Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка влияния преждевременного выключения скважин на эффективность выработки запасов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Савенков, Виталий Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. Обобщение теоретического и экспериментального опыта изучения влияния преждевременного вывода скважин из эксплуатации на эффективность выработки запасов.

1.1. Теоретические исследования влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу.

1.2. Анализ экспериментального (промыслового) опыта отключения скважин.

1.2.1. Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин на Бавлинском нефтяном месторождении.

1.2.2. Промышленный эксперимент по разрежению сетки скважин на нефтяной залежи карбонатного пласта А4 Покровского месторождения.

1.2.3. Оценка результатов эксперимента на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения.

ВЫВОДЫ.

2. Анализ влияния технологических и геолого-физических характеристик на эффективность работы временно простаивающих скважин.

2.1. Анализ влияния технологических характеристик скважин.

2.2. Анализ влияния геолого-физических характеристик зон дренирования скважин.

2.3. Анализ влияния длительности простоев скважин на показатели их последующей работы.

3. Анализ влияния остановки скважин на эффективность выработки запасов нефти.

3.1. Определение возможной величины потерь нефти в результате преждевременного вывода из эксплуатации добывающих скважин.

3.2. Оценка технологических потерь углеводородов на Кысомском месторождении.

ВЫВОДЫ.

4. Оценка технологических потерь в добыче нефти в результате вывода из эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

4.1. Методика оценки потерь нефти.

4.2. Расчет технологических потерь нефти вследствие отключения на примере скважины Солкинского месторождения.

ВЫВОДЫ.

5. Прогнозирование эффективности работы повторно вводимых скважин с использованием методов математической статистики.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка влияния преждевременного выключения скважин на эффективность выработки запасов"

Современное состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России характеризуется ухудшением структуры и качества запасов. Большая часть разрабатываемых нефтяных месторождений находится в поздней стадии разработки. Снижаются уровни добычи нефти и увеличивается обводненность. Можно сказать, что все нефтяные месторождения на поздней стадии превращаются в сложнопостроенные. Этому способствует высокая естественная неоднородность продуктивных пластов.

Указанные объективные негативные тенденции дополняются трудностями субъективного порядка, во многом связанными с переходом на условия рыночного хозяйствования. Для некоторых нефтяных компаний преждевременное выведение из эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин является обычной практикой с целью сохранения рентабельности производства. Многие скважины переводятся в бездействие или консервацию по причине низких текущих дебитов или высокой обводненности добываемой продукции. Нередко подобные мероприятия не подкреплены соответствующими технико-экономическими расчетами, берутся во внимание только показатели отключаемых скважин, не учитывается определенная их роль в системе разработки всей залежи.

Так, в 1999 году неработающий фонд скважин по Ханты-Мансийскому округу составил 38 % от пробуренного фонда скважин. Т.е. в последние годы высокая доля простаивающих скважин является острой проблемой в разработке нефтяных месторождений округа.

Очевидно, что столь высокая доля бездействующего фонда скважин не может не влиять на показатели разработки месторождений. Изменяется соотношение добывающих и нагнетательных скважин, уменьшаются величины отборов жидкости из пласта и закачки рабочего агента. Из активного дренирования могут выбывать целые элементы и блоки разрабатываемых залежей. Отключенные скважины, естественно, не добывают нефть, что сказывается на текущем уровне отборов нефти из залежи. Кроме того, вследствие преждевременного отключения части фонда, в силу специфических геолого-физических условий на месторождении, возможны потери и в конечном коэффициенте нефтеотдачи.

В сложившейся обстановке проблема эффективного использования фонда скважин приобретает особую актуальность. Нефтяным компаниям необходим удобный инструмент, помогающий в самые короткие сроки принимать рациональные и научно обоснованные решения о возможности вывода части скважин в бездействие, в случае, например, непредвиденного понижения цены на нефть (такая ситуация имела место, например, в 1998 г).

