Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности нефтевытеснения из глинизированных коллекторов содержащих включения слюды

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности нефтевытеснения из глинизированных коллекторов содержащих включения слюды"

На правах рукописи

ШАШЕЛЬ ВАДИМ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ СОДЕРЖАЩИХ ВКЛЮЧЕНИЯ СЛЮДЫ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2006 г.

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

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Хисамутдинов Наиль Исмагзамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

кандидат технических наук Вафин Риф Вакилович

Ведущая организация: ООО «УфаНИПИнефть»

Защита состоится 20 октября 2006 г. в 14 30 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУП "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр. Октября, д. 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного унитарного предприятия "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУП "ИПТЭР").

Автореферат разослан 19 сентября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Основные месторождения ОАО «Самаранефтегаз» в настоящее время находятся в поздней стадии разработки, которые характеризуются низкими темпами отбора запасов нефти, высокой обводненностью продукции и ухудшением их структуры. За 52 года разработки, например Михайловско-Коханского месторождения по пластам Д1, Д2, ДЗ, Д4 доля трудноизвлекаемых запасов нефти возросла с 22 до 60 %, а выработка за этот период составила 72,8 % от начальных извлекаемых запасов. Значительную часть этих запасов составляют запасы в низкопроницаемых коллекторах, представленных глинами в смеси со слюдой в тупиковых зонах или в зонах слабой дренируемости, практически перешедших в категорию трудноизвлекаемых.

Поэтому дальнейшая динамика извлечения остаточных запасов нефти будет определяться успешностью ввода в разработку в преобладающей степени трудноизвлекаемых запасов, в том числе и запасов из низкопроницаемых глинизированных коллекторов, содержащих слюду. Имеющиеся к настоящему времени научно-методические основы извлечения нефти из низкопроницаемых глинизированных коллекторов недостаточно эффективны, так как содержание слюды в глинах вносит новые дополнительные проблемы, требующие решения как низкорентабельная категория нефтей. Однако следует констатировать и о том, что достаточно эффективной технологии разработки вышеприведенной категории нефтенасьпценных коллекторов пока не создано. Поэтому необходимы дальнейшие исследования по углубленному изучению повышения эффективности нефтевытеснения из этой категории коллекторов и создание на основе теоретических и экспериментальных исследований фильтрации пластовых флюидов из глиносодержащих пластов новых, экономически рентабельных технологий по вовлечению в разработку нгокопроницаемых коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов со слюдой.

Цель работы. Повышение эффективности разработки глинизированных коллекторов, содержащих слюду путем

совершенствования технологии нефтевытеснения применением современных технологий воздействия на пласт и призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.

Основные задачи исследований: 1. Анализ состояния разработки горизонтов Д1, Д2,ДЗ,Д4 Михайловско-Коханского месторождения с целью определения причин низкой эффективности выработки запасов нефти го глиносодержащих коллекторов.

2. Разработка методики выделения глинизированных коллекторов содержащих слюду и построение карт глинистости по пластам.

3. Разработка методологии оценки влияния глинистости на продуктивность и нефтеотдачу низкопроницаемых пластов.

4. Создание эффективных комбинированных технологий вытеснения нефти из глинизированных коллекторов.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации методом многофакторного анализа и на математическом моделировании фильтрации жидкости в низкопроницаемых коллекторах с учетом глинистости, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий. Научная новизна.

1. Разработана методика определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью путем сопоставления и корреляции показаний АГК большой выборки в нерадаоактивных пластах с радиоактивными (Д1,Д2,ДЗ,Д4).

2. Разработана методика оценки влияния глинистости коллектора на фильтрационные характеристики пласта и КИН при заводнении неоднородных коллекторов пресной и минерализованной водой по интенсивности снижения проницаемости и изменения начальной водонасьнценности.

3. Предложены новые критерии для совершенствования системы заводнения глиносодержащих пластов на основе карт остаточных подвижных запасов и карт глинистости. ~

4. Создана методика обоснования минимальных начальных дебитов скважин по нефти и начальных извлекаемых запасов для формирования отдельных ГТМ и сроков их окупаемости, основанная на оценке динамики изменения отдельных технологических показателей на NPV, в котором NPV имеет положительный знак.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения глинизированных коллекторов с высокой радиоактивностью.

2. Методика оценки влияния глинистости коллектора на фильтрационные характеристики пласта и КИН при заводнении пресной и минерализованной водой.

3. Методика обоснования критериев для совершенствования и реконструкции системы заводнения, выбору ГТМ на базе карт остаточных подвижных запасов, карт глинистости и NPV( чистый дисконтированный доход предприятия).

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Михайловско-Коханского месторождения.

2. Внедрение технологий по вовлечению в разработку низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов со слюдой на Михайловско-Коханском месторождении по пластам Д1,Д2, ДЗ, Д4 позволит увеличить ожидаемую конечную нефтеотдачу на 6,8 % и получить в доход государства за экономически рентабельный срок разработки (2017 г.) 2323,612 млн.руб. (Протокол ОАО «Самаранефтегаз» от 20,07.2006 г., протокол НК «ЮКОС» от 09.08.2006 г.).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), 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.).

Публикации результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 10 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 работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 102 наименований. Работа изложена на 124 страницах, в том числе содержит 18 таблиц, 58 рисунков.

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

Краткое содержание работы.

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

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по проблеме извлечения нефти из глинизированных коллекторов. Отмечается, что исследование проблем извлечения нефти из глинизированных нефтенасыщенных коллекторов начало бурно развиваться в конце 60-х годов двадцатого столетия в связи с открытием в Волго-Уральской провинции огромных скоплений нефти в низкопроницаемых верхних горизонтах наряду с интенсивным освоением и разработкой пашийских.

Выполненное обобщение состояния исследованности выработки глинизированных коллекторов позволило провести сопоставление работ по этой проблеме по различным регионам Урало-Поволжья, в частности в ОАО «Татнефть» и ОАО «Самаранефтегаз», главными проблемами из которых выделялись выбор вытесняющего агента, оптимальность сетки скважин и технологии интенсификации притока нефти к забою скважин. На основе обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых данных был сделан вывод о необходимости использования в качестве вытесняющего агента при заводнении низкопроницаемых глинизированных коллекторов под общим названием «алевролитов» высокоминерализованной воды -пластовой или сточной. Применение обычной пресной воды не дает эффекта даже при уменьшении расстояния между скважинами (до 230 м) и повышении давления нагнетания на устье (до 32 МПа).

Отмечается, что проведенные исследования опубликованных работ позволили определить основные характеристики низкопроницаемых коллекторов с повышенным глиносодержанием, условия их залегания и содержание в них начальных запасов нефти. На основе промысловых и экспериментальных исследований в предыдущих работах были сформулированы основные принципы разработки низкопроницаемых коллекторов. Тем не менее, существующие технологии ие позволяют з полной мере вовлечь запасы нефти низкопроницаемых пластов и разрабатывать их с приемлемыми темпами при высоких технико-экономических показателях. Низкопроницаемые пласты, например на Михайловско-Коханском месторождении в настоящее время разрабатываются темпами в 6,8 раз ниже, чем высокопроницаемые пласты, а доля их текущих запасов увеличилась с 7 до 29 %.

В связи с такими Явлениями на первый план выступают вопросы выделения глинизированных коллекторов в основном разрезе скважин по мощности, определение анизотропии пласта и фильтрационных характеристик. При изучении минералогического состава горных пород с помощью комплекса физико-химических методов в институте «Гипровостокнефть» (Иванов И.Б.) было обнаружено, что термическим анализом в глинистом цементе образцов и выявлено наличие смешано-слойных образований (гидрослюдисто-монтмориллонитовых) и вычислено их количество. С помощью химического, термического, рентгеновского, дифракционного, электронно-микроскопического, гранулометрического методов были определены в глиносодержащих коллекторах каолинит, гидрослюда, монтмориллонит, гидрослюда-ь монтмориллонит. Такое разнообразие видов глиносодержащих коллекторов требовали создания более точных методов их выделения в геологическом разрезе и определения их фильтрационных характеристик при вытеснении нефти водой. Для

месторождений ОАО «Самаранефтегаз» к разбухающим глинистым минералам были отнесены также монтмориллонит, смешано-слойные и частично дегидратизированные гидрослюды, содержание разбухающих глинистых минералов в образцах которых составили в расчете на всю породу от 2,6 до 7,5%. Однако выявление глиносодержащих минералов со слюдой методами геофизических исследований не всегда обнаруживается радиоактивными методами, так как слюда сама является радиоактивной. Поэтому данная проблема является определяющей первичной основой для формирования геолого-технических мероприятий, которая была принята для исследования в данной работе.

