Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ (ОРЗ)

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ (ОРЗ)"

На правах рукописи

005047174

АРЖИЛОВСКИЙ АНДРЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

НАУЧНЫЕ АСПЕКТЫ СОВМЕСТНОЙ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ И ТЕХНОЛОГИЙ ОРЭ (ОРЗ)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 з ГРЦ 2012

Уфа 2012

005047174

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Владимиров Игорь Вячеславович

Официальные оппоненты: - Нугаев Раис Янфуровпч,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Безопасность эксплуатации трубопроводных систем»

— Сарваретдинов Рашит Гасымовнч,

кандидат технических наук,

ООО НПФ «Востокнефтегазтехнология»,

директор

Ведущая организация - Государственное автономное научное

учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» Академии наук РБ

Защита состоится 20 сентября 2012 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 20 августа 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор ^"" Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Опережающая выработка запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах, формирование остаточных запасов в низкопроницаемых зонах коллекторов, быстрый рост обводненности и снижение темпов отбора - все эти явления создали необходимость дальнейшего изучения процессов, происходящих в пластах с различными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) при их совместной разработке. Исследованиями многих ученых показано, что при заводнении высокопроницаемых слоев коллектора традиционные подходы в разработке пачек неоднородных пластов снижают свою эффективность. Возрастающие объемы закачиваемой воды с целью интенсификации добычи нефти способствуют существенному изменению термодинамического состояния разрабатываемых залежей. В этих условиях важно сохранить и повысить эффективность действующих систем разработки. Однако, как показывает практика, осуществление доразработки залежей происходит без детального изучения процессов, имеющих место в нефтенасыщенных, частично заводненных коллекторах.

Неравномерной выработке запасов нефти способствуют высокая неоднородность поля проницаемости и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Особенно это затрагивает разработку многопластовых объектов, состоящих из пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами. Бурно развивающиеся в последнее время технологии одновременно-раздельной эксплуатации (закачки) (ОРЭ (ОРЗ)) призваны изменить ситуацию с выработкой запасов из многопластовых объектов при их совместной разработке. Однако в области обоснования применения технологий ОРЭ (ОРЗ) существует ряд нерешенных вопросов. В частности, не решены вопросы критериев эффективного применения технологий ОРЭ, влияния технологии на повышение нефтеотдачи совместно разрабатываемых пластов;и

т-д-

Другой насущной проблемой в разработке нефтяных месторождений является неконтролируемая совместная разработка двух и более пластов при проведении гидроразрыва пласта (ГРП). В результате ГРП на низкопроницаемом пласте может возникать гидродинамическая связь с ниже- и вышележащими пластами, что приводит к спонтанной совместной разработке пластов с сильно отличающимися фильтрационно-емкостными характеристиками.

Представленная работа посвящена изучению процессов выработки запасов нефти из многопластовой залежи при совместной разработке пластов с разными ФЕС.

Цель работы — изучение особенностей выработки запасов из пластов с различающимися фильтрационно-емкостньми свойствами при их совместной разработке единым фильтром или с применением технологий ОРЭ (0?3).0бъект исследования. Многопластовые залежи нефти, разрабатываемые единой сеткой скважин; свойства флюидов и фильтрационно-емкостные свойства коллектора.

Предмет исследования. Технологии разработки многопластовых объектов единым фильтром и с применением техники для одновременно-раздельной эксплуатации, процессы фильтрации в неоднородных коллекторах с учетом градиента динамического давления сдвига (ГДДС), межпластовые внутрискважинные перетоки, фильтрация жидкости в области трещин ГРП.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Исследование процессов фильтрации с учетом ГДДС в послойно неоднородном по проницаемости пласте;

2. Теоретическое изучение на моделях многофазной фильтрации движения пластовых флюидов в двухпластовой системе коллекторов с отличающимися фильтрационно-емкостньми свойствами при разных вариантах разработки;

3. Исследование выработки запасов нефти низкопроницаемого пласта с применением ГРП при возникновении гидродинамической связи с прилежащими по разрезу пластами при разной степени их заводненности;

4. Обоснование применения технологий ОРЭ как метода повышения нефтеотдачи пластов.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач основано на использовании современных методов гидродинамического моделирования, способов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, а также на обобщении рекомендаций, разработанных при проведении промышленных испытаний предлагаемых решений.

Научная новизна результатов работы

1. Показано, что при неньютоновском течении жидкости в послойно неоднородном по проницаемости пласте к концу разработки значительные запасы нефти остаются в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. В призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя.

2. При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями значения конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) и КИН за безводный период эксплуатации сильно зависят как от соотношения проницаемостей совместно эксплуатируемых пластов, так и от ГДДС. При этом зависимость от величины ГДДС более сильная.

3. Показано, что эффект от применения технологий ОРЭ (ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологий. При близких

значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ (ОРЗ) стремится к 0.

4. Показано, что при присоединении в результате ГРП дополнительного пласта в зависимости от его энергетического состояния, выработки запасов и проницаемости изменения в технологических показателях работы скважины могут иметь следующие тенденции: 1) увеличение дебита нефти со снижением обводненности добываемой продукции; 2) увеличение дебита нефти с незначительным и кратковременным увеличением обводненности; 3) кратковременное и незначительное увеличение дебита нефти при возрастании обводненности практически до предельных значений. В скважинах, в которых в результате ГРП не происходило присоединения другого пласта, после проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта наблюдалось увеличение дебита жидкости с неизменной обводненностью добываемой продукции.

На защиту выносятся:

1. Представление о ньютоновском режиме фильтрации нефти в низкопроницаемом коллекторе не соответствует реальности и привносит существенную ошибку в определении остаточных запасов нефти в неоднородных по проницаемости коллекторах;

2. При разработке многопластовой залежи вариант с последовательной выработкой запасов нефти пластов характеризуется более низким КИН по сравнению с вариантом их совместной разработки единым фильтром или с применением техники для ОРЭ;

3. Наиболее эффективным в разработке многопластовой системы коллекторов является применение технологий ОРЭ (ОРЗ). При этом достигается наибольший КИН, и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым;

4. При разработке многопластовой залежи, состоящей из высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов, на выработку низкопроницаемых пластов существенно влияет присоединение в результате ГРП высокопроницаемых пластов. При этом значительную роль в определении

показателей разработки как скважины, так и залежи играют возникающие межпластовые перетоки жидкости в области трещины, образованной в результате ГРП;

5. Предложена модифицированная методика выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с учетом наличия трещин от гидроразрыва пласта.

Достоверность результатов исследования достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Практическая ценность результатов работы. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке нефтяных залежей Самотлорского месторождения.

В результате внедрения разработанных автором рекомендаций по состоянию на 1 мая 2012 г. получен технологический эффект в объеме 2140 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 2.635 млн рублей.

Личный вклад автора. Автор непосредственно участвовал в проведении численных расчетов, формулировании основных выводов работы, в постановке и проведении опытно-промышленных работ по выбору и обоснованию применения технологий ОРЗ и ОРЭ на ряде месторождений России и Казахстана.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты работы докладывались на семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология» и ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009-2011 гг.), ТНК-ВР, ТННЦ (Тюмень, 2010-2011 гг.), на I Конференции молодых специалистов нефтяной и геологической отраслей ХМАО (г. Нижневартовск, 2000 г.), на XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» в рамках XI Российского энергетического форума (г. Уфа, 2011 г.), на ЦКР (г. Москва, 2006-2011 гг.), ГКЗ (г. Москва, 2006-2011 гг.).

Публикации. Основные результаты диссертации опубликованы в 15 научных трудах, в том числе в 12 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 100 наименований. Работа изложена на 151 странице, содержит 16 таблиц, 99 рисунков.

