Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами"

На правах рукописи

ОБОСНОВАНИЕ СТЕПЕНИ ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА ПЕРФОРАЦИЕЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ

Специальность 25.00.17 Разработка в эксплуатация нефтяных в газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006 г.

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью научно-производственное объединение "Нефтегазтехнология" (г. Уфа, Башкортостан)

Научный руководитель кандидат технических наук

Тазиев Марат Миргазиянович

Официальные оппонента: доктор технических наук

Мерзляков Владимир Филлипович

кандидат технических наук Чижов Александр Петрович

Ведущая организация: ООО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится 09.02. 2007г. в 1600 часов на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д.520.020.01. при Открытом Акционерном Обществе Научно-производственная фирма "Геофизика" (ОАО НПФ "Геофизика") по адресу: 450005, г. Уфа, ул. 8-Марта, д. 12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ "Геофизика".

Автореферат разослан 08.01. 2007 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета ¿^—э/ - -

доктор химических наук Д-А. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти на территории России сосредоточены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеотдачи. При этом разработка их сопровождается большим отбором попутно добываемой воды из-за образования конусов подошвенной воды. Поэтому одной из актуальных проблем при разработке таких залежей является вопрос об эффективной степени вскрытия пласта перфорацией, как правило, разделенного на нефтяную, переходную и водонефтяную зоны. Оптимальность вскрытия пласта перфорацией связана с одной стороны с необходимостью предупреждения конусообразования воды, а с другой - обеспечением минимального эффекта снижения продуктивности скважины и потери части подвижных запасов нефти. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы путем разработки теоретических основ совершенствования технологии вскрытия и интенсификации отбора нефти с целью достижения максимальной нефтеотдачи пласта, поэтому актуальность её очевидна.

Цель работы. Теоретическими и аналитическими исследованиями технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов.

Основные задачи исследований.

1. Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с водонефтяными зонами (ВИЗ), приуроченных к залежам маловязких и высоковязких нефгей.

2. Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой из модели пласта, состоящего из нефгенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон.

3. Оптимизация технологий вскрьггия пласта с ВИЗ путем моделирования на математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяной зоне при различных значениях проницаемости коллектора, вязкости нефти и эмульсии, насыщенности пластовыми флюидами в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах.

4. Разработка методики расчета технологических показателей разработки залежи путем оптимизации вскрытия пласта перфорацией.

5. Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВИЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть».

Методы исследований. Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, математическое моделирование притока двухфазной жидкости из призабойной зоны пласта с ВИЗ путем использования данных геолого-статистического анализа.

Научная новизна.

1. Путем математического моделирования процесса вытеснения нефти водой на линейной модели пласта, состоящей из нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон установлено, что при соотношении толщины перфорированного нефтяного слоя к общему не более 0,8 снижение коэффициента охвата и коэффициента нефтеотдачи составляет 16-24 %.

2.Показано, что даже при увеличении соотношения толщины водонасьпценного слоя к переходному в 2-4 раза, но при условии степени вскрытия нефтеносной части в пределах 0,4-0,8, время достижения предельной обводненности уменьшается на 25 - 35 %.

3.Показано, что при степени вскрытия нефтенасыщенной части пласта 0,8 и более с увеличением вязкости эмульсии переходного слоя, коэффициент нефтеотдачи пласта уменьшается, причем в зоне максимального значения вязкости принимает закономерность близкую к линейной.

4.Установлено, что при накопленной добыче нефти в долях от максимально возможного для трехслойной модели переходной зоны при соотношении проницаемости первого пропластка к третьему больше 1, увеличивается накопленная добыча жидкости тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.

Основные защищаемые положения.

1. Классификация и группирование вариантов геологического представления призабойной зоны пласта с ВИЗ по нефтеводонасыщенности, с учетом переходной зоны.

2. Методика расчета и оптимизации интервалов вскрытия нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон пласта с учетом вязкости фильтрующихся жидкостей.

3. Методика формирования технологий отбора продукции на базе оптимизированных зон вскрьггия пласта с ВЮ дополнительной перфорацией.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Результаты диссертационной работы используются при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «Меллянефть». Оптимизация интервалов перфорации проведена в 18 скважинах ОАО «Меллянефть», что позволило получить дополнительно 14182 т нефти с экономическим эффектом 18.6 млн.рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), ОАО «Меллянефть», Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 19992006 гг.) и ОАО «Юганскнефтегаз» (2001-2005 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 112 наименований. Работа изложена на 119 страницах, в том числе содержит 9 таблиц, 64 рисунка.

Автор выражает благодарность научному руководителю к.т.н. Тазиеву М.М.

Краткое содержание работы.

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

В первой главе рассмотрены состояние изученности исследуемой проблемы. Показано, что водонефтяная зона, характеризуемая как часть нефтяной залежи, расположенная мевду внутренним и внешним контуром нефтеносности в настоящее время достаточно изучена.

Отмечено, что кроме единичных исследователей, изучением этой проблемы занимались большинство ведущих нефтяных и научных центров страны: Татарстана (ТатНИПИнефть, «Татнефть», малые предприятия и научно-внедренческие компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, «Башнефть»), Западной Сибири

(«ТюменНИИгипрогаз», Тюменский государственный нефтегазовый университет, корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК «Нефтеотдача»).

Обобщая результаты исследований различных авторов по опубликованным материалам, отмечается дифференцированный подход к оценке и применению технологий вытеснения нефти и регулирования фильтрационных потоков с оптимальным выбором интервала перфорации.

Результаты обобщения многочисленных исследований показали, что водонефтяной контакт (ВНК) не является ярко выраженной поверхностью. В результате воздействия ряда факторов - капиллярных и

гравитационных сил, химических реакций, структурных и термодинамических изменений пластовых флюидов в области их контакта, в нефтеносных пластах, подстилаемых подошвенной водой, формируется зона постепенного перехода от нефти к воде с образованием переходной зоны. В зависимости от свойств коллекторов и пластовых флюидов толщина переходной зоны может изменяться от сантиметров до нескольких метров. По СДПирсону «понятие «водонефгяной контакт» является лишь терминологическим, так как четкой границы, которая разделяла бы области содержащие 100% воды и 100% нефти не существует. Обычно считают, что водонефгяной контакт - это уровень, ниже которого получают 100 % воды». Некоторые считают, что именно в переходной зоне формируется положение водонефтяного контакта (ВНК). Однако мнения специалистов по данному вопросу расходятся, считая формирование ВНК по степени обводненности от 1 до 10-20 %.

Наиболее возможно формирование ВНК на уровне толщины остаточной нефтенасыщенности, при которой нефть находится в неподвижном состоянии, то есть относительная проницаемость по нефти равна нулю, но пока по воде она еще меньше единицы. Толщина остаточного нефтенасыщения при этом меняется от нескольких метров для регионов Урало-Поволжья до 10-50 м на месторождениях Западной Сибири. Отмечается, что достоверное определение ВНК важно не только для подсчета запасов нефти и текущего отбора, но и для регулирования процесса разработки месторождения нефти. В соответствии с проведенным анализом публикаций, в диссертационной работе сформулирована следующая цель: путем теоретического и аналитического исследования технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами, включающих нефтяную, переходную и водоносную части пласта, разработать эффективные технологии вскрытия пласта перфорацией для повышения технико-экономических показателей его разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов.