Во второй главе приведены результаты уточнения геологической модели и структуры запасов объекта исследования. Рассмотрена общая характеристика геологического разреза и коллекторов Михайловско-Коханского месторождения. Причем в зонах нефтенасьпценных коллекторов в отложениях карбона и девона отмечаегся наличие глин с содержанием слюды. Показано, что выделение глинизированных коллекторов со слюдой в реальных скважинах проводится по данным измерений геофизических исследований скважин (ГИС), поэтому наиболее сложной задачей является типизация пород по литологии и структуре норового пространства, которая как правило проводится путем сопоставления значений различных видов измерений ГИС. Отмечается, что присутствие слюды как при выделении коллекторов и их характеристик, а также и при решении гидродинамических задач с целью разработки более эффективных геолого-технических мероприятий является проблемой малоизученной.

Изложена методика определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью. Отмечается, что значение коэффициента глинистости коллектора обычно определяется по гамма-методу каротажа (ГК), по двойному разностному параметру Агк. Однако на некоторых месторождениях определение коэффициента глинистости по ГК затруднено. Например, пласт Д-1У старооскольского горизонта, относящегося к терригенному девону, на Михайловско-Коханском месторождении сложен по данным керна породами с большим содержанием слюды, которая характеризуется высокой, радиоактивностью, что вносит искажения в показания метода ГК. Поэтому определение коэффициента глинистости коллектора в таких пластах по существующим ■ методикам может вносить значительные ■ ошибки.

В предлагаемой методике определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью на примере пласта Д-1У старооскольского горизонта Михайловско-Коханского месторождения путем статистической обработки показаний

ГИС различными методами через функцию распределения случайных величин.

В методике приняты следующие допущения:

• Радиоактивность влияет на показания ГК одинаково, независимо от величины глинистости и других параметров пластов.

• Величина радиоактивности в расчет не принимается, а принимается только факт наличия или отсутствия радиоактивности в пласте.

Для определения коэффициента глинистости коллектора по формуле, принятой для нерадиоактивных пластов, показания Агк в радиоактивном пласте уменьшаются на величину поправки или делятся на поправочный коэффициент. По приведенному таким образом к нерадиоактивным условиям значению Агк* определяется коэффициент глинистости. При разработке методики были проанализированы распределения параметров Агк, Ангк и аПс (самопроизвольной поляризации) как в пласте Д-IV с высокой радиоактивностью, так и в . остальных пластах терригенного девона (Д-I, Д-И, Д-Ш).

Построены графики распределения соответствующих параметров, в которых по оси ординат отложены проранжированные значения параметров, встречающиеся в пластах в базе ТИС, а по оси абсцисс дробные порядковые номера ранжированной

последовательности параметров, нормированные от 0 до 1, где наименьшему параметру присвоен порядковый номер "О", а наибольшему - "1". Полученный таким образом график представляет собой, по сути, график функции распределения случайной величины, но с переставленными осями абсцисс и ординат. Такой прием позволяет обойтись без выделения интервалов и определения частот попадания в них. -

Данные графика распределения Агк (рисунок 1) " позволяют определить поправочный коэффициент К, равный отношению Агк в радиоактивном пласте Д-JV к Агк в остальных пластах девона Д-1...Д-III, По 70% данных, для которых Агк(Д-1У) < 1, средний коэфициент равен 4.7, а по 100% данных с учетом прогнозных Агк<Д-IV) - 4.47, Для расчетов принят К=4.5, что соответствует отношению медианных значений Агк пластов. Отметим, что в методике анализируется и исследуется конкретный объект, поэтому применение данной методики к другимразрезам носит индивидуальньт характер.

Из рисунка 1 видно, что максимальное значение Агк в высокоглинистом пласте Д-IV с высокой радиоактивностью равно 1.8. Соответствующее ему максимальное значение приведенного Агк' равно 0.4. Поэтому можно считать, что и в остальных пластах терригенного девона значения Агк в отдельных скважинах, превышающие 0.4, относятся к пластам с повышенной радиоактивностью.

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 Нормированный порядковый номер, д.е.

Рисунок 1 - Распределение Агк в нерадиоактивных пластах Д1...ДШ и пласте с высокой радиоактивностью ДГУ .......

Обобщенная методика включает следующие положения:

1. Для нерадиоактивных пластов Д-1 ...Д-Ш, в которых значение Агк не превышает 0.4, коэффициент глинистости коллектора определяется по формуле, общей для всех пластов терригенного девона.

2. Для пропластков пласта Д-1У с высокой радиоактивностью определяется приведенное к нерадиоактивным условиям значение параметра Агк' по формуле Агк* = Агк / 4.5. По приведенному Агк' вычисляется коэффициент глинистости коллектора по формуле, общей для всех пластов терригенного девона.

3. Для пластов Д-1...Д-Ш в отдельных скважинах, отнесенных экспертом-интерпретатором к зонам с высокой радиоактивностью, расчет ведется аналогично п. 1.

4. Для пластов Д-1...Д-Ш, в которых значение Агк превышает 0.4, коэффициент глинистости определяется по соседним скважинам.

Далее описывается методика проверки и уточнения сходимости определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью. Методика основана на сходстве пластов по параметрам Ангк и оспс и отличии пласта Д-1У по параметру Агк от остальных пластов. Выводы о сходстве и различии пластов сделаны на основе визуального анализа графиков распределения параметров Ангк, апс, Агк. Для решения поставленной задачи рассматривались различные методы решения статистических задач изменения параметров пластов Д-1У и Д-1...Д-П1. Рассмотрены три метода исследования статистических данных:

1. Параметрический метод: по Т-кригерию (для сравнения средних значений на основе распределения Стьюдента), по Р- критерию (для сравнения дисперсий на основе распределения Фишера). Однако эти методы дают достоверные решения только для некоторых видов распределения, например нормального.

2. По критерию Пирсона («хи-квадрат»), равная (/-.у1)2

X2 =2]-~у\-(2.1) , где / - эмпирическая частота, /теоретическая частота, которая показала, что для выборок параметров Ангк, апс, Агк расхождения между эмпирическим выборочным и теоретическим нормальным распределениями выборок достаточно высок.

3. Для сопоставления распределений параметров Ангк, апс, Агк различных пластов между собой также был применен метод отношения правдоподобия. Под отношением правдоподобия понимается отношение плотности вероятности распределения, относящегося к альтернативной гипотезе Нь к плотности вероятности распределения, относящегося к нулевой гипотезе Но. В этом случае правило принятия или отвержения гипотезы Но- Вычисленные значения критерия отношения правдоподобия приведены на рисунке 2. Используя различные методики обработки промысловой информации статистически подтверждена правильность вышеизложенных положений, уточнено содержание глинизированных коллекторов на объекте, что позволило построить уточненные карты глинистости коллекторов пласта Д-1У старооскольского горизонта в целом по всем рассматриваемым объектам (рисунок 3). Последовательно рассмотрена структура балансовых, подвижных и извлекаемых запасов нефти продуктивных горизонтов девона Михайловско-Коханского месторождения в связи с' уточнением карт глинистости, пористости, проницаемости и нефтенасьпценности коллекторов.

В третьей главе приводится теоретическое исследование особенностей влияния глинистости коллектора со слюдой на процессы заводнения неоднородных нефтяных пластов, а также результаты исследования фильтрационных характеристик пласта с глинизированными коллекторами. Постановка задачи исследования сформулирована на основании анализа работ Иванова И.Б., Гудошникова С.С., Ковалева B.C., Клубовой Т.Т. , Хавкина А.Я, Гомзикова В.К., Лесина В.И., Табакаевой Л.С., Паховчинина C.B., Крзтлицкого H.H., Манка В, Андреева В.Е., Хайрединова Н.Ш., Котенева Ю.А, Хисамутдинова Н.И., Телина А.Г., Тахаутдинова Ш.Ф. и многих других.

