Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт

Вафин, Риф Вакилович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт"

На правах рукописи

ВАФИН РИФ ВАКИЛОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЯ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

р.п. Бавлы - 2004 г.

Работа выполнена в ООО Научно-производственное объединение "Нефтегазтехнолошя", г.Уфа

Научный руководитель

кандидат физико-математических наук

Владимиров И. В.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Хазипов Рим Халитович

кандидат геолого-минералогических наук Котенев Юрий Алексеевич

Ведущая организация:

00 0 НГДУ «Чекмагушнефть»

Защита состоится 22 декабря 2004 г. в 12 часов на заседании диссертационного совета Д.222.002.01. при Государственном унитарном предприятии "Институт проблем транспорта энергоресурсов" (ГУЛ "ИПТЭР"), по адресу: 450055, г.Уфа, пр.Октября, д. 144/3.

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

Автореферат разослан 10 ноября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор техн. наук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В современных условиях увеличение добычи нефти в республике Татарстан связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии разработки старых месторождений и залежей на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти обусловлено следующими факторами: 1) практически повсеместным распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью. В республике Татарстан к карбонатным коллекторам относится около 22 % всех начальных балансовых запасов нефти объединения «Татнефть». При этом доля карбонатов в балансе запасов 8 крупных месторождений республики составляет 7,5 %, а 12 небольших месторождений - 63,3 %; 2) низкой степенью промышленного освоения балансовых запасов нефти. Так за 60 лет разработки карбонатов месторождений Татарстана выработанность запасов составляет всего лишь 12,6 %; 3) ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.

В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки таких залежей нефти для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения является одной го наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.

Цель работы. Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные задачи работы.

1. Проведение лабораторных исследований на естественных кернах турнейского горизонта Алексеевского месторождения по оценке эффективности водогазового воздействия.

2. Определение оптимальных параметров технологии водогазового воздействия для достижения максимального коэффициента нефтеизвлечения.

3. Создание эффективных комбинированных технологий

водогазового воздействия при упругом

библиотека

Методы исследований. Решение поставленных задач базируется на лабораторных и промысловых исследованиях с использованием современных методов обработки исходной информации и их анализа, математическом моделировании фильтрации многофазной жидкости в неоднородном коллекторе.

Научная новизна.

1. Впервые в лабораторных условиях проведена оценка коэффициент вытеснения вязкой нефти (23,4 мПа с) в пластовых условиях из карбонатного коллектора с пористостью 12 % водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа.

2. Установлены зависимости изменения вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти при растворении в ней попутно добываемого газа, а также фазовые проницаемости для нефти и воды при водогазовом воздействии.

3. Установлено оптимальное соотношение долей в смеси вытесняющих агентов (сточная вода + попутно добываемый газ) для достижения максимального прироста коэффициента вытеснения.

4. Создана комбинированная технология, сочетающая водогазовое воздействие с нестационарным воздействием на неоднородные по фильтрационно-емкостной характеристике пласты для испытания в промысловых условиях.

Основные защищаемые положения.

1. Технология водогазового воздействия на карбонатные коллектора с вязкой нефтью (более 20 мПа с), эффективность которой установлена экспериментально путем закачки ГЖС в продуктивный пласт, что способствует приросту коэффициента вытеснения на 11% на любой стадии заводнения при оптимальных объемах закачиваемых в пласт агентов.

2. Пределы оптимальных соотношений долей водогазовой смеси в пластовых условиях, численными значениями которых являются соотношения - 3 части воды/1 часть попутно добываемого газа

3. Механизм регулирования работы добывающих и нагнетательной скважин, усиливающий водогазовое воздействие на пласты путем создания переменных во времени режимов отбора и нагнетания.

4. Новая технология разработки карбонатных коллекторов водогазовым воздействием в сочетании с упругим режимом работы пластов.

Достоверность полученных результатов достигалась в результате применения современных методов математического моделирования, анализа и апробации результатов экспериментальных и модельных исследований на промысловых объектах.

Практическая ценность.

1. Результаты диссертационной работы использованы при составлении «Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальным отделением ЦКР по РТ 11 декабря 2003 года.

2. Внедрение нового способа разработки неоднородных карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проектный срок разработки 176,0 тыс.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед и получить дополнительный доход государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г).

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004 г.г.), научно-технических советах «ТатНИПИнефть», НГДУ «Бавлынефть» и ОАО «Татнефть» (2001-2003 г.г.), Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций («АССОНефгь», 2002-2004 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе одна научная статья самостоятельно и 16 в соавторстве. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии на Алексеевском месторождении.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, изложена на 162 страницах машинописного текста и содержит 52 рисунка, 27 таблиц, список использованных источников из 200 наименований.

Содержание работы.

Во введении определены основные задачи исследования, цель научной работы, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по проблеме строения и классификации карбонатных коллекторов, особенностям их разработки на примере месторождений Республики Татарстан, а также обзору методов водогазового воздействия на нефтенасыщенные пласты. Постоянный интерес исследователей к карбонатным коллекторам объясняется большими перспективами в освоении месторождений, приуроченных к карбонатным отложениям. Основные исследования, посвященные обобщению опыта разработки "старых" карбонатных месторождений

Восточного Предкавказья, Оренбургской области, Урало-Поволжья, приведены в работах Викторина В.Д., Лыкова НА, Гавуры В.Е., Майдебора В.Н., Саттарова М.М., Абызбаева И.И., Аширова К.Б., Сазонова Б.Ф., Ковалева B.C., Шустефа И.Н., Свищева М.Ф., Амелина И.Д., Сургучева М.Л., Швецова ИА, Шаймуратова Р.В., Смехова Е.М.. Вопросы формирования залежей, литолого-петрографическая характеристика, классификация коллекторов были рассмотрены в работах Кинзикеева А.Р., Абдуллина Н.Г., Аминова Л.З., Акишева И.М., Ахметова Н.Г., Ахметзянова Н.Г., Чишковского В А, Хайрединова

H.Ш., Селимова В.Г., Козиной ЕА, Зинатуллина Н.Х., Муслимова Р.Х., Юдинцева Е.А., Дияшева Р.Н., Долженкова В.Н.

Опыт исследований и разработки карбонатных месторождений нефти Татарстана позволяет сделать следующие заключения:

I. Нефтяные месторождения Татарстана, приуроченные к карбонатным отложениям, характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью. Нефть отличается повышенной и высокой вязкостью. Геолого-физические особенности строения карбонатных коллекторов Татарстана и отсутствие достаточного опыта разработки таких залежей нефти объясняют значительное отставание темпов выработки запасов нефти карбонатных отложений. Вместе с тем, предстоящая динамика нефтедобычи по республике в значительной степени зависит от ввода карбонатов в активную разработку и от повышения их текущей и конечной нефтеотдачи.

2. Показано, что традиционные системы разработки оказались неэффективными или малоэффективными при разработке карбонатных коллекторов, особенно коллекторов трещинного и порово-трещинного типа.

3. Анализ применения МУН на карбонатных нефтяных залежах показал, что гидродинамические и физико-химические методы увеличивают текущую и конечную нефтеотдачу.

4. В виду низкой проницаемости пористой матрицы для нефтеизвлечения из трещинных и трещинно-пористых коллекторов основную роль играет трещинная система, что предполагает учет особенностей трещиной системы при проектировании системы разработки нефтяной залежи.

5. Важнейшей задачей остается создание и применение на карбонатных нефтяных месторождениях новых высокоэффективных технологий нефтеизвлечения.

Рассматриваются технологии водогазового воздействия (ВГВ) как эффективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений нефти, приуроченных к карбонатным отложениям. Приведен аналитический обзор лабораторных исследований водогазового воздействия на нефтенасыщенные пласты и приведены основные сведения по опыту

промышленного применения ВГВ. Показано, что водогазовое воздействие независимо от его технологии (попеременная или последовательная) и типа используемого газа способствует приросту коэффициента вытеснения нефти на любой стадии заводнения. Величина прироста коэффициента вытеснения при ВГВ является функцией состава газового агента: минимальный прирост 6-8 % получен в опытах, где в качестве газового агента использовался азот; при закачке сухого углеводородного газа независимо от технологии нагнетания агентов и степени выработки заводнением прирост составил 15-16%; при использовании обогащенного газа прирост коэффициента вытеснения составил 31-32 %. Вместе с тем, эти данные не являются универсальными. Для обоснования наиболее эффективной технологии для конкретных залежей нефти при постановке лабораторных опытов необходимо максимально воспроизводить геолого-физические и термобарические условия изучаемого объекта разработки и использовать вытесняющие агенты (воду и газ), исходя из наличия их в регионе. Кроме того, как показывает анализ научной литературы, исследования по оценке эффективности ВГВ на залежи с вязкими нефтями не проводились.

Вторая глава диссертационной работы посвящена лабораторным исследованиям процессов вытеснения нефти водой и водогазовой смесью из известняков турнейского яруса Алексеевского месторождения.

Лабораторные исследования проводились на фильтрационной установке, на линейной модели пласта, представленной образцами известняка, отобранными из скважины №6320 в интервале 1501-1506 м Алексеевского месторождения. Проницаемость модели 0,056 мкм2, что практически соответствует проницаемости, принятой для проектирования. В образцах известняка, слагающих модель пласта, создавалась связанная вода в количестве 21,6-22,4 %, что соответствует натурным значениям этого параметра. В опытах использовалась рекомбинированная проба нефти, которая по своим физико-химическим свойствам не отличается от пластовой нефти, отобранной также из скважины №6320. В качестве вытесняющих агентов использовались пластовая вода (вязкость - 1,51 мПа-с при 25 ° С) и рекомбинированная проба газа, сжигаемого на факеле. При проведении опытов соблюдались термобарические условия залежи нефти (1=25° С, Р= 11 МПа).

