и ресурсосбережения в нефтегазодобывающей отрасли: Тез. док.

специализ. науч. секции третьего конгресса нефтепромышленников России-Уфа: Изд. Башнипннефть, 2001.

4. Галеев Ф.Х. Определение основных параметров газоводонефтяной смеси с пеной в межтрубном пространстве / Галеев Ф.Х., Янтурин A.A., Уразаков K.P.// Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Тез. докл. науч.-практ. конф., посвященной 70-летию башкирской нефти. - Уфа: Изд. Башнипинефть, 2002. - С.119-120.

5. Галеев Ф.Х. Исследования газонефтяной смеси в межтрубном пространстве и ее влияние на работу скважины / Галеев Ф.Х., Янтурин A.A., Исмагилов Р.Г.// Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Тез. докл. науч.-практ. конф., посвященной 70-летию башкирской нефти. - Уфа: Изд. Башнипинефть, 2002.-С.175-176.

6. Галеев Ф.Х. Особенности геологического строения пластов БВю Самотлорского месторождения /Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.34-41.

7. Галеев Ф.Х. Особенности геологического строения пласта ЮВ|/Галеев Ф.Х., Кучумов Рубин Р., Муфтахутдинова Э.Б.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.47-53.

8. Галеев Ф.Х. Исследование влияния пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород /Кучумов Р.Я., Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.58-64.

9. Галеев Ф.Х. Анализ работы добывающего и нагнетательного фонда скважин // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. -С.72-76.

10. Галеев Ф.Х. Обоснование базовой добычи нефти на опытном участке горизонта БВю и пласта ЮВ|/ Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4.2003. - С.82-87.

11. Галеев Ф.Х. Исследование технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти /Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование

технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. — С.91-97.

12. Галеев Ф.Х. Научное обоснование технологий воздействия на пласты БВю и ЮВ| /Галеев Ф.Х., Кучумов P.P., Кучумов Рубин Р.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С. 104-110.

13. Галеев Ф.Х. Обоснование изоляции водопритоков осадко-гелеобразующими композициями и бурения стволов в высокообводненных скважинах// Галеев Ф.Х., Муфтахутдинова Э.Б. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.116-123.

14. Галеев Ф.Х. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ|/ Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. -С.165-171.

15. Галеев Ф.Х. Исследование динамики показателей эффективности доразработки горизонта БВю и пласта IOBi / Галеев Ф.Х., Кучумов Р.Я.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.179-188.

16. Галеев Ф.Х. Исследование балансовых запасов нефти // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С. 189-194.

17. Галеев Ф.Х. Анализ состояния разработки пластов БВю Самотлорского месторождения// Галлеев Ф.Х., Кучумов P.P. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.203-210.

18. Галеев Ф.Х. Анализ состояния разработки пластов ЮВ| Самотлорского месторождения //Галлеев Ф.Х., Кучумов Рубин Р., Муфтахутдинова Э.Б. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - С.217-223.

^■¿T.QC

РНБ Русский фонд

2007-4 14796

Подписано к печатиЛ^^2004 г. Бум. писч. №1

Заказ №332. Уч.- изд.л. 1.2

Формат 60x84'/|б Усл.печ.л. 1.2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

«7 7 ■ • -

ÍJ U . ¿'- »

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Галеев, Фирдаус Хуснутдинович

ВВЕДЕНИЕ./.

1. ИССЛЕДОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПЛАСТОВ

БВ10 И ЮВ, САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1. Особенности геологического строения пластов БВ,0 и ЮВ,

1.2. Исследование балансовых запасов нефти.

1.3. Исследование остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении.

1.4. Исследование влияния пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород.

Выводы по разделу.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ

БВю И ЮВ, САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Состояние разработки пластов БВю и ЮВ|.

2.2. Анализ работы добывающего и нагнетательного фонда скважин.

2.3. Обоснование базовой добычи нефти на опытном участке горизонта БВю и пласта KDBj.

Выводы по разделу.

3. НАУЧНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ДОРАЗРАБОТКИ

ГОРИЗОНТА БВ|0 И ПЛАСТА ЮВ,.

3.1. Исследование технологической эффективности применения методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

3.2. Обоснование технологий воздействия на пласты БВю и ЮВ,.

3.3. Обоснование применения метода гидравлического разрыва пластов.

3.4. Обоснование изоляции водопритоков осадко-гелеобразующими композициями стволов в высокообводненных скважинах.

