Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изучение и прогноз зон развития природной и техногенной трещиноватости пластов с целью повышения нефтеотдачи

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Изучение и прогноз зон развития природной и техногенной трещиноватости пластов с целью повышения нефтеотдачи"

На правах рукописи

Коробейников Алексей Александрович

ИЗУЧЕНИЕ И ПРОГНОЗ ЗОН РАЗВИТИЯ ПРИРОДНОЙ И ТЕХНОГЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТОВ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (на примере Тюменского месторождения)

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка

горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

—г х газ

Тюмень, 2009

003471703

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) и в ОАО «CK «Черногорнефтеотдача»

Научный руководитель - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Большаков Юлий Яковлевич, Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ) Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ягафаров Алик Каюмович, Тюменский государственный нефтегазовый университет (ТюмГНГУ) - кандидат геолого-минералогических наук Александров Вадим Михайлович, ОАО «Тандем» Ведущая организация - Западно-Сибирский филиал

Института нефтегазовой геологии и геофизики им. A.A. Трофимука сибирского отделения Российской Академии Наук (ЗСФ ИНГГ СО РАН)

Защита диссертации состоится 11 июня 2009 г. в 14® часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, институт геологии и геоинформатики, ауд. 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюм ГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мелышкайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ученому секретарю диссертационного совета. Факс - 8 (3452) 46-30-10,

e-mail: t v .scinenova@list.ru, al.e.\o.\ iniiaii.ru Автореферат разослан 8 мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук Т.В. Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Это вызвано нарастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств и характере насыщения продуктивных пород.

Выявляется все более значительная роль дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород в процессах образования залежей не только в плотных карбонатных породах, но и в песчаниках, традиционно относящихся к коллекторам порового типа.

В крупнейшем регионе нефтедобычи, каким является Западная Сибирь, роль блокового строения, а также природной и техногенной трещиновагости настолько значима, что их необходимо учитывать при разведке, подсчете запасов и обосновании технологии разработки залежей.

Модель трещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин, используя в качестве исходных данных результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым, а также оценки объемов и проницаемости трещин.

Цель работы. Разработка рекомендаций для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов Тюменского месторождения на основе изучения и прогноза зон развития природной и техногенной трещиноватости.

Основные задачи исследования.

1. Уточнение структурно-тектонических особенностей строения площади, выявление и трассирование возможных зон тектонических нарушений, выделение зон дробления (разуплотнения) и трещиноватости.

2. Оценка параметров техногенных зон трещиноватости (структура, азимутальное направление, размеры) и изучение пространственно-временного распределения техногенной трещиноватости по площади.

3. Определение параметров (критическое давление разрыва пласта, качество нагнетаемой воды и режимы закачки нагнетаемой воды по

У

петрофизическим данным, режимы работы добывающего фонда и пр.), способствующих образованию техногенной трещиноватости.

4. Определение параметров оптимальной системы заводнения пласта ЮВ(.

Научная новизна.

1. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов углеводородов на Тюменском месторождении.

2. Разработана методика определения оптимальных параметров энергетического состояния пласта с целью эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.

3. Обоснованы геолого-промысловые критерии по оптимальному применению комплексного воздействия методами повышения нефтеотдачи в Широтном Приобье.

Защищаемые положения.

1. Построение разломно-блочной модели позволило уточнить структурно-тектонические условия формирования изучаемой площади, а также установить размещение зон тектонических разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций.

2. Установлен прежде неизвестный на Тюменском месторождении трещиновато-поровый тип коллекторов, что позволило оптимизировать на последней стадии разработки комплекс применяемых методов повышения нефтеотдачи с внедрением интегрированных методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и т.д.

3. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов на изучаемом месторождении, что позволило повысить качество геолого-промыслового обеспечения комплексных геолого-технологических мероприятий, за счет их адресного применения.

Практическая значимость работы.

Полученные в результате проведенной работы данные о напряженно-деформированном состоянии пласта ЮВ| и закономерностях его изменения во времени расширили представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, а также позволили оценить влияние масштабной техногенной деятельности при разработке

Тюменского месторождения, что явилось основой для принятия комплекса технических решений по эффективной доразработке объекта IOBi.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских, Международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях, семинарах и симпозиумах: Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин (Тюмень, 2005 г.); Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири (Тюмень, 2005 г., 2006 г.); Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (Ханты-Мансийск, 2005 г.); Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определение параметров для подсчета запасов нефти и газа (Тюмень, 2006 г.); Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна (Тюмень, 2007 г.); Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов (Казань, 2007 г.);

Основные положения диссертации опубликованы в 14 научных статьях, в том числе 3 статьи в журналах, рецензируемых ВАК РФ.

Эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в процессе трансформации порового коллектора в трещиновато-поровый уделялось большое внимание в работах следующих авторов: Медведский Р.И., Каналин В.Г., Боксерман A.A., Попов И.П., Апельцин Э.А., Бембель P.M., Бодрягин A.B., Бриллиант JI.C., Гольф-Рахт Г.Д., Желтов Ю.П., Курчиков А.Р., Лебединец Н.П., Мартынов О.С., Митрофанов А.Д., Нежданов A.A., Петухов A.B., Репин В.И., Ханин A.A., Шпуров И.В., Ягафаров А.К. и многие другие.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, общим объемом 221 страница машинописного текста. Содержит 116 рисунков и 26 таблиц. Список использованной литературы включает 92 источника, в т.ч. 2 иностранных.

Диссертация выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и в ОАО «CK «Черногорнефтеотдача» под руководством доктора

геолого-минералогических наук, профессора Большакова Ю.Я., которому автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.

В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями Попова И.П., Дорошенко A.A., Мясниковой Г.П., Белкиной В.А., Усенко Т.П., Митрофанова А.Д., Бодрягина A.B. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первом разделе дается краткая характеристика геолого-физической модели среды, а также состояния разработки Тюменского месторождения, определяются основные проблемы разработки и структура остаточных запасов месторождений Западной Сибири находящихся на поздней стадии разработки.