Анализ физических свойств показал, что нефть турнейского яруса Алексеевского месторождения недонасыщена газом: давление насыщения нефти газом в 2 - 4 раза меньше, чем пластовое давление. При исследовании процессов растворимости газа в нефти было показано, что при растворении попутно добываемого газа в нефти плотность и вязкость уменьшаются, а объемный коэффициент и газосодержание увеличиваются (рисунок 1, таблица 1). Изменение

физических параметров нефти тем больше, чем больше газа в смеси. Наиболее резкое изменение указанных параметров нефти отмечается при содержании газа в смеси до 30 %, затем темп изменения параметров уменьшается.

Таблица 1 - Физические параметры нефти при растворении в ней

Параметры Единица Исходная Содержание газа в смеси, %

измерения нефть 10 20 30 40 50

Плотность г/см3 0 839 0 822 0 805 0 793 0 785 0 780

Вязкость мПа с 23 6 19 4 151 117 98 89

Газосодержание 3 / 3 м /м 23 2 44 9 57 7 65 9 712 74 0

Объемный д.ед. 1105 1157 1 192 1214 1222 1230

коэффициент

Рисунок 1. Изменение плотности, вязкости, газосодержания и объемного коэффициента нефти турнейского яруса Алексеевского месторождения при растворении в ней попутно добываемого газа.

Для оценки эффективности совместной закачки газа и воды в заводненную модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью были проведены следующие опыты.

Опыт 1. Модель пласта с начальной нефтенасыщенностью 78,2 % подвергалась заводнению при постоянном расходе закачиваемой воды 1,64 см3/час, что обеспечило скорость движения жидкости в пористой среде У=р(Р*ш)=171,6 м/год (таб. 2, рис. 2).

В условиях проведения опыта текущий коэффициент вытеснения за безводный период составил 0,337, нефтенасыщенность снизилась до 51,82 % (рис. 2). К моменту закачки воды в количестве, равном 5,3 объема пор, поступление нефти из модели пласта прекратилось (обводненность достигла 100%, кривая 4). Коэффициент вытеснения

достиг значения 0,515, нефтенасыщенность снизилась до 37,93 %. Продолжение закачки воды в количестве 0,7 объема пор не привело к росту величины коэффициента вытеснения, в этот период перепад давления оставался постоянным (кривая 3). Затем темп закачки воды

V D? X & m « ц i 1 «1 а 1 ? ï I "S 1 >s в 2 ix | 1 I « ■ I г S я « «! S г 1 в I 1 II Ншоппетый объем закачиваемых воды и rasa, см3 X I 1! 9 S S g ? 4 К" I !г л О О Накопленный объем вытесненного газа в пластовых условиях, см9 ■8 i S h 4 Л Я" Б Ï. s s i* i 5 > z à 0 S £ 1 8 n S Перепад давления, МПа/м i 0 < 1 X s P .s 1>- ï - ! t £ ■ » * 5 6 ! ï I ■ i 1 X

1 2 3 4 5 6 7 a 9 10 il 12

Закачка воды при С>1*1 64 см3/час

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 78 20

1 164 164 0 164 0038 0 000 23 2 0275 0 048 74 85

5 820 820 0 8.20 0188 0 000 23 2 0260 0 241 59 38

7 1148 1148 0 1148 0264 0 000 23 2 0250 0 337 51 82

10 11 74 1640 0 1640 0377 0 8498 23 2 0230 0 345 5122

15 12 58 2460 0 2460 0 566 0 9060 23 2 0210 0 370 49 26

25 13 78 4100 0 4100 0943 0 9323 23 2 0195 0 405 46 53

35 14 70 5740 0 5740 1320 0 9469 23 2 0190 0 432 44 41

50 15 82 8200 0 8200 1 885 0 9564 23 2 0180 0 465 41 64

70 16 40 114 80 0 114 80 2 639 0 9826 23 2 ai?5 0 482 40 51

90 16 84 147 60 0 147 60 3 393 0 9868 23 2 0170 0 495 39 49

120 17 35 196 80 0 198 80 4 524 0 9847 23 2 0165 0 510 38 32

140 17 52 229 60 0 229 60 5278 0 9948 23.2 0150 0 515 37 93

160 17 52 262 40 0 262 40 6 032 0 100 00 0 0150 0 515 37 93

Закачка воды при 0,*4 92 см3/час

1501 17 52 1 311 60 ] 0 I 31160 [ 7163 | 0 | 100 00 |232|0450| 0515 | 37 93

Совместная закачка воды и газа (йв »12 см*/час, Ог • 0 45 см3/час)

155 17 52 317 80 225 319 85 7353 0 100 00 0 0155 0 515 37 93

180 17 52 323 60 450 328 1 0 7542 0 100 00 0 0324 0 515 37 93

165 17 52 329 60 6 75 336 35 7732 0 100 00 0 0495 0 515 37 93

170 17 52 335 80 900 344 60 7 922 0 100 00 0 0 743 0 515 37 93

175 18 55 341 60 1125 352 85 8111 0 8530 72 0 0 882 0 545 35 56

180 19 65 347 60 13 50 361 10 8301 02 8220 120 0 1008 0 577 33 03

183 20 60 351 20 1485 366 05 8415 03 7740 130 0 1008 0 606 30 35

Закачка воды при Q » 1,84 гаЛчас

185 21 10 354 48 1485 369 33 8490 1 1 7160 250 0 0990 0 620 29 70

190 21 80 362 88 1485 377 53 8679 23 8120 3200 0891 0 641 28 09

195 22 30 370 88 14 85 385 73 8 867 23 9210 72 0 0747 0 855 26 94

200 22 50 379 08 1485 393 93 9056 23 97 60 72 0 0621 0 681 26 48

210 22 50 395 48 1485 410 33 9433 23 100 00 0 0603 0 661 26 48

220 22 50 411 88 1485 426 73 9810 23 100 00 0 0 594 0 661 26 48

230 22 50 428 28 1485 44313 10187 23 100 00 0 0 558 0 661 26 48

Таблица 2. Показатели закачки вытесняющих агентов и результаты вытеснения (опыт 1)

был увеличен в три раза. При таком режиме через модель профильтровано 1,1 объема пор воды. Из таблицы 2 и рисунка 2 следует, что увеличение темпа закачки воды не привело к изменению величины коэффициента вытеснения.

Рисунок 2. Изменение показателей вытеснения нефти водой и довытеснение остаточной нефти водогазовой смесью (Яг = 0,273).

Таким образом, коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,515, остаточная нефтенасыщенность - 37,93 %. Фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности составила 0,0038 мкм2.

- В заводненную модель пласта с остаточной нефтенасыщенностью 37,93 % закачивалась ВГС при ^ = 0,273 (закачивались одновременно газ и вода при расходах 0,45 и 1,2 см3/час соответственно).

В первый период закачки ВГС из модели пласта добывается лишь вода (кривая 1, рисунок 2). Поступление остаточной нефти в замерное устройство отмечается после закачки водогазовой смеси в количестве 0,76 объема пор модели пласта. Закачка ВГС прекращалась в момент обнаружения в замерном устройстве закачиваемого газа. За этот период в модель пласта произведена закачка ВГС в количестве 1,3 объема пор. После чего в модель производилась закачка воды до полного прекращения поступления остаточной нефти в замерное устройство.

Конечный коэффициент вытеснения достиг значения 0,661, остаточная нефтенасыщенность снизилась до 26,48 %. Таким образом, за счет закачки ВГС и последующего заводнения в присутствии газовой фазы в пористой среде прирост коэффициента вытеснения составил 14,64 %. В условиях проведения опыта на 547,5 см3 закачанного газа дополнительно добыто 1 см3 нефти.

Расчет количества удержанного свободного газа в пористой среде модели пласта показал, что на момент прекращения закачки воды оно составило 4,85 см3 (пластовые условия), что составляет 11,1 % объема пор.

Фазовая проницаемость для воды при остаточной нефтенасыщенности 26,48 % и газонасыщенности 11,1 % составила 0,001 мкм2 вместо 0,0038 мкм2 после первичного заводнения при остаточной нефтенасыщенности 37,93 %.

Опыт 2. Аналогичен опыту 1 с отличием в составе ВГС = 0,375 (газ-0,6 см3/час; вода- 1 см3/час). В >словиях проведения данного опыта закачка ВГС в заводненную модель пласта способствовала приросту коэффициента вытеснения на 17,1. На 474,8 см3 закачанного газа дополнительно добыто 1 см3 нефти.

Для более детального исследования процесса вытеснения остаточной нефти в опытах 1 и 2 при закачке ВГС рассмотрена зависимость прироста коэффициента вытеснения и газового фактора от объема закачиваемой ВГС и последующего заводнения (рисунок 3).

Рисунок 3. ^ Зависимость £ прироста ^ коэффициенте вытеснения и

Ц газового фактора от объема закачиваемых ВГС и воды.

Закачка вытесняющих агентов в долях объема пор

1 коэффмцмкг вытеснения [опыт 1)

2 коаффнцмнт аьлюмта (мет 2)

3 лпоаый фактор (опыт 1)

4 газоаый Фактор (опыт 2)

Ранее отмечалось, что закачка ВГС способствует росту перепада давления (кривая 3, рисунка 2), что говорит о накоплении в пористой среде свободной фазы. При большем содержании газа в смеси (Яг= 0,375) подвижность остаточной нефти наступает при прокачке ВГС около 0,4 объема пор (опыт2), тогда как в первом опыте подвижность отмечается лишь при прокачке ВГС в количестве 0,76 объема пор. Темп прироста коэффициента вытеснения на единицу объема закачанной ВГС (кривые 1,2) при Яг= 0,375 значительно выше, чем при закачке ВГС при 0,273. В тоже время большее содержание газа в смеси способствует более быстрому прорыву газа из модели пласта (кривые 2 и 3). Более высокий прирост коэффициента вытеснения в опыте 2, видимо, обусловлен более высокими скоростями движения газа в пористой среде, чем в опыте 1.

Таким образом, экспериментально установлено, что закачка водогазовой смеси на основе попутно добьюаемого газа в заводненные известняки турнейского яруса Алексеевского месторождения способствует приросту коэффициента вытеснения на 14,6 - 17,1 %.