Во второй главе приведены исследование и формирование исходной базы данных для изучения гидродинамических характеристик нефтенасьпценной, переходной и водоносной частей пласта. Показано, что в соответствии с поставленной задачей объектом исследования был выбран из множества известных месторождений Урало-Поволжья с ВНЗ бобриковский горизонт Михайловско-Коханского месторождения ОАО «Самаранефтегаз», в котором водонефтяные зоны представлены терригенными коллекторами большей мощности с формированием переходных зон. Отмечается, что по месторождениям, например, ОАО «Татнефть» изучение данной проблемы представляет определенные трудности, так как залежи с ВНЗ распространяются в большинстве случаев с толщиной до 10 -15 м. А именно на бобриковском горизонте с

терригенными коллекторами Михайловско-Коханского месторождения их представлено по толщине до 30 м, в которых с определенной точностью можно выделить переходную зону. На дату изучения проблемы геологическое строение уточнено по данным эксплуатационного бурения и с учетом детальных геофизических и гидродинамических исследований с выделением нефтенасыщенных, переходных и водоносных интервалов.

Так, обобщение результатов геофизических исследований по оценке влияния удельного сопротивления пород (Rn, ом-м) на коэффициент пористости по объектам Cía, С2 Михайловско-Коханского месторождения на базе переоцифрованных и переинтерпретированных данных ГИС по усовершенствованным методикам показало ( значительный разброс коэффициента пористости от удельного сопротивления пород в нефтенасыщенных, переходных и водоносных зонах (рисунок 1). Полученная информация говорит лишь о том, что в результате математической обработки не установлена четкой связи -Кп = /(/?„), а отмечается лишь широкая зона, ограниченная

значениями Ю, 16-24%. Дальнейшие исследования зависимости коэффициента нефтенасыщенности от Rn для водонасыщенной, нефте насыщенной и переходной зон показывает на определенную

закономерность существования функции Кн = f(R„)(рисунок 2). Анализ рисунка 2 показал, что в графической зависимости выделяются четыре зоны, которые классифицированы по нефтенасыщенности в зоне I от 75 до 95 %, П зоне от 50 до 75 %, 1П зоне 30-50 % и IV зоне - менее 30 %. Причем представительность данных в зоне I составляет 73 % всех измерений, в зоне II - 18 %, в зоне III- 6 % и в IV зоне менее 3 %. Зависимость между Кн и Rn, обработанная по методу наименьших

квадратов, имеет вид: Кн = 401п/?°'35 + 27, где коэффициент

корреляции равен R2=0,82.

Даны рекомендации по использованию зависимости

Кн =f(R„) для выделения границ нефтеводораздела по объекту и

единичным скважинам, где нет достаточной информации на основе

обобщения Кн = f(R„)v целом по месторождению. Основной

характеристикой для определения нефтеводораздела является параметр удельного сопротивления пород, который для зоны I может быть определен в виде составных сопротивлений пород слагающих зону I, как в зоне, представленной статистически большой выборкой: л1 .h1 4■ R1 -h2 +R1 -А3

I алевр алевр ^ лктсч 'Ыесч ^ ^глии "глин

R" = h1 +h2 +/г3

'алевр песч глин

И так последовательно Rn, Rm, Riv для единичных скважин.

R" -h'+R" -h'+R" -h]

R,r =

_ алевр

hx +h2 +h3

алевр 1 "песч глин

15 ■

30 -

' »Л_О_ 0 t ^ Д_■ по

fte.tf■ i °° Ч..„ S

í(»Vi — - „ _ «Í _ —

. »* ■■в 1

t °

—-В О-я--и-

е о фв

П 0"4 в в"

а—й-а—

цОв $

♦ Вода ° Нефть д Нефть-вода

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Рп, Омм

Рисунок 1. Зависимость коэффициента пористости от удельного сопротивления нефтеводонасыщенных коллекторов бобриковского горизонта пласта С 1а

«к», ; г— . « -

1 4 * я ■ ■ >

-1 «Г/Л Uяш щ» вт тт 1 f а Y-40LN(Xys0 35+27 R2-0. 7388

** ♦ зона • ♦ Вода ■ Нефть

1 ♦ ♦ • и ¿Переходная зона (Нефть-Вода

4 ** « §

Í4 V

♦ а

8 &

о 10 20 30 40 30 (0 70

Рп, Очи

Рисунок 2. Зависимость коэффициента нефтенасьпценности от удельного сопротивления пород для пласта С 1а бобриковского горизонта

Аналогично определяется среднее удельное сопротивление пород по зоне Ш и IV. Тогда уточнение коэффициента нефтенасыщенности по зоне II на базе большой выборки в зоне I по единичным скважинам

К1

производится по формуле К"пер = —^ • Ru и далее по зонам III и IV.

R

Оценим, например, Кн путем анализа представительности пород в зоне I (рисунок 2), состоящего из: песчаника, алевролита, глины с песчаником. Суммарное сопротивление составляет 20 Ом.м, с Кн =0,81, а в зоне II, представленной глинистым песчаником Rn = 8 Ом.м. Тогда средняя

нефгенасыщенность в зоне II будет г" =-^-•8 = 32 4% а в 30не ■ Ш

" 20 ' '

Кнш= 18,6%.

Максимальное значение Кн = 1, соответствующее полностью гидрофобным коллекторам, в которых пленка нефти полностью обволакивает твердые частицы породы, встречаются очень редко. В многочисленных исследованных скважинах максимальное значение Кн равно 0,9, так как подавляющая часть коллекторов гидрофильна, ввиду того, что твердые частицы, образующие коллектор, смачиваются водой. Количество воды, содержащейся в породе и называемой неподвижной водой, связанной с поверхностью пор силами молекулярного сцепления, и подвижной воды определяется коэффициентом водонасыщенности. Кроме того, по данным исследований шлама, керна и предварительному заключению геофизиков для сложнопостроенных коллекторов карбонатного девона, иногда и нижнего карбона, например, Муслюмовского месторождения характерна битуминозность насыщения коллекторов. Глубина залегания битуминозных коллекторов изменяется от 1521 м в семилукском до 1736 м в бурегском горизонтах, начальное пластовое давление 16,6 МПа, текущее -15,2 МПа, а пластовая температура 35°С - такая же как и в пашийских, но не битуминозных коллекторах. Эффективные коллекторы в них имеют сложную морфологию и являются трещинными. Сопротивление в этих коллекторах имеет очень высокие значения за счет повышения глинистости и битуминозности. Поэтому Кн по мнению многих исследователей, подтвержденный расчетами автора, должен составить 80-90%. Однако четко отбить кровлю и подошву нефтенасыщенности не удается. В связи с этим в данной интерпретации ГИС Кн по бобриковским терригенным коллекторам интерпретировался с учетом высоких сопротивлений в битуминозных коллекторах и их глинистости. В соответствии с зонами обработка большого количества измерений (рисунок 2), позволило в коллекторах значительной мощности с ВИЗ выделить переходные зоны для различных вариантов их представления, что позволило сформировать исходную базу для проведения гидродинамических исследований, подсчитать запасы нефти

в нефтяной, переходной и водоносной зонах пласта.

Кроме того, в соответствии с работами института «Гипровостокнефть» (г.Самара) и их переработки автором приведены результаты определения по выбранному объекту остаточной водонасьпценности, пористости и проницаемости, а также коэффициент вытеснения нефти водой.