Цель работы: оценка влияния вывода из эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин на эффективность выработки запасов нефти, и разработка методики определения количественных показателей потерь нефти для условий бессистемных единичных отключений скважин.

В работе выполнено обобщение опыта отключений скважин, проведен анализ влияния различных факторов на показатели работы скважин после повторного запуска, выработаны алгоритмы расчета технологических потерь нефти в результате простоя скважин с учетом уже имеющихся промысловых и теоретических исследований по данному вопросу.

Для решения поставленных задач применяется аппарат экстраполяционных методов характеристик вытеснения, статистических методов многофакторного корреляционно-регрессионного анализа и потенциальных функций.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Савенков, Виталий Юрьевич

ВЫВОДЫ

Таким образом, для решения поставленной задачи - оценки технологических потерь нефти вследствие отключения отдельных скважин - предложено и обосновано применение аппарата характеристик вытеснения. По предлагаемому алгоритму можно определить количественные показатели изменения эффективности выработки запасов в зоне дренирования отдельно взятой скважины.

С использованием хорошо известного аппарата характеристик вытеснения можно рассчитать динамику потерь, абсолютное значение потерь нефти и изменения добычи попутной воды. Разработана методика дифференцированного расчета потерь нефти: потерь за счет снижения

137 добычи жидкости вследствие отключения и потерь вследствие снижения нефтеотдачи (увеличения обводненности после повторного запуска).

Еще раз отметим, что отключение отнюдь не всегда сопровождается потерями нефти, а, в частности, если после повторного запуска на скважине был успешно проведен метод повышения нефтеотдачи пластов, мы будем иметь не потери, а дополнительную добычу нефти.

С использованием рассчитанных коэффициентов относительной компенсации потерь нефти и относительного изменения добычи попутной воды можно сделать выводы об изменении условий выработки запасов в области дренирования скважины. Очевидно, что если мы не достигаем компенсации потерь нефти после повторного пуска скважины (как, например, в рассматриваемом случае) или компенсируем потери за время, большее времени простоя скважины, то простой отрицательно повлиял на эффективность выработки запасов. В таком случае мы имеем потери в текущей и, возможно, в конечной нефтеотдаче пласта и скважину следует рассмотреть как претендент на проведение мероприятий ПНП или интенсификации добычи нефти.

Полученные показатели в динамике являются основой для проведения конкретных экономических расчетов экономической эффективности отключения скважины.

5. Прогнозирование эффективности работы повторно вводимых скважин с использованием методов математической статистики

При выводе скважин из эксплуатации на длительный период времени можно преследовать, не внедряясь в экономическую сторону вопроса, две цели. Первая - законсервировать "до лучших времен" часть залежи и ожидать показатели работы скважин после расконсервации не худшие, чем они были до остановки скважин. Теоретически это можно объяснить оседанием конусов обводнения восстановлением пластового давления и рядом других причин. Вторая цель - законсервировать скважины в зоне активного вытеснения нефти водой в предположении, что нефть из района остановленных скважин будет вытесняться к другим работающим скважинам. Положительным итогом достижения второй цели следует ожидать худшие показатели работы скважин после их расконсервации (меньшие дебиты нефти, более высокую обводненность продукции). Однако худшие показатели работы скважин после их расконсервации еще не означают достижение второй цели.

При рассмотрении текущей меняющейся цены на нефть на мировом рынке, а также экономической ситуации внутри страны актуальная задача вывода из эксплуатации добывающих и (или) нагнетательных скважин при достижении одной из указанных целей или, во всяком случае, нанося минимальный ущерб нефтеотдаче пласта. Наиболее рациональным решением этой задачи является выбор оптимального отключения скважин (их местоположение на структуре, очередность вывода, перечень предварительных геолого-технических мероприятий, длительность консервации, очередность ввода в эксплуатацию, режим работы скважин) на предварительно построенных геолого-гидродинамических моделях залежей. При этом показатели скважин при расконсервации косвенно могут судить об эффективности их вывода из эксплуатации.