3.5. Технико-технологические и экономические показатели вариантов разработки пластов БВ ю и ЮВ |.

В ыводы по разделу.•.

4. АНАЛИЗ ФАКТИЧЕСКИХ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЙ ДОРАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ БВ, 0 И ЮВ,.

4.1. Технико-экономические показатели работы бригад подземного и капитального ремонта скважин.

4.2. Анализ эффективности работы фонда скважин.

4.3. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВ ю, ЮВ i.

Выводы по разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и научное обоснование технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов Самотлорского нефтяного месторождения"

Актуальность работы. Практика реализации проектных решений по разработке нефтяных месторождений Самотлора уже в начальный период эксплуатации показала, что принятая схема требует создания и использования принципиально новых систем геолого-технологического контроля и проектирования. Особое значение эти проблемы приобретают на современном этапе, когда Самотлорское месторождение находится на завершающей стадии. Залежи таких месторождений содержат еще большое количество остаточной нефти. Так как бурение в них в основном закончено, а система заводнения сформирована, единственным путем увеличения полноты выработки запасов является вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти с помощью технологий физико-химического и гидродинамического воздействия на нефтяные пласты.

Нефтяные месторождения характеризуются широким спектором геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти % и эффективностью применения методов воздействия на пласт. Поэтому для того, чтобы правильно определить пути наиболее полного извлечения нефти, необходимо проведение специальных исследований.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе правильной стратегии планирования применения методов воздействия на пласт, которое должно осуществляться поэтапно, раздельно для залежи в целом (с выделением участков) и конкретных скважин. Для того чтобы снизить риск неэффективного применения технологий и повысить удельную технологическую эффективность, необходимо существенно поднять требования к планированию применения технологий и обоснованию объектов воздействия, приблизив их к существующим требованиям проектирования разработки.

Цель работы. Исследование и обоснование эффективности технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов БВ)0 и IOBi на поздней стадии их разработки.

Основные задачи исследований:

• Анализ особенностей геологического строения пластов БВ10 и IOBi Самотлорского нефтяного месторождения.

• Исследование балансовых запасов, остаточной нефтенасыщенности пластов при заводнении и фильтрационно-емкостные свойства песчано-алевритовых пород.

• Анализ текущего состояния разработки пластов БВю и IOBi и обоснование базовой добычи нефти.

• Научное обоснование технологий доразработки пластов БВю и ЮВ1 и оценка их ожидаемой эффективности.

• Оценка эффективности геолого-технических мероприятий по доразработке низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ].

§ Методы решения задач. Задачи решены на основе сбора, обобщения и обработки геолого-промысловых данных корректным применением методов математической статистики и ПЭВМ, а также технико-экономического анализа результатов реализации рекомендованных вариантов разработки пластов БВю и ЮВ]. Научная новизна.

1. Уточнено распределение линейных запасов нефти пластов БВю и IOBi и их начальных балансовых запасов.

2. Предложена эмпирическая формула для оценки остаточной нефтенасыщенности коллекторов БВю и ЮВ] в зависимости от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности.

3. Предложена формула для оценки уменьшения проницаемости коллекторов при падении пластового давления в залежи по величине уменьшения пористости.

4. Методика обоснования технологий доразработки пластов БВЮ и K)Bi и базовой добычи нефти и воды на завершающей стадии их разработки.

Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности эксплуатации фонда добывающих и нагнетательных скважин, увеличении дополнительной добычи нефти за счет реализации рекомендованных автором технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВю и IOBi и темпов отбора текущих извлекаемых запасов на завершающей стадии их разработки.

Реализация результатов исследования. За счет применения рекомендованных технологий доразработки пластов БВ10 и ЮВ] Самотлорского нефтяного месторождения в ОАО «Самотлорнефтегаз» за 1995-2002 годы дополнительно добыто 1,2 млн. т нефти.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на второй Азербайджанской международной каспийской конференции по нефти и газу, г. Баку, 1996 г., третьем конгрессе нефтепромышленников России, г. Уфа, 2001 г., научно-технической конференции «Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Уфа, 2002, первом инженерном форуме «Конкурентоспособность как путь к эффективной экономике Тюменской области», г. Тюмень 2003 г, научно-технических советах ОАО «Нижневартовскнефтегаз», г. Нижневартовск, 1995-2000 гг., ОАО «Самотлорнефтегаз» - 2001 - 2002 гг. и на научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2000-2003 гг.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 18 печатных работ, в том числе 14 статей и 4 тезиса докладов на всероссийских и региональных конференциях. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками ТюмГНГУ. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач, методы исследований и обобщения данных, апробация методик и авторский надзор за их внедрением.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 123 наименований и приложения. Работа изложена на 226 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка, 49 таблиц и приложение 43 стр.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Галеев, Фирдаус Хуснутдинович