Для дальнейшего изучения фильтрационных характеристик модель пласта принята в виде двухслойного пласта. Профильная модель послойно-неоднородного пласта представлена двумя основными слоями с различной проницаемостью и глиносодержанием коллектора (рисунок 4). Отметим наличие переходного слоя с переменными вдоль вертикали значениями параметров проницаемости и глинистости коллектора. Движение пластовых флюидов поддерживается созданием постоянного перепада давления на входе (нагнетательная скважина) и выходе (добывающие скважины) из пласта, а кровля и подошва пласта являются непроницаемыми. На вход в пласт подается вода. Основные абсолютные и относительные параметры модели. Расстояние между добывающими и нагнетательной скважиной составляет L=400 м, толщина пласта Н=10 м. Соотношение проницаемости вдоль напластования (вдоль х) и вертикальной (вдоль у) проницаемости К/Ку=10. Соотношение вязкостен нефти и воды ¡U(> / /Jw ~ 10. Значения упругоемкости воды, нефти, скелета породы соответственно равны

Д,, =3.7-10~юПа, ßo =7.4-10'9Яа, ßc - 4.5-Ю-10Па .

Пористость, проницаемость и глиносодержание высокопроницаемого пласта - 0.24 д. ед., 1 мкм2 и 0.12 д. ед., соответственно. Для низкопроницаемого пласта - 0.14 д.ед., 0.1 мкм2, 0.02 д. ед. Начальное пластовое давление ро=1.15-107 Па, давление на входе в пласт - 1.5ро, на выходе из пласта - 0.5ро. Процесс моделирования вытеснения нефти водой продолжался до достижения предельной обводненности добываемой жидкости (0.95 д.ед.). Масштаб времени определялся

_ L2Voßo ^ ' щ ' „

выражением 1 ~ ~ и для вязкости нефти juo =11) мПа-с

составляет 1 отн. ед. = 13.7 сут. Относительные фазовые проницаемости, используемые при расчетах брались по рассматриваемому объекту (Михайловско-Коханское месторождение).

0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0

\

( у к

7 ц^/ / .

т

80% 60% 40% 20% 0%

--Д-1...Д-Ш

— . — fl.iv :

—ш—интегральный %,

Д-1...Д-Ш —я-—интегральный %, Д-1У

0.1

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6

0.3 0.25 0.2 0.15 0.1 0.05 0

и»"

7| V '1

I А / л

1 ( ц к

V л г\ 1

г / / л N \ *

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

-Д-1У

'Д-1...Д-Ш

-интегральный %, Д-1У

-интегральный %,

Д-1-Д-Ш

0.01 0.55 1.09 1.63 2.17

--Д-1...Д-И1

— — Д4

—НИ—интегральный %, Д-1...ДШ

—-интегральный %,

Д-1У

0.75

Рисунок Плотности вероятностей распределения параметров Ангк (а), Апс (б), Агк (в) где критерии отношения правдоподобия составляют 0.019, 0.14 и 4.78* 1025 соответственно

а- по методике раиее опубликованных работ

коэффициента

Рисунок 3 - Карта глинистости коллекторов пласта Д-IV старооскольского горизонта терригенного девона Михайловско-Коханского месторождения

Численный метод решения поставленной задачи выполнялся в модели "Black OiP. Выявлено, что незначительное снижение проницаемости высокопроницаемого глинистого прослоя снижает неравномерность вытеснения нефти из послойно-неоднородного пласта (рисунок 5), а относительное изменение коэффициента извлечения нефти (накопленная добыча нефти при обводненности добываемой жидкости в 98 % отнесенная к величине геологических запасов нефти модели) в зависимости от интенсивности снижения проницаемости высокопроницаемого глинистого прослоя имеет нелинейную зависимость. В качестве нормирующей величины взято значение КИН для случая, когда набухание глинистого материала и соответствующего снижения проницаемости коллектора не происходит (т.е. для случая d=0). Установлено, что данная зависимость имеет немонотонный характер. Очевидно, что при увеличении d до значений 2.5 - 3.0 отн.ед. уменьшение проницаемости высокопроницае мого глинистого прослоя приводит к снижению неравномерности вытеснения и увеличению охвата заводнением, что, в свою очередь, увеличивает КИН.

о.з- . -

К=0.1 мкм2, 6=0.02 д.ед.

0.2- * -

0 1-

0-|-,-—,-,-1-,--1--,--т-I--

О 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0,6 0.7 0,8 0.9 1

X

Глиносодержание коллектора, д.ед.

0,02 0.04 о.ов о.оа 0.1

Рисунок 4. Поля начальных геологических параметров профильной модели послойно неоднородного пласта. Изолиниями показано паче проницаемости, цветом - поле глиносодержания коллектора

При этом из-за снижения проницаемости увеличивается время достижения предельной обводненности, т.е. снижаются темпы отбора извлекаемых запасов нефти. Дальнейшее возрастание интенсивности с1 приводит к изменению характера вытеснения нефти водой -фронтальное вытеснение сменяется «кинжальным», .что уменьшает

кин.

Отмечается, что в зависимости от степени снижения проницаемости неоднородных коллекторов за счет набухания глинистого материала, заводнение пресной водой (или водой с минерализацией отличающейся от минерализации пластовой воды) может привести как к увеличению, так и снижению нефтеотдачи.

интенсивность снижения проницаемости высокоглинистого пласта, отн.ед.

Рисунок 5. Зависимость относительного изменения КИП и времени выработки извлекаемых запасов нефти модели от интенсивности

Немонотонный характер зависимости КИН и времени достижения предельной обводненности добываемой продукции от интенсивности снижения проницаемости глинистого высокопроницаемого пропластка отражает ряд характерных изменений в процессах фильтрации пластовых флюидов. При снижении в результате набухания глин проницаемости глинистого высокопроницаемого лропластка происходит снижение неравномерности вытеснения нефти водой из первоначального неоднородного по проницаемости пласта. Это приводит к возрастанию КИН и снижению темпов отбора НИЗ из-за общего снижения эффективной проницаемости пласта. Дальнейшее уменьшение КИН связано с возрастанием проницаемостной неоднородности и формированием узкого фильтрационного канала движения воды в переходной зоне. При этом, за счет быстрого и неравномерного заводнения пласта уменьшается время достижения предельной обводненности. Дальнейшее увеличение КИН (участок кривой ВГ) связан с возникновением межслойных перетоков и вовлечением части запасов глинистого коллектора к вытеснению. При этом возрастает и время выработки НИЗ (участок кривой ВТ'). Снижение проницаемости глинистого пропластка приводит к отрезанию запасов нефти, сореяоточенных в глинистом слое, и, соответственно, к уменьшению КИН (участок ГД). При этом, за счет уменьшения НИЗ, происходит и

снижение времени достижения предельной обводненности (участок Г'Д').

Исследовано также влияние глиносодержащих

нефгенасыщенных коллекторов на коэффициент извлечения нефти. Профильная модель заводняемого пласта представлена двумя объемами с различным глиносодержанием. В начальный момент времени коллектор модельного пласта однороден по проницаемости и пористости и неоднороден по глинистости. Переменными параметрами задачи являются относительный объем глинистых областей коллектора и степень снижения проницаемости глинистого коллектора при его заводнении пресной водой, а исследуемой величиной - коэффициент извлечения нефти, который определяется выражением

. :-})да(х,гХ \-S'(x,z))dxdz ;

Ts t,. • __ л ■ __ xíbatance. -i Q 0__ __

"" Г . о0 о0

zZbalancé Abalance

где относительные (безразмерные) начальные балансовые запасы пласта

QLance = JJw(*,z)(l-5°(jr,r))i&t/z, S°(x,z) - начальное поле 0 0

водонасыщенности, S'(x,z) - текущее поле водонасыщенности, m(x,z) - пористость коллектора. КИН определяется для поля текущей водонасыщенности, при котором обводненность добываемой жидкости достигает предельной (98 %).

Для описания зависимости абсолютной проницаемости коллектора от процессов набухания глинистого материала введен параметр d, характеризующий интенсивность снижения проницаемости коллектора. Численный метод решения поставленной задачи выполнялся в модели "Black Oil". При этом, в виду ¡возросшей нелинейности уравнений в частных производных налагались более жесткие условия на шаг по времени. Величина временного шага подбиралась экспериментально в результате многократного прогона численной модели. ~

Относительный объем глинистого коллектора изменялся от 0.1 до 0.666 долей объема коллектора пласта. Параметр интенсивности снижения проницаемости глинистого коллектора - от 0 до 56. В данном случае значение d=0 соответствует отсутствию снижения проницаемости за счет набухания глин. Исследуемая величина бралась нормированной на значение КИН для случая отсутствия снижения проницаемости глинистых пропластков (d=0).