В настоящей главе эту задачу предполагается решить с использованием опыта разработай залежей нефти. На практике, на любом месторождении по объективным и субъективным причинам всегда имеют место разновременные остановки добывающих и нагнетательных скважин. Происходят аварии промыслового оборудования, скважины останавливают с целью проведения геолого-технических мероприятий, часть фонда выбывает по причине достижения предельной обводненности и др. На основании имеющихся фактических наблюдений можно построить математические модели, позволяющие прогнозировать результат остановки единичных скважин. Результаты такого прогноза помогут в процессе принятия решения об остановке той или иной скважины.

В качестве критериев эффективности могут быть приняты следующие:

1. Дебит жидкости после повторного запуска скважины.

2. Дебит нефти после запуска скважины.

3. Относительная компенсация потерь нефти, равная отношению накопленной фактической добычи нефти после повторного запуска скважины, к базовой накопленной добыче нефти с момента отключения.

4. Относительное изменение добычи попутной воды, равное отношению накопленной добычи попутной воды после повторного запуска к базовой накопленной добыче воды с момента отключения.

5. Относительный период компенсации потерь, равный отношению времени работы скважины после простоя, за которое были компенсированы потери нефти во время простоя (Тк), к периоду простоя (Т0).

В случае Т=1 компенсация потерь в добыче нефти происходит за период равный периоду простоя. При Т < 1 компенсация потерь происходит за период меньший периода простоя скважины, то есть работа скважины после простоя характеризуется большей интенсивностью. Чем меньше

140 величина Т тем быстрее компенсируются потери. В случае Т> 1 компенсация потерь нефти происходит за период больше периода простоя скважины. Если потери нефти не были компенсированы, Т=0.

Для прогнозирования показателей работы скважин после повторного запуска в нашей работе использованы первые четыре критерия, поскольку 5-й критерий в какой-то степени дублирует 3-й критерий, в частности, если Т=0, то всегда относительная компенсация потерь нефти меньше 1.

Модели строились с использованием двух подходов математической статистики - метода многомерного линейного и нелинейного регрессионного анализа и метода потенциальных функций. В качестве факторов - аргументов использовались геолого-физические и технологические показатели работы скважин (табл.5.1). Важным при выборе этих параметров являлось их наличие на магнитных носителях в промысловых базах данных.

В качестве одного из влияющих факторов взят коэффициент эффективности скважин. Этот коэффициент определяется на базе уравнений интерференции и характеризует относительной изменение ее дебита нефти при увеличении ее дебита жидкости с учетом работы окружающих скважин.

Метод многофакторного корреляционно-регрессионного анализа широко описан в специальной литературе [19, 52 и др.], поэтому ниже основное внимание уделяется методу потенциальных функций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Анализ опыта промысловых экспериментов и теоретических работ показал, что не существует единого инструмента, позволяющего оперативно оценить количественные показатели потерь нефти вследствие отключения добывающих и нагнетательных скважин. Используя исходные данные по месторождениям с различными геолого-физическими условиями, а также различные методы определения потерь нефти вследствие отключения, исследователи приходят к разным, иногда к противоположным результатам. Кроме того, исследования были направлены преимущественно на изучение влияния параметра сетки скважин и оценку потерь нефти для отдельной залежи или самостоятельно разрабатываемой, достаточно изолированной площади (участка) месторождения, где производится экспериментальное разрежение сетки, оценки потерь по отдельным отключаемым скважинам не производилось.

2. Разработаны компьютерные программы, позволяющие выявлять простои скважин за анализируемый период, проводить автоматизированный анализ влияния длительности простоев скважин, технологических и геолого-физических факторов на эффективность работы скважин после повторного запуска.

3. На основании анализа влияния технологических показателей работы скважин, геолого-физических характеристик областей дренирования скважин, выявлены основные факторы, влияющие на эффективность работы скважин после повторного запуска для условий Солкинского нефтяного месторождения, пласт Б1.