В третьей главе приведены и обобщены теоретические исследования эффективности дренирования продукции скважин с ВНЗ с учетом переходной зоны. Показано, что эффективность вскрытия пласта для единичной или группы скважин может оцениваться укрупненно тремя показателями: определением коэффициента конечной нефтеотдачи, накопленной добычи нефти и жидкости и временем преждевременного (или интенсивного) обводнения.

Для определения проектных значений начальных и текущих извлекаемых запасов разработаны и использованы методики, основанные на данных обработки ГИС и ГДИС на базе данных коллектора путем разбивки объекта на основе триангуляции Делани на элементарные треугольники, в вершинах которых располагаются скважины, и на неперекрещивающиеся многоугольники в областях Вороного, по результатам которых определяются запасы по единичным скважинам. Для определения границ дренирования рассматриваемого объекта исследования определены коэффициенты влияния и взаимовлияния скважин, по численным значениям которых установлены площади дренирования и приведен расчет текущих запасов нефти единичных скважин в ячейке. Таким образом, все необходимые характеристики коллектора для проведения теоретических исследованийсчитаются известными.

В соответствии с результатами детальных исследований по разделу 2 для численных исследований принято (рисунок 3):

1. Содержание воды в нефтенасьпценной части - до 10 %.

2. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, так как повсеместно на месторождениях Урало-Поволжья ввиду различия коллекторов по зональной и послойной неоднородности, как правило, геологический разрез продуктивной толщи имеет неоднородность и по толщине пласта.

С достаточным обоснованием в соответствии с рисунком 2, промежуточный слой представлен тремя условными пропластками для гидродинамических исследований при следующих параметрах по содержанию нефти и воды: Первый Ь'п - с содержанием воды от 10 до 30 %. Второй Ь"п - с содержанием воды от 30 до 60 %. Третий 1гшп - с содержанием воды от 60 до 95 %.

Содержание воды в водоносной части от 95 до 100 %, а толщина переходной зоны Ьп = Ь'п + Ьпп+ Ьшп.

Принятая схема разделения пропластков в переходной зоне достаточно хорошо согласуется с реальным разрезом пород в скважинах Михайловско-Коханското месторождения.

^ Стенка

h1, h"n

Численные исследования гидродинамических характеристик по модели на рисунке 3 проводились при условии, что процесс водонапорного вытеснения происходит при давлениях в пласте выше давления насыщения нефти газом. Тогда такое условие соответствует условию применимости в модели "Black oir. Уравнения, описывающие фильтрацию двухфазной жидкости в предположении малости капиллярного давления и незначительности величины гравитацион([ых сил. приняты в виде:

£

f*i

давление в фазах. К, - проницаемость /-той фазы, ц, - вязкость /-той фазы, s, - насыщенность ¡-той фазы, ш - пористость коллектора, f>, -коэффициент сжимаемости /-той фазы. ßc* - упругоемкость скелета пласта. N,(x,z,t) - толщина объемного источника или стока i - ой фазы, i принимает значения о (нефть) и w (вода). Определены краевые условия, насыщенности, относительные фазовые проницаемости, пористость и проницаемость коллектора. Отдельно по экспериментальным исследованиям оценено влияние вязкости эмульсии.

Рисунок 3. Схема формирования

водонефтяном пласте переходного слоя

пласта

Многочисленные результаты исследований как отечественных, так и зарубежных авторов показывают, об образовании при отдельных критических значениях гидродинамических характеристик фильтрации многофазных жидкостей в призабойной зоне вязких водонефтяных эмульсий. Причем надо отметить, что образование их идет лишь при определенных условиях. Например, для случая при Рзаб > Р„а„ то есть для случая отсутствия газовой фазы, оно в основном определяется соотношением площади перфорационных отверстий к общей площади фильтрации и скорости истечения жидкости через фильтрационные отверстия. При малых расходах до 3 м3/сут на один метр перфорированной толщины в случае отсутствия газа вероятность образования водонефтяной эмульсии практически ничтожна. Но для режимов с Р3аб< Рвдс и при газовом факторе более 30 м3/м3 вязкость водонефтяной эмульсии достаточно высока. Хотя газовая фаза наибольшее влияние оказывает как смешивающаяся фаза больше в перфорированных отверстиях, вязкость водонефтяной эмульсии определяется в основном соотношением объемов нефти и воды в эмульсии.

Пользуясь методикой пересчета вязкости нефти, определенной по поверхностным пробам (методика института «ТатНИПИнефть»), была разработана методика определения вязкости эмульсии в пластовых условиях. Построенная по данной методике кривая вязкости эмульсии от водонасыщенности для скважин Михайловско-Коханского месторождения приведена на рисунке 4, которая для моделирования и использования в гидродинамических исследованиях пересчитана в виде следующей эмпирической зависимости вязкости нефти от водонасыщенности для пластовых условий:

у0,х<х0-Ь\

с-1

1

V

(2)

у0 + а

с-1

X хп

с-1

1 х-хО (с-1)с с-1

с

,х> х0 -Ь\

С-П

где у - вязкость эмульсии, хо - обводненность, доли ед., у0 . вязкость безводной пластовой нефти, постоянные коэффициенты имеют значения: а = 110,76; Ь = 185,79; с = 2055; хо = 0,5; Цо = 1(вязкость воды, мПа.с).

водонасыщенностъ, д.ед.

Рисунок 4. Зависимость вязкости нефти от водонасьпденности

Гидродинамические исследования проводились на двухслойной профильной модели пласта Ьх=100 м, толщина Ьг=10 м с извлекаемьши запасами на момент численного исследования 12390 м, а его абсолютная проницаемость - Ко=1 мкм2. Соотношение продольной (вдоль х) и поперечной (вдоль г) проницаемостей Кх/К2=10. Вязкость воды //„, = 1 мПа.с. Вязкость нефти в пластовых условиях 27 мПа.с. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно имели: р„=ЗЛЛ0АйПа, Д, = 7.4-10"9Яо, Д « А.5Л^тПа .

Пористость - 0.2 дед. Начальное пластовое давление р0=1.78-Ю7 Па, давление на точке нагнетания воды в пласт (контур ВНК) -ро, на выходе из пласта (забой добывающей скважины) - 0.5ро. Кривые ОФП для исследования были использованы модельные, а извлекаемые запасы пересчитаны по нефгесодержангао в пластах. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности жидкости на выходе из пласта (0.95 д. ед.). Вначале исследовались фильтрационные характеристики влияния переходного слоя на технологические показатели нефтевытеснения для случая, когда параметры пласта и переходного слоя постоянны. Было рассмотрено варианты перфорации пласта: 1) - 0,1, 2) - 0,2, 3) - 0,3,4) - 0.4, 5) - 0,5, 6) - 0,6, 7) - 0,7, 8) - 0,8, 9) -1,0 от общей толщины пласта. Необходимо отметить, что для вариантов 1-4 перфорирована только нефгенасыщенная часть пласта, для вариантов 5-6 помимо нефтенасьпценного вскрыта часть пласта с водонефтяной эмульсией.

Моделирование процессов фильтрации для различных вариантов перфорации показало, что приток жидкости к забою добывающей скважины сопровождается значительным "размыванием" водонефгяного контакт (рисунок 5). Это происходит в силу того, что возникают

различия фильтрационных свойств пластовых флюидов при пуске добывающей скважины в области водонефтяного контакта, так как возникают градиенты давления, которые приводят к проникновению нефти в водонасыщенную часть коллектора. Причем доля проникающей в водонасыщенную часть нефти тем больше, чем больше проницаемость водонасыщенной части пласта. Для частичной же перфорации пласта вторжению воды в нефтенасыщенную часть коллектора вблизи от забоя добывающей скважины способствует явление конусообразования (рисунок 5).