Возрастание параметра d приводит к значительному снижению проницаемости глинистых прослоев, что создает условия для

формирования неоднородного по вертикали для давления и, как результат этого, к возникновению межслойных перетоков пластовых флюидов, что отражается на зависимости как область перегиба и даже незначительного увеличения КИН (рисунок 6).

0.7

0.6 £ 0.5 § 0.4 0.3

0.2

О 0.1 0.2 0,3 0,4 0.5 0.6 0.7 О.в объемная доля глинистого коллектора, Д.*Д

Рисунок б. Зависимость КИН модельного пласта от объемной доли глинистого коллектора для различных значений параметра &

В четвертой главе проведен анализ состояния разработки девонских горизонтов, обоснование и реализация ТТМ на базе уточненной геологической и гидродинамической модели месторождения. Рассмотрено состояние разработки пластов горизонтов Д1, ДН, Д1Н, Д1У.

В результате подробного анализа сделан вывод о том, что несоответствие фактических и проектных показателей разработки II эксплуатационного объекта обусловлено следующими основными причинами:

- значительно меньшим числом скважин действующего добывающего фонда из-за отказа от бурения 9 новых и вывода из бездействия 8 скважин;

нарушением и снижением эффективности фильтрационных характеристик пласта в глинизированных коллекторах из-за несовершенства заводнения и не совершенством геологической и фильтрационной модели объектов.

Поэтому задача автора состояла в том, чтобы на основе результатов исследований глав 2, 3 разработать новые геолого-технические мероприятия, позволяющие повысить эффективность разработки девонских отложений с планируемой рентабельностью.

■ Для формирования и расчета усовершенствованных технологических показателей ГТМ создана исходная информационная база для построения цифровой фильтрационной модели со следующими данными 3-х мерной геологической модели (ГМ):

1) пространственное положение в объеме резервуара , коллекторов и разделяющих их непроницаемых прослоев, пространственное положение стратиграфических границ пластов и литологических границ в пределах пластов;

2) средние значения ФЕС в ячейках сетки с учетом фильтрационных характеристик по рекомендациям глав 2,3;

3) пространственное положение начальных флюидных контактов;

4) пространственные координаты скважин.

Вся перечисленная информация о ГМ горизонтов Д1, Д2, ДЗ, Д4 Михайловско-Коханского месторождения содержалась в виде структурных карт по кровле коллектора продуктивных пластов, карт эффективных толщин коллекторов, карт эффективных нефтенасыщенных толщин, карт коэффициента открытой пористости, карт проницаемости, карт коллектор-нсколлектор и другие исходные данные. Дополнительно к этому, не охваченные картированием данные, хранились в файлах специального формата в виде 3-х мерных кубов значений по каждому параметру ФЕС (насыщенность, пористость, проницаемость и другие).

Создание постоянно действующих моделей пластов Михайловско-Коханского месторождения ставило своей целью решение как: тактических, так и стратегических задач оптимальной разработки месторождения, а именно:

1. Изучить процессы фильтрации флюидов при различных : воздействиях на пласты Михайловско-Коханского месторождения.

2. Выбрать оптимальный режим работы скважин.

3. Обеспечить наибольшие теку щие добиты.

4. Исследовать возможность интенсификации разработки объектов с помощью изменения системы расстановки скважин.

5. Определить стратегию и тактику доразработки пластов Михайловско-Коханского месторождения в целом.

Решение поставленных целей на основе пакета «Tempest More» позволило объяснить текущее состояние дел на Михайловско-Коханском месторождении и выработать оптимальные варианты доразработки месторождения. По данным -моделирования были уточнены основные гсолого-физическис характеристики и отборы от начальных извлекаемых запасов (таблица 1). Как видно из таблицы, в работе представлен : отличный от полученной в настоящей работе характер распределения выработанности запасов по горизонтам. Данное различие может быть объяснено тем, что теологические характеристики

горизонтов, в первую очередь проницаемость, принятые ранее и полученные в настоящей работе на основании созданной геомодели, значительно отличаются между собой за счет более точного выделения глинизированных коллекторов и построения карт остаточных недренируемых подвижных запасов.

Приводится обоснование минимальных начальных дебитов по нефти и начальных извлекаемых запасов нефти для размещения скважин и сроков окупаемости отдельных видов ГТМ.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика и степень выработки запасов нефти продуктивных горизонтов Михайловско-Коханского месторождения

Горизонт Отбор начальных извлекаемых запасов нефте на 01.01.99 по данным, % Отбор начальных извлекаемых запасов нефти на 01.01.2006 по данным моделирования, % Проницаемость, мкм2 Пористость, % | Средняя нефтенасьпценная толщина, м | 1 * Й 0 и а ¡5 1 * И* Коэффициент послойной неоднородности 1 Коэффициент зональной неоднородности Давление насыщения, МПа

Д1 45,6 53,2 г0,121 14,4 4,3 1,44 0,177 0,764 18,73

Д2 87,2 75,9 0,128 14,7 9,5 3,13 0,454 0,708 15,64

Дз 56,7 64,8 0,070 11,9 5,2 2,95 0,309 0,575 14,65

Д4 50,3 76,5 0,128 16,7 7,9 3,43 0,371 0,189 18,19

В соответствии с геолого-физическими характеристиками коллекторов, а также исходя из результатов математического моделирования истории разработки залежей нефти, определяются области, перспективные для размещения новых скважин и формирования основных геолого-технических мероприятий. Основой для определения границ размещения скважин являются технико-экономические расчеты показателей разработки характерных элементов систем разработки нефтяных залежей.

По залежам нефти горизонтов Михайловско-Коханского месторождения определение границ размещения скважин произведено с учетом величин экономически предельных дебитов, минимальных извлекаемых запасов нефти, обеспечивающих рентабельность разработки залежи. Область экономической целесообразности бурения новых скважин и ввода из бездействия обуславливалась выбором таких значений начальных извлекаемых запасов нефти и дебитов по нефти,

при которых суммарный за все время выработки запасов нефти накопленный чистый дисконтированный поток денежной наличности £]МРЛ/(0С|^) > 0. Для определения области эффективного бурения находится нижняя граница поля значений £ЫРУ(0>0^) = 0. Дисконтированный чистый поток денежной наличности (]МРУ) рассчитывался в соответствии с Регламентом составления проектных технологических документов на разработку' нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). Срок окупаемости мероприятия определялся из условия первого изменения знака текущего значения ЕНРУ(РоДД) (с "-" на "+"). Предельное время эксплуатации скважины определялось из условия максимума накопленного дисконтированного чистого потока денежной наличности ЕЫРУ(Ро.яЛ):

~{ШРП{2о,«г,0)=о

ст

Условие определения экстремума функционала позволяет установить связь между начальным дебитом по нефти и начальными извлекаемыми запасами в виде функциональной зависимости на плоскости значений «НИЗ» - «начальный дебит нефти». Используемые в расчетах экономические нормативы берутся по предприятию на дату составления ГТМ. Стартовой временной точкой принят 2006 год. Предельные значения начальных извлекаемых запасов нефти определялись по рентабельным отборам за весь срок разработки (но не более 30 лет - средний срок службы скважины) на одну скважину. Технологические показатели работы определялись на основе модельных результатов эксплуатации скважин, вскрывающих нефтяные залежи с типовыми коллекторскими характеристиками продуктивных горизонтов девона. По динамике технологических показателей рассчитывалась динамика 2ИРУ. На рисунке 7 показана динамика £№>У в зависимости от величины начального дебита скважины по нефти. Отрицательные значения ИРУ в первые годы эксплуатации скважины связаны с капитальными вложениями на бурение. Видно, что для ряда значений начального дебита по нефти (<15 т/сут) для данной величины НИЗ (80 тыс.т) £ЫРУ всегда меньше нуля, что говорит о безусловной экономической неэффективности бурения таких скважин в современных экономических условиях. Анализ первой производной по времени данной зависимости (чистый дисконтированный доход предприятия - ЫРУ) показывает, что отрицательный МРУ по величине меньше для скважин с большими начальными дебетами по нефти.