В тектоническом отношении район работ расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты. Объектом детального изучения является верхний (мезо-кайнозойский) структурно-тектонический этаж, с которым связаны все основные запасы углеводородов Западной Сибири.

Основным объектом разработки Тюменского месторождения является пласт IOBi', вскрытый на абсолютных отметках - 2601 ^ 2665 м. В среднем общая толщина пласта составляет 13,6 м. Эффективная толщина в среднем составляет 9,4 м. Пористость изменяется в интервале от 15,0 до 23,6%, проницаемость - от 1,0 до 607,9 мД.

Геолого-статистический разрез пласта IOBi' характеризует достаточно хорошую выдержанность песчаных пропластков в кровле. Середина и подошва пласта глинизируется частично или полностью.

Анализ неоднородности проводился в соответствии с классификацией строения типов пластов: 1. Гидродинамически связанный коллектор (ГСК); 2. Распространение гидродинамически связанного и прерывистого коллекторов (ГСК+ПК); 3. Прерывистый коллектор (ПК); 4. Сильно прерывистый коллектор (СПК). Пласт в целом относится к первому типу строения коллектора. В соответствии с предложенной классификацией была построена зональная карта пласта ЮВ)'(рис. 1).

Объект ЮВ| является основным объектом разработки (извлекаемые запасы объекта составляют 60% от извлекаемых запасов всего месторождения).

составляют

высокообводненные скважины.

Анализ состояния

разработки Тюменского

месторождения, сопоставление проектных и фактических показателей свидетельствуют о необходимости корректив в области проектных решений с целью их адаптации к существующим геологическим условиям. Уточнению

3 50 а

О

Дата 1983 1386 1389 1992 1996 1998 2001 2004 Де&ит нефти И Дебит жидкости

А Обводненность

Рис. 2. Динамика показателей разработки объекта ЮВ)

Тип

кол-ра

По состоянию на 1.07.2005 г. на объекте ЮВ| числится 122 скважины, из них 91

добывающая и 31 нагнетательная.

~~ Всего с начала разработки

объекта ЮВ, на 1.07.2005 г. добыто

5856 тыс.т нефти, что составляет

95,4% от НИЗ. Текущий КИН 42,8%.

Динамика основных показателей

разработки представлена на рисунке 2.

В настоящее время разработка объекта

находится на завершающей стадии.

Текущая компенсация отборов

жидкости закачкой составляет 85%.

Освоение системы ППД

сопровождалось неоправданным

наращиванием объемов нагнетаемой в

пласт воды, что способствовало

быстрому обводнению и выбытию из

эксплуатации добывающих скважин.

В настоящее время

действующий фонд добывающих

скважин составляет 46% от общего

фонда скважин. Основную часть Рис. 1. Зональная карта пласта ЮВ,

бездействующего фонда (44%)

Тюменского месторождения

подлежат оставшийся к бурению проектный фонд, проектные уровни добычи нефти и жидкости, проектные решения в области реализации системы ППД и др.

Во втором разделе описан тип коллектора пласта ГОВ,1 Тюменского месторождения в начальный и текущий периоды разработки, установлены основные факторы трансформации в процессе разработки порового типа коллектора в трещиновато-поровый, приведена характеристика комплексного проявления природной и техногенной трещиноватости и существующих при данных условиях проблем нефтеизвлечения.

На современном этапе

разработки кривые

восстановления и падения

давления приобрели вид

ломаной из трех звеньев. КВД

и КПД такой конфигурации на

скважинах Тюменского

месторождения являются „ , ,, . „пп •>->-»

Рис. 3. График КПД скважины 332 пласта

бесспорным диагностическим . ^

Ю»! Тюменского месторождения

признаком среды с двойной пористостью (рис. 3).

Результаты промыслово-гидродинамических исследований, а также математический анализ работы добывающих скважин свидетельствуют о вполне вероятном наличии в породах продуктивного пласта ЮВ/ Тюменского месторождения трещиноватости, которая оказывает большое влияние на показатели его разработки.

Следует отметить, что наличие в пласте естественных трещин значительно облегчает образование техногенных трещин.

В третьем разделе на основе существующих данных дистанционных методов установлено наличие природной трещиноватости на Тюменском месторождении, составлена разломно-блочная модель пласта ЮВ|', достоверность которой подтверждается данными эксплуатации скважин.

Установлено, что территория исследований находится в сложной структурно-тектонической обстановке, в зоне разрывов, сжатий и

горизонтально-сдвиговых деформаций, что, вероятно, имело большое влияние на формирование структурных планов и процессов нефтегазонакопления.

С целью изучения природной трещиноватости Тюменского

месторождения были обработаны и переинтерпретированы данные дистанционного зондирования

земной коры, данные

гравиметрических и

магнитометрических исследований, сейсмические данные по отражающим горизонтам, такие как структурные карты и временные разрезы. Результатом данного изучения является разломно-блочная модель пласта ЮВ| Тюменского месторождения (рис. 4).

Выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений:

1) северо-западная - региональная;

2) северо-восточная - региональная;

3) субмеридиональная - локальная;

4) субширотная - локальная. Построенная разломно-

блочная модель дифференцирована по геологическим и

эксплуатационным параметрам, на основании чего были выделены 4 участка месторождения:

1. Южная часть

месторождения (участок 1), контролируемая разломом 8-8 формировалась в активной геодинамической обстановке и характеризуется повышенной трещиноватостью блоков. Участок

Условные обозначения:

- номер зкепл. скважины збс. отм, кровли пласта ЮВ,' - 2640--изогипсы кровли пласта ЮВ,

X

- разломы различных систем и порядков, их номера

Рис. 4. Структурно-тектоническая

карта по кровле пласта ЮВ,1 с элементами геодинамики с учетом гравимагнитных данных. Тюменское месторождение

характеризуется резким обводнением скважин (с 5% до 80% за 2 года). Дебит жидкости изменяется от 1 до 192 т/сут.