4. Показано, что простои негативно влияют на показатели работы скважин после повторного запуска. Негативное влияние простоев особенно проявляется на стабильно работающих до остановки скважинах с невысоким темпом падения добычи нефти. В скважинах, работающих нестабильно, с высоким темпом падения добычи нефти, простои могут благоприятно сказаться на показателях их последующей работы.

5. На основании геолого-гидродинамического моделирования процесса разработки фактической нефтяной залежи (Кысомское месторождение), показано, что следствием преждевременного вывода из эксплуатации скважин добывающего фонда и неввода части фонда нагнетательных скважин, предусмотренных проектом явились существенные потери в конечном коэффициенте нефтеизвлечения (по сравнению с проектным). Результаты расчетов на модели гипотетической залежи свидетельствуют, что в вариантах с преждевременным отключением скважин, текущая нефтеотдача ниже, существенно выше срок разработки залежи, чем в вариантах с достаточной отработкой скважин.

6. Обосновано применение для расчета потерь вследствие отключения отдельных добывающих и нагнетательных скважин аппарата характеристик вытеснения. Разработана методика дифференцированного расчета потерь нефти: потерь за счет снижения добычи жидкости вследствие отключения и потерь вследствие снижения нефтеотдачи (увеличения обводненности после повторного запуска).

7. Для характеристики простоев и для оценки влияния временного отключения скважин на эффективность выработки запасов нефти предложено использовать относительные показатели: коэффициент компенсации потерь нефти, коэффициент изменения добычи попутной воды, относительное время компенсации потерь нефти.

161

8. Создан комплекс компьютерных программ, позволяющий в автоматизированном режиме проводить расчет технологических потерь нефти вследствие отключений, динамики потерь, относительных показателей компенсации потерь нефти.

9. Созданы и «обучены» на фактических промысловых данных Солкинского нефтяного месторождения, пласт Б1 (с использованием известных методов математической статистики - корреляционно-регрессионного анализа и метода потенциальных функций), статистические модели, позволяющие прогнозировать показатели эффективности работы скважин после повторного запуска.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Савенков, Виталий Юрьевич, Москва

1. Абасов М.Т. Султанов Ч.А. и др. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайджана. // Геология нефти и газа, №2, 1974, с. 21-24.

2. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г. и др. Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин // Нефтяное хозяйство, №3, 1989, с. 21-25.

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1979.

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е„ В.Ф.Чекушин. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. -М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМАГРУПП», 2001. 192 С.

5. Алексеев П.Д. Повышение эффективности изоляционных работ на основе геолого-математического обоснования выбора скважин. // Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, М., 1982. 63 с. Вып. 24.

6. Амелин И.Д., Гомзиков В.К., Давыдов А.В. Оценка технологических показателей разработки залежей нефти по базовому варианту. // Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1984 г. Вып. 6.

7. Асмоловский B.C., Карпушев B.C., Ованесов М.Г., Золоев О.Т. Совершенствование размещения скважин для разработки залежей с повышенной вязкостью нефти // Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1985 г.

8. Баишев Б.Т., Бучин А.Н., Дергунов П.В. и др. О целесообразной степени обводнения рядов скважин при отключении их из эксплуатации. // Труды ВНИИ. 1965 г. Вып. XLII. С. 294-305.

9. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф. и др. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки месторождений. // Нефтяное хозяйство, №2, 1996, с. 24-27.

10. Багиров Б. А. Об интерференции добывающих скважин на поздней стадии разработки залежей. // Нефтяное хозяйство. 1982 г, №4. С. 36-39.

11. П.Бартеньев О.В. Современный фортран. 3-е изд., доп. И перераб. - М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2000. - 448 с.

12. Бартеньев О.В. Фортран для профессионалов. Математическая библиотека IMSL: ч. 1. М.: ДИАЛОГ-МИФИ, 2000. - 448 с.

13. Белаш П.М. О коэффициентах влияния и взаимовлияния при решении задач регулирования и отбора из нефтяных и газовых месторождений // Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1964. Вып. 47. С. 14-27.