Анализ динамики полей насыщенности при различных схемах перфорации в добывающей скважине показал, что при частичной перфорации пласта (нефтенасьнценной его части), даже при равенстве проницаемостей в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, происходит перемещение доли запасов нефти в водонасыщенную область пласта. При этом часть нефти остается фактически потерянной для нефтеизвлечения (рисунок 6).

Для оптимизации интервала вскрытия пласта были построены характеристики вытеснения для всех рассмотренных вариантов перфорации. Установлено, что максимальный объем добытой нефти обеспечивает вариант перфорации, при котором вскрывается вся нефтенасыщенная часть пласта (Нргг0.4). По характеристикам вытеснения наиболее близок к данному варианту вариант с Нргг=0.3. при степени вскрытия пласта 0,3 и более обеспечивается высокий коэффициент охвата заводнением и продукция обводняется более медленно. По динамике дебита к варианту Нргр0.4 наиболее близок вариант Нргр0.5, при котором вскрыта также часть пласта с водонефтяной эмульсией.

Однако при Нртг0.5 происходит более быстрое обводнение продукции скважин. При вскрытии же водоносного пласта происходит быстрое и интенсивное обводнение. Исследование влияния изменения вязкости водонасыщенной эмульсии на характеристики вытеснения отмечено с доли воды равной 0,2 (20 %).

Установлено, что при росте вязкости водонефтяной эмульсии происходит более быстрое обводнение продукции из пласта и снижается коэффициент нефтеотдачи. При дальнейшем росте вязкости водонефтяной смеси вариант вскрытия 0,3 пласта является более предпочтительным (рисунки 7,8). Исследования влияния на характеристики вытеснения неоднородности коллектора переходной зоны выполнены при следующих условиях. Принято, что нефтенасыщенная часть с содержанием воды 5%, а её толщина равна 4,4 м, с проницаемостью ~ К]. Соотношение проницаемостей коллекторов принято равным нефтенасыщенному с первым промежуточным слоем К1 и третий К3 с водоносным. Промежуточный слой, который разделен на три интервала, имеет параметры:

г',-;-, .•:• '.'-¿л •...-■■■■ ■ '-.у., ■..-■■.•■ • у/*-'' ■'<' -■ ■ --•-■— ■■■■

X, от1(.вд,

X, ОТН.ОЛ.

■Ш

Ж ! ^

И

04

НВК< -'о !

Ж

1 нефтенасыщенньм слой

.2 еодомефгякая эмульсия4

__г" ,, —^^

X, ОТН.ВД.

V 2 во^нефтяиая эмул^й*)

• ^лйл-г"- ■ г. _«--—

Рисунок 5. Динамика вскрыт перфорацией с Нрг(=0,2

изменения лоля насыщенности. Пласт

Рисунок 8. Зависимость коэффициента охвата заводнением от степени вскрытая пласта при при различной зависимости вязкости нефти от водонасыщенности В результате выполненных исследований установлено, что при равенстве проницаем остей всех слоев (К1/К3 = I), накопление добыча нефти хотя и является максимальной, но при этом резко растет объем накопленной жидкости, и темп роста тем больше, чем больше проницаемость первого пропластка (рисунок 3). Отмечено, что в этом режиме обеспечивается и наиболее высокий КИН. Несмотря на высокий КИН при равенстве проннцаемостей более технологически эффективным следует считать режим, когда нефгенасыщенная часть вскрывается перфорацией с толщинаю не более 60-70 %.

В случае условия, когда проницаемость переходного ело* и водоносного будут меньше, чем в нефтенасыщенной, тогда режим эффективного вскрытия будет соответствовать полному вскрытию нефтенасыщенной части пласта.

Результаты численных исследований и анализ неоднородности по водонасыщенности в переходной зоне показали, что для условий задачи наилучшие результаты но нефтевытеснению соответствует случай вскрытия пласта « нефтенасышейная зона + переходная зона».

В четвертой главе описаны примеры формирования технологий вскрытия пласта с ВНЗ и результаты внедрения рекомендаций автора. Используя теоретические исследования в

Рисунок 9. Блок-диаграмма скважины 7834 с окружающими скважинами

1

14392

Определение оптимального варианта перфорации для добывающей

скважины № 7834 Фильтрационные параметры пласта сЮ 1а. на которых работает скважина № 7834 приведены в таблице 1. Перемычка между пронластками 1 и 3 рассматривалась как слабо проницаемая с кефтенасыщенностьго 0,5 дед, сформированная по результатам рисунка 9. Установлено, что переходная зона сформирована между пропластками 1 и 2.

разделах 2 и 3 и полученные методические основы формирования технологии вскрытия пласта принимается, что рассматриваемые рекомендации в большей степени направлены на их применимость в разрабатываемых объектах, для которых геологическая и гидродинамическая модели известны, или имеется база по оцифровке и интерпретации ГИС в объеме залежи, а запасы оценивались на основе геологической модели, разработанной автором совместно с НПО "Нефтегазтехнология".

Рассмотрим некоторые методические разработки применительно к конкретным объектам, в частности на работу единичных скважин в виде ячейки, приведенной на рисунке 9.

Рядом с рассматриваемыми добывающими скважинами находятся нагнетательные скважины (№ 14393 и № 7834 соответственно, рисунок 9), поэтому в качестве внешнего краевого условия рассматривалось равенство пластового давления равного 1,5 от начального пластового давления. Рассматривалась двухслойная профильная модель фильтрации двухфазной жидкости в приближении модели "Black oil". Забойное давление задавалось равным 0,5 от начального пластового давления. Так как для данной задачи гидродинамические силы значительно превосходят по величине капиллярные и гравитационные силы, то последние в модели не учитывались. Подошва и кровля горизонта предполагаются непроницаемыми.

Параметры задачи

вязкость нефти в пластовых условиях - ß0= 3.5 мПа.с;

вязкость воды в пластовых условиях - JUW = 1 мПа.с;

начальное пластовое давление - Р0 =17.5 МПа;

Фильтрационные параметры пластов брались по данным ГИС.

Рассматриваемые пласты пронумерованы.

Модельные относительные фазовые проницаемости заданы в

виде:

K=(s-cw)(l-a(l-s)), k; = (l-s-co)(l-bs), где а = Ъ — 1, Cw = 0.2, с0 = 0.3 , s - водонасыщенность.

143Э2

Рисунок 9. Блок-диаграмма скважины 7834 с окружающими скважинами

Определение оптимального варианта перфорации для добывающей

скважины Лг 7834 Фильтрационные параметры пласта dOla, на которых работает скважина № 7834 приведены в таблице 1. Перемычка между пронластками 1 и 3 рассматривалась как слабо проницаемая с нефгенасыщенностью 0,5 дед., сформированная по результатам рисунка 9. Установлено, что переходная зона сформирована между пропластками 1 и 2.

Таблица 1 - Параметры коллектора в районе скважины № 7834 Ташлиярской площади ___

Пропласток Нефтена-сьпценная толщина, м Абсолютная проницаемость коллектора, Д Пористость, д.ед. Нефтенаа щенность д. ед.