В третьей главе, проведенный анализ патентных разработок последних лет, показал, что вопросы повышения эффективности водогазовых методов увеличения нефтеотдачи за счет регулирования свойств и состава закачиваемых агентов, а также технологий их закачки являются достаточно проработанными для условий стационарной закачки водогазовых смесей в пласты.

Однако, для неоднородных коллекторов и коллекторов, осложненных наличием трещинной системы, существует потребность в разработке способа вытеснения нефти, позволяющего полностью использовать синергетические преимущества процесса вытеснения нефти водогазовой смесью в сочетании с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Закачка водогазовых смесей позволит увеличить коэффициент вытеснения нефти в пористых низкопроницаемых блоках, а применение гидродинамических МУН будет способствовать более активному массообмену пластовыми флюидами между системой трещин и пористыми блоками, с одной стороны, и повышению коэффициентов охвата вытеснением, с другой стороны.

Такая технология была разработана. Суть её заключается в последовательной закачке оторочек водогазовой смеси оптимального состава в циклическом режиме через нагнетательные скважины в сочетании с периодическим отбором жидкости из добывающих скважин. При этом, в начале каждого цикла водогазового воздействия весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим

газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Закачку водогазовой смеси оптимального состава производят в три этапа. На первом этапе закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины осуществляют в течение времени до начала повышения газового фактора во взаимосвязанных с ними добывающих скважинах. Затем нагнетательные скважины останавливают, то есть закачку водогазовой смеси в нагнетательные скважины прекращают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления на уровне пластовых в нагнетательных скважинах завершается первый этап закачки водогазовой смеси. Во втором этапе осуществляют циклическую последовательную закачку оторочек водогазовой смеси. В начале каждого цикла проводят замеры текущего газового фактора в добывающих скважинах и весь фонд добывающих скважин подразделяют на две группы, к первой из которых относят добывающие скважины с текущим газовым фактором выше среднего текущего газового фактора всех скважин, а ко второй группе относят остальные добывающие скважины с текущим газовым фактором ниже среднего текущего газового фактора всех скважин. Затем добывающие скважины первой группы отключают из эксплуатации на период времени до начала следующего цикла закачки водогазовой смеси.

Каждый цикл последовательной закачки оторочек водогазовой смеси начинают с закачки первой оторочки водогазовой смеси, состоящей только из воды и газа (как в первом этапе), объемом равным 5 - 10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Затем нагнетательные скважины останавливают и проводят гидродинамические исследования методом снятия кривых падения давления на забоях нагнетательных скважин. При стабилизации забойного давления в нагнетательных скважинах на уровне пластовых начинают закачку второй оторочки водогазовой смеси, состоящей из воды с поверхностно-активным веществом и газа, объемом 5-10 % от объема водогазовой смеси, закаченной в пласты на первом этапе.

Циклы последовательной закачки оторочек водогазовой смеси повторяют до тех пор, пока суммарный объем закачки водогазовой смеси на первом и втором этапах не достигнет необходимой величины, равной 50-60 % от начальных геологических запасов нефти опытного участка или залежи нефти. На третьем этапе переходят на закачку воды в нагнетательные скважины.

Физическая сущность технологии состоит в сочетании четырех процессов, происходящих в пластах.

Первый из них заключается в закачке в пласты на первом этапе осуществления способа водогазовой смеси оптимального состава с целью достижения максимального коэффициента вытеснения нефти.

Второй процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан с повышением коэффициента охвата заводнением чередующимися оторочками водогазовой смеси без поверхностно-активного вещества и с поверхностно-активным веществом (пенная система). Пенная система в большем объеме будет поступать в высокопроницаемые пласты и высокопроводимые зоны коллектора в призабойной зоне нагнетательных скважин, снижая в них скорость фильтрации жидкости в большей степени, чем в низкопроницаемых зонах, отклоняя фильтрационный поток в сторону застойных зон и тем самым увеличивать коэффициент охвата заводнением.

Третий процесс, реализуемый также на втором этапе осуществления способа, связан с созданием упругого режима работы пластов путем периодической остановки нагнетательных скважин. При этом возникают дополнительные градиенты давления между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми коллекторами, которые стимулируют массообмен нефти между ними, то есть водогазовая смесь и/или газ будут более активно внедряться в низкопроницаемые коллектора, вытесняя из них нефть.

Четвёртый процесс, реализуемый на втором этапе осуществления способа, связан также с повышением коэффициента охвата заводнением и коэффициента охвата вытеснением за счет периодической эксплуатации добывающих скважин с повышенным газовым фактором. При этом водогазовая смесь и /или газ будет направляться в сторону добывающих скважин с меньшим газовым фактором, повышая в зонах их дренажа скорость фильтрации, что приведет к более равномерной выработке запасов нефти из зон с различной проводимостью и дополнительному снижению обводненности добываемой продукции.

Данное положение было промоделировано на простой модели зонально-неоднородного пласта. Показано, что способ разработки с нестационарной работой добывающих скважин обладает следующими преимуществами. Во-первых более равномерно происходит заводнение неоднородного коллектора, сглаживается неравномерность сетки скважин. Во-вторых, за счет перераспределения фильтрационных потоков, а также упругой энергии коллектора, происходит возрастание дебетов скважин по нефти (по сравнению с вариантом стационарной работы скважин). В случае водогазового воздействия, для охвата наибольшего нефтенасыщенного объема залежи, такое регулирование будет иметь синергетический эффект. И, наконец, немаловажным является сокращение добычи воды и закачки вытесняющего агента.

На рисунке 4 представлено сравнение динамики коэффициентов заводнения для стационарного и нестационарного режимов работы скважин. Видно, что регулирование работой скважин приводит к увеличению коэффициента охвата заводнением. На рисунке 5 приведены характеристики вытеснения для стационарного и нестационарного режимов работы скважин. Из характера изменения кривых видно что, применение нестационарного режима работы скважин

позволяет при равной добыче жидкости добыть больше нефти.

В четвертой главе приведены основные результаты проектирования применения новой технологии в промышленных условиях.

Анализ состояния разработки Алексеевского месторождения показал, что существующая система разработки недостаточно эффективна. Возникающие осложнения, в первую очередь, связаны с отсутствием системы воздействия на пласт, принудительного вытеснения нефти и сохранения пластового давления на оптимальном уровне. Они будут проявляться в виде неравномерности выработки

запасов, опережающих прорывов подошвенных или краевых вод к забоям отдельных скважин и сохранению застойных (недренируемых) участков, а также в неуклонном снижении величины пластового давления и связанных с этим снижением темпов выработки запасов нефти и риском начала разгазирования нефти в пласте.

Для повышения темпов и степени выработки запасов нефти на залежи необходимо усиление системы разработки в следующих направлениях:

формирование развивающейся системы поддержания пластового давления на принципах избирательного заводнения для водонефтяных зон;

- применение комплексных методов повышения нефтеотдачи пластов, в частности, сочетание закачки водогазовых смесей с гидродинамическим воздействием на трещиновато-пористые коллектора залежи;

- применение более эффективных технологий обработки призабойных зон скважин, учитывающих наличие вертикальной трещиноватости коллекторов.

Для промышленного внедрения новой технологии водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами (нестационарное воздействие) на Алек-сеевском месторождении был выбран объект внедрения. С точки зрения получения максимального эффекта наиболее перспективным для внедрения метода является кизеловский горизонт турнейского яруса.

Геологические особенности строения горизонта, состояние действующей системы разработки и уровень выработки запасов нефти позволил выбрать для первоочередного применения водогазового заводнения блок №1 (рис.6). Для оценки технико-экономической эффективности предложенной в работе технологии разработки карбонатных коллекторов проведены расчеты по

Рисунок 6.

четырем вариантам разработки. Нулевой вариант предусматривает разработку участка в существующем режиме без дополнительных мероприятий. В первом (базовом) варианте предлагается организация приконтурной системы циклического заводнения через шесть нагнетательных скважин, с переводом 5 добывающих скважин с нижних горизонтов на кизеловский горизонт. Во втором варианте в дополнение к мероприятиям базового варианта предусматривается применение вместо закачки воды закачки водогазовой смеси в сочетании с гидродинамическим (циклическим) воздействием. По третьему варианту в дополнение ко второму варианту предусматривается бурение четырех эксплуатационных скважин в зонах залежи слабо охваченных процессом фильтрации (таблица 3).

Таблица 3. Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки. Месторождение Алексеевское. Горизонт кизеловский. Блок

№1

Характеристики Варианты

Первый Второй Третий

(базовый)

Режим разработки упруго-

водонапорный

Система размещения скважин квадратная

Расстояние между скважинами, м 400 400 400

Плотность сетки, 104 м2/скв 16 16 16

Коэффициент охвата процессом 0,507 0,535 0,551

вытеснения, доли ед.

Соотношение скважин на объекте, доб/нагн 3 2:1 3.2:1 3 8:1

Режим работы нагнетательных скважин:

средняя приемистость, мЗ/сут 75-100 60-80 60-80

давление: на устье, МПа 6-8 7-9 7-9

на забое. МПа 20-22 19-21 19-21

Коэффициент использования фонда

- скважин, доли ед.:

Добывающих 0,90 0,90 0,90

Нагнетательных 0,85 0 85 0,85

Коэффициент эксплуатации, доли ед.

Добывающих 0.95 0.95 0.95

Нагнетательных 0.90 090 0.90

Принятый коэффициент компенсации 141.0 127.3 127,1

отбора закачкой (накопленный), %

Система воздействия Заводнение + ВГВ + ВГВ +

циклика циклика циклика

Фонд скважин для бурения,шт. 0 0 4

Перевод скважин с нижележащих 5 5 5

горизонтов, шт.

Эксплуатационный фонд скважин, шт. 25 25 29

в «.добывающих 19 19 23

Нагнетательных 6 6 6

Исходные параметры системы нагнетания ВГС приведены в таблице 4. В качестве источников водоснабжения предлагается использовать попутно добываемую пластовую воду. Источником газоснабжения является попутный нефтяной газ, подаваемый в настоящий момент на факел. Его ресурсы оцениваются в 1200 тыс.норм.м3/год (таб. 4).