□ 20-30 В 10-20 ■ 0-10 Ш-10-0 ■ -20--10 а -30—20

■ -40-30

□ -50-40

□ -60-50

■ -70-60 О -80-70

11 13 15

годы после бурения

начальный дебит нефта, т/сут

Рисунок 7. Динамика НЧДД в зависимости от величины начального дебита нефти (рисунок получен для значения НИЗ в 80 тыс.т для случая бурения скважины на девонские горизонты)

Анализ полученных данных показал их значительную зависимость от начальных извлекаемых запасов, приходящихся на скважину, и начальных дебитов скважин по нефти. В области приведенных на рисунке значений параметров «НИЗ» - «начальный дебит нефти» кривые условной рентабельности с высокой

достоверностью (II:

для горизонтов девона

0.99) описываются функциями: Г

е0=24.4ехр

6.57

■8.9

где СЬ -

начальные извлекаемые запасы нефти, - начальный дебит нефти.

Поиск значений времени соответствующих изменению знака функционала £ЫРУ(С>оЛД) (с на "+") позволяет определить зависимость срока окупаемости бурения новой скважины от начального дебита нефти и начальных извлекаемых запасов нефти.

Расчёт технико-экономических показателей рекомендаций автора по видам ГТМ, приведенных в таблице 2, показал положительную рентабельность всех рекомендуемых мероприятий.

Таблица 2 - Количество ГТМ по второму эксплуатационному объекту

разработки

Виды ГТМ добывающие нагнетательные Всего, шт.

Ввод из бездействия 11 6 17

Дополнительная перфорация 4 1 5

Физико-химическое воздействие ■■ - 3 - I 4

Гидродепрессионная обработка 15 0 15

Гидроразрыв пласта . 4 . 0 4

Ремонтно-изоляционные работы ' 2 1 3

Изоляция пластов 3 5 8

Перевод в контрольный фонд 4 0 4

Ликвидация скважин 1 0 1

Перевод в добывающий фонд 0 4

Бурение вертикальных скважин 10 0 10

Бурение горизонтальных скважин ■ 2 0 2

Бурение скважин-дублеров 1 0 1

Зарезка боковых горизонтальных стволов 1 0 1

Перевод на вышележащий горизонт 4 0 4

Добуривание ствола 1 0 1

Основные выводы н рекомендации

1. Изучение и анализ литологии и структуры порового пространства в разрезе скважин Михайловско-Коханского месторождения, представленных глинизированными коллекторами с включением слюды методом. радиокаротажа (РК), в частности ГК и НТК, показал, что выделение глинистых коллекторов и определение коэффициента глинистости с высокой естественной радиоактивностью вносит значительные ошибки.

2. Предложены два метода определения коэффициента глинистости и определены их области применения для пород с естественной радиоактивностью: первый по статистическим данным Агк, Ангк и апс, определенных для нерадиоактивных коллекторов в пластах с одинаковыми породами и структурой порового пространства, путем исследования их представительности по функции распределения случайной величины и второй: с использованием представления статистики по критерию Пирсона («хи-квадрат») - построены уточненные карты глинистости.

3. Получены новые методы корректирования параметров пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, зональной и послойной неоднородности для глинизированных коллекторов и внесены уточнения для оценки начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов.

4. В результате проведенного анализа структуры запасов нефти Михайловско-Коханского месторождения установлено, что ввиду различия свойств коллекторов отмечено различие остаточных запасов

по объектам разработки по горизонтам и высокой зональной и послойной неоднородности и при этом выявлено, что объединение ряда горизонтов в единые эксплуатационные объекты не является целесообразным для совместной разработки.

5. На базе данных проведенного анализа и исследования фильтрационно-емкостных свойств глинизированных коллекторов уточнена доля подвижных запасов по объектам разработки в зависимости от интервалов изменения проницаемости коллектора.

6. Численно исследовано влияние глинистости коллектора со слюдой на коэффициент извлечения нефти и темпов отбора начальных извлекаемых запасов в результате которого получено:

6.1.при фильтрации флюидов в результате вытеснения нефти пресной водой из неоднородных глинизированных коллекторов происходит опережающее набухание глин в высокопроницаемых пропластках, что приводит к снижению неоднородности вытеснения и росту КИН. Однако при этом темп отбора от НИЗ резко уменьшается.

6.2. При дальнейшем вытеснении из-за снижения проницаемости высокопроницаемого пропластка КИН постепенно уменьшается.

7. Отмечен рост КИН за счет возникновения межслойных перетоков и увеличения вовлечения части запасов нефти в глинистом коллекторе к вытеснению.

8. Исследован механизм влияния параметра интенсивности снижения проницаемости глинистого коллектора за счет набухаемости на КИН в результате которого установлено, что снижение проницаемости глинистых пропластков первоначально однородного по проницаемости пласта приводит к росту неоднородности коллектора и уменьшению КИН.

9. Создана методика обоснования минимальных начальных дебитов по нефти и начальных извлекаемых запасов нефти для формирования отдельных видов ГТМ и сроков их окупаемости, основанная на оценке динамики изменения отдельных технологических показателей на чистый дисконтированный доход предприятия (>1РУ), в котором имеет положительный знак. Исследована динамика изменения ЫРУ в зависимости от начального дебита скважины по нефти и начальных извлекаемых запасов дня бурящейся скважины на основе их определены зоны и границы рентабельности, время скважины, а также зависимость начальных извлекаемых запасов введенных скважиной в разработку от начальной нефтенасыщенной толщины коллектора.

10. Получена эмпирическая зависимость значений параметров «начальные извлекаемые запасы» - «начальный дебит нефти», связывающие условный порог рентабельности исследуемого вида ГТМ.

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 В.А., Сгоба И.М., Каменских А.Ю., Лотарев В.А., Хабибуллин A.M. Гидродинамические и геофизические исследования при сопровождении технологических процессов вторичного вскрытия пластов и работ по интенсификации добычи. НТВ «Каротажник», Тверь, 2006.- №1. — 13с.

3.Шашель В.А., 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.

4. 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.

5.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 депо», М.:ВНИИОЭНГ - 2006,-№4.-С.39-45.

6.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A., 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.

7.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,- №6. -С.26-32.

8.Шашель В. А. О причинах снижения притока нефти в добывающие скважины в процессе разработки Михайловско-Коханского месторождения. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ-2006.- №6.-С.9-14.

9.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.

Ю.Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев A.A., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Мустаева Э.Р. Способы выделения литологически экранированных нефтенасышенных линз и их разработка на Михайловско-Коханском месторождении. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ - 2006.- №8. - С.15-19.

Подписано к печати 16.09.2006 г. Бумага офсетная, формат 60*84/16. Отпечатано методом ризографии. Тираж 100 экз. Усл.-печ. л. 1,36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности нефтевытеснения из глинизированных коллекторов содержащих включения слюды"

Актуальность проблемы. Основные месторождения ОАО «Самаранефтегаз» в настоящее время находятся в поздней стадии разработки, которые характеризуются низкими темпами отбора запасов нефти, высокой обводненностью продукции и ухудшением ихктуры. За 52 года разработки, например Михайловско-Коханского месторождения по пластам Д1, Д2, ДЗ, Д4 доля трудноизвлекаемых запасов нефти возросла с 22 до 60 %, а выработка за этот период составила 72,8 % от начальных извлекаемых запасов. Значительную часть этих запасов составляют запасы в низкопроницаемых коллекторах, представленных глинами в смеси со слюдой в тупиковых зонах или в зонах слабой дренируемости, практически перешедших в категорию трудноизвлекаемых.

Поэтому дальнейшая динамика извлечения остаточных запасов нефти будет определяться успешностью ввода в разработку в преобладающей степени трудноизвлекаемых запасов, в том числе и запасов из низкопроницаемых глинизированных коллекторов, содержащих слюду. Имеющиеся к настоящему времени научно-методические основы извлечения нефти из низкопроницаемых глинизированных коллекторов недостаточно эффективны, так как содержание слюды в глинах вносит новые дополнительные проблемы, требующие решения как низкорентабельная категория нефтей. Однако следует констатировать и о том, что достаточно эффективной технологии разработки вышеприведенной категории нефтенасыщенных коллекторов пока не создано. Поэтому необходимы дальнейшие исследования по углубленному изучению повышения эффективности нефтевытеснения из этой категории коллекторов и создание на основе теоретических и экспериментальных исследований фильтрации пластовых флюидов из глиносодержащих пластов новых, экономически рентабельных технологий по вовлечению в разработку низкопроницаемых коллекторов с повышенным содержанием глинистых минералов со слюдой.