1. Установлено, что балансовые запасы нефти, определенные с использованием карт линейных запасов нефти, отличаются в меньшую сторону на 8% от балансовых запасов, определенных объемными методам и запасы нефти на горизонте БВю распределены по площади неравномерно, а в пласте ЮВ] концентрированы в центральной части залежи.2. Полученные зависимости содержания остаточной нефти от линейной скорости фильтрации воды и начальной нефтенасыщенности коллекторов, а также перераспределение нефти в приконтурных зонах пласта и возможное ее недовытеснение в относительно высоконасыщенных коллекторах при заводнении требуют пересмотра существующей системы воздействия на продуктивный пласт.3. Показано, что высокие депрессии на пласт с низкопроницаемыми коллекторами необратимо понижают продуктивность скважин.Особенно нежелательным является снижение пластового давления в обширных зонах пластов, представленных низкопроницаемыми коллекторами.4. Установлено наличие на отдельных участках залежи ЮВ1 свободной подвижной поровой воды и образование конуса обводнения в скважинах водонефтяной зоны. Для снижения влияния прорыва нагнетаемой воды по прослоям, с подвижной поровой водой и уменьшения непроизводительной закачки воды в водоносную зону пласта необходима закачка большеобъемных оторочек химреагентов, способствующих выравниванию фронта вытеснения.5. Расчет прогнозной (базовой) добычи нефти и воды по пластам БВю и ЮВ] показал, что они будут эксплуатироваться в условиях высокой обводненности, составляющей более 95%. Нефтеотдача пластов составит 32,4%, а накопленная добыча нефти по пластам достигнет 18480 и 4153,8 тыс. т. при добыче накопленной воды 28250 и 5215,3 тыс. м'. соответственно.6. • На основании геолого-физических критериев рекомендуется подобрать нагнетательные скважины, имеющие высокий потенциал по увеличению нефтеотдачи пласта за счет закачки кислото содержащих составов. Применение КСС в скважинах пластов БВю и ЮВ| за 10 лет эксплуатации скважин обеспечит дополнительную добычу около 239 тыс.т. нефти.7. Установлено, что эффективность технологии ГРП определяется степенью обводненности продукции, начальной нефтенасыщенностью коллекторов, эффективной мощностью интервала ГРП, неоднородностью строения пласта и его расчлененностью разреза, изолированностью интервала ГРП мощными глинистыми прослоями, а также расположением нагнетательных скважин и степенью заводнения пласта.8. По мере повыщения обводненности продукции скважин пластов БВю и ЮВ| до критической и исчерпания потенциала повышения нефтеотдачи пластов в них рекомендуется бурение вторых отклоняющих стволов для эксплуатации или комбинированный вариант изоляции водопритоков в скважинах путем применения осадков гелеобразующих композиций в пласте.9. Показано, что внедрение рекомендованных технологий доразработки низкопроницаемых пластов БВю и ЮВ| позволило увеличигь коэффициент нефтеизвлечения, уменьшить кратно темп падения отбора текущих извлекаемых запасов и увеличить обводненность добываемой продукции до 3,5% на фоне значительного уменьшения фонда добывающих и нагнетательных скважин.10. На основе сравнения фактических данных с прогнозируемыми вариантами установлено, что прогноз по базовому варианту превышает фактические данные на 3,2%, а по варианту с воздействием - на 8%. Поэтому методика обоснования технологии доразработки пластов БВю и ЮВ| может быть рекомендована к применению при доразработке других горизонтов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Галеев, Фирдаус Хуснутдинович, Тюмень

1. Группирование. нефтяных месторождений Шаимского нефтегазоносного района /А.А.Шамсуаров, П.Ф.Печеркин, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, А.П.Чижов//Тр./НИИНефтеотдача.-2000.-Вып.П.-С. 19-22.

2. Геолого-промысловый анализ разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района /Н.Ш.Хайрединов, А.А.Шамсуаров, М.Ф.Пустовалов, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, П.Ф.Печеркин, А.П.Чижов//Тр./НИИНефтеотдача.-2000.-Вып.11.-С.28-31.