1 3,6 0,4973 0,203 0,763

2 1,2 0,00067 0,107 0,5

3 1,4 0,0067 0,107 0,3

Рассматривались следующие варианты перфорации скважины № 7834 с учетом работы окружающих скважин 14393,14392,14373,14374:

1. базовый вариант - вскрыто 1,3 м нефтенасыщенной толщины пропластка 1;

2. вскрыт весь пропласток 1 - 3,6 м нефтенасыщенной толщины;

3. вскрыто 4 м пласта - пропласток 1 и 0,4 м пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью.

С помощью математического моделирования рассчитывались поля давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки залежи (дебеты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Варианты сравнивались по характеристикам вытеснения. Моделирование нефтеизвлечения заканчивалось по достижении обводненности продукции скважины 95%.

Ниже представлены основные результаты по моделированию выработки запасов нефти в районе скважины № 7834 (рисунок 10). Динамика выработки запасов исследуется по вариантам 1, когда перфорируется 1,3 м пропластка 1, и варианту 3, когда вскрыт весь пропласток 1 и часть (0,4 м) малопроницаемого пропластка 2 со слабой нефтенасыщенностью.

Видно, что выработка запасов нефти происходит более равномерно при 3-ем варианте разработки. Однако, как показывает динамика показателей разработки, при данном варианте разработки происходит более быстрое обводнение нефти. Дальнейшее увеличение интервала перфорации приводит к аналогичному результату. Как показывают расчеты, наиболее оптимальным вариантом разработки скважины № 7834 является вскрытие всего нефтенасьпценного пропластка 1 - вариант 2. При данном варианте дебит по воде выше, чем при базовом (рисунок 106), ио также значительно выше дебит по нефти (рисунок 10а). Вариант 2 обладает лучшими характеристиками вытеснения (рисунок Юг).

Рисунок 10 Динамика основных показателей разработки скважины № 7834 для.разных вариантов перфорации пласта" а - дебит по нефти, б - дебит по воде, в - обводненность, г - характеристика вытеснения

Таким образом, для скважины № 7834 Ташлиярской площади рекомендуется перфорация всего нефтенасыщенного пропластка 1 (3,6м).

Результаты внедрения рекомендаций автора по Муслюмовскому месторождению приведены в таблице 2.

13 i g в « о ¡£ о Ь"» N «9 s N СП es S я ci M 00 m <о о * «л <о СП Ol «л СП ОС Vs сч Js п 7П «M m os о vs os о ci g 1 14182

Ifs г» <ч чэ СМ сп Cl M о СП СП СЧ ч N "М о ÍM Ci (M Ci R 1 1 s ! 1 i 3 3 Й

ö t g g i о s S ¡ñ S 1 (П й tá «О со со (П «о * Ч Ы СП 00 vi *r f* О» га »л 3 WÏ Fi № £ ч» сп г- № CS M 4-t tr я «r tn f t* & os m

! в о <п OS fH £ со CJ о psi «о •о M (Ч 00 00 ч 00 «л ОС í «0 en IN о Ci V« N n и

1 «о о CS о 09 SÓ t-wS h о> оо «л 00 « 3S m <i •о vs M «0 «о

! jj Is p s g »л о о »о (TS v> г» ^ сч CJ ч- 00 s г» о» Ci »л й * vi 00 * «о * CS î in m Й 43 «n tñ vr

i 1 e ь * 0\ en т 43 о чч £ 2 о\ 00 «о (N п f с in о M *9 N o> <e ri Ci «n

i г* со en * 00 со CS «о СП m ci ЧГ СП а. 49 si os Os <o «0 os h

I § о <d fi -5 I? г- Р fa t*-СП см <о ОЭ s vs 45 й чэ 00 <n »л £ 00 «л г- «о 00 СП СП ОС Гч <с s к M os «r PO Os m Os •0

i =t I (П < m <о V» CS «л t: M СП 1Л <л «л » -n Оч os s

i гч «а- <П ri OS сг> СП а 43 WS »л <N tí ч; п CS oí ч- »г X о T h-о

0 1 h й «о р S3 p г* ci чГ + о VA M ND (И CS « ft м 00 <4 а. о 00 СП СП ОС С\ SC » «о V» Os о <o 43 to

& 1 s со os - СП M •л H 09 о. vi »л cj 00 m tí «л 2 V* N < Vi Çj oo (П <N С1 CJ

I ci PI «d «о 45 00 СЧ H о» CK сч ч» tí < «о оС ■«г о Ci «A * *n Ci ОЧ «n ci

n¡ S g g M о CJ (П см M ÍM M tn СП Ci к СП 00 cj со сч СП СП СП СП <п •s, я Ol 49 СП s 3 о я CJ vs а о N IT« о о т os а о ч-

Основные выводы и рекомендации

1. На примере бобриковского горизонта Михайловско-Коханского месторождения показано отсутствие четкой корреляционной зависимости пористости коллекторов от их удельного сопротивления. Выделен диапазон изменения величин пористости от 16 до 24 %, имеющий наибольшее распространение среди замеренных данных.

2. Установлена значимая корреляционная зависимость между удельным сопротивлением и коэффициентом нефтеводоиасыщенности коллектора, что послужило основанием для разделения его на четыре зоны: К1* =75-95%, к\ = 50-75%, К3„= 30-50%, К4« менее 30%.

3. Разработана научно-методическая основа и математическая модель исследования процесса вытеснения нефти из пласта, состоящего из нефтенасыщенного, переходного и водонасыщенного слоев, путем имитации их вскрьггия перфорацией в различных вариантах и установлено:

- при соотношении толщин перфорированного нефтенасыщенного слоя и всего пласта не более 0,8 происходит снижение коэффициента охвата вытеснением и коэффициента нефтеотдачи на 15-23 %;

- при соотношении толщин первого и третьего пропластков переходной зоны больше единицы, величина накопленной добычи нефти увеличивается тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.

4. Предложена методика расчета вязкости водонефтяных эмульсий в пластовых условиях, основанная на результатах лабораторных исследований водонефтяных эмульсий путем перевода их значений в пластовые с описанием в виде эмпирических формул.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1 .Шашель В. А., Кожин В.Н., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Казакова Т.Г. Методика расчета расположения боковых горизонтальных однозабойных и многозабойных скважин. Издательство ООО Выбор, Уфа, 2005.-26 с.

2.Шашель ВА, Кожин В.Н., Пакшаев A.A., Сарваретдинов Р.Г., Гильманова Р.Х. , Воронцова H.A. Методика определения коэффициента глинистости коллекторов в пластах с высокой радиоактивностью. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.- №3. - С.36-39.

3. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A.., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Основной принцип эффективности технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллекторы. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.- №2. -С.28-33.

4.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.-№4. -С.39-45.

5.Шашедь В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Астахова А.Н., Казакова Т.Г., Сарваретдинов Р.Г., Муртазина Т.М. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации боковых горизонтальных стволов для однородного по проницаемости пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.- №6.-С. 19-25.

6.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Астахова А.Н., Казакова Т.Г., Сарваретдинов Р.Г., Муртазина Т.М. Оценка эффективности расположения скважин и ориентации БГС для неоднородного по проницаемости пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006,- №б. -С.26-32.

7. Сарваретдинов Р.Г., Воронцова НА., Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А. Совершенствование методики определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М:ВНИИОЭНГ - 2006.- №6. - С. 72-75.