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

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам разработки неоднородных по проницаемости многопластовых коллекторов и формирования трудноизвлекаемых запасов нефти. Рассмотренным проблемам посвящены работы Р.Г. Абдулмазитова, М.Г. Апишаева, Г.И. Баренблатта, A.B. Валиханова, Г.Г. Вахитова, И.В. Владимирова, В.Е.Гавуры, Р.Н. Дияшева, С.Н. Закирова, В.Д.Лысенко, А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Х. Муслимова, H.H. Непримерова, P.C. Хисамова, Н.И. Хисамутдинова, А.Ш. Янтурина и многих других. Показано, что наиболее распространенной ситуацией в проектировании разработки многопластовых объектов является совместная разработка пластов с разными геолого-физическими свойствами. Предполагается, что выработка запасов нефти из нескольких пластов единой сеткой скважин позволит сократить время выработки запасов, снизить капитальные затраты. В реалиях практически невозможно выделить пласты с одинаковыми ФЕС, что сразу приводит к возникновению следующих осложнений:

а) быстрое обводнение наиболее проницаемого пласта при сосредоточении текущих запасов в низкопроницаемых пластах;

б) высокая обводненность при низкой выработке запасов совмещенных пластов;

в) проблемы неизотермической фильтрации становятся насущными, т.к. заводненный пласт становится каналом для распространения «холода» при закачке воды с более низкой, чем начальная пластовая, температурой;

г) при совместной разработке пластов с разными энергетическими состояниями в стволе добывающих скважин возникают межпластовые внутрискважинные перетоки жидкости.

Представленные в обзоре результаты исследований затрагивают лишь небольшой круг реальных проблем в разработке многопластовых неоднородных по ФЕС нефтяных залежей при совместной выработке запасов нефти из пластов. В основном, рассматриваются вопросы, наименее освещенные в научной литературе. Это возникновение межпластовых внутрискважинных перетоков при различных условиях совместной разработки пластов, особенности фильтрации нефти с учетом градиента динамического давления сдвига, вопросы разработки многопластового объекта с применением ГРП. Тем не менее, даже перечисленные выше проблемы существенно влияют на эффективность выработки запасов нефти. Основная задача исследователей — корректно учесть происходящие в пластах процессы и дать верную оценку каждому фактору, снижающему эффективность совместной разработки многопластовых залежей.

Причины формирования трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти определяются физическими условиями течения пластовых флюидов в неоднородном по проницаемости коллекторе. Для извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора необходимо создавать больший градиент давления, чем для высокопроницаемого коллектора при всех равных остальных условиях. Это принципиальное положение лежит в основе хорошо известных проблем разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторов и определяет причины формирования невырабатываемых зон.

При создании более высоких градиентов давления для вовлечения в разработку запасов нефти низкопроницаемых пластов в многопластовой системе коллекторов возрастает скорость движения обводненной нефти и воды в высокопроницаемых заводненных пластах, что приводит к дальнейшему росту обводненности добываемой продукции. Поэтому необходимо создавать различные градиенты на пласты с разной проницаемостью. Такими возможностями обладают системы разработки, построенные с использованием техники для ОРЭ (ОРЗ).

Одной из осложняющих разработку многопластовых объектов проблем является проблема возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков. Рассмотренные в обзоре результаты исследования причин возникновения внутрискважинных межпластовых перетоков показывают, что данная проблема имеет многофакторный характер. Технологии ОРЭ (ОРЗ) призваны предотвратить данное осложнение за счет физического разобщения пластов в области отборов и закачки. Это позволит более полно выработать запасы нефти из многопластовой залежи, а также использовать специальные растворы при заводнении глинистых коллекторов.

Одним из факторов неконтролируемой совместной разработки прилегающих пластов является гидравлический разрыв пласта. Исследование влияния ГРП на выработку запасов нефти из двухпластовой залежи актуально, т.к. позволит определить, как неконтролируемое подключение частично или полностью заводненного пласта скажется на разработке залежи в целом. Образование «обходных» каналов движения закачиваемой воды (не через нефтенасыщенный разрабатываемый пласт, а через нижние неперфорированные нефтенасыщенные и водонасыщенные пласты) приводит к резкому снижению эффективности воздействующей системы поддержания пластового давления (ППД) и нефтеизвлечения в целом.

Во второй главе рассмотрены вопросы выработки запасов нефти из неоднородной по проницаемости залежи с учетом структурно-механических свойств (CMC) нефти. На основе модели послойно неоднородного пласта, а

также двухпластовой залежи решены гидродинамические задачи фильтрации нефти с различными значениями ГДДС. Моделирование проводилось с применением гидродинамического симулятора «Tempest-More» v. 6.7.1. Модель залежи нефти представляла собой параллелепипед размерами 1000 х 1000 х 10 м, состоящий из двух слоев гидродинамически связанных или двух изолированных пластов с разными фильтрационно-емкостными характеристиками. Залежь разрабатывается тремя добывающими скважинами и заводняется двумя нагнетательными (рисунок 1). Рассмотрены два типа задач: слои коллектора имеют гидродинамическую связь по всей площади залежи, и слои (пласты) разобщены и имеют связь только через стволы скважин. Промоделированы варианты ньютоновского и неньютоновского режимов фильтрации нефти.

Если пласты гидродинамически связаны, то при ньютоновском течении к концу разработки участка остаточные запасы нефти сосредоточены в основном в прикровельной зоне низкопроницаемого слоя и в застойных зонах пласта. При неньютоновском режиме фильтрации остаточные запасы нефти с максимальной плотностью сосредоточены в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. Одной из интересных особенностей рассматриваемого режима течения нефти является то, что в призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного

Нефтенасьцценность, д.ед.

о.

МО 0.275 0.-W0 О в25 0.600

Рисунок 1 - Куб начальной нефтенасыщенности коллектора модели участка двухпластовой залежи с расположением скважин

высокопроницаемого слоя. К концу разработки низкопроницаемый слой остается невыработанным на более чем половине площади участка залежи. Зависимость конечного КИН от значения ГДДС представлена на рисунке 2.

При рассмотрении задачи с двухпластовой залежью предполагалось, что в стволах скважин отсутствуют межпластовые перетоки жидкости. Пласты имеют разную проницаемость. Значение ГДДС ЧР^ изменяется в интервале значений

[0.001:0.050]. 0440

0.430 0.420

?

0.410

х 3! ¡г

0.400 0.390 0.380

0.000 0.002 0.004 0.006 0.008 0.010 предельный градиент сдвига, атм/м

Рисунок 2 - Зависимость конечного КИН от значения предельного градиента давления

При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями увеличение значения ГДДС приводит к существенному снижению выработки низкопроницаемого пласта и в меньшей мере высокопроницаемого пласта. Остаточные запасы нефти высокопроницаемого пласта сосредоточены в межскважинных застойных зонах как в области отбора, так и в области закачки. С ростом ГДДС объем и нефтесодержание этих зон увеличиваются. В низкопроницаемом пласте при максимальном из рассматриваемых значений ГДДС изменение нефтенасыщенности происходит только в области закачки. Увеличение проницаемости низкопроницаемого пласта приводит к выравниванию выработки запасов нефти двухпластовой системы коллекторов. При этом возрастание ГДДС увеличивает остаточную

нефтенасыщенность практически во всем объеме коллектора и способствует увеличению объема незаводняемых зон. Интересным результатом является образование зон повышенной водонасыщенности в призабойных зонах добывающих скважин при высоких значениях ГДЦС.

На рисунке 3 представлена зависимость КИН залежи от соотношения проницаемостей пластов и значения ГДЦС. Величина КИН сильно зависит как от соотношения проницаемостей, так и от ГДЦС. При этом зависимость от величины ГДЦС более сильная.