Таблица 4. Исходные параметры системы нагнетания ВГС по 1

блоку.

Наименование параметра Значение

Ресурс газа, тыс. нм3/год 1200

Давление на входе НБУ, Ша 0,5-1,0

Температура, °С 12-18

Глубина скважины, м 1400

Пластовое давление, МПа

- начальное 12,0

-текущее 9,0

Давление на устье нагнет, скв., МПа

-при закачке воды 6-8

-при закачке ВГС 7-9

Забойное давление в нагнет, скв., МПа

- допустимое из условий гидроразрыва 25

- при закачке воды 20-22

-при закачке ВГС 16-18

- Приемистость по воде, м'/сут 75 -100

Температура воды, "С.

-летом 12-20

-зимой 0-5

Плотность, т/м*

-воды 1,160

-ВГС 0,980

Число нагнетательных скважин, шт. 2

Приёмистость нагнет, скв. по ВГС, м'/сут 60-80

Соотношение вода/газ в пластовых условиях, д.ез. 3/1

Число добывающих скважин, ппг. 19

Таблица 5. Сопоставление утвержденных и расчетных коэффициентов извлечения нефти из недр (при достижении предельной обводненности _95%)_

Пласт, КИН, Ва- Расчетные коэффициенты

горизонт утвержденный ри- Вытес- Охвата Охвата КИН

вГКЗРФ, ан- нения вытес- заводне-

доли ед. ты нением нием

Кизеловский 0,170 0 0.480 0.507 0.452 0.110

Блок № 1 1 0.480 0.507 0.699 0.175

2 0.590 0.535 0.731 0.231

3 0.590 0.551 0.768 0 250

Сопоставление расчетных значений КИН по вариантам разработки, оцененных гидродинамическими расчетами с использованием математической модели фильтрации жидкости в неоднородных пластах, и утвержденными значениями КИН по кизеловскому горизонту (таб. 5) подтверждает обоснованность рекомендуемых к реализации вариантов разработки залежи нефти в блоке № 1 кизеловского горизонта с использованием водогазовой смеси в качестве метода повышения нефтеизвлечения. Данный вывод продемонстрирован и на динамике характеристик вытеснения (рис.7). Сопоставление динамики добычи нефти по расчетным вариантам разработки представлены на рисунке 8.

1 добыча жидкости,'

Рисунок 7. Характеристики вытеснения по вариантам разработки

Рисунок 8.

Прогнозная технологическая эффективность вариантов разработки блока № 1 Алексеевского месторождения (кизеловский горизонт) на основе рекомендаций диссертационной работы.

Таким образом, закачка водогазовой смеси в залежь нефти в кизеловском горизонте позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 по базовому варианту с заводнением до 0,231 (второй вариант), то есть на 5,6 %. Бурение четырех новых скважин в совокупности с водогазовым воздействием дополнительно увеличивает КИН с 0,231 (второй вариант) до 0,250 доли ед. (третий вариант), то есть на 1,9 %. Экономический анализ показал, что в условиях 2003 г. наиболее выгодным является реализация второго варианта. Кроме того, анализ устойчивости к изменению экономических условий показал, что второй вариант разработки блока № 1 является устойчивым.

Таким образом, внедрение нового способа разработки неоднородных карбонатных коллекторов водогазовым воздействием в сочетании с гидродинамическими методами на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проектный срок разработки 176,0 тыс.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед и получить дополнительный доход государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г).

Основные выводы и рекомендации

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы и рекомендации:

1. Приведенный в работе обзор научной и научно-технической литературы показал, что нефтяные месторождения Татарстана, приуроченные к карбонатным отложениям, характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью. Нефть отличается повышенной и высокой вязкостью. Традиционные методы разработки таких залежей оказались неэффективными или малоэффективными. Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов является водогазовое воздействие. Как показал аналитический обзор лабораторных исследований водогазовое' воздействие независимо от его технологии (попеременная или последовательная) и типа используемого газа способствует приросту коэффициента вытеснения нефти на любой стадии заводнения (от 6 до 32 %). Вместе с тем, для обоснования наиболее эффективной технологии ВГВ для конкретных залежей нефти при постановке лабораторных опытов необходимо максимально воспроизводить геолого-физические и термо-барические условия изучаемого объекта разработки и использовать вытесняющие агенты (воду и газ), исходя из наличия их в регионе.

2. Впервые в лабораторных условиях проведена оценка коэффициент вытеснения вязкой нефти (23,4 мПа-с) в пластовых условиях из

карбонатного коллектора с пористостью 12 % водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа. Показано, что закачка ГЖС в продуктивный пласт способствует приросту коэффициента вытеснения на 11 % на любой стадии заводнения, а также уменьшению необходимых объемов закачиваемых в пласт агентов.

3. Установлены зависимости изменения вязкости и объемного коэффициента пластовой нефти при растворении в ней попутно добываемого газа, а также фазовые проницаемости для нефти и воды при водогазовом воздействии. Показано, что в зависимости от содержания попутно добываемого газа в ГЖС плотность нефти снижается от 0.839 до 0.780 г/см3 (при 50% содержании газа), а вязкость нефти, соответственно, от 23.6 до 8.9 мПа-с.

4. Определено оптимальное соотношение компонентов в ГЖС. В лабораторных условиях это соотношение составляет 1 часть газа к 1.57 частям воды. Однако в условиях реализации ВГВ на реальной залежи нефти Алексеевского месторождения это соотношение равно 1 часть газа к 3 частям воды.

5. Показано, что регулирование работой добывающих скважин на залежи нефти с неоднородными фильтрационно-емкостными свойствами позволяет увеличить охват воздействием и способствует более равномерному заводнению коллектора.

6. Создана и предложена к внедрению новая технология разработки карбонатных залежей нефти, сочетающая водогазовое заводнение с нестационарным гидродинамическим воздействием.

7. Разработана схема реализации нового способа разработки на опытном участке кизеловского горизонта Алексеевского месторождения Показано, что внедрение нового способа разработки трещиновато-пористых карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проектный срок разработки 176,0 тыс.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед. и получить дополнительный доход государства в размере 91,3 млн. руб (в экономических условиях 2003 г).

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях

1. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Ахметов Н.З, Салихов М М.,

Халиуллин Ф.Ф., Вафин Р.В, Зарипов P.P. Исследование

гидродинамической связи между пластами через литологические окна. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2003.-№ 4.-С.4-14.

2. Казакова Т.Г., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов P.P., Щелков С.Ф., Зарипов МС. Влияние процессов фильтрации жидкости в пласте на восстановление давления в скважине. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».-2ООЗ.-№ 8.-С.42-46.

3. Каюмов М.Ш., Владимиров И.В., Коряковцев В.М., Вафин Р.В., Зарипов Р.Р., Щежов С.Ф., Зарипов М.С. Исследование процессов установления стационарного режима работы скважины в зонально-неоднородном пласте. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2ООЗ.-№ 8.-С. 15-19.

4. Вафин Р.В., Владимиров И.В. Буторин О.И. Хисамутдинов Н.И. Фролов А.И. Зарипов М.С. Анализ влияния на степень выработки участков Абдрахмановской площади параметров пласта и системы выработки. М.: ОАО ВНИИОЭНГ НТЖ Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2004- №3. - С.9-16

5. Вафин Р.В., Владимиров И.В. Буторин О.И. Хисамутдинов Н.И. Фролов А.И. Зарипов М.С. Методы кластерного и дискриминантного анализа в выборе объектов для проведения геолого-технических мероприятий на примере участков Абдрахмановской площади Ромашкинского 'месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ НТЖ Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2004- №4. - С. 12-19.

6. Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С. ,Вафин Р.В. Хисамутдинов Н.И., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Владимиров И.В. Проект реализации водогазового воздействия на Алексеевском месторождении. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 23-31.

7. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Алексеев Д.Л., Буторин О.И., Сагитов Д.К. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласты М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 32-38

8. Владимиров И.В., Коряковцев В.М Зарипов P.P. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Методические основы определения предельных нефтенасыщенных толщин для размещения новых скважин на «малых» нефтяных месторождениях Республики Татарстан (на примере Тавельского месторождения). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2ОО4.-№ 6.-С. 39-46.

9. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Насибуллин А.В., Вафин Р.В., Зарипов М.С. Определение радиуса контура питания скважины при решении задачи моделирования процессов фильтрации пластовых флюидов с учетом предельного градиента сдвига. М: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2OO4.-№ 6.-C. 4749

Ю.Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Особенности численного моделирования процессов

нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. М.; ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 50-54.

П.Владимиров И.В., Гильманова Р.Х., Казакова Т.Г., Коряковцев В.М, Зарипов P.P., Вафин Р.В. Моделирование процессов разработки нефтяной залежи башкирского яруса Тавельского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 55-73

12. Владимиров И.В., Казакова Т.Г.,Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 6.-С. 73-77

13. Вафин Р.В., Зарипов М.С., Гимаев И.М. Алексеев Д.Л., Буторин О.О., Сагитов Д.К. Стимуляция добычи нефти по кизеловскому горизонту Алексеевскою месторождения обработкой призабойных зон добывающих скважин. М: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004.-№ 7.-С. 16-20.

14. Вафин Р.В., Зарипов М.С Исследование процессов заводнения неоднородных коллекторов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №4. - С.28-33.

15. Вафин Р.В., Зарипов М.С, Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Заводнение нефтяных пластов с высокопроницаемыми включениями. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2004- №4. -С.34-37.

16. Вафин Р. В. Особенности разработки нефтяных залежей кизеловского горизонта Алексеевского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2004- №3. - С. 16-23

17. Ахметов Н.З., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г. Вафин Р.В., Зарипов М.С. Анализ результатов применения нестационарного заводнения на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения и перспективы дальнейшего совершенствования технологий нестационарного нефтеизвлечения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004 -№3. - С.24-31.