14. Белаш П.М., Сенюков Р.В. О статистических способах обработки данных -нефтепромысловых измерений для определения коэффициентов влияния скважин // Нефтяное хозяйство. 1970. № 9. С. 46-50.

15. Бокс Дж., Дженкинс Г. Анализ временных рядов. Прогноз и управление. Вып. 8. М.: Мир, 1974. 197 с.

16. Бучин А.Н., Дорохов О.И. К вопросу о выборе времени и условий выключения из эксплуатации обводнившихся скважин при разработке нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления // Труды ВНИИ. 1960 г. Вып. ХХУП. С. 67-76.

17. Васильевский В.Н. Методика определения рационального предела обводненности продукции скважин в условиях эксплуатации залежей при режиме вытеснения нефти водой // В сб.: Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. М.: Наука. 1976. С. 68-75.

18. Воронежский В.Р., Рыбчевский И.Л. Краткосрочное прогнозирование регулируемых параметров разработки нефтяных месторождений на основе обработки промысловой информации. Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1981 г.

19. Вучков И. и др. М.: Финансы и статистика, 1987. - 239 с.

20. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва, ВНИИОЭНГ, 1995 г, 495 с.

21. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз нефтедобычи на период до 2015 г.//Нефтяное хозяйство, №7, 2000 г.

22. Гарипов М.Г, Телишев А.Г и др. Опыт уплотнения сетки добывающих скважин. // Нефтяное хозяйство, №3, 1981 г.

23. Гомзиков В.К., Молотова Н.А. Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности. // Нефтяное хозяйство, №12, 1977 г.

24. Губанов Б.Ф., Осипов Г.Н. и др. Определение оптимальных условий отключения обводнившихся рядов скважин // Труды ВНИИ. 1972 г. Вып. 44. С. 115-122.

25. Дияшев Р.Н., Шавалиев А.М., Залитова К.С. Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с учетом временного и технологического факторов. //Нефтяное хозяйство, №1-2, 1995 г. С. 43-47.

26. Еникеев В.Р. Анализ разработки девонских залежей Туймазинского месторождения. Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1985.

27. Зайцев Г.С. Актуальные проблемы недропользования // Нефтяное хозяйство, №12,1999 г. С. 12-14.

28. Зайцев Г.С., Жданов С.А., Казаков А.А., Савенков В.Ю. Компьютерная система по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений. Труды ВНИИ. 2001 г. Вып. 125. С. 78-83.

29. Закиров С.Н., Пискарев В.И. Сетки скважин и нефтеотдача в изотропных и анизотропных коллекторах. // Нефтяное хозяйство, №10, 1994 г

30. Иванова М.М., Брагин Ю.И., Тимофеев В.А. Эффективность эксплуатации залежей нефти при заводнении. Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1980.

31. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М., «Недра», 1976.

32. Казаков А. А. Методика оценки эффективности геолого-технических мероприятий по кривым падения дебита нефти. // Нефтяное хозяйство, №12, 1999, с. 31-34.

33. Казаков А.А. Обоснование форсированного отбора жидкости. // Диссертация над.т.н. Москва, 1992 г.

34. Кендэл М. Временные ряды. М.: Финансы и статистика, 1981. - 199 с.

35. Ковалев B.C., Житомирский В.М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. М., «Недра», 1976, 247 с.

36. Ковалев B.C., Сазонов Б.Ф. и др. Анализ результатов промышленного эксперимента по разрежению сетки скважин на примере нефтяной залежи карбонатного пласта А4 Покровского месторождения// ТрудыГипровостокнефти. Вып. XXI., 1974, с. 215-224.

37. Крылов А.П. Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство, №6, 1980, с. 28-30.

38. Леви Б.И., Дзюба В.И. и др. Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений на основе экономико-математического моделирования. Обзорная информация. Сер. «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1982.