Рассмотрение выработки запасов нефти отдельно по пластам показало, что КИН низкопроницаемого пласта с ростом проницаемости коллектора возрастает, в то время как для высокопроницаемого пласта он снижается с увеличением проницаемости низкопроницаемого пласта. Монотонность снижения КИН высокопроницаемого пласта с ростом соотношения Кш/Кт нарушается при значениях ГДЦС более 0.01 атм/м.

Рисунок 3 - Зависимость конечного КИН двухпластовой залежи от соотношения проницаемостей пластов и значения градиента динамического давления сдвига

Кривые зависимости КИН (К1(„/К„„) в области ГДЦС >0.01 атм/м имеют максимум, соответствующий значению К„„/К,„= 0.2 при возрастании ГДЦС.

Такая зависимость объясняется конкуренцией двух тенденций: усилением эффекта CMC нефти для низкопроницаемого пласта на выработку его запасов, что приводит к снижению притока нефти из него и более быстрому отключению скважин по достижению предельной обводненности, с одной стороны, и общему снижению выработки запасов нефти высокопроницаемого пласта с увеличением соотношения KjK„„, с другой.

В третьей главе рассмотрены варианты совместной разработки двухпластовой залежи, пласты которой имеют сильно отличающиеся фильтрационные характеристики. Использовалась вышеописанная модель с условиями насыщения и фильтрационно-емкостными свойствами пластовых флюидов, соответствующими пластам АВ/"2 и АВ,3 Самотлорского месторождения.

Рассмотрены следующие варианты разработки: 1 - совместная разработка пластов с отключением скважин при достижении предельной обводненности; 2 - совместная разработка пластов единой сеткой скважин с последовательным отключением заводненных интервалов; 3 - последовательная выработка запасов нефти пластов снизу вверх; 4 - разработка двухпластовой залежи на основе технологий одновременно-раздельной добычи и закачки.

Расчеты показали, что при неизменной системе разработки число добывающих и нагнетательных скважин и режимы их работы одинаковы для всех вариантов, порядок ввода пластов в разработку может изменить КИН на несколько процентов (рисунок 4).

Первый вариант нацелен на скорейшую выработку запасов нефти с минимальными затратами на добычу, поэтому характеризуется наименьшим КИН. Для данного варианта характерен наименьший уровень выработки запасов низкопроницаемого пласта при достаточно высокой выработке высокопроницаемого пласта.

Второй вариант наиболее часто реализуется на практике. Пласты разрабатываются совместно единым фильтром. Высокопроницаемый пласт по мере его заводнения изолируется и в дальнейшем продолжается выработка низкопроницаемого пласта.

0.600 0.500 0.400

Ч

ф

^ 0.300 х"

* 0.200 0.100 0.000

1вариант 2вариант Звариант 4вариант

Рисунок 4 - Значения КИН на конец расчетного периода для разных вариантов разработки двухпластовой залежи

Данный вариант способствует более полной выработке низкопроницаемого пласта и несколько снижает КИН высокопроницаемого пласта. В целом залежь характеризуется более высоким КИН по сравнению с первым вариантом. Однако осложняющим разработку фактором является возникновение внутрискважинных межпластовых перетоков.

Последовательная разработка пластов (низкопроницаемый пласт начинает разрабатываться после выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта) характеризуется более низким КИН по сравнению со вторым вариантом. Это связано с тем, что при совместной разработке двух пластов высокопроницаемый пласт вырабатывается в большей степени при обводненности добываемой продукции ниже предельной.

Наиболее эффективным в разработке двухпластовой системы коллекторов является применение технологий ОРЭ (ОРЗ). При этом достигается наибольший КИН, и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым. Независимый приток жидкости из пластов позволяет достичь большей выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта при обводненности ниже предельной, ускорить сроки разработки залежи. Отрицательными моментами данного варианта разработки являются высокая стоимость оборудования для ОРЭ (ОРЗ) и длительный период разработки с высокой обводненностью добываемой продукции. Таким образом, проведенные

'■1 ;5

> ~ I

■ -й

д ■К

'ф - -Ш •

расчеты показали, что разная стратегия выработки запасов нефти двухпластовой залежи при неизменной системе скважин может изменить КИН залежи в пределах нескольких процентов. Если сопоставить с методами увеличения нефтеотдачи (МУН), которые дают аналогичный по величине прирост КИН, то рациональный подход к разработке многопластовой залежи, позволяющий повысить эффективность выработки запасов, можно рассматривать как технологию применения МУН.

Эффект от применения технологий ОРЭ (ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов (рисунок 5).

0.5

0.08 0.07

5

Ц 0.06

га" ё 0 05

0.02

---

-0.05 0.1 0 2

/у \

' СО О) Ю т- N П О) Ю Г-О^СОт-ЮСОСЧ

месяц разработки залежи

б)

соотношение проницаемостеи низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, д.ед.

Рисунок 5 - а) динамика приращения КИН за счет ОРЭ для разных значений соотношения проницаемостей совместно разрабатываемых пластов; б) зависимость приращения средних темпов выработки запасов нефти при применении технологии ОРЭ от соотношения проницаемостей совместно разрабатываемых пластов

В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологии. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ (ОРЗ) стремится к 0, что соответствует классическим представлениям о разработке многопластовых залежей нефти.

В четвертой главе представлены результаты исследований процессов выработки запасов нефти из двухпластовой системы коллекторов с применением ГРП. Анализ результатов применения ГРП в разработке ряда месторождений показал, что можно выделить следующие группы скважин:

1) скважины, в которых после ГРП при увеличении дебита нефти снижается относительное содержание нефти в добываемой продукции, т.е. увеличивается обводненность;

2) скважины, в которых обводненность практически не меняется, при этом возрастают дебиты нефти и жидкости;

3) скважины, в которых после ГРП возрастает относительное содержание нефти (снижается обводненность).

Рассмотрение особенностей геологического строения пласта в скважинах с неэффективным ГРП показывает, что для этих скважин характерно либо отсутствие непроницаемых разделов между водонасыщенными, частично или полностью заводненными и нефтенасыщенными интервалами пласта, либо толщина этих разделов невелика (менее 3 м). При этом важную роль играет проницаемость водонасыщенного или заводненного коллектора.

На основе описанной выше гидродинамической модели в работе рассмотрены возможные варианты применения ГРП в разработке низкопроницаемого пласта в двухпластовой системе коллекторов.

Вариант 1. Двухпластовая залежь состоит из невыработанного нижнего высокопроницаемого пласта и слабонефтенасыщенного низкопроницаемого верхнего пласта. Низкопроницаемый пласт вводится в разработку системой вертикальных скважин. Ввиду низкой продуктивности коллектора пласта в добывающих скважинах проводится гидроразрыв пласта. В результате гидроразрыва в скважине ^УРКОЗ (рисунок 1) возникает гидродинамическая связь с нижележащим высокопроницаемым пластом. Кроме того, в результате закачки воды с высоким устьевым давлением (продавливание воды в низкопроницаемый пласт) в скважине \VINJ2 возникают трещины в призабойной зоне, соединяющие низкопроницамый и высокопроницаемый

пласты. Вариант 2 отличается от варианта 1 тем, что нижний высокопроницаемый пласт частично заводнен, а остаточные запасы нефти сосредоточены в прикровельной зоне пласта. Вариант 3 предусматривает полную выработку высокопроницаемого пласта.

Проведенные расчеты вариантов показали следующее. В результате проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта происходит увеличение дебита нефти при неизменных показателях обводненности добываемой продукции. При этом величина дебита после ГРП и динамика его изменения зависят как от параметров трещины, так и от расположения скважины. Если скважина расположена в тупиковой или застойной зоне пласта, то быстрое снижение пластового давления приводит к резкому падению дебита нефти. Расположение скважины с ГРП в зоне воздействия нагнетательных скважин обеспечивает больший прирост дебита после проведения ГРП и более плавное снижение дебита в процессе разработки залежи.