18. Заявка на изобретение № Способ разработки нефтяной залежи. Вафин Р.В., Зарипов М. С, Гимаев И.М. и другие, (принята к рассмотрению).

Соискатель

Р.В. Вафин

»25 855

Подписано к печати 20.09.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 100 экз. Уч.-изд. л. 1,78; усл.-печ. л. 1,36 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. (3472) 35-77-19

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Вафин, Риф Вакилович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ПРИУРОЧЕННЫХ К КАРБОНАТНЫМ

ОТЛОЖЕНИЯМ.

1.1 Общие положения.

1.2 Характеристика карбонатных коллекторов и их фильтрационно-емкостные свойства.

1.3 Опыт разработки нефтяных месторождений республики Татарстан, приуроченных к карбонатным отложениям.

1.4 Технология водогазового воздействия как эффективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений нефти, приуроченных к карбонатным отложениям (аналитический обзор лабораторных исследований).

1.5 Краткий обзор промышленного применения водогазового воздействия на пласты.

1.6 Выводы к главе. 2 ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ВЫТЕСНЕНИЮ НЕФТИ ВОДОЙ

И ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСЬЮ ИЗ ИЗВЕСТНЯКОВ ТУРНЕЙСКОГО ЯРУСА АЛЕКСЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1 Экспериментальная фильтрационная установка.

2.2 Методика проведения опытов по вытеснению нефти водой и водогазовой смесью.

2.3 Исследование физических параметров нефти при взаимодействии с закачиваемым газом при пластовых условиях.

2.4 Описание и анализ результатов опыта по вытеснению остаточной нефти (после заводнения) водогазовой смесью. 2.5 Адаптация результатов лабораторных исследований к геолого-физическим условиям залежи нефти и промышленного внедрения ВГВ.

I 2.6 Выводы к главе. i 3 НОВАЯ КОМПЛЕКСНАЯ ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В СОЧЕТАНИИ С ГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ

МЕТОДАМИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ.

3.1 Обзор запатентованных технологий водогазового воздействия на продуктивный пласт.

3.2 Исследование влияния нестационарного режима работы скважин на коэффициент охвата заводнением зонально неоднородного пласта.

3.3 Новая комплексная технология разработки неоднородных коллекторов.

3.4 Выводы к главе.

4 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ НОВОЙ

ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НА ОПЫТНОМ УЧАСТКЕ

АЛЕКСЕЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1 Краткий анализ текущего состояния разработки турнейского яруса в блоке № 1 Алексеевского месторождения.

4.2 Технологическая эффективность новой комплексной технологии воздействия на трещиновато-поровые карбонатные коллектора.

4.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки.

4.4 Техника и технология приготовления и закачки водогазовых смесей в пласты.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт"

Актуальность темы.

В современных условиях увеличение добычи нефти в республике Татарстан связано с ускорением промышленного освоения новых месторождений и залежей, %■ приуроченных к карбонатным коллекторам, а также с совершенствованием технологии разработки старых месторождений на основе научно-технических достижений и передового производственного опыта. Возрастающее значение карбонатных залежей как источников добычи нефти в период истошения запасов в высокопродуктивных коллекторах обусловлено следующими факторами:

• практически повсеместным распространением карбонатных коллекторов с установленной промышленной нефтеносностью. В республике Татарстан к карбонатным коллекторам относится около 22 % всех начальных балансовых запасов нефти объединения «Татнефть». При этом доля карбонатов в балансе запасов 8 крупных месторождений республики составляет 7,5 %, а 12 небольших месторождений - 63,3 % [83].

• низкой степенью промышленного освоения балансовых запасов нефти. Так за 60 лет разработки карбонатов месторождений Татарстана выработанность запасов составляет всего лишь 15,1 %.

• ростом доли карбонатных коллекторов в общем балансе остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки более продуктивных терригенных пластов.

В отличие от карбонатов Пермской, Самарской и Оренбургской областей в Татарстане нет высокопродуктивных (высокопроницаемых) карбонатных коллекторов, условия их залегания хуже и сложнее, значительная часть этих запасов относится к трудноизвлекаемым. Поэтому богатейший опыт разработки карбонатов месторождений Урало-Поволжья для условий Татарстана не всегда применим, что предполагает создание принципиально новых технологий нефтеизвлечения, адаптированных к конкретным объектам разработки. Именно это положение является стержнем современной научно-технической политики многих нефтяных компаний, занимающихся разработкой нефтяных месторождений Татарстана.

В связи с этим, создание новых эффективных технологий разработки таких залежей нефти для получения высоких текущих отборов нефти и достижения высоких коэффициентов нефтеизвлечения является одной из наиболее актуальных задач, стоящих перед нефтяной промышленностью.

Цель работы.

Повышение эффективности разработки неоднородных карбонатных коллекторов за счет совершенствования технологии водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами увеличения нефтеотдачи пластов.

Основные задачи работы.

3. Создание эффективных комбинированных технологий водогазового воздействия при упругом режиме работы пластов.

Научная новизна.

1. Впервые в лабораторных условиях проведена оценка коэффициента вытеснения вязкой нефти (23,4 мПа-с) в пластовых условиях из карбонатного коллектора с пористостью 12 % водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа.

3. Получено оптимальное соотношение долей в смеси вытесняющих агентов (сточная вода + попутно добываемый газ) для достижения максимального прироста коэффициента вытеснения.

Основные защищаемые положения. 1. Технология водогазового воздействия на карбонатные коллектора с вязкой нефтью (более 20 мПа-с), эффективность которой установлена экспериментально путем закачки ГЖС в продуктивный пласт, который способствует приросту коэффициента вытеснения на 11 % на любой стадии заводнения при оптимальных объемах закачиваемых в пласт агентов.

2. Пределы оптимальных соотношений долей водогазовой смеси в пластовых условиях численными значениями которых являются соотношения — 3 части воды : 1 часть попутно добываемого газа.

3. Механизм регулирования работы добывающих и нагнетательной скважин усиливающий водогазовое воздействие на пласты путем создания переменных во времени режимов отбора и нагнетания.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при составлении

Технологической схемы опытно-промышленной разработки Алексеевского месторождения водогазовой смесью», утвержденной к внедрению территориальным отделением ЦКР по РТ 11 декабря 2003 года.

2 Внедрение нового способа разработки трешнновато-пористых карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за * > . <i. проектный срок разработки 176,0 тыс.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед и получить дополнительный доход,государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г).

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» (2001-2004 г.г.), научно-технических советах «ТатНИПИнефть», НГДУ «Бавлынефть» и ОАО «Татнефть» (2001-2003 г.г ), Ассоциации малых и средних нефтегазодобывающих организаций («АССОНефть», 2002-2004 г.г.).

Публикация результатов и личный вклад автора. По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в том числе одна научная статья самостоятельно и 15 в соавторстве. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения новой технологии на Алексеевском месторождении.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 200 наименований. Работа изложена на 153 страницах, в том числе содержит 25 таблиц, 50 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Вафин, Риф Вакилович

4.5. Выводы к главе.

Анализ состояния разработки Алексеевского месторождения показал, что существующая система разработки недостаточно эффективна Возникающие осложнения в первую очередь связаны с отсутствием системы воздействия на пласт, принудительного вытеснения нефти и сохранения пластового давления на оптимальном уровне. В первую очередь они будут проявляться в виде неравномерности выработки р Сулит*

Подстанция №>136< а» ГЗУ-М01

Условные обозначения: дозаторная установка ("Реапон ИФ"', удс| УДС ГРеапон ИФ") —— трубопроводы ВГС нефтесборные н/провода включая лучевую систему

6Я.1Л ■ скважины, запланированные под закачку ляг.

Рисунок 4.20. - Схсмп uci|neiipoMucjioBoit) обустройства 1фи подотчетом вочдсИсгшш нп Алоксеспском месторождении запасов, опережающих прорывов подошвенных или краевых вод к забоям отдельных скважин и сохранению застойных (недренируемых) участков, а также в неуклонном снижении величины пластового давления и связанных с этим снижением темпов выработки запасов нефти и риском начала разгазирования нефти в пласте.

- формирование развивающейся системы поддержания пластового давления на принципах избирательного заводнения для водонефтяных зон;

Для промышленного внедрения новой технологии водогазового воздействия в сочетании с гидродинамическими методами (нестационарное воздействие) на Алексеевском месторождении был выбран объект внедрения метода. С точки зрения получения максимального эффекта наиболее перспективным для внедрения метода является кизеловский горизонт турнейского яруса. Геологические особенности строения горизонта, состояние разбуренности, действующая система разработки и ~ уровень выработки запасов нефти позволил выбрать для первоочередного применения водогазового заводнения блок № 1.

Получены прогнозные технологические показатели различных вариантов разработки блока № 1. В оценку включено четыре технологических вариантов разработки.

Нулевой вариант предусматривает разработку участка в существующем режиме без дополнительных мероприятий.

В первом (базовом) варианте предлагается организация приконтурной системы циклического заводнения через шесть нагнетательных скважин, с переводом S добывающих скважин с нижних горизонтов на кизеловский горизонт.

Во втором варианте в дополнение к мероприятиям базового варианта предусматривается применение вместо закачки воды закачки водогазовой смеси в сочетании с гидродинамическим (циклическим) воздействием.

По третьему варианту в дополнение ко второму варианту предусматривается бурение четырех эксплуатационных скважин в зонах залежи слабо охваченных процессом фильтрации.

Показано что, закачка водогазовой смеси в залежь нефти в кизеловском горизонте позволяет увеличить конечный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 по базовому варианту с заводнением до 0,231 (второй вариант), то есть на 5,6 %. Бурение четырех новых скважин в совокупности с водогазовым воздействием дополнительно увеличивает КИН с 0,231 (второй вариант) до 0,250 доли ед. (третий вариант), то есть на 1,9%.

Анализ устойчивости к изменению экономических условий показал, что второй вариант разработки блока № 1 является устойчивым.