Цель работы. Повышение эффективности разработки глинизированных коллекторов, содержащих слюду путем совершенствования технологии нефтевытеснения применением современных технологий воздействия на пласт и призабойную зону добывающих и нагнетательных скважин.

Основные задачи исследований.

1. Анализ состояния разработки горизонтов Д1, Д2,ДЗ,Д4 Михайловско-Коханского месторождения с целью определения причин низкой эффективности выработки запасов нефти из глиносодержащих коллекторов.

2. Разработка методики выделения глинизированных коллекторов содержащих слюду и построение карт глинистости по пластам.

3. Разработка методологии оценки влияния глинистости на продуктивность и нефтеотдачу низкопроницаемых пластов.

4. Создание эффективных комбинированных технологий вытеснения нефти из глинизированных коллекторов.

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации методом многофакторного анализа и на математическом моделировании фильтрации жидкости в низкопроницаемых коллекторах с учетом глинистости, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний разработанных технологий.

Научная новизна выполняемой работы.

1. Разработана методика определения коэффициента глинистости коллектора в пластах с высокой радиоактивностью путем сопоставления и корреляции показаний АГК большой выборки в нерадиоактивных пластах с радиоактивными (Д1,Д2,ДЗ,Д4).

2. Разработана методика оценки влияния глинистости коллектора на фильтрационные характеристики пласта и КИН при заводнении неоднородных коллекторов пресной и минерализованной водой по интенсивности снижения проницаемости и изменения начальной водонасыщенности.

3. Предложены новые критерии для совершенствования системы заводнения глиносодержащих пластов на основе карт остаточных подвижных запасов и карт глинистости.

4. Создана методика обоснования минимальных начальных дебитов скважин по нефти и начальных извлекаемых запасов для формирования отдельных ГТМ и сроков их окупаемости, основанная на оценке динамики изменения отдельных технологических показателей на NPV, в котором NPV имеет положительный знак. Основные защищаемые положения.

1. Методика выделения глинизированных коллекторов с высокой радиоактивностью.

2. Методика оценки влияния глинистости коллектора на фильтрационные характеристики пласта и КИН при заводнении пресной и минерализованной водой.

3. Методика обоснования критериев для совершенствования и реконструкции системы заводнения, выбору ГТМ на базе карт остаточных подвижных запасов, 4 карт глинистости и NPV( чистый дисконтированный доход предприятия).

Практическая ценность и реализация работы.

1 .Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Михайловско-Коханского месторождения.

2. Внедрение технологий по вовлечению в разработку низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов со слюдой на Михайловско-Коханском месторождении по пластам Д1,Д2, ДЗ, Д4 позволит увеличить ожидаемую конечную нефтеотдачу на 6,8 % и получить в доход государства за экономически-рентабельный срок разработки (2017 г.) 2323,612 млн.руб. (Протокол ОАО «Самаранефтегаз» от 20.07.2006 г., протокол НК «ЮКОС» от 09.08.2006 г.).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2004-2006 гг.), 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 10 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 102 наименований. Работа изложена на 124 страницах, в том числе содержит 18 таблиц, 58 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шашель, Вадим Александрович

выводы:

- в современной экономической ситуации для горизонтов девона (Дь Дг, Дз, ДО - бурение скважин экономически обосновано, если минимальный начальный дебит нефти скважины составляет от 18-20 т/сут, а НИЗ, приходящиеся на эту скважину, не менее 45 - 50 тыс.т;

При выборе точек на картах текущих нефтенасыщенных толщин для бурения новых скважин, необходимо определить, какие минимальные нефтенасыщенные толщины могут обеспечить необходимые рентабельные начальные извлекаемые запасы нефти. начальный дебит по нефти, т/сут

Рисунок 4.18. Зоны и границы рентабельности ввода скважин из бездействия при цене на нефть 6500 руб/т.

Для определения минимальных рентабельных нефтенасыщенных толщин были построены статистические ряды по скважинам, отражающие значения перфорированных нефтенасыщенных толщин и НИЗ, введенных в разработку. НИЗ определялись с помощью характеристик вытеснения. Для пластов кунгура, где обводненность добываемой продукции не превышает 20 %, и, соответственно, применение характеристик вытеснения в отличие от девонских отложений не обосновано, в качестве НИЗ брались накопленные отборы нефти при выводе скважины из эксплуатации (рисунок 4.19).

Рисунок 4.19. Зависимость NPV ввода скважины из бездействия от начального дебита и начальной обводненности продукции скважины при цене на нефть 6500 руб/т.

Сопоставление среднестатистических значений выборок позволило установить зависимость между НИЗ, введенными скважиной в разработку, и начальной нефтенасыщенной толщиной. Данные зависимости приведены на рисунке 4.20 для горизонтов девона.

5 10 15 начальная нефтенасыщенная толщина, м

Рисунок 4.20. Зависимость начальных извлекаемых запасов, введенных скважиной в разработку, от начальной нефтенасыщенной толщины коллектора для горизонтов девона

1.5-2

1-1.5

0.5-1

0-0.5 и-1-0 обводненность продукции, Д-ед.

2 1.5 дебит по неф™, т/сут

Таким образом, для экономически рентабельного бурения новой скважины начальная нефтенасыщенная толщина коллектора должна быть не менее: для горизонтов девона - 4 метра.

100% 20 18

80% 16 * 14 г 12

60% * о j о "

5 9 8

40% В- 6 4 х

20% 2 0 интервалы изменения НИЗ, тыс.т а интервалы изменения начальной нефтенасыщенной толщины, тыс.т

100% 80% 60% 40% 20% 0%

Рисунок 4.21. Статистические распределения начальных извлекаемых запасов нефти, введенных скважиной в разработку, и начальных нефтенасыщенных толщин, а, б - горизонты девона Бурение горизонтальных скважин на горизонты девона. С целью интенсификации выработки запасов нефти из низкопроницаемых, застойных и недренируемых зон нефтенасыщенных коллекторов в качестве геолого-технических мероприятий предлагается бурение горизонтальных скважин. Согласно данным Заказчика повышающий коэффициент стоимости бурения горизонтальных скважин относительно стоимости бурения вертикальных стволов составляет 1.3. При анализе рекомендаций по бурению ГС на Михайловско-Коханском месторождении сформированы следующие усредненные показатели стоимости бурения ГС на девонские пласты в сумме 87,087 млн.руб (принятые в ОАО «Самаранефтегаз» на 2007-2010 гг.).

Усредненные показатели стоимости бурения ГС

Горизонт бурения ГС Стоимость бурения ГС, млн.руб

Девон (Д1) 87.087

На рисунке 4.22 плоскости значений «НИЗ» - «начальный дебит нефти» указаны области положительных и отрицательных значений накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия для горизонтов девона при бурении ГС. В области приведенных на рисунке значений параметров «НИЗ» - «начальный дебит нефти» кривые условной рентабельности с высокой достоверностью (R =0.99) описываются функциями: для горизонтов девона - Q0 = 31.2ехр

10.1

7-11-4 где Qo - начальные извлекаемые запасы нефти, qo - начальный дебит нефти.

На рисунке 4.23 в таблице 4.9 приведен срок окупаемости бурения новой горизонтальной скважины на горизонт Д1 в зависимости от начального дебита нефти и начальных извлекаемых запасов нефти. Видно, что срок окупаемости бурения ГС в равной мере определяется как значением НИЗ, так и начального дебита нефти и в рассматриваемых пределах изменяется от 11-12 лет (при низких начальных дебитах нефти) до 2-3 лет. На рисунке 4.24 и в таблице 4.10 приведена зависимость предельного

5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 начальный дебит нефти, т/сут

Рисунок 4.22. Зоны и границы рентабельности бурения новых горизонтальных скважин на девонские горизонты экономически рентабельного срока эксплуатации ГС. Верхний порог рентабельного срока определяется экономическими условиями эксплуатации скважины, нижний порог -технологическими показателями. Видно, что при больших значениях НИЗ (100 тыс. т) предельный срок эксплуатации ГС практически не зависит от дебита нефти, т.е.