В случае возникновения гидродинамической связанности между пластами в результате создания системы трещин при ГРП результаты гидроразрыва полностью определяются степенью выработки запасов нефти высокопроницаемого пласта. При низкой выработке присоединенного с помощью ГРП пласта наблюдаются многократный рост дебита нефти, существенное снижение обводненности, повышение пластового давления в области скважины. Низкопроницаемый пласт отсекается от выработки запасов, более того, в него поступает сначала нефть, а затем по мере обводнения присоединенного пласта вода из более продуктивного пласта. Возникает эффект, аналогичный внутрискважинным межпластовым перетокам, который приводит к оттеснению запасов нефти от забоя скважины. Хотя формально и наблюдается эффект от проведения ГРП, низкопроницаемый пласт в данной области не вырабатывается.

Присоединение в результате ГРП частично заводненного пласта также приводит к росту дебита нефти при росте обводненности добываемой продукции. При этом величина обводненности определяется соотношением фаз жидкости в присоединенном пласте. Низкопроницаемый пласт отсекается от разработки в результате поступления обводненной жидкости с присоединенного

пласта и оттеснения запасов нефти низкопроницаемого пласта от забоя скважины. В данном случае также наблюдается формальный эффект от ГРП, выражающийся в увеличении дебита нефти, но при этом возрастает обводненность добываемой продукции.

При полной выработке запасов нефти присоединяемого пласта формальный эффект от ГРП выражается в кратковременном незначительном росте дебита и в резком росте обводненности вплоть до предельных значений.

Во всех рассмотренных случаях возникновение гидродинамической связи низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов в результате проведения ГРП приводит к отключению низкопроницаемого пласта от выработки запасов нефти и снижению его КИН.

В работе рассмотрено влияние на выработку запасов нефти низкопроницаемого пласта величины проницаемости присоединяемого в результате ГРП пласта (рисунок 6).

О 0.2 0.4 0.6 0.8 1

соотношение проницаемостей низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, отн.ед.

Рисунок 6 - Зависимость КИН низкопроницаемого пласта на конец расчетного периода от соотношения проницаемостей низкопроницаемого и присоединяемого высокопроницаемого пластов

Видно, что исследуемая зависимость имеет экстремальный характер. Таким образом, эффективность выработки запасов низкопроницаемого пласта существенно зависит от того, какую проницаемость имеет присоединяемый в

результате ГРП пласт. Чем выше проницаемость присоединяемого пласта, тем больше в него закачивается воды, быстрее происходит обводнение зоны отбора, больше воды попадает в призабойную зону низкопроницаемого пласта через трещины гидроразрыва, и тем больше оттесняется запасов нефти низкопроницаемого пласта из области отборов, и, соответственно, тем ниже КИН. В рассмотренной серии задач максимальный КИН соответствует соотношению проницаемостей » 0.2, т.е. проницаемости высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов отличаются в пять раз. При значениях проницаемости пластов, отличающихся менее чем на порядок, межпластовые перетоки жидкостей в области трещины ГРП отсутствуют. Это связано с динамическим распределением поля давления по пластам в области скважины \VPRD3. Необходимо отметить, что для иного расположения скважин и точек присоединения нижнего пласта положение максимума рассмотренных зависимостей изменится.

Увеличение дебита нефти при проведении ГРП также зависит от проницаемости присоединяемого пласта, и для рассматриваемой задачи

соотношение проницаемостей низкопроницаемого и высокопроницаемого пластов, отн.ед.

Рисунок 7— Зависимость увеличения дебита нефти скважины \УРКГ>3 при ГРП низкопроницаемого пласта и образовании гидродинамической связи с нижележащим пластом от соотношения проницаемостей пластов

Промоделированные в работе возможные варианты присоединения высокопроницаемого пласта показали многообразие изменений технологических показателей разработки скважины в результате ГРП.

В пятой главе приведены примеры практического применения результатов исследований в формировании геолого-технических мероприятий при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений. Изложены результаты выявления внутрискважинных межпластовых перетоков и рекомендации по повышению эффективности эксплуатации скважин с применением технологий ОРЭ (ОРЗ).

Так как процесс выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с помощью моделирования является ресурсо- и трудозатратным мероприятием, поэтому необходимо иметь методику выявления внутрискважинных межпластовых перетоков, достаточно простую для ее применения в промысловых условиях. В диссертационной работе предложена модификация существующей методики, позволяющая анализировать скважины с трещинами, образованными в результате ГРП. Изложим ее основные положения. Оценка вероятности возникновения внутрискважинного перетока в добывающих скважинах, совместно эксплуатирующих несколько пластов, проводится с помощью метода «нечетких множеств». Методом экспертной оценки выбираются параметры, оказывающие наибольшее влияние на возникновение внутрискважинного перетока. В целевую функцию для скважин с ГРП введены следующие члены:

• количество пластов в разрабатываемой пачке пластов п, на одном из

|Х п > 1

которых проводится ГРП: в = | ^ _ ^;

• толщина глинистого раздела Нг! между соседними пластами, на одном

[1, 1/Я,., >1/3 из которых проводится ГРП: ст = |1/я 1/я <1/3;

• разница в среднем пластовом давлении между сопредельными пластами, на одном из которых проводится ГРП, определяется либо по данным

замеров пластового давления г =

1, £(Д/>)2>0 ¡-1

0.5, ¿(Д^)2=0

т

, либо по промысловым

данным эксплуатации района залежи г =

К

0.5, £

(Щ

закачка / .-

*п

т.

, где ДР - разница

пластового давления между сопредельными пластами,

(Щ

отбор

соотношение гидропроводностей вскрытых и разрабатываемых пластов рассматриваемой пачки в близлежащих добывающих и нагнетательных скважинах. Список близлежащих действующих скважин определяется с помощью триангуляции Делани.

Тогда для скважин с ГРП целевая функция имеет вид: 0 = в-стт + 0.1-,

т

где член описывает работу соседних нагнетательных скважин.

1-1

С применением предложенной методики проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием на объектах разработки Самотлорского месторождения, предложены геолого-технические мероприятия по их устранению.

Основные выводы и рекомендации

1. Изучение заводнения послойно неоднородного по проницаемости пласта показало, что при ньютоновском режиме течения моделирование позволяет достичь практически полной выработки высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев. Однако промысловые данные показывают, что низкопроницаемые слои остаются незаводненными. Таким образом, моделирование выработки запасов низкопроницаемого слоя при ньютоновском режиме течения нефти не соответствует реальности.

2. Показано, что при моделировании неньютоновского течения жидкости в послойно неоднородном по проницаемости пласте к концу разработки участка значительные запасы нефти остаются в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. При этом в призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя.

3. При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями увеличение значения ГДЦС приводит к существенному снижению выработки низкопроницаемого пласта и в меньшей мере высокопроницаемого пласта. Остаточные запасы нефти высокопроницаемого пласта сосредоточены в межскважинных застойных зонах как в области отбора, так и в области закачки. С ростом ГДЦС объем и нефтесодержание этих зон увеличиваются.

4. Величины конечного КИН и КИН за безводный период эксплуатации двухпластовой залежи сильно зависят как от соотношения проницаемостей совместно эксплуатируемых пластов, так и от ГДЦС. При этом зависимость от величины ГДЦС более сильная.