Таким образом, внедрение нового способа разработки неоднородных карбонатных коллекторов водогазовым воздействием в сочетании с гидродинамическими методами на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проектный срок разработки 176,0 тые.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д ед и получить дополнительный доход государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г). t

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Приведенный в работе обзор научной и научно-технической литературы показал, что нефтяные месторождения Татарстана, приуроченные к карбонатным отложениям, характеризуются низкой продуктивностью, высокой неоднородностью. Нефть отличается повышенной и высокой вязкостью. Традиционные методы разработки таких залежей оказались неэффективными или малоэффективными. Одним из перспективных методов увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов является водогазовое воздействие. Как показал аналитический обзор лабораторных исследований водогазовое воздействие независимо от его технологии (попеременная или последовательная) и типа используемого газа способствует приросту коэффициента вытеснения нефти на любой стадии заводнения (от 6 до 32 %). Вместе е-тем, для обоснования наиболее эффективной технологии ВГВ для конкретных залежей нефти при постановке лабораторных опытов необходимо максимально воспроизводить геолого-физические и термо-барические условия изучаемого объекта разработки и использовать вытесняющие агенты (воду и газ), исходя из наличия их в регионе.

2. Впервые в лабораторных условиях проведена оценка коэффициент вытеснения вязкой нефти (23,4 мПа-с) в пластовых условиях из карбонатного коллектора с пористостью 12 % водогазовой смесью, состоящей из сточной воды и попутно добываемого газа. Показано, что закачка ГЖС в продуктивный пласт способствует приросту коэффициента вытеснения на 11 % на любой стадии заводнения, а также уменьшению необходимых объемов закачиваемых в пласт агентов.

7. Разработана схема реализации нового способа разработки на опытном участке кизеловского горизонта Алексеевского месторождения. Показано, что внедрение нового способа разработки трешиновато-пористых карбонатных коллекторов водогазовым воздействием на опытном участке Алексеевского месторождения позволит по сравнению с заводнением дополнительно добыть за проекный срок разработки 176,0 тые.т нефти, увеличить проектный коэффициент нефтеизвлечения с 0,175 до 0,231 д.ед и получить дополнительный доход государства в размере 91,3 млн.руб (в экономических условиях 2003 г).

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Вафин, Риф Вакилович, Уфа

1. Абызбаев И.И., Саттаров М.М., Карцева А.В. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа. М.:Гостоптехиздат.-1962.

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

3. Айрапетян М.А. Авт.свид. СССР № 92770 от 18.04.49.

4. Айрапетян М.А. К вопросу об эффективности водогазовой репрессии при вторичной эксплуатации нефтяных горизонтов.// Тр. Института нефти академии наук Казахской ССР. 1956.- Том 1.- С.33-45.

5. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994.-308 с.

6. Андреев В.Е. Комплексное геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи (Диссер.на соиск.учен.степ.докт.техн.наук, Тюмень.-1997.-341 с.

7. Ахметов Н.Г., Ахметзянов Н.Г., Чишковский В.А. Условия залегания нефти в карбонатных коллекторах в связи с подсчетом запасов. //Тр.ТатНИПИнефть.-Вып.24. Казань.-1973.-С. 13-16.

8. Аширов К.Б. О критериях, определяющих работу матриц при разработке плотных. трещиноватых нефтяных пластов. //Тр. Гипровостокнефть.-1967.-Вып.1Т.М.:Недра.-37 с.

9. Аширов К.Б. Трещиноватость коллекторов Куйбышевского Поволжья. //Тр.Гипровостокнефть.- Вып.З. М.:Гостоптехиздат.-1961.-С.З-21.

10. Багрянцева К.И., Белозёрова Г.Е., Суханова С В. и др. Трещиноватость низкопористых карбонатных пород и методы её получения. Обзор ВИЭМС. М,-1986,- 60 с.

11. Баишев Б.Т. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1978.

12. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. Журнал прикладной механики и технической физики. -1961, № 3.

13. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах.-М.: Недра, 1984.-211с.

14. Баренблатт Г.И., Желтое Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. «Прикладная математика и механика», т.24.-Вып.5-1960.

15. Белей И.В., Лопатин Ю.С., Олейник С.П. Способ нагнетания газожидкостной смеси поршневым насосом и устройство для его осуществления. Авт. свид. СССР № 714044. Заявл. 07.14.76. - Опубл. 02.05.80. - БИ № 5.

16. Боксерман А.А., Желтов Ю.П., Кочешков А.А. О движении несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористой среде. Докл.АН СССР, т. 155.-1964, № 6.

17. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970.

18. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В* Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976.-285 с.

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

20. Буторин О.И., Владимиров И.В., Нурмухамегов Р.С. и др. Развитие методик построения карт трещиноватости коллекторов. / НТЖ Нефтепромысловое дело.-2002,- № 8.-С.

21. Буторин О.И., Владимиров И.В., Нурмухамегов Р.С. и др. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещиноватости. // Нефт.хоз-во.-2001.-№ 8.-С.

22. Буторин О.И., Пияков Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты. / НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ.-1995.- № 8-10. -С.54-59.

23. Вашуркин А.И., Ложкин Г.В. Капиллярная модель водогазового воздействия на заводненный пласт // Проблемы нефти и газа Тюмени./ Сборник статей. — Тюмень. — 1981.- Вып.-513.- С.39-42.

24. Вашуркин А.И., Ложкин Г.В., Радюкин А.Е. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БСю Федоровского месторождения // Тр. СибНИИНП.- 1978.- Вып.-12.- С. 143-150.

25. Вашуркин А.И., Свищев М.Ф. Критерии применимости водогазового воздействия на пласт // Проблемы нефти и газа Тюмени./ Сборник статей. Тюмень. -1979.-Вып.-43.- С.24-26.

26. Вашуркин А.И., Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт // НТС Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 1977.-№9.- С.23-24.

27. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам. М.:Недра.-1980.-202 с.

28. Вытеснение газированной нефти газоводяными смесями / Ю.М.Островский, А.И.Хомышин, Е.ИЛискевич // Тр. Укргипрониинефть.- 1979.- Вып.29.- С.98-100.

29. Вафин Р. В. Особенности разработки нефтяных залежей кизеловскиго горизонта Алексеевского месторождения. М.: ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2004- №3. С.16-23

30. Гавура В.Е. Состояние и перспективы разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам. //Тр.Гипровостокнефть.-1969.- Вып. 12.-С. 190-208.

31. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья./ Монография- М.: КубК-а, 1997.-352 е.; ил. ISBN 5-8554-237-8.

32. Гиматутдинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное пособие по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра.-1983.-463 с.

33. Горбунов А.Т. Вопросы разработки нефтяных месторождений, представленных трещиноватыми коллекторами. Дисс. на соиск. уч.степ. канд.техн.наук. М.: ВНИИ.-1963.-152 с.

34. Громович В.А., Сазонов Б.Ф. Промысловые данные по влиянию неоднородности карбонатных коллекторов на характер разработки нефтяных залежей. //Тр.Гипровостокнефть.-1965.-Вып.9.-С.305-309.

35. Губайдуллин А.А., Козина Е.А., Юдинцев Е.А. и др. Физико-литологическая характеристика верхнетурнейской залежи Бавлинского месторождения. Сб. «разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Бугульма, 2000,- С.31-38.

36. Гурьянова Ф.С., Козина Е.А., Хайрединов Н.Ш. Литолого-петрографическая характеристика карбонатных коллекторов восточной Татарии. //Тр.ТатНИИ.-Вып.16. Л.:Недра.-1972.-С.90-105.

37. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. Казань,-1999.-238 с.

38. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах. //Нефт.хоз-во,- № 11.1993,- С.23-26.

39. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии.//Нефт.хоз-во1-№ 9.-1989,-С.43-48.

40. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазое В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. // Обз. информация ВНИИОЭНГ. М.: 1988,- С.56.

41. Еремин Н.А. Моделирование разработки месторождений нефти методами нечеткой логики. Автореферат диссер. Докт.техн.наук. М.:ГАНГ им. И.М.Губкина.-1995.-50с.

42. Жданов С.А., Малютина Г.С. Принятие решений при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов / НТЖ «Нефтепромысловое дело». М.ВНИИОЭНГ.-1993.-№6-7.-С. 15-21.

43. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Внешторгиздат, 1998.

44. Закиров С.Н., Сомов Б.Е. и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация.-М.: Недра, 1988.

45. Закон Российской Федерации «О недрах» (с изменениями от 10 февраля 1999 года).

46. Зиннатуллин Н.Х. Выделение коллекторов в карбонатных разрезах Татарии и разделение их на типы по геофизическим данным.// Тр.ТатНШ 1Инефть.-Вып.24. Казань.-1973.-С.56-67.

47. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах Bi и Вц верейского горизонта юго-востока Татарии. //Тр. ТатНИПИнефть.- Вып.26.Казань 1974.-С.92-99.

48. Зиннатуллин Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии // Тр.ТатНИПИнефть.- Вып.26. Казань.-С.85-92.- л г

49. Зиннатуллин Н.Х., Чишковский В.А. Об оценке трещинной емкости карбонатных отложений Татарии в связи с подсчетом запасов нефти. //Тр.ТатНИПИнефть,-вып.30. Казань,- 1975.-С.76-80.

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

51. К вопросу комплексного решения проблемы повышения нефтеотдачи пластов и сохранения фонтанного периода эксплуатации скважин / Ю.М.Островский, Е.И.Лискевич, Н.А.Николаенко и др. // Тр. Укргипрониинефть,- 1973,- Вып. 11-12,-С.206-211.

52. К вопросу повышения нефтеотдачи пластов закачкой газа под высоким давлением на месторождениях Тюменской области / Чижова Л.Н., Артюхович В.К. и др. // Тр.СевКавНИПИнефть. 1977,- Вып.-26,- С.84-89.