8. Шащель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Мустаева Э.Р. Способы выделения литологачески экранированных нефтенасыщенных линз и их разработка на Михайловско-Коха иском месторождении. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М. :ВНИИОЭНГ - 2006,- №8. - С.15-19.

9. Кожин В.Н. О состоянии и перспективе доразработки Михайловско-Коханекого месторождения. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ -2006.- №8. - С.22-27.

10. Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М., Гильманова Р.Х., Кожин В.Н., Казакова Т.Г., Ганиев Б.Г. Исследование влияния текущей обводненности коллектора промежуточного слоя с водонефтяными зонами на характеристики вытеснения пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М. гВНИИОЭНГ - 2006.- №11.- С.11-14.

11. Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Казакова Т.Г., Гильманова Р.Х., Ганиев Б.Г. Исследование влияния неоднородности коллектора переходной зоны на характеристики выработанности пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М. гВНИИОЭНГ - 2006,- №11,- С. 17-22.

12. Владимиров И.В., Владимирова НИ., Кожин В.Н., Тазиев ММ, Ганиев Б.Г. Исследование влияния вязкости вытесняющего агента на процессы извлечения нефти из неоднородного по проницаемости коллектора. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.- №11. - С. 26-29.

Лицензия № 223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 26.12.2006 г. Формат 60x84/16 Бумага типографская №1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Уч.изд.л. 1.5 Тираж 100 экз. Заказ № 1103.

Отпечатано в типографии ООО "Штайм" Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Кожин, Владимир Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОСТОЯНИЕ ИССЛЕДОВАННОСТИ ПРОБЛЕМЫ И

ХАРАКТЕРИСТИКА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН ЗАЛЕЖИ.

1.1. Характеристика проблемы.

1.2.Выделение переходной зоны по результатам геофизических исследований скважин.

1.3. О схематизации формирования водопефтяных зон в призабойной зоне.

ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ И ФОРМИРОВАНИЕ ИСХОДНОЙ БАЗЫ ДАННЫХ.

2.1. Краткая характеристика объекта исследования.

2.2. Ревизия и обобщение геолого-геофизической информации.

2.3. Оценка фактических границ водораздела в скважинах с ВНЗ по промысловым данным.

2.4. Оценка достоверности коэффициента вытеснения нефти водой, остаточной водонасыщенности, пористости и проницаемости по С1а по лабораторным 44 исследованиям

ГЛАВА 3. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ 51 ДРЕНИРОВАНИЯ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН С ВНЗ С УЧЕТОМ ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЫ.

3.1. Постановка задачи исследования.

3.2. Математическая модель двухфазной фильтрации в пластах водопефтяных 54 зон.

3.3. О формах представления и использования кривых относительных фазовых 59 проницаемостей.

3.4. О методике оценки вязкости водонасыщенной эмульсии.

3.5. Постановка задачи исследования.

3.6. Обсуждение результатов численных исследований по модели и расчет основных показателей вскрываемого перфорацией объекта без учета изменения вязкости эмульсии.

3.7. Исследование влияния вязкости эмульсии на характеристики вытеснения.

3.8. Исследование влияния на характеристики вытеснения неоднородности 82 коллектора переходной зоны.

3.9. Исследование изменения характеристик вытеснения для случая неоднородной по водонасыщенности переходной зоны.

ГЛАВА 4. ПРИМЕРЫ ФОРМИРОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВСКРЫТИЯ

ПЛАСТА С ВНЗ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ РЕКОМЕНДАЦИЙ АВТОРА.

4.1. Формирование мероприятий по вскрытию пласта по площадям 89 Ромашкинского месторождения

4.2. Гидродинамическое моделирование процесса фильтрации пластовых флюидов с выбором оптимальных интервалов дополнительной перфорации на скважинах НГДУ "Джалильнефть": №№ 7699 (Ташлиярская площадь).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование степени вскрытия пласта перфорацией для повышения эффективности разработки залежей с водонефтяными зонами"

Актуальность проблемы. Значительные запасы нефти на территории России сосредоточены в водонефтяных зонах. Обширным промысловым опытом и теоретическими трудами многих исследователей установлено, что при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеотдачи. При этом разработка их сопровождается большим отбором попутно добываемой воды из-за образования конусов подошвенной воды. Поэтому одной из актуальных проблем при разработке таких залежей является вопрос об эффективной степени вскрытия пласта, как правило, разделенных на нефтяную, переходную и водонефтяную зоны. Оптимальность вскрытия пласта перфорацией связана с одной стороны с необходимостью предупреждения копусообразования воды, а с другой обеспечением минимального эффекта снижения продуктивности скважины и потери части подвижных запасов нефти. Представленная работа посвящена изучению этой проблемы путем разработки теоретических основ совершенствования технологии вскрытия и интенсификации отбора нефти с целью достижения максимальной нефтеотдачи пласта, поэтому актуальность её очевидна.

Цель работы. Теоретическое и аналитическое исследование технологий вскрытия пласта с водонефтяными зонами для повышения технико-экономических показателей их разработки и достижения высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов. Основные задачи исследований.

1. Систематизация и анализ технологий вскрытия неоднородных по проницаемости пластов с ВНЗ , приуроченных к залежам маловязких и высоковязких пефтей.

2. Создание методики исследования процесса вытеснения нефти водой из модели пласта состоящего из пефтенасыщенного слоя, переходной зоны и водонасыщеппого участка.

3. Оптимизация технологий вскрытия пласта с ВНЗ путем моделирования па математической модели фильтрации пластовых флюидов в водонефтяпой зоне при различных значениях проницаемости коллектора, вязкости нефти и эмульсии, насыщенности пластовыми флюидами в нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зонах.

4. Разработка методики расчета технологических показателей разработки залежи путем оптимизации вскрытия пласта перфорацией.

5. Оценка эффективности применения рекомендаций автора на месторождениях с ВНЗ в ОАО «Самаранефтегаз» и ОАО «Татнефть».

Методы исследований. Анализ отечественных и зарубежных публикаций, теоретические, лабораторные и промысловые исследования, численное моделирование и расчеты на ПЭВМ, математическое моделирование притока двухфазной жидкости из призабойной зоны пласта с ВНЗ путем использования данных геолого-статистического анализа.

Научная новизна.

1. Путем математического моделирования процесса вытеснения нефти водой на линейной модели пласта, состоящей из нефтенасыщенпого, переходного и водонасыщенного слоев в результате которых установлено, что при соотношении толщины перфорированного нефтяного слоя к общему не более 0,8 снижение коэффициента охвата и коэффициента нефтеотдачи составляет 16-24 %.

2. Показано, что при степени вскрытия пласта нефтенасыщенной части 0,8 и более с увеличением вязкости эмульсии переходного слоя, коэффициент нефтеотдачи пласта уменьшается причем в зоне максимального значения принимает закономерность близкую к линейной.

3. Численным исследованием путем математического моделирования движения пластовых флюидов с учетом изменения вязкости эмульсии, включающее нефтенасыщенную, переходную и водоносную зоны пласта установлено наличие несвязанной воды в переходной зоне, ведущее к образованию фильтрующегося потока повышенной подвижности в период пуска скважины, которое в стационарном режиме приводит к резкому увеличению отбора жидкости и отсечению ранее подвижных запасов.

4. Установлено, что накопленная добыча нефти в долях от максимально возможного для трехслойной модели переходной зоны при соотношени проницаемости первого пропластка к третьему больше 1, ведет к резкому увеличению накопленной добычи жидкости тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.

Основные защищаемые положения.