5. Конечный КИН низкопроницаемого пласта с ростом проницаемости коллектора возрастает, в то время как для высокопроницаемого пласта он снижается с увеличением проницаемости низкопроницаемого пласта. Монотонность снижения КИН высокопроницаемого пласта с ростом соотношения проницаемостей пластов нарушается при значениях ГДЦС более 0.01 атм/м, кривые зависимости КИН (К,т/Кт) в этой области имеют максимум.

6. Показано, что при разработке двухпластовой залежи вариант с последовательной выработкой запасов нефти пластов характеризуется более низким КИН по сравнению с вариантом их совместной разработки. Это связано с тем, что при совместной разработке двух пластов высокопроницаемый пласт вырабатывается в большей степени при обводненности добываемой продукции ниже предельной.

7. Наиболее эффективным в разработке двухпластовой системы коллекторов является применение технологий ОРЭ (ОРЗ). При этом достигается наибольший КИН, и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым. Независимый приток жидкости из пластов позволяет достичь большей выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта при обводненности ниже предельной, ускорить сроки разработки залежи.

Отрицательными моментами данного варианта разработки являются высокая стоимость оборудования для ОРЭ (ОРЗ) и длительный период разработки с высокой обводненностью добываемой продукции.

8. Эффект от применения технологий ОРЭ (ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологий. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ (ОРЗ) стремится к 0.

9. Моделирование разработки двухпластовой залежи коллекторов, состоящей из высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов, показало, что на выработку низкопроницаемого пласта существенно влияет присоединение в результате ГРП высокопроницаемого пласта. При этом значительную роль в определении показателей разработки как скважины, так и залежи играют возникающие межпластовые перетоки жидкости в области трещины, образованной в результате ГРП.

10. Показано, что при присоединении в результате ГРП дополнительного пласта в зависимости от его энергетического состояния, выработки запасов и проницаемости изменения в технологических показателях работы скважины могут иметь следующие тенденции: 1) увеличение дебита нефти со снижением обводненности добываемой продукции; 2) увеличение дебита нефти с незначительным и кратковременным увеличением обводненности; 3) кратковременное и незначительное увеличение дебита нефти при возрастании обводненности практически до предельных значений. Для сравнения отметим, что в скважинах, в которых в результате ГРП не происходило присоединения другого пласта, после проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта наблюдалось увеличение дебита жидкости с неизменной обводненностью добываемой продукции.

11. Предложена модифицированная методика выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с учетом наличия трещин, образованных в результате гидроразрыва пласта. Методика является достаточно простой и может быть использована в промысловых условиях.

12. С применением предложенной методики проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при

совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием на объектах разработки Самотлорского месторождения. Выявлены скважины с внутрискважинным межпластовым перетоком, предложены геолого-технические мероприятия по их устранению.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Аржиловский A.B., Бикбулатова Т.Г., Костюченко C.B. Опыт моделирования Самотлорского месторождения: проблемы и перспективы // НТПЖ «Нефтяное хозяйство». - 2010. -№ 11. - С. 46-50.

2. Горобец Е.А., Аржиловский A.B., Волков И.А., Глебов A.C., Чупров A.A. Разработка трудноизвлекаемых запасов уникальной залежи пласта АВ|''2 Самотлорского месторождения //НТПЖ «Нефтяное хозяйство». - 2010. -№11. - С. 54-57.

3. Сагитов Д.К., Сафиуллин И.Р., Лепихин В.А., Аржиловский A.B. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С. 35-36.

4. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B. Обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от ГРП единичной скважины на окружающие // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С. 57-58.

5. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B. О некоторых особенностях моделирования гидроразрыва пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С. 59-60.

6. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Васильев В.В., Аржиловский A.B. Зависимость эффективности ГРП от расположения скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С. 61-63.

7. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Аржиловский A.B. Оценка влияния технологии ГРП на выработку запасов нефти участка залежи // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — М.: ВНИИОЭНГ, 2012. — № 1. -С. 64-68.

8. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Аржиловский A.B., Чусовитин A.A., Гнилицкий P.A. Влияние ГРП на выработку неоднородного по

проницаемости участка пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С. 68-71.

9. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Аржиловский A.B. Определение экономической целесообразности применения технологии ГРП в низко проницаемой зоне пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 1. - С. 71-74.

10. Лазеев А.Н., Аржиловский A.B., Кузнецов Н.П., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. Влияние ориентации вертикальной трещины ГРП на эффективность выработки запасов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№ 1. - С. 74-78.

11. Владимиров И.В., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B., Васильев В.В. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.: ВНИИОЭНГ,2012.-№ 1. -С. 79-81.

12. Аржиловский A.B. Исследование выработки запасов нефти из залежи с учетом предельного градиента сдвига // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 4. - С. 5-11.

Прочие печатные издания

13. Аржиловский A.B., Поспелова Т.А. Исследование, анализ и применение фазовых характеристик при гидродинамическом моделировании залежей нефти Талинской площади Красноленинского месторождения // Матер. I Конф. молодых специалистов нефтяной и геологической отраслей ХМАО, г. Нижневартовск, 24-26 октября 2000 г. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. -С. 22-27.

14. Бриллиант Л.С., Скрылев С.А., Аржиловский A.B., Поспелова Т.А., Антипин М.А. Оценка ситуации в разработке Красноленинского месторождения // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений. Сб. ст. -Екатеринбург: Сред.-Урал. кн. изд-во, 2003. - С. 4-15.

15. Тимчук A.C., Аржиловский A.B., Сунагатуллин А.Ф. ТНК-BP: методы повышения нефтеотдачи // Нефтегазовая вертикаль. - М., 2010. - № 22. - С. 77-81.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.08.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 206. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Аржиловский, Андрей Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПРОБЛЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ

МНОГОПЛАСТОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.1. Общие положения.

1.2. Роль неоднородности фильтрационно-емкостных свойств коллектора нефтяного пласта в формировании недренируемых запасов нефти.

1.3. Внутрискважинные межпластовые перетоки как осложняющий фактор в разработке многопластовых объектов единым фильтром.

1.4. ГРП как причина неконтролируемой совместной разработки пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами.

1.5. Технологии одновременно раздельной эксплуатации (закачки).

1.6. Выводы и постановка задач исследований.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНОЙ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ЗАЛЕЖИ С УЧЕТОМ СТРУКТУРНО

МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ.

2.1. Общие положения.

2.2. Исследование выработки запасов нефти из послойно неоднородного по проницаемости пласта с учетом градиента динамического давления сдвига.

2.3. Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов нефти из двухпластовой залежи нефти при совместной разработке пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ (ОРЗ)"

Актуальность проблемы. Опережающая выработка запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах, формирование остаточных запасов в низкопроницаемых зонах коллекторов, быстрый рост обводненности и снижение темпов отбора, все эти явления создали необходимость дальнейшего изучения процессов, происходящих в пластах с различными фильтрационно-емкостными свойствами при их совместной разработке. Исследованиями многих ученых показано, что при заводнении высокопроницаемых слоев коллектора традиционные подходы в разработке пачек неоднородных пластов снижают свою эффективность. Возрастающие объемы закачиваемой воды с целью интенсификации добычи нефти способствуют существенному изменению термодинамического состояния разрабатываемых залежей. В этих условиях важно сохранить и повысить эффективность действующих систем разработки. Однако, как показывает практика, осуществление доразработки залежей происходит без детального изучения процессов, имеющих место в нефтенасыщенных, частично заводненных коллекторах.

Неравномерной выработке запасов нефти способствуют высокая неоднородность поля проницаемости и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. Особенно это затрагивает разработку многопластовых объектов, состоящих из пластов с разными фильтрационно-емкостными свойствами. Бурно развивающиеся в последнее время технологии одновременно-раздельной эксплуатации (закачки) (ОРЭ) призваны изменить ситуацию с выработкой запасов из многопластовых объектов при их совместной разработке. Однако в области обоснования применения технологии ОРЭ(ОРЗ) существует ряд нерешенных вопросов. В частности не решены вопросы критериев эффективного применения технологии ОРЭ, влияния технологии на повышение нефтеотдачи совместно разрабатываемых пластов и т.д.