39. Либерман Л.Б. Использование регрессионного анализа для определения коэффициентов взаимовлияния скважин на основе сокращенного количества нефтепромысловых данных//Тр. Гипровостокнефть. 1978. Вып. 31. С. 18-21.

40. Либерман Л.Б. Разработка статистических моделей дебитов жидкости и нефтесодержания продукции скважин для краткосрочного прогнозирования добычи нефти//Тр. Гипровостокнефть. 1978. Вып. 31. С. 15-18.

41. Лысенко В.Д. О необходимости контроля обводнения добывающих скважин. // Нефтепромысловое дело, №11, 2001 г. с. 11.

42. Максимов М.И., Рябинина З.К. Результаты теоретических исследований влияния степени обводненности выключаемых из эксплуатации скважин на текущую добычу нефти, конечную нефтеотдачу и темп обводнения. Москва, 1968 г.

43. Максимов М.И., Рябинина З.К. О значении редких сеток скважин для народного хозяйства и резервных скважин для повышения нефтеотдачи пласта. // Геология нефти и газа, №3, 1967 г.

44. Методика оценки технологических потери нефти при выводе добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации. ВНИИнефть, 2002 г.

45. Методические указания ОАО «ЛУКОЙ». Методика оценки технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов. ОАО «ЛУКОЙЛ», Москва, 2001 г.

46. Методическое руководство по определению количественного влияния на нефтеотдачу уплотняющих скважин. ПермьНИПИнефть, 1985 г.

47. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. ВНИИнефть, 1987 г.

48. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. ВНИИнефть, 1993 г.

49. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Методическое руководство по применению статистических методов при изучении факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи.

50. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М., «Недра», 1977, 227 с.

51. Мирзаджанзаде А.Х. Принятие решений в нефтедобыче. М., 1986 г.

52. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ, 1996, 440 с.

53. Муслимов Р.Х., Николаев В.А. и др. Предварительные результаты Бавлинского эксперимента // Нефтяное хозяйство, №7, 1981 г. с.

54. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М. и др. Геология, Разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. .Т.1. - с. 252.

55. Об итогах дискуссии по статье академика А.П. Крылова «Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи». От редколлегии журнала «Нефтяное хозяйство»//Нефтяное хозяйство, №3, 1981 г. с. 31-32.

56. Пермяков И.Г. Расчет коэффициента нефтеизвлечения на Бавлинском месторождении методом натурного моделирования // Тр. ТатНИПИнефти, вып. XVI, 1972, с.206-209.

57. Подлапкин В.И., Сидорова С.И. Оценка объемов попутно добываемой воды при разработке нефтяных залежей // Труды ВНИИ. 1995 г. Вып. 120. С. 34-41.

58. Разработка и обоснование методических подходов и алгоритмов расчета по оценке влияния вывода добывающих и нагнетательных скважин из эксплуатации на технологическую и экономическую эффективность выработки запасов нефти. Отчет ВНИИ по НИР. Москва 2001 г.

59. Руководство по выравниванию фронта нагнетаемой воды и регулированию выработки пластов за счет применения циклического заводнения и перемены направления фильтрационных потоков. СибНИИНП, 1980 г.

60. Рябинина З.К. Определение оптимального процента воды при отключении рядов скважин//Труды ВНИИ. 1961 г. Вып. ХХХП. С. 220-228.

61. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения с целью оценки величины потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода из эксплуатации добывающих скважин. // Нефтяное хозяйство, №1, 2002 г. с. 34-38.

62. Сазонов Б.Ф. Исследование влияния плотности сетки скважин на эффективность разработки нефтяных месторождений методом характеристик вытеснения // Труды Гипровостокнефти. Вып. XII, 1969 , с. 114-121.

63. Сазонов Б.Ф. Определение плотности сетки скважин, обеспечивающей максимальную нефтеотдачу пласта// Труды Гипровостокнефти. Вып. ХП, 1969 , с. 110-113.