6-7

5-6

4-5

3-4

2-3

1-2

0-1

Рисунок 4.23. Зависимость времени окупаемости бурения новой ГС от начальных извлекаемых запасов и начального дебита скважины по нефти. Бурение на горизонты девона

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ и обобщение теоретических, экспериментальных и статистических данных по проблеме повышения эффективности нефтевытеснения из глинизированных коллекторов, содержащих включения слюды позволяет сформулировать следующие выводы и рекомендации.

1. Изучение и анализ литологии и структуры порового пространства в разрезе скважин Михайловско-Коханского месторождения, представленных глинизированными коллекторами с включением слюды методом радиокаротажа (РК), в частности ГК и НГК, показал, что выделение глинистых коллекторов и определение коэффициента глинистости с высокой естественной радиоактивностью вносит значительные ошибки.

2. Предложены два метода определения коэффициента глинистости и определены их области применения для пород с естественной радиоактивностью: первый по статистическим данным Агк, Ангк и апс, определенных для нерадиоактивных коллекторов в пластах с одинаковыми породами и структурой порового пространства, путем исследования их представительности по функции распределения случайной величины и второй: с использованием представления статистики по критерию Пирсона («хи-квадрат») - построены уточненные карты глинистости.

3. Получены новые методы корректирования параметров пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, зональной и послойной неоднородности для глинизированных коллекторов и внесены уточнения для оценки начальных балансовых, подвижных и извлекаемых запасов.

4. В результате проведенного анализа структуры запасов нефти Михайловско-Коханского месторождения установлено, что ввиду различия свойств коллекторов отмечено различие остаточных запасов по объектам разработки по горизонтам и высокой зональной и послойной неоднородности и при этом выявлено, что объединение ряда горизонтов в единые эксплуатационные объекты не является целесообразным для совместной разработки.

5. На базе данных проведенного анализа и исследования фильтрационно-емкостных свойств глинизированных коллекторов уточнена доля подвижных запасов по объектам разработки в зависимости от интервалов изменения проницаемости коллектора.

6. Численно исследовано влияние глинистости коллектора со слюдой на коэффициент извлечения нефти и темпов отбора начальных извлекаемых запасов в результате которого получено:

6.1.при фильтрации флюидов в результате вытеснения нефти пресной водой из неоднородных глинизированных коллекторов происходит опережающее набухание глин в высокопроницаемых пропластках, что приводит к снижению неоднородности вытеснения и росту КИН. Однако при этом темп отбора от НИЗ резко уменьшается.

6.2. При дальнейшем вытеснении из-за снижения проницаемости высокопроницаемого пропластка КИН постепенно уменьшается.

7. Отмечен рост КИН за счет возникновения межслойных перетоков и увеличения вовлечения части запасов нефти в глинистом коллекторе к вытеснению.

8. Исследован механизм влияния параметра интенсивности снижения проницаемости глинистого коллектора за счет набухаемости на КИН в результате которого установлено, что снижение проницаемости глинистых пропластков первоначально однородного по проницаемости пласта приводит к росту неоднородности коллектора и уменьшению КИН.

9. Создана методика обоснования минимальных начальных дебитов по нефти и начальных извлекаемых запасов нефти для формирования отдельных видов ГТМ и сроков их окупаемости, основанная на оценке динамики изменения отдельных технологических показателей на чистый дисконтированный доход предприятия (NPV), в котором NPV имеет положительный знак. Исследована динамика изменения NPV в зависимости от начального дебита скважины по нефти и начальных извлекаемых запасов для бурящейся скважины на основе их определены зоны и границы рентабельности, время скважины, а также зависимость начальных извлекаемых запасов введенных скважиной в разработку от начальной нефтенасыщенной толщины коллектора.

10. Получена эмпирическая зависимость значений параметров «начальные извлекаемые запасы» - «начальный дебит нефти», связывающие условный порог рентабельности исследуемого вида ГТМ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шашель, Вадим Александрович, Уфа

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.-«Недра».-1982.-407 с.

2. Ахметов Н.З., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. Исследование влияния глинистости коллектора на текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи. // Нефт.хоз-во.- № 8,- 2001. С. 41-44.

3. Баланин В.В., Воропанов В.Е., Хавкин А.Я. Особенности современных технологий разглинизации призабойных зон скважин в низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994.- № 2,- С.

4. Барыкин В.И., Ефремов П.Е., Кириенко Г.И. К вопросу определения достоверности начальных запасов газа, оцененных объемным методом. Проблемы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. Куйбышев.Гипровостокнефть.// Труды.-1985.-С.63-67.

5. Басин Я.Н., Новгородов В.А., Петерсилье В.И. Оценка подсчетных параметров газовых и нефтяных залежей в карбонатном разрезе по геофизическим данным. М.: Недра, 1987.- 160 с.

6. Батунер A.M., Позин М.Е. Математические методы в химической технике. М.: Изд-во «Химия».- 1971. 824 с.

7. Блинов А.Ф. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. М.: «Недра», 1971. -175 с.

8. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.Высшаяшкола.-1990.-544 с.

9. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.-«Недра».-1996.-382 с.

10. Валиханов А.В., Вахитов Г.Г., Грайфер В.И. и др. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенного давления. Казань. Таткнигоиздат, 1971.- 356 с.

11. Валиханов А.В., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов НА. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат, 1970.- 91 с.

12. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей. М. ОАО ВНИИОЭНГ.НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2005.-№1 .-С.29-33.

13. Гильманова Р.Х. Влияние глинистости продуктивных коллекторов на коэффициент нефтеизвлечения на примере Азнакаевской площади Ромашкинского месторождения //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.- 2001.- №7 - С. 50-53.

14. Гильманова Р.Х., Султанов А.С., Сарваретдинов Р.Г., Салихов И.М., Шаисламов Ш.Г. Опыт восстановления базы ГИС по месторождениям на поздней стадии. // НТЖ Нефтепромысловое дело. 2000.- № 11.- С.22-25.

15. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. -М.: Недра, 1986.-161 с.

16. Гомзиков В.К., Хавкин А.Я. Влияние пористости коллектора на коэффициент извлечения нефти и газа.// Нефт.хоз-во. 1992. - № 3.- С.4-16.

17. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. М.: Недра, 1975.- 343 с.

18. Дементьев Л.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геофизических данных. М. Наука.-1966.-205 с.

19. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.-«Недра».-1984.208 с.

20. Дияшев Р.Н. и др. Особенности разработки многопластовых объектов. -Экспресс-информ.ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысловое дело», 1987. 203 с.

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

22. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химреагентов в добыче нефти.- М.: Недра, 1983.-312 с.

23. Иванов И.Б. Изучение минералогического состава горных пород с помощью комплекса физико-химических методов исследования. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. Гипровостокнефть // Труды . Куйбышев.-1983 .-С.91 -102.

24. Изучение геологического строения и составление проекта разработки Михайловско-Коханского месторождения объединения Куйбышевнефть (Руководитель проекта ,к.т.н.Губанов А.И). Отчет по теме 3-1966 и 4-1966.-Гипровостокнефть.-Куйбышев.-1966.-250 с.

25. Ишкаев Н.Х., Хусаинов В.М., Салихов И.М. и др. Влияние глинистости терригенных коллекторов на коэффициенты продуктивности скважин и нефтеизвлечения. // Нефтепромысловое дело. 2001. - № 6.- С. 18-21.

26. Ковалева О.В. Влияние вертикальной анизотропии пласта на показатели разработки залежей нефти с обширными водонефтяными зонами. / Труды Гипровостокнефть.-Куйбышев.-1981.-С.42-49.

27. Клещенко И.И. Комплексное воздействие на прискважинную зону низкопроницаемых коллекторов. // НТЖ Нефтепромысловое дело.- 1997. № 10-11. -С.18-19.

28. Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. М.: Недра, 1973. - 256 с.

29. Коцюбинский В.Л., Ошитко В.М., Суханов Н.А. Условия залегания и состояние эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д. Ромашкинского месторождения. Москва, 1968. - Вып.12. - С.146-157. - (Тр. ТатНИПИнефть)

30. Кульчицкий Л.И. Роль воды в формировании свойств глинистых пород. -М.: Недра, 1976.-212 с.

31. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики М.: Наука, 1980.-536 с.

32. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения,- Казань. КГУ, 1979.- 492 с.

33. Муслимов Р.Х., Долженков В.Н., Зиннатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований.//Нефт.хоз-во.-1987.- № 1.-С.23-31.