Другой насущной проблемой в разработке нефтяных месторождений является неконтролируемая совместная разработка двух и более пластов при проведении гидроразрыва пласта. В результате ГРП на низкопроницаемом пласте может возникать гидродинамическая связь с ниже и выше лежащими пластами, что приводит к спонтанной совместной разработке пластов с сильно отличающимися фильтрационно-емкостными характеристиками.

Представленная работа посвящена изучению процессов выработки запасов нефти из многопластовой залежи при совместной разработке пластов с разными ФЕС.

Цель работы. Основной целью работы является изучение особенностей выработки запасов из пластов с различающимися фильтрационно-емкостными свойствами при их совместной разработке единым фильтром или с применением технологий ОРЭ(ОРЗ).0бгекш исследования. Многопластовые залежи нефти, разрабатываемые единой сеткой скважин. Свойства флюидов и фильтрационно-емкостные свойства коллектора отличаются для совместно разрабатываемых пластов.

Предмет исследования. Технологии разработки многопластовых объектов единым фильтром и с применением техники одновременно-раздельной эксплуатации. Процессы фильтрации в неоднородных коллекторах с учетом градиента динамического давления сдвига (ГДЦС), межпластовые внутрискважинные перетоки, фильтрация жидкости в области трещин ГРП.

Основные задачи исследования.

1. Исследование процессов фильтрации с учетом ГДЦС в послойно неоднородном по проницаемости пласте.

2. Теоретическое изучение на моделях многофазной фильтрации движения пластовых флюидов в двухпластовой системе коллекторов с отличающимися фильтрационно-емкостными свойствами при разных вариантах разработки.

3. Исследование выработки запасов нефти низкопроницаемого пласта с применением ГРП при возникновении гидродинамической связи с прилежащими по разрезу пластами при разной степени их заводненности.

4. Обоснование применения технологии ОРЭ как метода повышения нефтеотдачи пластов.

Методы исследований. Решение поставленных задач основано на использовании современных методов гидродинамического моделирования, способов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, обобщении разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний предлагаемых решений.

Научная новизна.

1. Показано, что при неныотоновском течении жидкости в послойно-неоднородном по проницаемости пласте к концу разработки значительные запасы нефти остаются в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. В призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя.

2. При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями значения конечного КИН и КИН за безводный период эксплуатации сильно зависят как от соотношения проницаемостей совместно эксплуатируемых пластов, так и от ГДДС. При этом зависимость от величины ГДДС более сильная.

3. Показано, что эффект от применения технологий ОРЭ(ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологии. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ(ОРЗ) стремится к 0.

4. Показано, что при присоединении в результате ГРП дополнительного пласта в зависимости от его энергетического состояния, выработки запасов и проницаемости, изменения в технологических показателях работы скважины могут иметь следующие тенденции: 1) увеличение дебита нефти со снижением обводненности добываемой продукции, 2) увеличение дебита нефти с незначительным и кратковременным увеличением обводненности, 3) кратковременное и незначительное увеличение дебита нефти при возрастании обводненности практически до предельных значений. В скважинах, в которых в результате ГРП не происходило присоединения другого пласта, после проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта наблюдалось увеличение дебита жидкости с неизменной обводненностью добываемой продукции. Основные защищаемые положения.

1. Представление о ньютоновском режиме фильтрации нефти в низкопроницаемом коллекторе не соответствует реальности и привносит существенную ошибку в определении остаточных запасов нефти в неоднородных по проницаемости коллекторах.

2. При разработке многопластовой залежи вариант с последовательной выработкой запасов нефти пластов характеризуется более низким КИН по сравнению с вариантом их совместной разработки единым фильтром или с применением техники ОРЭ.

3. Наиболее эффективным в разработке многопластовой системы коллекторов является применение технологии ОРЭ(З). При этом достигается наибольший КИН и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым.

4. При разработке многопластовой залежи, состоящей из высокопроницаемых и низкопроницаемых пластов, на выработку низкопроницаемых пластов существенно влияет присоединение в результате ГРП высокопроницаемых пластов. При этом, значительную роль в определении показателей разработки, как скважины, так и залежи играют возникающие межпластовые перетоки жидкости в области трещины

ГРП.

5. Предложена модифицированная методика выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с учетом наличия трещин гидроразрыва пласта.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Практическая ценность. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке нефтяных залежей Самотлорского месторождений.

От внедрения разработанных автором рекомендаций по состоянию на 1 мая 2012 г. получен технологический эффект в объеме 2140 т дополнительно добытой нефти с экономическим эффектом 2.635 млн. рублей.

Личный вклад автора. Автор непосредственно участвовал в проведении численных расчетов, формулировке основных выводов работы, в постановке и проведении опытно-промышленных работ по выбору и обоснованию применения технологий ОРЗ и ОРЭ на ряде месторождений России и Казахстана.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах ООО НПО «Нефтегазтехнология», ООО «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2009-2011 гг.), «ТНК-ВР», ТННЦ (Тюмень, 2010-2011), на Конференции молодых специалистов нефтяной и геологической отраслей ХМАО, XI Российском энергетическом форуме, XI Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2011 г.), на ЦКР (г. Москва, 2006-2011 гг), ГКЗ (г. Москва, 2006-2011 гг).

Публикации. Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 15 научных работах, из них 12 работ в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 100 наименований. Работа изложена на 151 страницах, в том числе содержит 16 таблиц, 99 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Аржиловский, Андрей Владимирович

Основные выводы и рекомендации

1. Изучение заводнения послойно-неоднородного по проницаемости пласта показало, что при ньютоновском режиме течения моделирование позволяет достичь практически полной выработки высокопроницаемого и низкопроницаемого слоев. Однако, промысловые данные показывают, что низкопроницаемые слои остаются незаводненными. Таким образом, моделирование выработки запасов низкопроницаемого слоя при ньютоновском режиме течения нефти не соответствует реальности.

2. Показано, что при моделировании неньютоновского течения жидкости в послойно-неоднородном по проницаемости пласте к концу разработки участка значительные запасы нефти остаются в низкопроницаемом слое в межскважинных зонах пласта. При этом, в призабойных зонах добывающих скважин возникает водяной конус, и коллектор низкопроницаемого слоя заводняется за счет вертикального вытеснения нефти водой, поступающей из заводненного высокопроницаемого слоя.

3. При совместной разработке двух пластов с сильно отличающимися проницаемостями увеличение значения ГДЦС приводит к существенному снижению выработки низкопроницаемого пласта и в меньшей мере высокопроницаемого пласта. Остаточные запасы нефти высокопроницаемого пласта сосредоточены в межскважинных застойных зонах, как в области отбора, так и в области закачки. С ростом ГДДС объем и нефтесодержание этих зон увеличивается.

4. Величины конечного КИН и КИН за безводный период эксплуатации двухпластовой залежи сильно зависят как от соотношения проницаемостей совместно эксплуатируемых пластов, так и от ГДЦС. При этом зависимость от величины ГДДС более сильная.

5. Конечный КИН низкопроницаемого пласта с ростом проницаемости коллектора возрастает, в то время как для высокопроницаемого пласта он снижается с увеличением проницаемости низкопроницаемого пласта. Монотонность снижения КИН высокопроницаемого пласта с ростом соотношения проницаемостей пластов К нарушается при значениях ГДДС более 0.01 атм/м. Кривые зависимости КИН (—— ) в

Квп области ГДЦС> 0.01 атм/м имеют максимум.