2. Центральная часть месторождения (участок 2 на северо-востоке центральной части месторождения), контролируемая разломами 8-8 и 10-10, формировалась в более спокойной геодинамической обстановке по сравнению с южной частью месторождения. Рост обводненности на участке составляет с 0% до 95% за 9 лет. Дебит жидкости изменяется от 23 до 176 т/сут.

3. Центральная часть месторождения (участок 3 в зоне разуплотнения), контролируемой разломом 13-13, формировалась в более спокойной геодинамической обстановке по сравнению с южной частью месторождения. Территория участка является сложнопостроенной, в зоне пересечения региональных разломов отмечается усиление трещиноватости. Закономерность динамики обводненности выражена не достаточно четко. Дебит жидкости изменяется от 18 до 284 т/сут.

4. Северная часть месторождения (участок 4) формировалась в самой спокойной геодинамической обстановке по сравнению с центральной и южной частями. Рост обводненности скважин имеет плавный характер (с 2% до 90% за 7 лет). Дебит жидкости изменяется от 4 до 77 т/сут.

В четвертом разделе установлено наличие техногенной трещиноватости пласта ЮВ11 Тюменского месторождения, оценено влияние как фильтрационно-емкостных свойств горных пород, так и техногенных трещин на процесс обводнения продукции, определены условия трещинообразования и на основе трассерных исследований проведена оценка работы нагнетательных и добывающих скважин в условиях наличия природной и техногенной трещиноватости.

Обнаружена четкая приуроченность максимального обводнения скважин к зонам совместного распространения гидродинамически связанного и прерывистого коллекторов (ГСК+ПК).

Анализ карт накопленной добычи жидкости и нефти показал, что на долю высокодебитных скважин, составляющих 19% от общего фонда приходится 37% обьема добычи нефти, в то время как низкодебитные скважины (48%) дали только 17% добытой нефти, т.е. одна высокодебитная скважина дает в среднем в 5 раз больше нефти, чем обычная (поровая) скважина.

Приведенные данные подтверждают сделанный ранее автором вывод о развитии трещиновато-пористого тина коллектора пласта ЮВ]1, а также о том, что контрастные фильтрационно-емкостные свойства пород не являются главным фактором увеличения продуктивности скважин.

К техногенным причинам возникновения высокой обводненности относятся следующие факторы:

1. Работа системы ППД пласта ЮВ1.

2. Межпластовые перетоки при наличии ЗКЦ.

3. Перетоки из скважин объекта ЮВ| при наличии гидродинамических окон в глинистой перемычке между пластами ЮВ)1 и ЮВ]2.

4. Применение ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах.

5. Форсированный отбор жидкости при высокой депрессии.

С целью оценки давления открытия (смыкания) техногенных трещин, а также определения влияния величины давления нагнетания (забойного давления) на общую приемистость, работающую толщину, коэффициент охвата и профиль приемистости пласта ЮВ/ были выполнены специальные ПГИС на разных режимах:

1. Во всех исследованных скважинах отмечается увеличение приемистости пласта ЮВ/ с увеличением давления нагнетания. При этом при превышении порогового значения давления нагнетания (117-127 атм.) интенсивность роста приемистости кратно возрастает, что обусловлено раскрытием в призабойной части пласта ЮВ|' техногенных трещин, образовавшихся в результате целенаправленного или самопроизвольного гидроразрыва.

2. При увеличении забойного давления происходит увеличение работающей (по фильтру) толщины. Однако, при давлениях, близких к критическим (390-401 атм.), часто наблюдается уменьшение работающих толщин, что вероятно обусловлено вытеснением из работы трещинами порового коллектора.

Проведенный комплекс индикаторных исследований позволил определить объёмы каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС), их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

Анализ трассерных исследований показал:

1. В процессе проведения трассерных исследований не во всех исследуемых скважинах обнаружены поступления трассера (рис, 5). Это свидетельствует о том, что вытеснение нефти закачиваемой жидкостью происходит разновременно и разнонаправленно как по трещинам, так и по поровой матрице породы.

2. Скорость и

Условные обозначения:

- направления движений индикатора от нагнетательных скважин, высота треугольника - приведенная скорость, основание треугольника - концентрация индикатора

Рис. 5. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора, совмещенная со структурной картой кровли пласта ЮВ]1 Тюменского месторождения

концентрация поступающего в

добывающие скважины трассера различается более чем на порядок, что свидетельствует о том, что при вытеснении нефти существенное участие

принимает система техногенных трещин.

3. По характеру реагирования скважин можно сделать вывод о том, что пачки "а" и "Ь" пласта ЮВ|' существенно неоднородны, в них имеются зоны резкого изменения коллекторских свойств, непроницаемые экраны и т.д.

4. Небольшая толщина глинистого раздела и наличие зон слияния между пачками "а" и "Ь" пласта ЮВ|' на большей части площади месторождения позволяет сделать вывод о том, что пласт ЮВ|' является единой гидродинамической системой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученные в результате проведенных работ данные о напряженно-деформированном состоянии пласта ЮВ/ и закономерностях его изменения во времени уточняют представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, и влиянии масштабной техногенной деятельности при разработке Тюменского месторождения. Данные о фактическом состоянии динамически напряженных зон и участков развития природной и техногенной трещиноватости рекомендуется использовать при проектировании дальнейшей эффективной доразработке объекта ЮВ| и разработке объектов БВю'"2 и БВп в следующих направлениях:

1. Обоснование и оптимизация систем разработки сложно построенных залежей углеводородов (бурение вторых стволов, горизонтальное бурение, проведение ГРП);

2. Обоснование размещения добывающих и нагнетательных скважин (уточнение размещения высокодебитных скважин, сокращение высокообводненных, низкодебитных и сухих скважин);

3. Оптимизация давления нагнетания (формирование системы ППД и мероприятий по нагнетательному фонду по всей площади).