53. Каневская Р.Д. Влияние неполноты вытеснения нефти водой в отдельных пропластках на вид модифицированных фазовых проницаемостей слоистого пласта. //Сб. науч. тр. ВНИИ. -М.: 1988. Вып. 103.

54. Капелюшников М.А. Авт.свид. СССР № 925258 от 15.10.48.

55. Кинзикеев А.Р ,Абдуллин Н.Г. Перспективы нефтеносности карбонатной толщи девона и турнейского яруса восточной Татарии, //Тр.ТатНИИ.-Вып.б. Л.:Недра,-1964.-С.66-79.

56. Ковалев А.Г., Кузнецов А.М., Покровский В.В. Методика экспрессного определения фазовых проницаемостей при установившемся совместном течении нефти и воды // Нефтяное хозяйство.- 1984,- № 7,- С.36-39.

57. Ковалев B.C. Определение трещиноватости карбонатного пласта А-4 Кулешовского месторождения. //Тр. Гипровостокнефть.-1965.-Вып.9. М::Недра. С.95-102.

58. Ковалев B.C.! Сопоставление физических и расчетных показателей заводнения терригенных и карбонатных пластов. Тр. Гипровостокнефть.-1973.-Вып.18.-С.65-84.

59. Коваленко Э.К., Мархасин И.Л., Сатгаров М М. // Тр. УфНИИ 1963,- Вып.9-10,-С. 155-160.

60. Козина Е.А., Хайрединов Н.Ш. Влияние вещественного состава и структуры карбонатных пород на их коллекторскую характеристику.// Тр.ТатНИПИнефть,-Вып.22. Казань.Таткнигоиздат.-1973.

61. Кошляк В.А., Семенов Е.В. и др. Временное методическое руководство «Технология количественной оценки параметров продуктивных коллекторов сложного строения». Уфа,- ВНИИНПГ,-1986.-80 с.

62. Крючков В.И. Применение водогазовых систем на основе нефтяного газа для увеличения нефтеизвлечения. Автореферат диссертации на соискание ученой сиепени кандидата технических наук. Бугульма, 2002,- 19 с.

63. Кундин С.А. Исследования на моделях нефтеотдачи при вытеснении газированной нефти водой // Нефтяное хозяйство.- 1959,- № 11.- С.54-59.

64. Кундин С.А О величине остаточной газонасыщенности при вытеснении газированной нефти водой. // НТС по добыче нефти. ВНИИ.- 1961.-12.- С.57-62.

65. Кундин С.А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях при фильтрации трехкомпонентных смесей. // Тр. ВНИИ.-1960,- Вып.28,- С.96-113.

66. Лискевич Е.И. Вытеснение нефти газом и водой при комбинированной закачке.// НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени»,- 1974,- Вып.-22.-С.35-37.

67. Лискевич Е.И., Островский Ю.М. Вытеснение нефти газоводяными смесями // Тр. Укргипрониинефть.- 1973,- Вып. 11-12.- С.233-240.

68. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.:Недра.-1980.-288 с.

69. Майдебор В.Н., Оноприенко В.П. Рациональные методы заводнения залежей н^фти с трещиноватыми коллекторами. Тр.совещания «Пути дальнейшего совершенствования систем разработки нефтяных месторождений с заводнением». Альметьевск, МНП.-1976.-С.160-169.

70. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Вычислительные машины и математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство.-№ 3.-1993.

71. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. 21.06.99, № ВК 477).

72. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие.- Казань: Изд-во Казанск.ун-та, 2002.-596 с. ISBN 5-7464-0823-9.

73. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань. Татарское кн.изд-во.-1989.-136 с.

74. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и другие. Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах. // Тр. ТатНИПИнефть. Юбилейный выпуск, посвященный 40-летию «ТатНИПИнефть». Бугульма.-l996.-С.59-67.

75. Муслимов Р.Х.ДНавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том II . М.: ВНИИОЭНГ.-1995.-С.286.

76. Наборщикова И.И., Дементьев Л.Ф. Статистический метод разделения карбонатных пород на трещинные и каверно-поровые.//Тр. Гипровостокнефть.-1969.-Вып.4.Пермь, 1969. -С.274-278.

77. Наборшикова ИИ., Шурубор Ю.В., Дементьев Л.Ф. Определение каверновой пористости коллектора порово-кавернового типа . Тр. Гипровостокнефть.-1969.-Вып.4.-С.285-296.

78. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.:Недра.-1972.-184 с.

79. Нефтегазовое обозрение; Классические задачи интерпретации: оценка карбонатов. Издательство «Весна».- 1997.

80. Нурмухаметов Р.С. Исследование и разработка технологий повышения эффективности нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. Дисс.на соиск.учн.степ.канд.техн.наук. Бугульма.-2001 г.

81. Нурмухаметов Р.С. Опыт разработки карбонатных коллекторов в НГДУ «Лениногорскнефть» на примере залежей №№ 301-303 Ромашкинского месторождения. /НТЖ Нефтепромысловое дело.-2001.№2,- С.8-13.

82. Нурмухаметов Р.С. Результаты проведения опытно-промышленных работ в карбонатных коллекторах залежей нефти №№ 301, 302 и 303 Ромашкинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть»./ НТЖ Нефтепромысловое дело.-2001.№1.-С.31-34.

83. Нурмухаметов Р.С., Владимиров В.Т. Исследование гидродинамического взаимодействия между системой трещин и пористыми блоками при воздействии состороны нагнетательной скважины на трещинно-пористый коллектор. / НТЖ. Нефтепромысловое дело.-2001. №1.-С.

84. О механизме комбинированного вытеснения нефти водой и газом / Ю.М. Островский, Р.А.Гнатюк, Е.И.Лискевич // Тр. Укргипрониинефть,- 1973.- Вып. 1112,- С.220-225.

85. Обоснование применения методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Томской области: Отчет о НИР (заключительный). Рук.Вашуркин А.И. № ГР 01830054770; инв.№ 029255. Тюмень,- 1981.- 162 с.

86. ОСТ-39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М. Из-во Миннефтепрома. 1986, - 19с.

87. Островский Ю.М. К расчету относительных проницаемостей при нестационарном трехфазном потоке // Тр. Укргипрониинефть,- 1973,- Вып.11-12,- С.226-232.

88. Островский Ю.М., Хомышин А.И. Вытеснение нефти газоводяными смесями из слоистонеоднородных пластов // Тр. Укргипрониинефть,- 1979,- Вып.29,- С. 100-103.

89. Патент № 11314 Al, Е 21 В 43/20. Способ нагнетания воды и газа. Заявл. 18.08.99. Опубл. 2001.-БИ№ 5.

90. Патент РСТ № 2190091, Е 21 В 43/22. Способ вытеснения пеной / Ванг, Демин. -Заявл. 06.04.98. Опубл. 27.09.2002. - БИ.-№ 27.

91. Патент РСТ № 9523909, Е21 В 4jr/20. Способ эксплуатации нефтеносного пласта /Дыбленко В.П., Марчуков Е.Ю., Туфанов И.А. и др. Заявл. 18.05.94. — Опубл. 1996,- БИ №15.- С.17.

92. Патент РФ 2125154, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. / Шахвердиев А.Х., Паханов Г.М., Сулейманов Б.А и др. Заявл. 16.06.97 -0публ.20.01.1999. - БИ. № 2.

93. Патент РФ № 1173816, Е21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Халиков 1\А.,Овсюков А.В.Г Ковалева Л.А и др. Заявл. 18.05.82. - Опубл.27.04.2.000.-БИПМ.-№12,- С.434.

94. Патент РФ № 1471635, Е 21 В 43/22. Способ разработки рифовых залежей нефти с трещинно-порово-кавернозными коллекторами / С.В. Сафронов, М.Л. Сургучев, Б.Т. Баишев и др. Заявл. 19.05.86 - Опубл. 09.08.1995,-БИ.№ 22.

95. Патент РФ № 2043488, Е21 В 43/22. Способ разработки залежи вязкой нефти / Степанова Г.С., Шовкринский Г.Ю., Сафронов С.В. и др. Заявл. 08.07.93. -Опубл. 10.09.1995.-БИ.-№25.-С.190.

96. Патент РФ № 2055168, Е21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения / Салямов 3.3., Шарифуллина Р.З., Сулейманов А.Г. и др. Заявл. 25.01.93. -Опубл.27.02.1996. БИ. - Ла 6. - С. 188.

97. Патент РФ № 2085712, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтегазовой залежи и нефтяной оторочки / Сомов В.Ф., Шевченко А.К. — Заявл. 15.09.94 -0публ.27.07.1997. БИ. - № 21.

98. Патент РФ № 2088752, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения /Крючков В.И., Губеева Г.И. Заявл. 11.03.92. - Опубл. 27.08.1997. - БИ. - № 24.

99. Патент РФ № 2092679, Е21 В 43/18. Способ разработки нефтяных месторождений / Стрижов И.Н., Юсупова З.С.,Степанова Г.С. и др. — Заявл. 12.10.92. -Опубл. 10.10.1997. БИ. - № 28.

100. Патент РФ № 2103484, Е21 В 43/18. Способ воздействия на неоднородный нефтяной пласт / Алеев Ф.И.^Иванов С.В., Кириллов С.А. и др. — Заявл. 04.05.95 — Опубл.27.01.1998. БИ. - № 3.

101. Патент РФ № 2117753, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтяных месторождений / Стрижов И.Н., Степанова Г.С., Мищенко И.Т. и др. Заявл. 19.12.96. - Опубл. 20.08.1998. -БИ.-№ 23.

102. Патент РФ № 2123586, Е21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. / Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Сулейманов Б.А. и др. — Заявл. 16.06.97 — 0публ.20.12.1998 БИПМ. - № 35. - С.309.

103. Патент РФ № 2127801, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтегазовых залежей/ Романов А.С., Шандрыгин А.Н. Заявл. 20.02.97 - Опубл.20.03.1999. - БИ. - № 8.

104. Патент РФ № 2142045, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Заявл. 22.04.98. - Опубл.27.11.1999.-БИПМ.-№33.