64. Сазонов Б.Ф. Определение рациональной плотности сетки скважин при проектировании разработки нефтяных месторождений // Труды Гипровостокнефти. Вып. ХП, 1969 , с. 127-134.

65. Сазонов Б.Ф. Совершенствавание технологии разработки месторождений с водонапорным режимом. М., «Недра», 1973, с. 240.

66. Создание компьютерной экспертной системы по диагностике отклонений процесса разработки залежей нефти от проектных решений и оценке возможных потерь углеводородов // Отчет ВНИИнефти по договору №957.99. 2000 г.

67. Султанов С.А. Бавлинский промышленный эксперимент // Тр. ТатНИПИнефти, вып. XVI, 1972, с.209-216.

68. Сургучев М.Л.Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 91.

69. Урманов Р.З. Оценка влияния ликвидации и длительного простоя скважин на эффективность выработки запасов нефти Мамонтовского месторождения. // Нефтепромысловое дело, №8, 2000. С. 2-4

70. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М. и др. Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа, Башкирское книжное издательство, 1976.

71. Хадиуллина В.Н. Результаты бурения дополнительных скважин на Миннибаевской площадиРомашкинского месторождения// Нефтяное хозяйство, №10, 1975 г. с. 34-38.

72. Халимов Э.М., Каримов М.Ш. Оценка нефтеотдачи неоднородных пластов по данным геолого-промыслового анализа // Обзорная информация, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, 1980 г.

73. Хаммадеев Ф.М., Султанов С.А., Полуян И.Г. Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения//Казань. Таткнигоиздат, 1975 г.

74. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М.: Недра. 1993. - 158 с.

75. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефтяное хозяйство, №6, 1974 г. С. 26-29.

76. Щелкачев В.Н. Обобщение опыта разработки как основа решения задач нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений. Докладная записка, 1978 г.166

77. Щелкачев В.Н. О методике оценки результатов Бавлинского эксперимента // «Геология нефти и газа», №3, 1976, с 74-77.

78. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу II Нефтяное хозяйство, №1,1984 г. с. 30-33.

79. Щелкачев В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений СНГ и других стран мира. Москва, ВНИИОЭНГ, 1992 г, 58 с.

80. Baily W. Optimized hyperbolic decline curve analysis of gas wells // Oil & Gas Journal, Feb 15, 1982, p. 116-118.

81. Ching H. Wu, B.A. Laughlin, Mishel Jardon. Infill drilling enhances waterflood recovery // JPT, Oct. 1989, p. 1088-1095.

82. Gould T.L.,Sam Sarem A.M. Infill drilling for incremental recovery //JPT, July 1989, p. 229-237.

83. Hassing J., Parsons Т., Huang X.H. Integrated geological and reservoir-simulation modeling yields new insights. // JPT, Nov. 2000, pp. 26-27.

84. Holm L.W. Infill drilling vs. tertiary oil recovery vs. more imports // JPT, July 1980, p. 11691174.

85. Hudson J., Neuse H. Cutting through the mystery of reserve estimates // Oil & Gas Journal, Mar 25, 1985, p. 103-106.

86. Hudson J., Neuse H. Deplition stage determines most effective methods for reserve-estimate integrity // Oil & Gas Journal, Apr 1, 1985, p. 80-85.

87. Renard G. System identification approach applied to watercut analysis in waterflooded layered reservoirs // JPT, Apr. 1998.

88. Ron E. Lohec. Modeling technique adds reservoir geometry to decline curves // O&G Journal, Oct. 16, 2000, pp. 68-73

89. Todd M. Dosher. Statistical analysis shows crude-oil recovery // Oil & Gas Journal 29, Oct. 1984

90. Van Everdingen, Hyla S. Kriss. A proposal to improve recovery efficiency // JPT, July 1980, p. 1164-1168.

91. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. - 308 с.

92. Айзерман М.А., Браверман Э.М., Розоноэр ЛИ. Метод потенциальных функций в теории обучения машин. М., «Наука», 1970, 383 с.