Разработанная программа геолого-технологических мероприятий включает следующие основные положения:

1. При размещении эксплуатационных скважин следует учитывать влияние от закачки нагнетательных скважин в добывающие в зависимости от гипсометического уровня.

2. Нагнетательные скважины, расположенные в пределах области природной трещиноватости, следует переводить на циклический режим работы с обоснованно подобранной длительностью циклов.

3. В области разуплотнения горных пород добывающие скважины также следует переводить на циклический режим работы в соответствии с технологией нестационарного адресного воздействия на пласт.

4. Оптимизация выработки запасов предусматривает:

• Мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти в кровельных участках залежи путем проведения ремонтно-изоляционных работ, бурения боковых стволов, ГРП и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин;

• Оптимизацию системы заводнения с целью создания замкнутых систем воздействия на отдельные линзы ГСК;

• Восстановление системы заводнения целенаправленного воздействия на различные пачки пласта ЮВ,' путем оптимизации перфорации нагнетательных скважин.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ

1. Контроль выработки запасов на основе комплексирования результатов индикаторных исследований и определений оптических свойств флюида // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М., 2009 - №1 - с. 57-62. (В соавторстве: Никитин А.Ю., Митрофанов А.Д., Бодрягин A.B., Куприянов Ю.Д.)/

2. Коррекция процесса разработки объекта ЮВ, Западно-Могутлорского месторождения на основе проведения комплексных гидродинамических (трассерных) и дистанционных исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - М., 2009 - №2 - с. 42-52. (В соавторстве: Бахтияров Г.А., Митрофанов А.Д., Бодрягин A.B., Куприянов Ю.Д.).

3. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Красноленинского месторождения по результатам трассерных исследований // Нефтепромысловое дело - М., 2009 - №2 - с. 17-21. (В соавторстве: Лоскутов К.Ю., Буйнов Е.С., Трясин Е.Ю., Никитин А.Ю., Бодрягин A.B.).

Список публикаций по теме диссертации:

4. Анализ режимов закачки воды в пласт ЮВ| Тюменского месторождения для выявления оптимальных давлений нагнетания // Горные ведомости - Тюмень, 2007 -№3 - с. 48-61. (В соавторстве: Бодрягин A.B., Титов А.П. и др.).

5. Влияние режимов закачки нагнетаемой воды на ФЕС терригенных пластов // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» - Тюмень, 2007 - с. 112-112. (В соавторстве: Абрамов A.C., Титов А.П. и др.).

6. Использование геолого-геофизических данных для выявления природной и техногенной трещиноватости пласта ЮВ1 Тюменского месторождения // Материалы международной академической конференции ((Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» - Тюмень, 2006 - с. 147-148. (В соавторстве: Титов А.П., Никитин АЛО. и др.).

7. Использование гидродинамических методов для выявления техногенной трещиноватости пласта IOB) Тюменского месторождения // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» - Тюмень, 2006 - с. 137-143. (В соавторстве: Титов А.П., Юсупов К.С. и др.).

8. Комплексирование геолого-промысловых данных для эффективного применения интегрированных МУН (ИМУН) на поздней стадии разработки месторождений // Горные ведомости - Тюмень, 2007 - №11 - с. 46-55. (В соавторстве: Боксерман A.A., Курчиков А.Р. и др.).

9. Комплексирование гидродинамических исследований для выявления оптимальных параметров разработки пласта ЮВ( Тюменского месторождения // Горные ведомости - Тюмень, 2007 - №1 - с. 40-53. (В соавторстве: Бодрягин A.B., Юсупов К.С. и др.).

10. Комплексный анализ гидродинамических и геолого-геофизичеких данных для выявления условий возникновения техногенной трещиноватости пласта ЮВ| Тюменского месторождения // Материалы 10-й геофизической научно-практической конференции Евро-Азиатского геофизического общества (НИЦ ТюменьОЕАГО) «Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определении!! параметров для подсчета запасов нефти и газа» - Тюмень, 2006 - с. 188-193. (В соавторстве: Бодрягин A.B., Маркелов В.Б. и др.).

11. Определение природной трещиноватости пласта IOBi Тюменского месторождения на основе существующих данных дистанционных методов // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» - Тюмень, 2007 - с. 155159. (В соавторстве: Мартынов О.С., Титов А.П. и др.).

12. Применение интегрированных методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений // Материалы научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» - Казань, 2007 - с. 404-407. (В соавторстве: Курчиков А.Р., Бодрягин A.A. и др.).

13. Применение интегрированных методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений // Интервал - Тюмень, 2007 - №12 -с. 46-49. (В соавторстве: Курчиков А.Р., Бодрягин A.B. и др.).

14. Эффективность проведения ГРП в зависимости от ФЕС пласта // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» - Тюмень, 2007 - с. 124130. (В соавторстве: Бодрягин A.A., Титов А.П.).

Подписано к печати S~- 05.ОВ Гознак

Заказ № Уч. - изд. л./^

Формат 60x84 '/16 Усл. печ. л.

Отпечатано на RISO GR 3770 Тираж

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образовании

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Коробейников, Алексей Александрович

Введение.

1. Состояние проблемы вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов в западной сибири.

1.1. Краткая характеристика геолого-технологической модели среды Тюменского месторождения

1.1.1. Геолого-геофизические характеристики продуктивного горизонта

1.1.2. Тектоника.

1.1.3. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов -.

Г. 1.4. Показатели неоднородности пластов;.

1.2. Анализ текущего состояния разработки Тюменского месторождения .:.

1.2.Г. Характеристика фонда скважин.

Г.2:2:. Характеристика отборов жидкости- и закачки воды.

1.2.3. Характеристика системы воздействия на пласт.

1.3. Основные проблемы разработки пластов гГюменского месторождения.

1.4. Структура остаточных запасов месторождений находящихся на поздней , стадии разработки.:.

2. определение типа коллектора в разные периоды разработки.

211. Определение типа коллектора в начальный период разработки.

2:1.1. Определение типа коллектора по петрофизическим данным.:.