1. Классификация и группирование вариантов геологического представления призабойной зоны пласта с ВНЗ по нефтеводоиасыщеиности, вскрытых с ВНЗ с учетом переходной зоны.

2. Методика расчета и оптимизации интервалов вскрытия нефтенасыщенной, переходной и водонасыщенной зон пласта с учетом вязкости фильтрующихся жидкостей.

3. Методика формирования технологий отбора продукции на базе оптимизированных зон вскрытия пласта с ВНЗ дополнительной перфорацией.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Результаты диссертационной работы используются при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Татнефть» и ОАО «Меллянефть».

Оптимизация интервалов перфорации проведена в 18 скважинах в ОАО «Меллянефть», что позволило получить дополнительно 14182 т нефти с экономическим эффектом 18.6 млн.рублей.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), ОАО «Меллянефть», Научно-технических советах ОАО «Самаранефтегаз» (г.Самара, 1999-2006 гг.) и ОАО «Юганскнефтегаз» (2001-2005 гг.), в нефтяной компании «ЮКОС» (г. Москва, 2002 - 2006 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ в изданиях, входящих в перечень ВАК, одна из которых опубликована самостоятельно. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 112 наименований. Работа изложена на 119 страницах, в том числе содержит 9 таблиц, 64 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Кожин, Владимир Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На примере бобриковского горизонта Михайловско-Кохапского месторождения показано отсутствие четкой корреляционной зависимости пористости коллекторов от их удельного сопротивленбия. Выделен диапазон изменения величин пористости от 16 до 24 %, имеющий наибольшее распространение среди замеренных данных.

2. Установлена значимая корреляционная зависимость между удельным сопротивлением и коэффициентом нефтеводонасыщенности коллектора, что послужило основанием для разделения его на четыре зоны: К'н =75-95%, К2Н = 5075%, К3„= 30-50%, К4„ менее 30%.

3. Разработана научно-методическая основа и математическая модель исследования процесса вытеснения нефти из пласта, состоящего из нефтенасыщенного, переходного и водонасыщенного слоев, путем имитации их вскрытия перфорацией в различных вариантах и установлено:

- при соотношении толщин перфорированного нефтенасыщенного слоя и всего пласта не более 0,8 происходит снижение коэффициента охвата вытеснением и коэффициента нефтеотдачи на 15-23 %;

- при соотношении толщин первого и третьего пропластков переходной зоны больше единицы, величина накопленной добычи нефти увеличивается тем быстрее, чем больше проницаемость первого пропластка.

4. Предложена методика расчета вязкости водоиефтяных эмульсий в пластовых условиях, основанная на результатах лабораторных исследований водонефтяных эмульсий путем перевода их значений в пластовые с описанием в виде эмпирических формул.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Кожин, Владимир Николаевич, Уфа

1. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудпоизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов /Диссер. на соиск. уч. ст. докт. техн. наук. Бугульма: 2003.-268 с.

2. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т. 1. - 280 с.

3. Абызбаев И.И., Насыров Г.Т. О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон / Геология нефти и газа. 1975. - № 2. - С. 60-63.

4. Абызбаев И.И. Группирование пластовых залежей нефти по основным геолого-промысловым параметрам / Геология нефти и газа. 1985. - № 3. - С. 54-56.

5. Айткулов А.У. Повышение эффективности процесса регулирования разработки нефтяных месторождений.-М.: ОАО «ВНИИОНГ».- 2000.- 272 с.

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

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

8. Басин Я.Н., Новгородцев В.А.,Петерсильев В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным.-М.:Недра.-1987.-167 с.

9. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б.: О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов. / Тр. ВНИИнефть, вып. 54. Изд. Недра, 1968.-С. -147-155.

10. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М.: Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа, Изд. Китап, 1993.- 280 с.

11. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии/ Диссер. на соиск.учен.степ.докт.геолого-мин.наук. Тюмень.-1998.-172 с.

12. Блажевич В.А., Умрихина E.H., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1981.-232 с.

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

14. 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 // Нефтепромысловое дело. 2004. - № 6.- С. 73-77.

15. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 1.- С. 30-38.

16. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (Этапы развития, современное состояние и перспективы). М.:0А0 «ВНИИОЭНГ».-2004.-216 с.

17. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Выбор жидкости глушения скважин для условий нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб.науч.тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-С.88-98.

18. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. 639 с.

19. Гайдышев И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник. СПб.: Питер.-2001.-751 с.

20. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.:000 «Недра-Бизнесцентр».-1999.-285 с.

21. Габдуллин Т.Г. Дистанционная техника и технология термогидродинамических исследований при разработке нефтяных месторождений/Диссер.на соиск.учен.степ.доктора техн.наук.- Уфа. ВНИИнефтепромгеофизика.-1990.-443 с.

22. Денисов С.Б., Билибин С.И., Дьякова Т.Ф., Юкапова Е.А., Исакова Т.Г., Дубина A.M. Формирование массивов скважин для выполнения пересчета запасов нефти и газа длительно разрабатываемых месторождений / Геофизический вестник.-2001.-№6.

23. Дьяконова Т.Ф., Билибин С.И., Дубина А.М, Исакова Т.Г., Юкапова Е.А. Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей. / Геофизический вестник.-2003.-№7.

24. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Учебный курс. СПб.: Питер, 2001, 366 с.

25. Дембицкий С.И. Оценка и контроль качества геофизических измерений в скважинах. М.:Недра.-1991.-204 с.

26. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др.: Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. -М.: Изд. Дом "Грааль", 2000, 642 с.

27. 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.

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

29. Закон Российской Федерации "О недрах" (с изменениями от 10 февраля 1999г.).

30. Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Муслимов Р.Х. и др. Новые химические составы жидкостей для глушения нефтяных скважин / Башкирский химический журнал.- Уфа: Изд-во «Реактив», 1995.-Т.2, № 3-4,- С. 58,

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

32. Исследование в открытом стволе нефтяных и газовых скважин / Б.Ю.Веидельштейн,

33. B.М.Ильина, Ю.А.Лимбергер, З.К.Козина /под редакцией H.A.Савостьянова / М.:Недра.-2002.-270 с.

34. Клещепко И.И., Кустышев A.B., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1998. - № 3. - С. 21-23.

35. Кожин В.Н. О состоянии и перспективе доразработки Михайловско-Коханского месторождения. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ 2006.- №8.1. C.22-27.

36. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Телков А.П., Вылегжанина J1.A. Водоизоляциопные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 59 с.

37. Князев C.B. Расчет характеристики вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта с подошвенной водой / Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Тр. ТатНИПИнефть. - № 26. - 1974. - С. 252-259.

38. Комаров В.Л.: Выделение эффективных мощностей и переходной зоны водо-нефтяных пластов. / Тр. УфНИИ, Уфа.- 1969.

39. Косков В.Н., Косков Б.В. О роли ВНК и переходной зоны при изучении гидродинамической связанности геологических тел / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003. - № 10. - С. 44-45.

40. Краснова T.J1. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997.- №4.-С. 38-43.

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

42. Краснова T.J1. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увеличения предельного дебита / Нефть и газ. 1997. - № 6. - С. 27 -31.

43. Краснова Т.Л., Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 4-5. - С. 2-9.

44. Кравченко И.П., Иманаев Н.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 64 с.

45. Крылов В.А.: Особенности конусообразовапия при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними / Диссер.па соиск.учен.степ.каид.техн.паук. ИПНГ РАН, 2003.