3. Анализ структуры запасов месторождений Шаимского нефтегазоносного района /Н.Ш.Хайрединов, А.А.Шамсуаров, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, П.Ф.Печеркин, А.П.Чижов //Тр./ НИИНефтеотдача.-2000.-Вып.11.-С.28-31.

4. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А. и др. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимер-дисперсных систем и других химреагентов //Нефтепромысловое дело.-1995.-N2-3.-C.29-34.

5. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов //Нефтепромысловое дело.-1994-N 5.-С.7.

6. Исмагилов Т.А., Федоров К.М. и др. Кинетика полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж, используемого для изоляции обводненных пропластков //Нефтепромысловое дело.-1995.-N8-1 O.C.I 5-47.

7. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Нефтеорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой //Нефтяное хозяйство. - 1995. -№4 -СЛО.

8. Кувшинов В.А., Алтунина Л.К., Стасьева Л.А. Кинетика гелеобразования в системе алюминий — карбамид - вода //Физико -химические свойства растворов и дисперсий. - Новосибирск: /Наука — СО РАН, 1992.-С. 18-24.

9. I.Avery M.R., Sutphen J.A. Field evaluation of production well treatments in Kansas using crosslinked cajionic polymer gel // Proc. 8 Tertiary Oil Recovery Conf., Wichita. - Kansas, 1991-V II. - P31-42.

10. Федоров K.M., Телин А.Г. К вопросу о внедрении технологий регулирования потоков в обводненных месторождениях Западной Сибири //Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 8-10. - 30-35.

11. З.Федоров К.М. Аналитические исследования процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин // Изв. РАН, Сер. МЖГ.-1997.-№4.-С.80-87.

12. Федоров К.М., Чебаков А.А., Ермолаева Л.М. Разработка программного комплекса для расчета процесса селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах //Математическое и информационное моделирование.-Тюмень, Изд-воТюмГУ, 1996.-С.12-19.

13. EHTOB В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи.-М.: Недра, 1989.

14. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.

15. Михневич В.Г., Гудков Е.П., Юшков И.Р. Применение щелочного заводнения.- М.: НТО нефтяной и газовой промышленности, 1987.-80с.

16. Методика первичной гидродинамической оценки эффективности физико- химических методов повышения нефтеотдачи в однородных пластах. РД 39^2699325-204-86,-М., 1986.

17. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики.-М.: Наука, 1972. 24.3абродин П.И., Раковский Н.Л., Розенберг Н,Д, Вытеснение нефти из пласта растворителями. -М,: Недра, 1968.-224с.

18. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник //Под ред. П.Максимова.- М.: Недра, 1987. - Кн. 2.-303с.

19. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Б., Шамсуаров А.А. и др. Геолого- технологические особенности разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного региона с применением методов увеличения нефтеотдачи (учебное издание) - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 - 121 с.

20. Григоращенко Е.И. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.: Недра, 1978, с. 213.

21. РД 39-5765678 Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды: НПО Союзнефтепромхим, 1987, с. 19.

22. Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии к месторождениям Российской Федерации // Нефт. хоз-во.- 1993, № 10, сб.

23. Austad Т., Fjeide J., Veggeland K., Taugral K., " Physicochemical Principles of Low Tension Polimer Flood Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery 27-29 October 1993, Moscaw, Russia.

24. Городнов В.П. Физико-химическое воздействие на нефтяные пласты с целью повышения нефтеотдачи.// Сб. научн. тр. - Куйбышев: Гипровостокнефть, 1987, с.206.

25. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 438.

26. Ахметов И.М. , Шерстнев Н.М. Применение композиционных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. - М.: Недра; 1989, с. 254.

27. Девятов В.В., Алмаев Р.Х. и др. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995,с. 7.

28. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. Разработка нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1994, Т.1, с. 170.

29. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1995, Т.2, с. 195.

30. Фахретдинов Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянов Р.С. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. -1994.№5с.12.

31. Ганиев P.P., Мухаметзянова Р.С, Ленченкова Л.Е. Гелеобразующие составы на основе побочных продуктов катализаторных производств для снижения обводненности добываемой продукции. // БашНРШИнефть, г. Уфа, 1996, 26.

32. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Т. Разработка и внедрение осадкообразующих технологий // Нефт. хоз-во. - 1996, № 2, с.39.

33. Фахретдинов Р.Н., Нигматуллина Р.Ф. и др. Новые гелеобразующие композиции для водоизолирующих работ и способов увеличения нефтеотдачи//Всерос. н-техн. конф. Уфа. - 1995, с. 70.

34. Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. Технология повышения нефтеотдачи пластов. - М.:Недра. -1985, с. 431.

35. Сидоров И.Н. и др. Повышение эффективности работы водонагнетательных скважин // ВНИИОЭНГ, М., 1982.

36. Мухаметзянов Р.Н. Причины раннего обводнения нефтяных скважин Суторминского месторождения // геология нефти и газа, 1988, № 10.

37. Ибрагимов Г.З. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти // М., Недра. 1991.

38. ЛОЗИН Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Т. Разработка и внедрение осадкообразующих технологий // Нефт, хоз-во. - 1996. - № 2, - с. 39.

39. Алексеев В.Н. Количественный анализ // М., Химия , 1972, с. 164.

40. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов // М., 1962, с. 888.

41. Крешков А.П., Ярославцев А.А. Курс аналитической химии, кн П Количественный анализ // М., 1970, с. 280, 299, 390.

42. Воскресенский П.И. Техника лабораторных работ // М., 1970, с. 397-403.

43. Stone H.L. Estimation of three phase relative permeability data // J. Can. Petr. Tech., 1973,V.12,No.6,p.53-61.

44. Лискевич Е.И, Комбинированное вытеснение нефти водой и газом./ Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.: Наука, 1976, с.205-211.

45. Fedorov К.М., Zubrov Р.Т., Placement of gels in stratified reservoirs using a sequential injection technique // J of Petr. Science and Enq nq, vl5, N,1996. p.69-80.

46. АЗИС X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовыхз систем М.: Недра, 1982,408 с. (пер. с англ.). бЗ.Халимов Е.М., Леви Б.И. Пономарев А. Технология увеличения добычи нефти М.: Недра 1984.

47. Федоров К.М. Аналитическое исследование процесса гелеобразования в призабойной зоне скважин. // Изв. РАН. сер МЖГ, 1997, № 4, с. 91-97.

48. Labrid J.C. Thermodynamic and kinetic aspects of arqillaceous / sandstone acidizinq.// Soc. Petr. Enq| J, V.25, No 2, 1975, p. 117-128.

49. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. - М.: Недра, 1990-224 с.

50. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996, 382 с.

51. РД 39-131-93 "Методическое руководство по применению имитационной системы для контроля выработанности запасов нефти, выбора и оценки методов воздействия на пласты. Казань, 1993, 91 с.

52. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Булыгин Д.В. Построение геолого- гидродинамических моделей для анализа разработки залежей нефти ОАО "Сургутнефтегаз". В книге "Нефть Сургута". М.:Нефтяное хозяйство, 1997, с. 145-151.

53. Булыгин Д.В., Киполь В.Л. Прогнозирование добычи нефти методом сопряженных многомерных адаптации моделей // Нефтепромысловое дело. - Москва, 1995 с. 25-28.

54. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С, Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Москва,:Недра, 1991 , 384 с.

55. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки./ЯИ.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983, с. 188-196/.

56. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы - ново перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Нефтепромысловое дело, 1995, № 2-3, 38-41 с.

57. Бабалян Г. А. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1962, 282 с.

58. Д.А. Шапиро. Физико-химические явления в горных породах и их исследование в нефтепромысловой геофизике. Гостоптехиздат, М., 1976, 291с.

59. Н. Дахнов, Интерпретация результатов промыслово-геофизических исследований скважин. М., Гостоптехиздат, 1983, 483 с.

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

61. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефт. хоз-во. - 1988. -№9.

62. Технология селективной внутрипластовои изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефт. хоз-во. -1988. - № 6.

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

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

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

66. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефт. хоз-во. - 1992.-№ 8.

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

68. А.С. 732494 СССР, Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Г.М. Швед, И.А. Левченко, А.Г. Стороженко, М.Л. Шерстяной (СССР); опубл. 05.05.80, Бюл.№ 17.

69. А.С. 67168 СССР, Е 21 В 33/138. Тампонажный раствор / Н.М. Макеев, Е.П. Ильясов, П.И. Астафьев и др /СССР)

70. А.С. 1317099 СССР, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритоков в скважине / О.В. Поздеев, Э.Д. Пасхина, В.И. Зотиков, Н.В. Михеев (СССР).