2.1.2. Определение типа коллектора по результатам испытаний и промыслово-гидродинамических исследований пластов БВю'"2, БВц и ЮВ! в начальный период разработки.

2.2. Определение типа коллектора на современном этапе разработки.

2.3. Теоретическое представление о коллекторе с двойной средой.

2.4. Комплексность проявлений природной и техногенной трещиноватости

3. определение природной трещиноватости на основе существующих данных дистанционных методов;.

3.1. Исследование направлений напряжений, деформаций и вероятной миграции углеводородов с позиций современной геодинамики.

3.2. Обобщение и анализ направлений напряжений и деформаций, зон разуплотнения и трещиноватости основных продуктивных горизонтов с позиций современной геодинамики.

3.3. Интерпретация данных дистанционного зондирования земной коры.

3.4. Гравиметрические и магнитометрические наблюдения.

3.5. Сейсмические поисковые, разведочные и детализационные работы.

3.5.1. Структурные построения.

3.5.2. Дизъюнктивная тектоника.

• » i'i

3.6. Разломно-блочная модель пласта ЮВ! Тюменского месторождения.

3.7. Подтверждение разломно-блочной модели пласта IOBi Тюменского месторождения.

3.7.1. Сравнение параметров работы скважин в разных блоках.

4. Определение техногенной трещиноватости.

4.1. Анализ влияния фильтрационно-емкостных свойств горных пород на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения-.

4.2. Анализ влияния техногенной трещиноватости на обводнение продукции скважин Тюменского месторождения.

4.2.1. Работа системы ППД пласта ЮВi.

4.2.2. Межпластовые перетоки при наличии ЗКЦ.

4.2.3. Форсированный отбор жидкости при высокой депрессии.

4.2.4. Перетоки из скважин пласта ЮВ! при наличии гидродинамических окон в глинистой перемычке между пластами ЮВ!1 и IOBi2.

4.2.5. Применение ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах.

4.3. Условия возникновения техногенной трещиноватости.

4.3.1. Анализ промыслово-геофизических исследований скважин.

4.3.2. Анализ режимов закачки нагнетаемой воды.

4.3.3. Определение давления разрыва пласта и оптимального давления нагнетания воды в пласт.

4.4. Выявление трещин на основе трассерных исследований.

5. Рекомендации по оптимизации системы разработки тюменского месторождения.

5.1. Рекомендации по оптимизации системы заводнения, эксплуатации продуктивных объектов с целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов.

5.2. План реализации рекомендаций и программа геолого-технологических мероприятий.

5.2.1. Учет влияния структурного фактора и природной трещиноватости

5.2.2. Учет влияния техногенной трещиноватости.

5.2.3. Учет влияния фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Изучение и прогноз зон развития природной и техногенной трещиноватости пластов с целью повышения нефтеотдачи"

В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Это вызвано- нарастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств и характере насыщения-продуктивных пород. Все более широкое применение для^ объяснения процессов нефтеобразования находят геодинамический и флюидодинамический подходы, многие ученые начинают признавать доминирование вертикальной миграции нефти.Геолого-промысловый анализ длительно разрабатываемых залежей, а также использование современных геофизических методов наблюдений^ показывает более сложное блоковое строение нефтегазоносных резервуаров.Выявляется все более значительная роль трещиноватости пород и дизъюнктивной тектоники в процессах образования залежей не только в плотных карбонатных породах, но и в песчаниках, традиционно относящихся к коллекторам порового типа. В процессе изучения месторождений появились такие понятия, как зоны деструкции, зоны дилатантного разрушения пород, сейсмически напряженные зоны, зоны тектонического сжатия и разуплотнения.В крупнейшем регионе нефтедобычи, каким является Западная Сибирь, роль блокового строения, а также природной и техногенной трещиноватости настолько значима, что их необходимо учитывать при. разведке, подсчете запасов и обосновании технологии разработки залежей.Трещинные дислокации не только фиксируются различными геологогеофизическими методами, но и оказывают значительное влияние на процессы разработки залежей и результативность применяемых методов интенсификации добычи. Обнаружение линейно-очаговых природных и техногенных трещинных зон неразрывно связано с дискретностью нефтегазонасыщенных пород и существованием в пределах месторождений разномасштабных блоков и структур их разграничения - межблоковых зон.Модель грещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин, используя в качестве исходных данных результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым, а также оценки объемов и проницаемости трещин.Реализация указанного механизма заводнения продуктивных пластов имеет далеко* идущие последствия в< практической эксплуатации нефтяных месторождений. Оказывается, что основным фактором, определяющим эффективность всего процесса нефтеизвлечения, является соотношение объемов* нагнетаемой в пласт воды с объемами отбора пластовых флюидов.Гидродинамическое моделирование разработки нефтяной залежи со средними геологическими параметрами показывает высокую- степень зависимости прогнозируемой нефтеотдачи пласта*от коэффициента компенсации отбора жидкости закачкой. Так, при компенсации 120% расчетный коэффициент нефтеизвлечения составляет 0,21, в то время как при снижении компенсации до 80% прогнозируемое значение нефтеотдачи пласта возрастает в 1,5 раза* Таким образом, вероятно, еще далеко не исчерпан'потенциал технологий регулирования режимов работы скважин и программируемой- закачки воды в рамках традиционного заводнения для повышения эффективности эксплуатации^ трещиновато-поровых коллекторов, повсеместно распространенных в юрских продуктивных отложениях [29].Цель работы. Разработка рекомендаций для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов Тюменского месторождения- на основе изучения и прогноза зон развития природной и техногенной трещиноватости.Основные задачи исследования.1. Уточнение структурно-тектонических особенностей строения площади, выявление и трассирование возможных зон тектонических нарушений, выделение зон дробления (разуплотнения) и трещиноватости.2. Оценка параметров техногенных зон трещиноватости (структура, азимутальное направление, размеры) и изучение пространственно-временного распределения техногенной трещиноватости по площади.3. Определение параметров (критическое давление разрыва пласта, качество нагнегаемой воды и режимы закачки нагнетаемой воды по петрофизическим данным, режимы работы добывающего фонда и пр.), способствующих образованию техногенной трещиноватости.4. Определение параметров оптимальной системы заводнения пласта ЮВ).Научная новизна.1. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов углеводородов на Тюменском месторождении.2. Разработана методика определения оптимальных параметров энергетического состояния пласта с целью эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.3. Обоснованы геолого-промысловые критерии по оптимальному применению комплексного воздействия методами повышения нефтеотдачи в Широтном Приобье.Защищаемые положения.1. Построение разломно-блочной модели позволило уточнить структурнотектонические условия формирования изучаемой площади, а также установить размещение зон. тектонических разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций.2. Установлен прежде неизвестный трещиновато-поровьтй тип коллекторов, что позволило на последней стадии разработки оптимизировать комплекс применяемых методов повышения нефтеотдачи с внедрением интегрированных методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и т.д.3. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов, что позволило повысить качество геолого-промыслового обеспечения комплексных геолого-технологических мероприятий, за счет их адресного применения.Практическая значимость работы.Полученные в результате проведенной работы данные о напряженнодеформированном состоянии пласта lOBi и закономерностях его изменения во времени расширили представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, а также позволили оценить влияние масштабной техногенной деятельности при разработке Тюменского месторождения, что явилось основой для принятия комплекса технических решений по эффективной доразработке объекта ЮВ].Эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в процессе трансформации порового коллектора в трещиновато-поровый уделялось большое внимание в работах следующих авторов: Медведский Р.И., Каналин В.Г., Боксерман А.А., Попов И.П., Абдулин Р.А., Амелин И.Д., Апельцин Э.А., Бембель P.M., Бодрягин А.В., Бриллиант Л.С., Васильев Ю.В., Гавура В.Е., Гольф-Рахт Г.Д., Горбунов А.Т., Давыдов А.В., Джафаров И.С., Желтов Ю.П., Клочков А.А., Комаров А.А., Курчиков А.Р., Лебединец Н.П., Левагин А., Левицкий В.И., Лейбин Э.Л., Мартынов О.С., Митрофанов А.Д., Нежданов А.А., Петухов А.В., Репин В.И., Ручкин А.А., Санников В.А., Свищев М.Ф., Скрылев А., Сургучев М.Л., Тарасов А.В., Ханин А.А., Шпуров И.В., Юсупов К.С., Ягафаров А.К. и многие другие.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Коробейников, Алексей Александрович