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

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

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

49. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. M.: Недра, 1987.-247 с.

50. Лозин Е.В.,Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи.-Уфа.-изд.БашНИПИнефть,- 2003.-236 с.

51. Мамлеев Р.Ш., Тимонин В.И.: Результаты испытания "переходной зоны" на Павловской и Зеленогорской площадях. // Геология нефти и газа, №4, I960.- С. 38-41.

52. Методические рекомендации по определению подсчетпых параметров залежей нефти и газа по материалам продуктивных пластов.- г.Калинин. НПО Союзпромгеофизика.-1990.

53. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Чубанов О.В., Кисиленко Б.Е., Ентов В.М., Чурбанов P.C., Качалов О.Б., Иванов В.А.: Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов. Изд. Недра, 1975.232 с.

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

55. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003. - 596 с.

56. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань: Изд-во Казанского университета, 1979.-256 с.

57. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г.: Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том I, Изд. ВНИИОЭНГ, 1995.-490 с.

58. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б.: Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Изд. ВНИИОЭНГ, 1996.-440 с.

59. Орлинский Б.М., Князев C.B., Булгаков В.И.: Изменение обводненности продукции скважин при разработке залежей нефти с подошвенной водой. / Тр. ТатНИПИ нефть, Казань, вып. XXX, 1975.- С. 128-134.

60. О характере изменения нефтенасыщенности коллекторов Усть-Балыкского месторождения /Я.Н.Басин, Б.М.Бикбулатов, Л.Г.Прохорова // Геология нефти и газа.-1977.-№2.-С. 17-22.

61. Патент РФ № 2146760, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г.Г., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. Заявл. 12.01.98. БИПМ № 8. -2000. - 5 е., 1 л. ил.

62. Патент РФ № 1811245, Е21 В 43/22, 43/20. Способ разработки залежей нефти в трещиноватых пластах с подошвенной водой / Зинатуллин И.С., Зинатуллин И.С. -Заявл. 08.02.1989.-Опубл. 20.01.2000.-БИПМ № 2.-С. 320.

63. Патент РФ № 2136858, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Зайцев С.И., Крючков Б.Н. Заявл. 16.07.1998. - Опубл. 10.09.1999. -БИПМ № 25.-С.427.

64. Патент РФ № 2138625, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяной залежи / Нурмухаметов P.C., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З. и др. Заявл. 06.05.1997. - Опубл.2709.1999.-БИПМ № 27.-С. 308.

65. Патент РФ № 2144612, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б.Н., Зайцев С.И. Заявл. 16.07.1998. - Опубл.2001.2000.-БИПМ № 2.-С. 242.

66. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. и др. К вопросу оценки параметров переходной зоны с использованием кривых капиллярного давления. М.: ВНИИГНИ.-1976. Выпуск 242.

67. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте.М.: Гостоптехиздат.-1961.

68. Пересчет запасов нефти и газа Михайловско-Коханского месторождения Куйбышевской области. Гипровостокнефть.-Том I. -Куйбышев,-1988.-296 с.

69. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов/ И.Д.Амелин, В.А.Бадьянов, Б.Ю.Венделынтейн./ под редакцией В.В.Стасенкова, И.С.Гутмапа/ М.:Недра.-1989.-270 с.

70. Патент РФ № 2139412, Е21 В 33/138. Способ для добычи нефти / Турунов Д.Л.и др. Опубл. 10.10.1999.-БИПМ.- №35.-2000.

71. Патент РФ № 2139420, Е21 В 43/22. Состав для добычи нефти / Турунов и др. Опубл. 10.10.1999.-БИПМ.- №34,- 2004.

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

73. Ручкин A.A., Мосунов А.Ю., Горбунова Е.И. и др. Особенности выработки запасов и методика планирования работ по ограничению притоков воды в массивной залежипласта АВ4.5 на поздней стадии разработки / Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 58-61.

74. Сарваретдинов Р.Г., Воронцова H.A., Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A. Совершенствование методики определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ 2006.- №6. - С. 72-75.

75. Система автоматизированной обработки геолого-физических данных на ПЭВМ Гинтел.ВНИГИК-Тверь.-1993.-75.

76. Стандарт по интерпретации ГИС. Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан.-Казань.-1999.-28 с.

77. Сергеев В.Б.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу во-донефтяных зон залежей Арланского месторождения. // Нефт. хоз., № 2,1985.- С. 23-28.

78. Солдатов Е.П., Клещенко И.И., Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды / Нефтепромысловое дело. 1996. - № 6. - С. 5-7.

79. Сохошко С.К., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / Нефть и газ. 1999. - № 1. - С. 21-24.

80. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Академия наук РТ.-Изд-во «ФЭН».-Казань.-2004.-584 с.

81. Тазиев М.М. Современные концепции разработки залежей нефти с водонефтяными зонами. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ».-2005.-236 с.

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

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

84. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. -М.: Недра, 1990.-267 с.

85. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы.-Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000.-424 с.

86. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989.-215 с.

87. Хамидуллин Ф.Ф., Амерханов И.И., Шаймарданов P.A. Справочник. Физико-химические свойства и составы пластовых нефтей при дифференциальном разгазировании на месторождениях республики Татарстан.-Казань.МастерЛайн.-2000.-344 с.

88. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров K.M. и др. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа: Гилем, 1997.-106 с.

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

90. Хисамов P.C., Газизов А.Ш., Газизов A.A. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.:ВНИИОЭНГ.-2003.-564 с.

91. Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М., Кожин В.Н., Казакова Т.Г., Гильманова Р.Х.,

92. Ганиев Б.Г. Исследование влияния неоднородности коллектора переходной зоны нахарактеристики выработанности пласта. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:

93. ВНИИОЭНГ» 2006,- №11. - С.

94. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и другие. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ».-2001 .-184 с.

95. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. и другие. Разработка нефтяных месторождений (в 4-х томах). T-I-240 е., Т-И-272 е., T-III 149 е., T-IV- 263 с. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».-1944.

96. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Основной принцип эффективности технологий нестационарного воздействия на пефтенасыщенные коллекторы. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ -2006.- №2. С.28-33.

97. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A., Владимиров И.В., Владимирова И.И. Исследование влияния глинистости коллектора на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ -2006.- №4. -С.39-45.

98. Шпуров И.В. Некоторые особенности выработки водонефтяпых зон пласта АВ4.5 Самотлорского месторождения / Нефть и газ. 1998. - № 5. - С. 14-17.

99. Ю5.Чукашев В.Н. Совершенствование технологии вскрытия пласта в нефтяных и водонефтяных зонах бобриковского горизонта Муслюмовского месторождения. /Диссер.па соиск.учен.степ.канд.техн.наук. НПО «Нефтегазтехнология».-Уфа.-2005.-149 с.

100. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т.: "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPE 22929 presented at the ATCE. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

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

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

103. Shirif E., Elkaddifi K., Hzomek J.J.: "Waterflood performance under bottom water conditing: experimental approach". // SPE Reservoir Eval. and Eng., vol. 6, № 1, 2003, p. 28-33.

104. Yeung K., Farong Ali S.M.: "Waterflooding reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process". //JCPT, №7,1995, p. 50-57.

105. Zakirov S., Shandrygin A., Romanov A.: "Experimental and theoretical simulation for oil rim-a new technology of development". / Paper presented at the 7th European symposium on IOR, Moscow, 1993, Oct.27-29.

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