71. А.С. 1602975 СССР, Е 21 В 33/138. Тампонажный состав для изоляции пластовых вод / Н.И. Крысин, М.Р. Мавлютов, Т.А. Скороходова и др. (СССР); опубл. 30.10.90, Бюл. ;№ 40.

72. А.С. 1723307 СССР, Е 21 В 33/138. Состав для изоляции кавернозной части ствола скважины. / Н.И. Крысин, A.M. Ишмухаметова, Ф.Н. Гребнева, В.А. Караваев (СССР); опубл.30.03.92, Бюл.№12

73. А.С. 1828490 СССР, Е 21 В 33/138. Способ ограничения водопритоков. / П.М.Южанинов, Э.Д.Пасхина, Г.Ф.Колесников, Н.И. Кобяков (СССР).

74. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. - мл. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений // нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1984.-№3-8

75. Исмагилов Т.А., Федоров К.М., Пичугин О.Н., Игдавлетова М.З. Кимнетика полимеризации термореактивного полимера КФ-Ж, используемого для изоляции обводненных пропластков // Нефтепромысловое дело.- 1995.-С. 15-47.

76. Dowel! develops non.-polymer gel system to plug thief zones // Enhanced Recovery Week. -March 16, 1987.-P.2

77. Абызбаев, А.Ш. Сыртланов, П.Ф. Викторов, Е.В. Лозин. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа, «Китап» 1994.-180 с.

78. Еремин Н.А. Моделирование разработки месторождений нефти методами нечеткой логики: Авторефер. дис. ... докт.техн.наук (Спец. 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефт. и газ. мест.) / ГАНГ им. И.М. Губкина.-М.:, 1995-50С.

79. Геолого-математическая модель Добровольского месторождения / Б.И. Леви, В.М. Санкин и др. -Нефтепромысл. дело: НТЖ / ВНИИОЭНГ, 1994, N5, 13-17

80. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.-308с. 101. lyoho Amekan. Selecting Enhanced Oil Recovery Process - " World Oil", 1978, N6, pp. 61-64

81. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана - Уфа: Баш. изд-во "Китап", 1994,-180с.

82. Фахретдинов Р.Н,, Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче.- Уфа: изд-во "Гилем", 1996.-193с.

83. Юлбарисов Э.М. Экологически чистые биотехнологии извлечения нефти из высокообводненных залежей на поздних стадиях разработки // Известия высш.учебн.заведений: Горный журнал, 1997, N5-6, 89-94

84. Технология повышения продуктивности и реанимации скважин с применением виброволнового воздействия /В.П, Дыбленко, Р.Я. Шарифуллин и др.- Нефтепромысл. дело: НТЖ/ВНИИОЭНГ, 1994, N5, 25-28

85. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта на поздней стадии разработки месторождений /Р.Н. Фахретдинов, P.M. Еникеев и др.- Нефтепромысл. дело: НТЖ/ВНИИОЭНГ, 1994, N5, 12-13

86. Галеев Ф.Х. Особенности геологического строения пластов БВю Самотлорского месторождения /Гапеев Ф.Х,, Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. — 34-41.

87. Галеев Ф.Х. Особенности геологического строения пласта ЮВ1/Галеев Ф.Х., Кучумов Рубин Р., Муфтахутдинова Э.Б.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». — Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - 47-53.

88. Галеев Ф.Х. Анализ работы добывающего и нагнетательного фонда скважин // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. — 72-76.

89. Галеев Ф.Х. Обоснование базовой добычи нефти на опытном участке горизонта БВю и пласта ЮВ./ Галеев Ф.Х., Кучумов P.P.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. — 82-87.

90. Галеев Ф.Х. Научное обоснование технологий воздействия на пласты БВю и ЮВ1 /Галеев Ф.Х., Кучумов P.P., Кучумов Рубин Р.// Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». -Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - 104-110.

91. Галлеев Ф.Х. Исследование балансовых запасов нефти // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи», - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. — 189-194.

92. Галлеев Ф.Х. Анализ состояния разработки пластов БВю Самотлорского месторождения// Галлеев Ф.Х., Кучумов P.P. // Сб.научн.трудов «Моделирование технологических процессов нефтедобычи». - Тюмень: «Вектор-Бук», Вып. 4. 2003. - 203-210.