Заключение

В ходе выполнения работы были решены следующие задачи:

1. Уточнены структурно-тектонические особенности строения площади, выявлены зоны тектонических нарушений, а также зоны дробления (разуплотнения) и трещиноватости.

2. Оценены параметры техногенных зон трещиноватости (структура, азимутальное направление, размеры) и изучено пространственно-временное распределение техногенной трещиноватости по площади.

3. Рассчитаны параметров (критическое давление разрыва пласта, качество нагнетаемой воды и режимы закачки нагнетаемой воды по петрофизическим данным, режимы работы добывающего фонда и пр.), способствующие образованию техногенной трещиноватости.

4. Определены параметры оптимальной системы заводнения пласта IOBi.

На основе изучения и прогноза зон развития природной и техногенной трещиноватости были разработаны рекомендаций для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов Тюменского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Коробейников, Алексей Александрович, Тюмень

1. Амелин И.Д. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах / И.Д. Амелин, Н.П. Лебединец, А.В. Давыдов и др. М.: Издательство секретариата СЭВ, 1991 - 150 с.

2. Анализ влияния техногенной трещиноватости на пласт АВ.1"2 "рябчик" Самотлорского месторождения при условии искусственного заводнения — Тюмень: ОАО "НК Черногорнефтеотдача", 2003.

3. Анализ разработки Тюменского месторождения Тюмень: ЗАО "ТННЦ", 2005.

4. Анализ разработки Тюменского месторождения Тюмень: ЗАО АЦ "СибИНКОР", 1999.

5. Апельцин Э.А. Влияние трещиноватости призабойной зоны нагнетательных скважин при закачке воды в пласт / Э.А. Апельцин // Нефтяное хозяйство, 1954-№2.

6. Афанасьева А.В. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания / А.В. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустеф М.: Недра, 1975-213 с.

7. Ахметов А.А. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин / А.А. Ахметов // Автореферат диссертации доктора технических наук Уфа, 2001.

8. Бан А.А. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А.А. Бан, А.Ф. Богомолов, В.Н. Николаевский и др. JL: Гостоптехиздат, 1962 -209 с.

9. Баранов Ю.В. Основные результаты применения волокнисто-дисперсных систем па Ромашкинском месторождении / Ю.В. Баранов, И.Г. Нигматуллин, А.Т. Панарин // Интервал, 2002 №7 - с. 69-71.

10. Баренблатт Г.И. Об основных представлениях в теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт, Ю.П. Жел гов, Ю.П. Кочина // ПММ, 1960 №5.

11. Белкин В.И. Жильный тип ловушек нефти и газа / В.И. Белкин, Р.И. Медведский // Советская геология, 1987 №9.

12. Бембель P.M. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / P.M. Бембель, В.И. Ермаков, Е.Н. Ивакин и др. М.: Недра, 1995 - 464 с.

13. Бодрягин А.В. Регулирование процессов трещинообразования приозакачке воды в пласт на примере пластов* ABi и АВ2.3 Самотлорского месторождения / А.В. Бодрягин // Автореферат диссертации кандидата технических наук Тюмень, 2001. '

14. Бодрягин А.В. Способ обработки призабойной • зоны низкопродуктивных коллекторов пласта / А.В. Бодрягин, А.Д. Митрофанов, В.И. Левицкий и др. // Авторское свидетельство №2139425, 1999.