6. Показано, что при разработке двухпластовой залежи вариант с последовательной выработкой запасов нефти пластов характеризуется более низким КИН по сравнению с вариантом их совместной разработки. Это связано с тем, что при совместной разработке двух пластов высокопроницаемый пласт вырабатывается в большей степени при обводненности добываемой продукции ниже предельной.

7. Наиболее эффективным в разработке двухпластовой системы коллекторов является применение технологии ОРЭ(3). При этом достигается наибольший КИН и низкопроницаемый пласт вводится в разработку одновременно с высокопроницаемым. Независимый приток жидкости из пластов позволяет достичь большей выработки запасов нефти из высокопроницаемого пласта при обводненности ниже предельной, ускорить сроки разработки залежи. Отрицательными моментами данного варианта разработки являются высокая стоимость оборудования ОРЭ(3) и длительный период разработки с высокой обводненностью добываемой продукции.

8. Эффект от применения технологий ОРЭ(ОРЗ) в значительной мере зависит от проницаемостей совместно разрабатываемых пластов. В зависимости от соотношения проницаемостей пластов увеличение КИН и темпов отбора запасов нефти залежи может сопровождаться как возрастанием, так и сокращением объемов попутно добываемой воды, что увеличивает экономическую привлекательность технологии. При близких значениях проницаемостей совместно разрабатываемых пластов эффект от ОРЭ(ОРЗ) стремится к 0.

9. Моделирование разработки двухпластовой залежи коллекторов, состоящей из высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов, показало, что на выработку низкопроницаемого пласта существенно влияет присоединение в результате ГРП высокопроницаемого пласта. При этом, значительную роль в определении показателей разработки, как скважины, так и залежи играют возникающие межпластовые перетоки жидкости в области трещины ГРП.

10. Показано, что при присоединении в результате ГРП дополнительного пласта в зависимости от его энергетического состояния, выработки запасов и проницаемости, изменения в технологических показателях работы скважины могут иметь следующие тенденции: 1) увеличение дебита нефти со снижением обводненности добываемой продукции, 2) увеличение дебита нефти с незначительным и кратковременным увеличением обводненности, 3) кратковременное и незначительное увеличение дебита нефти при возрастании обводненности практически до предельных значений. Для сравнения отметим, что в скважинах, в которых в результате ГРП не происходило присоединения другого пласта, после проведения гидроразрыва низкопроницаемого пласта наблюдалось увеличение дебита жидкости с неизменной обводненностью добываемой продукции.

11. Предложена модифицированная методика выявления внутрискважинных межпластовых перетоков с учетом наличия трещин гидроразрыва пласта. Методика является достаточно простой и может быть использована в промысловых условиях.

12. С применением предложенной методики проведена оценка вероятности возникновения внутрискважинных перетоков жидкости при совместной эксплуатации пластов с различным энергетическим состоянием на объектах разработки Самотлорского месторождения. Выявлены скважины с внутрискважинным межпластовым перетоком, предложены геолого-технические мероприятия по их устранению.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в работе было показано, что в настоящее время вопросы совместной разработки многопластовых неоднородных по проницаемости объектов приобретают особую значимость в связи с необходимостью наращивания уровней добычи нефти за счет приобщения ранее не вырабатываемых пластов. Приведенные в работе исследования позволяют ответить на ряд наиболее острых вопросов в разработке многопластовых нефтяных залежей при совместной эксплуатации пластов единым фильтром или с применением техники ОРЭ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Аржиловский, Андрей Владимирович, Уфа

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

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

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

4. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Мониторинг», 1996. - 288с.

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

6. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах./Под редакцией Н.И. Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.- т.1 - 240 е., т.П - 272 е., т. III - 149 е., т. IV -263 с.

7. Дияшев Р.Н., Шавалиев А.И. и др. Особенности разработки многопластовых объектов / -М.: ВНИИОЭНГ, О.И. сер. Нефтепромысловое дело, 1987.- Вып. 11 (140).-63с.

8. Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Булгаков Р.Т. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. М.: Недра, 1982. - 229 с.

9. Непримеров H.H. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань: Изд. КГУ, 1978.-216 с.

10. Манапов Т.Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - 296 с.

11. Лаврушко П.Н, Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1971.-368 с.

12. Красиков A.A. Одновременно-раздельная добыча нефти. «Нефтегазовая Вертикаль», №11,2010. С.44-47

13. Гарипов О.М., Леонов В.А., Шарифов М.З. Технология и оборудование для одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов одной скважиной. Вестник недропользователя ХМАО, №17,2007

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

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

16. Аристов В.Н., Быков Л.А., Ильин В.М., Коптелинин Н.Д., Корчемкин В.Н., Сонич В.П.12

17. Литологическая характеристика и коллекторские свойства продуктивного пласта ABi Самотлорского месторождения // Проблемы нефти и газа Тюмени. Тюмень. - 1978. -выпуск 39.

18. Подсчет запасов нефти и газа пласта ABl Самотлорского месторождения Нижневартовского района Тюменской области / ГТПГУ Тюменская тематическая экспедиция; Тренин Ю.А., Ефименко В.И. и др. Тюмень, 1987.

19. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

20. Ахметов Н.З., Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — М: ВНИИОЭНГ. 2003. - № 12. - С.31-35.

21. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М., Владимиров И.В., Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу.// Нефтяное хозяйство. -2001. -№ 8. С.41-43.

22. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и др. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников девона. // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 6. - С. 34-37.

23. Глумов И.Ф. Зависимость нефтенасыщенности и нефтеотдачи пород горизонта Д1 Ромашкинского месторождения от проницаемости и пористости. // Тр.ТатНИИ, 1961. -ВЫП.Ш.-С.221-222.

24. Ковалева О.Б. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти. //Тр.Гипровостокнефть. 1990. - С.103-104.

25. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра.-1992.-270 с.

26. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме явления ухода раствора. ДАН АзССР, 1953, т.9. №4. - С.203-205.

27. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 208 с.

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

29. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975.- 168 с.

30. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200 с.

31. Алишаев М.Г., Вахитов Г.Г., Гехтман М.М., Глумов И.Ф. О некоторых особенностях фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах. Изв. АН СССР, МИСГ, №3, 1966

32. Алишаев М.Г. и др. Особенности фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах. Ежегодник ВНИИ. Теория и практика добычи нефти. М. Недра, 1966.

33. Глумов И.Ф. Нефтеотдача при вытеснении пластовой нефти водой при температурах ниже температуры выпадения парафина. «Татарская нефть», №11, 1961

34. Амирханов И.М., Васильев В.В., Девликамов В.В., Хабибуллин Э.А. Реологические свойства нефтей Татарии. Тр.УНИ, вып. 8, Уфа, 1972

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

36. Гафаров Ш,А., Шамаев Г.А. Исследование фильтрационных параметров неныотоновской нефти при течении в карбонатных пористых средах. // Нефтегазовое дело. 2005. - №1. -С. 1-8.

37. Галлямова Э.А. Исследование граничных слоев нефти на твердой поверхности // Дис. . канд.техн.наук Уфа, фонды УГНТУ, 1972. -147 с.

38. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И.,Хасанов М.М., Хакимов A.M., Бачин С.И. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводненного нефтяного пласта. // НТЖ Нефтепромысловое дело. 1997. -№ 12. - С. 11-18.

39. Телин А.Г., Тахаутдинов Р.Ш., Халиуллин Ф.Ф., Файзуллин И.Н., Салихов И.М., Хакимов A.M. Влияние глинистости пласта-коллектора на его физико-гидродинамические характеристики. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 1999. - № 11. - С.20-24.

40. Хавкин А.Я. и др. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 60 с.