34. Муслимов Р.Х., Хусаинова А.А., Хавкин А.Я. и др. Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.//Нефт.хоз-во.-1991. -№ 5.- С.23-27.

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

36. Овчаренко Ф.Д. Гидрофильность глин и глинистых минералов. Киев, изд-во АН УССР, 1961.- 292 с.

37. Ошитко В.М. Анализ приемистости малопродуктивных коллекторов в нагнетательных скважинах./ Ошитко В.М., Абдулмазитов Р.Г. Бугульма, 1975.-Вып.30. - С. 177-182. - (Тр. ТатНИПИнефть).

38. Ошитко В.М. Анализ работы малопродуктивных коллекторов в эксплуатационных скважинах на участках очагового заводнения и дополнительного разрезания./ Ошитко В.М., Буторина Т.В. Бугульма, 1975.- Вып.30. - С.205-211. - (Тр. ТатНИПИнефть).

39. Ошитко В.М., Юдин В.М. Первые результаты промышленного эксперимента по вовлечению в разработку низкопродуктивных коллекторов.// Нефт.хоз-во. 1978. - № 1.- С.27-30.

40. Патент РФ № 2162141, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / М.З. Тазиев., Ю.Е. Жеребцов, В.Е. Жеребцов, Р.С. Нурмухаметов, И.М. Салихов и др. // Бюл.Изобретения. 2001.- № 2. - С.

41. Патент РФ № 2150578, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки литологически экранированных линз одной скважиной /О.И.Буторин, А.Ф.Панарин, О.О.Буторин, К.О.Буторин.// Бюл.Изобретения. 2000.-№ 16.

42. Патент РФ № 2166083, МПК Е 21 В 47/00,49/00. Способ исследования глиносодержащих нефтяных коллекторов / И.В. Владимиров, Н.З. Ахметов, Н.Т. Карачурин, Н.И. Хисамутдинов, И.Н. Файзуллин, И.М. Салихов и др. // Бюл.Изобретения.-2001,-№ 12.

43. Паховчинин С.В., Круглицкий Н.Н., Манк В. Произвольное поглощение и вытеснение углеводородных жидкостей из дисперсий монтмориллонита. //Коллоидный журнал. -М., 1981. t.XLII. - Вып.З.- С. 48-57.

44. Проект разработки Михайловско-Коханского месторождения ОАО «Самаранефтегаз»/ Отчет. Договор Д.10 8-4-01/1472. ОАО «Гипровостокнефть». Рук. Бережная Г.Н. Самара. 1999 г. Дополнительная записка «Гипровостокнефть». Рук.Бережная Г.Н. Самара. -2000 г.

45. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами / Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др./ М.ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

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

47. Рябоконь С.А. и др. Комплекс технологий, обеспечивающий высокое качество заканчивания скважин.// Нефт. хоз-во.- 2000. №2. - С. 16-22.

48. Салихов И.М. Исследование эффективности выработки нефти из глинизированных коллекторов методом многофакторного анализа на примере Чишминской площади. // НТЖ Нефтепромысловое дело.-2000. № 3. - С. 14-17.

49. Самарский А.А., Попов Ю.П. Разностные методы решения задач газовой динамики.- М.: Наука, 1980.- 352 с.

50. Сарваретдинов Р.Г., Воронцова Н.А., 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.

51. Сарваретдинов Р.Г., Р.Х.Гильманова, И.М.Салихов, А.С.Султанов. Распределение добычи нефти и закачки воды с учетом влияния и взаимодействия объектов разработки // Нефтепромысловое дело. 2000.- №11.- С.33-35.

52. Салихов И.М. Исследование эффективности выработки нефти из глинизированных коллекторов в многопластовых объектах./ Диссер. на соиск.учен. степ.канд.техн.наук. БашНИПИнефть.- Уфа.-2001.-119 с.

53. Сборник инструкций, регламентов и РД по технологиям ОПЗ и стимуляции работы скважин. // ТатНИПИнефть,ТатАСУнефть, Альметьевск, 1997. - 346 с.

54. Словарь по геологии нефти и газа. Л.-«Недра».-1988.-679 с.

55. Ступоченко В.Е. Влияние глинистости коллектора на полноту вытеснения нефти водой. // Геолого-физические аспекты обоснования коэффициента нефтеотдачи.

56. М.: ВНИГНИ, 1981.- С.59-79.

57. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.- 308 с.

58. Суханов Н.А. О совместной закачке воды в многопластовый объект./Суханов Н.А., Морозов А.А. // Тр.ТатНИПИнефть- Бугульма, 1975. Вып.30. -С.211-214.

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

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

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

62. Укрупненная экономическая оценка запасов нефтяных месторождений Куйбышевской и Оренбургской областей (Руководитель Ковалев B.C.). Отчет по договору с ВНИИ №7566. Гипровостокнефть, Куйбышев.-1985.

63. Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф., Золова И.В. К вопросу изучения глинистости продуктивных коллекторов.// НТЖ Нефтепромысловое дело.-2000.- № 7.-С.10-12.

64. Филлипов В.П., Хавкин А.Я., Муслимов Р.Х. и др. Особенности изменения дебетов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии.// Нефт.хоз-во. -1995. №10. - С.28-29.

65. Фурсов А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений.-М.»Недра».-1985.-210 с.

66. Хавкин А.Я. Влияние проницаемости на выработку зонально неоднородных низкопроницаемых пластов.// Нефт.хоз-во.- 1995.- № 5-6.- С.33-35.

67. Хавкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде.// Нефт.хоз-во.-1991. -№ 5. С.33-37.

68. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами: автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М. ВНИИнефть. 1996.- 49 с.

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

70. Хавкин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов.// Нефт. хоз-во. -1993. №3.-С.4-8.

71. Хавкин А.Я. Особенности гидродинамических расчетов и проектирования разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами./Труды ВНИИ.- М.- 1989.- Вып. 107.- С.81-89.

72. Хавкин А.Я. Физико-химические аспекты процессов вытеснения нефти в пористых средах. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.- 1994.- № 7-10. - С.30-37.

73. Хавкин А.Я., Гомзиков В.К. Определение коэффициента извлечения нефти для низкопроницаемых пластов.// Нефт.хоз-во.- 1996. № 7.- С.39-41.

74. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах. // Нефт.хоз-во.- № 3.-1996.-С.35-38.

75. Хавкин А.Я., Табакаева Л.С. Влияние состава глинистого цемента на проницаемость нефтяных коллекторов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.: ВНИИОЭНГ.-1998. № 8.- С.27-31.

76. Хавкин А.Я., Хайдина М.П., Никифоров И.Л. Расчеты влияния структуры порового пространства на относительные фазовые проницаемости и нефтеотдачу. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. -1995.-№ 1.- С.53-56.

77. Хавкин А.Я., Хисамов Р.С. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне. // Нефт.хоз-во.-1998. -№4.- С. 47-49.

78. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

79. Хисамов Р.С., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Буторин О.О., Гильманова Р.Х. Выделение литологически экранированных нефтенасыщенных линз и способы ввода их в разработку. М.: ВНИИОЭНГ. НТЖ Нефтепромысловое дело.-2003.-№12.-С.21-23.

80. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том I. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.ОАО ВНИИОЭНГ.-2004.-252 с.

81. Хисамутдинов Н.И., Скворцов А.П., Салихов И.М. и др. Формирование ГТМ по слабовырабатываемым или невырабатываемым зонам объекта на поздней стадии. // НТЖ Нефтепромысловое дело.- 2000. -№11.- С.39-45.

82. Хисамутдинов Н.И., Файзуллин И.Н., Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Салихов И.М. Опыт разукрупнения объектов разработки методом энергетического баланса. // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1999.- № 3.- С.8-12.

83. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрующие способности и нефтеотдачу.// Тезисы института нефти АН СССР, 1954. -Вып.З.- С.207-211.

84. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: «Недра», 1977 .- 208 с.

85. Шашель В.А. О причинах снижения притока нефти в добывающие скважины в процессе разработки Михайловско-Коханского месторождения. НТЖ «Нефтепромысловое дело», М.:ВНИИОЭНГ 2006.- №6.

86. Шашель В.А., Кожин В.Н., Пакшаев А.А., 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.

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

88. 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.

89. 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. 10.

90. Швецов М.С. Петрография осадочных пород. М.-1958.-416 с.

91. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий.-М.: Изд-во АН СССР, 1961.-212 с.