15. Боксерман А.А. Инвестиционная программа опытно-промышленных работ по реструктуризации системы разработки нефтяных залежей. ЮКю-п Красноленинского месторождения / А.А. Боксерман, А.В. Бодрягин, А.Д. Митрофанов — Тюмень, 2000.

16. Боксерман А.А. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью / А.А. Боксерман, Б.В. Шалимов // АН СССР, 1967 №2 - с. 160164.

17. Боксерман А.А. Эффективность циклического воздействия на слоисто-неоднородные пласты с непроницаемыми перемычками / А.А. Боксерман, Б.В. Шалимов // Теория и практика добычи нефти М.: Недра, 1989 - с. 71-85.

18. Бриллиант JI.C. Основные принципы создания компьютеризованной геолого-технологической модели продуктивных пластов Самотлорского месторождения / JI.C. Бриллиант, Р.А. Абдуллин Тюмень: ОАО "СибНИИНП", 1996.

19. Бриллиант JI.C. Основные результаты применения технологий по1 9извлечению запасов нефти пласта АВ. " «рябчик» / JI.C. Бриллиант, А.А. Клочков // Нефтяное хозяйство, 1997 №10.

20. Бриллиант JI.C. Результаты опытно-промышленных работ ОАО "НК Черногорнефтеотдача" по увеличению нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении / JI.C. Бриллиант, В.И. Репин, А.В. Бодрягин и др. // Нефтяное хозяйство, 1997 №10 - с. 37-44.

21. Бриллиант JI.C. Основные элементы концепции восстановления добычи нефти на Самотлорском'месторождении / JI.C. Бриллиант, Ф.А. Шарифуллин, А.А. Клочков // Нефтяное хозяйство, 1997 №10 - с. 16-20.

22. Бузинов С.Н. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин М.: Недра, 1984 - 269 с.

23. Временные правила технической эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Москва, 1955.

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

25. Гавура В.Е. Проблемы разработки крупных и уникальных месторождений России и вопросы геофизического контроля / В.Е. Гавура, А.А. Джавадян, В.И. Сафронов // Нефтяное хозяйство, 1997 -№1 с. 22-29.

26. Гольф-Рахт Г.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Г.Д. Гольф-Рахт-М:: Недра; 1986 608 с:

27. Гусев: Д.Г. Влияние- давления нагнетания на характер подключения пластов; горизонта БВ! Самотлорского месторождения! при их; совместном вскрытии / Д»Г. Гусев, JI;G. Бриллиант, В1М. Ревенко // Проблемы нефти; шгазад Тюмени, 1982-№56.

28. JIe-Кливс Д. Микросейсмический мониторинг; развития трещин ГРП для оптимизациишероприятий пошовышению нефтеотдачи: месторождений / Д. Ле-Кливе и др. // Технологии ТЭК, 2005 №8 - с. 64-70.

29. Джафаров И.С. Эффективность применения интегрированной' технологии г нестационарного адресного воздействия на пластах Ермаковского месторождения / И.О. Джафаров, Э.Л. Лейбин и др. // Нефтяное хозяйство, 2000 -№9-с. 65-68.

30. Дорошенко А.А. Методы геолого-промыслового изучения нефтяных залежей на основе дискретно-непрерывных моделей / А.А. Дорошенко -Тюмень: Вектор Бук, 1999 88 с.

31. Ерка Б.А. Особенности технологии эксплуатации электроцентробежными насосами скважин с неустановившимися режимами работы / Б.А. Ерка 7/ Автореферат диссертации кандидата технических наук,-Тюмень, 2006.

32. Ефремов В.II. Основные направления развития системы разработки Самотлорского месторождения / В.П. Ефремов, А.Г. Тслишев, В.М. Ревенко // Проблемы геологии и разработки Самотлорского месторождения Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 1983-е. 3-14.

33. Желто в Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов -М.: Недра, 1986-332 с. ^

34. Ибатуллин P.P. Анализ результатов применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе глиносодержащих технологических растворов / : P.P. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, С.Г. Уваров //Интервал, 2001 -№11 -с. 4-5.

35. Каналин В:F. Интерпретация геолого-промысловой информации при разведке нефтяных месторождений /В.Г. Каналин -М;: Недра, 1984 184 с.

36. Карелин А.Я. О качестве вод, закачиваемых в продуктивные пласты / А-Я. Карелин, А.Г. Соколов -// Нефтяное хозяйство,1963 — №12. ' f '

37. Клыков В;А., Нестационарная фильтрация- жидкости ^ пласте чупиковыми порами / В.А. Клыков, И.К. Фагг. . .

38. Курочкин В.И. Влияние опока жидкости в пласт на кривую падения давления нагнетательных скважин в трещиноватых коллекторах / В.И. Курочкин, В.А. Санников // Интервал, 2003 №4 - с. 12-15.

39. Левицкий В.И. Изоляция обводненных интервшюв продуктивного пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения вязкоупругими системами / В.И. Левицкий, А.Д. Митрофанов Тюмень: ОАО "СибИНКОР",Т998.

40. Медведский Р:И. Приближенный метод расчета эффективности импульсного заводнения / Р.И. Медведский // Гипротюменнефтегаз, 1971 №29:,

41. Медведский Р.И. Роль трещиноватости в поглощений закачиваемой» воды / Р.И. Медведский//Гипротюменнефтегаз, 1972 №32.

42. Медведский Р.И. Ручейковая теория; вытеснения нефти водой / Р.И. Медведский//Нефть.и газ, 1997 №6. : " .

43. Медведский Р.И. Результаты эксперимента циклического заводнения на Трехозерном месторождении / Р.И. Медведский, Р.А. Абдуллин // Нефть и газ Тюмени, 1971 -№12.

44. Медведский* Р.И. Гидродинамический метод определения объема трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин / Р.И. Медведский, В.А. Евченко, В.П. Максимов // Нефть и газ Тюмени, 1972 -№14.

45. Медведский Р.И. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения' закачки воды в пласт до уровня добычи нефти / Р.И. Медведский, А.В. Ишин // Нефть и газ, 2000 №6 - с. 24-29.