41. Галин Э.Р. Разработка литологически экранированной линзы совместно с частично ограниченным пластом // Журнал научных публикаций аспирантов и докторантов. -Курск. 2011. - №4(58). - С.85-90.

42. Галин Э.Р. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной стадии разработки. //Дис. . канд.техн.наук Уфа, фонды НПФ «Геофизика», 2012 -153 с.

43. Владимиров И.В., Родионова И.И., Абилхаиров Д.Т. Исследование выработки запасов нефти при заводнении двухпластовой системы коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - № 1. - С.39-45

44. Абилхаиров Д.Т. Проблемы разработки высокопродуктивных неоднородных коллекторов (на примере меловых отложений месторождения Кумколь). //Дис. . канд.техн.наук Уфа, фонды ГУП ИПТЭР, 2012 - 142 с.

45. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения: отчет в 14 томах / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед». Москва - Тюмень, 2005.

46. Мусабиров Т. Р. Численно-аналитические методы моделирования и проектирования систем разработки низкопроницаемых пластов. //Дис. . канд.техн.наук Уфа, фонды УГНТУ, 2012.-132 с.

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

48. Шарифов М. 3., Леонов В. А. и др. Патент РФ №2194152. Скважинная установка для регулирования и отсекания потока среды.- 2002 .

49. Шарифов М.З., Леонов В.А. и др. Патент РФ на изобретение по заявке №2003116852. Скважинная установка для одновременно раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.- 2004.

50. Валеев М.Д., Белоусов Ю.В., Калугин A.B. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 10. -С. 62-63.

51. Шаисламов Ш.Г., Янтурин P.A., Янтурин А.Ш., Лаптев В.В. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной // Бурение и нефть. -2007.-№ 10.-С. 21-23.

52. Хисамов P.C., Евдокимов A.M., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Мусин P.A. Геолого-промысловое обоснование внедрения одновременно-раздельной эксплуатации пластов // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 7. - С. 50-52.

53. Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Ахметвалиев Р.Н., Тарифов K.M., Кадыров А.Х. Новые технические средства одновременно-раздельной эксплуатации, разработанные в ОАО "Татнефть" // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 7. - С. 79-81.

54. Янтурин P.A., Шаисламов Ш.Г., Янтурин А.Ш. Одновременно-раздельная эксплуатация более двух-трех пластов при заводнении // Бурение и нефть. 2008. - № 7/8. - С. 33-35.

55. Афанасьев И.С., Пасынков А.Г., Худяков Д.Л., Габдулов P.P., Никишов В. И., Сливка П.И. Одновременно-раздельная эксплуатация скважин. Создание "интеллектуальной" скважины // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 11. - С. 66-70.

56. Яртиев А.Ф. Эффективность применения ОРЭ-технологий на объектах ОАО "Татнефть" // Нефть, газ и бизнес. 2009. - № 7/8. - С. 83-85.

57. Гарипов О.М. Общие тенденции развития высокотехнологичного сервиса при разработке, установке и обслуживании многопакерных систем для одновременно-раздельной эксплуатации // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 9. - С. 58-61.

58. Никишов В.И., Хабибуллин P.A., Сметанников А.П., Нижевич Д.А. Карты применимости компоновок для совместной разработки двух объектов // Нефтяное хозяйство. 2009. -№ 11.-С. 45-47.

59. Казанцев И.Ю., Гордеев А.О., Вахрушева И.А., Луценко A.A. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации на Верхнеколик-Еганском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 2. - С. 44-47.

60. Барышников A.B., Сидоренко В.В., Кременецкий М.И. Результативность долговременного мониторинга совместной разработки пластов системами одновременно-раздельной добычи на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 6. -С. 30-33.

61. Тарифов K.M., Глуходед A.B., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г. Применение одновременно-раздельной эксплуатации пластов в ОАО "Татнефть" // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 7. с. 55-57.

62. Барышников A.B., Поляков Д.Б., Шаймарданов Р.Ф. Внедрение и совершенствование технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин на Южной лицензионнойтерритории Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. - № 5. - С. 121123.

63. Тавлуй И.В., Гаврилюк Ю.А., Агафонов А.А., Лютиков А. Н. Опыт эксплуатации и планы развития одновременно-раздельной эксплуатации в ОАО "Удмуртнефть" // Нефтяное хозяйство. -2011. -№ 6. С. 48-51.

64. Валеев М.Д., Бортников А.Е., Ведерников В.Я. Обоснование и основные условия перевода скважин на одновременно-раздельную эксплуатацию // Нефтяное хозяйство.2011.-№8.-С. 64-66.

65. Лысенко В.Д., Буторин О.И. Временное методическое руководство по проектированию разработки месторождений аномальных нефтей. ТатНИПИнефть, Бугульма, 1976, 53 с.

66. MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011, 152 p.

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

68. Аржиловский А.В. Исследование выработки запасов нефти из залежи с учетом предельного градиента сдвига // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ,2012.-№4.-С. 5-11.

69. Аржиловский А.В., Бикбулатова Т.Г., Костюченко С.В. Опыт моделирования Самотлорского месторождения: проблемы и перспективы // НТПЖ «Нефтяное хозяйство». -2010.-№11. С. 46-50.

70. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». 2004. - № 6. - С.73-78.

71. Вахитов Г.Г., Максимов В.П., Булгаков Р.Т. и др. Разработка месторождений при забойном давлении ниже давления насыщения. -М.: Недра, 1982,229 с.

72. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 1998. - 212 с.

73. Дияшев Р.Н., Хмелевских Е.И. Особенности совместной эксплуатации нефтяных пластов при повышенных градиентах давления // НТЖ «Нефтепромысловое дело», серия Добыча. Обзор информ. ВНИИОЭНГ. М., 1979. - 56 с.

74. Горобец Е.А., Аржиловский А.В., Волков И.А., Глебов А.С., Чупров А.А. Разработка1 2трудноизвлекаемых запасов уникальной залежи пласта АВ. " Самотлорского месторождения // НТПЖ «Нефтяное хозяйство». 2010. - №11. - С. 54-57.

75. Сарваров А.Р. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения. // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. - №1. - С.22-25.

76. Саушш В.И., Шаламов М.А., Ягафаров А.К. Эффективность строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении (пласт AB 1/1-2 «рябчик») // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ. - 2007. - № 11. - С. 5962.

77. Мокрушин A.A. Технологии повышения нефтеотдачи пластов обводненного фонда скважин. / Доклад на конференции "Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития 2011, г. Геленджик

78. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B. Обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от ГРП единичной скважины на окружающие // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№1. -С. 57-58.

79. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B. О некоторых особенностях моделирования гидроразрыва пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ. 2012. - №1. - С. 59-60.

80. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Антонов М.С., Аржиловский A.B. Оценка влияния технологии ГРП на выработку запасов нефти участка залежи // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№1. С. 64-68.

81. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Аржиловский A.B., Чусовитин A.A., Гнилицкий P.A. Влияние ГРП на выработку неоднородного по проницаемости участка пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - №1. - С. 68-71.

82. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Аржиловский A.B. Определение экономической целесообразности применения технологии ГРП в низкопроницаемой зоне пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - №1. - С. 71-74.

83. Лазеев А.Н., Аржиловский A.B., Кузнецов Н.П., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. Влияние ориентации вертикальной трещины ГРП на эффективность выработки запасов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. - №1. - С. 74-78.

84. Владимиров И.В., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B., Васильев В.В. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№1. - С. 79-81.

85. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Карачурин Н.Т., Файзуллин И.Н., Салихов И.М. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 104с.

86. Сагитов Д.К., Сафиуллин И.Р., Лепихин В.А., Аржиловский A.B. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации // НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ, 2012. -№!.- С. 35-36.