46. Медведский Р.И'. Об особенностях восстановления давления в нагнетательной скважине с подвижными трещинами в призабойной зоне / Р.И. Медведский, К.С. Юсупов // Нефть и газ Тюмени, 1970 №7.

47. Медведский Р.И. Об оптимизации давления нагнетания воды в нефтяные пласты /Р.И. Медведский, К.С. Юсупов и др. // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири Тюмень: Тюменский" государственный нефтегазовый университет, 2005.

48. Медведский Р.И: Об интерпретации кривых восстановления давления-скважин, эксплуатирующих коллектора с двойной средой, / Р.И. Медведский, К.С. Юсупов, П.А. Духовная // Нефть и газ Тюмени, 1970 №6.

49. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложно-построенных залежей Москва, 1989 - 115 с.

50. Мирзаджанзаде А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Х. Шахвердиев М.: Наука, 1997 - 254 с.

51. Муслимов Р.Х. Предварительные результаты Бавлинского месторождения / Р.Х. Муслимов, В.А. Николаев, С.А. Султанов, И.Г. Полуяк // Нефтяное хозяйство, 1981 №7 - с. 30-39.

52. Муслимов Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалиев и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1995-495 с.

53. Петухов А.В. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / А.В. Петухов Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002 -276 с.

54. Подсчёт запасов нефти, газа и конденсата Ванъеганского, Тюменского, Гуи-Еганского и Ай-Еганского месторождений Нижневартовского района

55. Тюменской области по состоянию на 1986 г. Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 1987.

56. Попов И.П. Анализ и совершенствование разработки месторождений Западной Сибири / И.П. Попов // НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1995 -№3 с. 46-49.

57. Попов И.П. Об особенностях испытания скважин в коллекторах порово-трещинного типа / И.П. Попов // Геология нефти и газа, 1992 — №10 — с. 42-47.

58. Попов И.П. Особенности разработки многопластовых месторождений Западной Сибири / И.П. Попов // НТЖ Геология, геофизика и разработка-нефтяных месторождений, 1996 №2 - с. 30-34.

59. Попов И.П. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов и их влияние на разработку залежей нефти и газа / И.П. Попов // Нефтяное хозяйство, 1991-№11-с. 27-30.

60. Рамазанов Р.Г. Эффективность и перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи для стабилизации добычи нефти- / Р.Г. Рамазанов, Ю.В. Земцов // Нефтяное хозяйство, 2002 №1 - с. 34-35.

61. Рекомендуемая программа разработки с применением заводнения для пласта "рябчик" Самотлорского месторождения // Москва: Компания "Миллер энд Ленц ЛТД", 2002.

62. Родионов В.Н. Основы геомеханики / В.Н. Родионов, И.А. Сизов, В.М. Цветков М.: Недра, 1986 - 113 с.

63. Санников В.А. Новые подходы к проектированию и внедрению потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов / В.А. Санников // Интервал, 2003 №5 - с. 60-67.

64. Соколовский Э.В. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов / Э.В. Соколовский, Г.Б. Соловьев, Ю.И. Тренчиков М.: Недра, 1986 -157 с.

65. Сургучев М.Л. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, В.И. Забродин М.: Недра, 1991 - 347 с.

66. Сысоев А.П. Статистические модели интерпретации по совокупности сейсмических и скважинных данных / А.П. Сысоев, А.В. Новокрещин // НТЖ «Геофизика», 2001 №1 - с. 31 -41.

67. Тазиев М.З. Эффективность системы внутриконтурного заводнения / М.З. Тазиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1997 — №9 — с. 30-32.

68. Технологическая схема опытно-промышленных работ участка пласта1 1.

69. АВ. " "рябчик" Самотлорского месторождения в зоне деятельности О ДАО "Самотлорнефть", 1999.

70. Технологическая схема разработки пласта АВ,1"2 "рябчик" в границах деятельности НП 1,5,6,7,8 СНГДУ № 2, 2000.

71. Технологическая схема разработки пласта АВ,1-2 "рябчик" в границах деятельности НП 7,8,10'СНГДУ № 1", 2001.

72. Трофимов А.Ф. Трассерные исследования Урьевского месторождения / А.Ф. Трофимов, С.В. Гусев и др. // Нефть и газ, 1997 №6 — с. 71-75.

73. Флоренсова Н.А. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири / Н.А. Флоренсова, И.П. Варламова М.: Недра, 1981 - 239 с.

74. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа-и их изучение / А.А. Ханин М.: Недра, 1969 - 368 с.

75. Хафизов Ф.З. Роль новейших тектонических движений в изменении положения ВНК залежей нефти Среднего Приобья / Ф.З. Хафизов // Структурно-формационные и палеотектонические критерии нефтегазоносности Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1972 - с. 76-81.

76. Шпуров И.В. Особенности и результаты работ по увеличению нефтеотдачи горизонта АВб-7 Самотлорского месторождения / И.В. Шпуров, А.А. Ручкин, А.Д. Митрофанов, Т.М. Николаева, K.JI. Матвеев // Нефтяное хозяйство, 1998-№6 -с. 18-21.

77. Щепеткин Ю.В. Микротрещиноватость пород мезозойского чехла / Ю.В. Щепеткин, Г.Б. Острый //Нефтегазовая геология и геофизика, 1968 — №1.221

78. Яговцев A.M. Анализ результатов гидродинамических исследований по плату АВ.3 Самотлорского месторождения в зоне деятельности ОАО "Черногорнефть" / A.M. Яговцев Тюмень: ОАО "СибИНКОР", 1997.

79. Goodkniht R.C. Nonsteady state flow in porous media containing deadened pore volume / R.C. Goodkniht, W.A. Klykoff, J.K. Fatt // The Journal of Physical and Chemistry, 1964- №9.

80. Nelson R.A. Production characteristics of the fractured reservoirs of the La Paz field / R.A. Nelson//Bull.AAPG, 1978-№11 p. 1791-1809.