105. Патент РФ № 2154157, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М., Хаминов Н.И. и др. Заявл, 08.07.99 - Опубл. 10.08.2000^-БИПМ. - № 22.

106. Патент РФ № 2170814, Е21 В 43/20. Способ вытеснения нефти из пласта. / Романов Г.В., Хисамов Р.С., Муслимов Р.Х. и др. Заявл. 15.10.99 Опубл.20.07.2001,- БИПМ. - № 20. - С.306.

107. Патент РФ № 2178067, Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи. / Шахвердиев А.Х., Сулейманов Б.А., Панахов Г.М., Аббасов Э.М. — Заявл. 20.01.2000 Опубл. 10.01.2002. - БИ. № 1.

108. Патент РФ № 2181158, Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяных месторождений / Западинский А Л. Заявл. 07.09.2000. - Опубл. 10.04.2002. - БИ. - № 10.

109. Патент РФ № 2181159, Е 21 В 43/16. Комплекс для разработки залежей углеводородного сырья (варианты) / Западинский А.Л. Заявл. 15.03.2001 - Опубл. 10.04.2002. - БИ. - № 10.

110. Патент РФ № 2190757, Е 21 В 43/00. Способ добычи нефти. / Борковский А.А., Верес С.П. Заявл. 05.02.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИ. № 28.

111. Патент РФ № 2190760, Е21 В 43/20. Способ водогазового воздействия на пласт /Дроздов А Н., Фаткуллин А.А. Заявл. 25.01.2001 Опубл. 10.10.2002. - БИПМ. № 28. - С.335.

112. Патент РФ № 2200828, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. / Степанова Г.С., Шахвердиев Азизага Ханбаба оглы, Горбунов А.Т. и др. Заявл. 09.08.2001 - Опубл. 20.03.2003 - БИ. - № 8.

113. Патент РФ № 2200829, Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи. / Степанова Г.С., Бабаева И.А., Горбунов А.Т. и др. Заявл. 09.08.2001 - Опубл. 20.03.2003 - БИ. - 2003. - № 8.

114. Патент РФ № 620103, Е21 В 43/18. Способ разработки залежи высоковязкой нефти/ Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х., Соловьева В.Н. и др. — Заявл. 13.08.74. -Опубл.24.04.2000.-БИПМ.-№12,- С.433.

115. Патент РФ № 665518, Е21 В 43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / Лысенко В. Д., Соловьева ВН., Хаммадеев Ф.М. Заявл. 19.01.76-Опубл.27.04.2000.-БИПМ.-№ 12,- С.434.

116. Патент РФ № 911937, Е21 В 43/22. Способ вытеснения жидкости из слоисто-неоднородного пласта / Мирзаджанзаде А.Х., Каримов М.Ф., Латыпов А.Г. — Заявл. 13.11.79. Опубл.27.08.2000.-БИ.-№24.- С.406.

117. Патент США № 3519076, Е21 В 43/20. Способ нагнетания газа для добычи нефти. -Заявл. 17.10.68. Опубл. 07.07.70,- БИ № 27,- С. 10.

118. Патент США № 5363914 А, Е 21 В 43/22. Способ введения регулятора подвижности газового вытеснителя. Заявл. 25.03.93. — Опубл. 1996,- БИ № 1. С. 12.

119. Патент США № 5421408 А, Е 21 В 43/16. Одновременное закачивание в пласт воды и газа. Заявл. 14.04.94. Опубл. 1996. - БИ №11. - С.13.

120. Патент США № 5515919 А, Е21 В 43/22 . Способ повышения продуктивности нефтяной скважины с помощью совместного нагнетания смешивающегося газа и воды. Заявл. 01.07.94. Опубл. 1997,- БИ№5.

121. Патент США № 5634520 А, Е 21 В 43/22. Способ увеличения степени извлечения нефти с одновременным нагнетанием водогазовой смеси. Заявл. 08.05.96. —Опубл. 1998.-БИ.№ 16.

122. Патент Франции № 2602540, Е 21 В 43/25. Способ применения заранее полученной пены, совместимой с нефтью и рассолом, для вторичной добычи нефти газом. Опубл. 1988,- БИ № 20,- С.38.

123. Патент Франции № 2735524 Al, Е 21 В 43/16. Способ дополнительной рекуперации жидких нефтепродуктов в подземном месторождении. Заявл. 13.06.95. — Опубл. 1998.-БИ№ Ю.

124. Периодическая закачка газа и воды под высоким давлением / Харазий Н.И., Захаров JI.C., Дорощук Н.Ф., Глумов И.Ф. // Тр. ТатНИПИнефть- 1979 Вып.-40.- С.144-151.

125. Пияков Г.Н., Кнышенко А.Г. и др. / Исследования эффективности водогазового воздействия для доразработки девонских залежей Туймазинского месторождения. // Тр. БашНИПИнефть.- 1986.- Вып.- 74.- С. 105-109.

126. Пияков Г.Н., Тимашев Э.М., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. К вопросу использования нефтяного газа, сжигаемого в факелах, для увеличения нефтеотдачи. НТЖ Нефтепромысловое дело, №6, 1995, с. 6-9.

127. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Буторин О.И., Степанова Г.С. Извлечение нефти из низкопроницаемых коллекторов с помощью газовых методов. // Нефтяное хозяйство,- 1991,- № 3.- С.26-27.

128. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Долматов В.А. Экспериментальные исследования водогазового воздействия // Нефтяное хозяйство.- 1991,- № 8,- С.29-30.

129. Пияков Г.Н., Яковлев А.П., Кудашев Р.И., Романова Е.И. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта K)i Когалымского месторождения) // Нефтяное хозяйство 1992,- № 1.- С.389-39.

130. Проектирование разработки нефтяных месторождений с использованием ПДГТМ /Жданов С.А. и др.//Нефтяное хозяйство,- №3.-1997.

131. Рамазанов Р.Г., Хафизова Э.А., Башкирцева Н.С. Совместная эксплуатация тульско-бобриковских и турнейских отложений. Сб. «разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Бугульма, 2000,- С.71-77.

132. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию ПДГТМ нефтяных и газонефтяных месторождений.

133. РД 39-9-151-79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с газоводяными смесями // СибНИИНП.-1979,- 141 с.

134. РД 153- 39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.

135. РД 153-39-007—96. Дополнение к «Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений», Москва, 1999.

136. Редькин И.И. Исследование трещиноватости призабойных зон скважин по кривым восстановления забойного давления.//Тр. Гипровостокнефть.-1971.-Вып.13,-М.:Недра. С. 113-118.

137. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водой в трещиноватом пласте. Тр. Гипровостокнефть,- Вып. 19. М.:Недра. -С. 169-174.

138. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.:Недра.-1973.

139. Саттаров М.М., Валитов М.З., Юлгушев Э.Т. и др. Проектирование и разработка слабопроницаемых карбонатных коллекторов. М.:ВНИИОЭНГ.-1974.

140. Свищев М.Ф. Опыт разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах нижнего карбона месторождений Оренбургской области // НТС Нефтепромысловое дело.-1964.-№3.

141. Селимов В.Г., Хайрединов Н.Ш. Исследование коллекторских свойств карбонатных пород методами факторного анализа. //Тр.ТатНИПИнефть,- Вып.26. Казань,-1974,-С. 104-109.

142. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. М.:Недра.-1974.-200 с.

143. Состояние и перспективы применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. / Вашуркин А.и., Свищев М.Ф. и др. // Материалы всесоюзного семинара, состоявшегося 22-25 июня 1976 г. в г.Уфе. М.: ВНИИОЭНГ 1977,- С.40-45.

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

145. Сургучев M.JI. Особенности разработки месторождений с карбонатными коллекторами. Тр.со вещания «Проблемы нефтеносности карбонатных коллекторов У рало-Поволжья». Бугульма.-1963.-С.224-233.

146. Технологическая схема разработки Алексеевского нефтяного месторождения. Отчет / ТатНИПИнефть, рук. договора Емельянова Г Г., Зевакин Н.И., Бугульма, 1997. -317 с.

147. Фахретдинов Р.Н. ,Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче. Уфа.-изд-во «Гилем».-1996.-193 с

148. Хайрединов Н.Ш. Вскрытие и освоение пластов, представленных карбонатными коллекторами. Тр.ТатНИИ.-Вып,8. Л.:Недра.-1965.-С.179-187.

149. Хайрединов Н.Ш. Выделение систем трещиноватости в отложениях восточной Татарии по искривлению скважин.// Тр.ТатНИПИнефть -Вып.20. Куйбышев,-1971,-С.81-85.• • < *

150. Хайрединов Н.Ш. К вопросу о формировании пористости в карбонатных породах.//я /

151. Тр.ТатНИИ.-Вып. 10. Л.: Недра,-1967. -С .226-23 5.

152. Хайрединов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии. //Тр.ТатНИПИнефть.-Вып.24. Казань,-1973.-С.77-84.

153. Хайрединов Н.Ш. Основные черты формирования карбонатнх коллекторов на примере ТАССР. //Тр.ТатНИПИнефть.-Вып.26.-1974. Казань.-С. 109-116.

154. Хайрединов Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях. Тр.ТатНИПИнефть.-Вып.24.Казань.-1973.-С.84-92.

155. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев Ю.А Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов . Уфа. Изд-во «Гилем».-1997.-106 с.

156. Халимов Э.М., Ковалев АГ., Кузнецов В.В. и др. Типы коллекторов продуктивных отложений нефтяного месторождения Тенгиз.//Геология нефти и газа. —1985, №7,-С.35-40.

157. Характеристики вытеснения пластовых жидкостей месторождения Самотлор. / Е.И.Лискевич, Р.А.Гнатюк // Тр. Укргипрониинефть,- 1973,- Вып. 11-12,- С.241-249.

158. Хегай С.Д. О водонасыщенносги карбонатных коллекторов Ромашкинского месторождения. //Тр.ТатНИИ.-Вып.6.Л.:Недра.-1964.-С.188-192.

159. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.:ВНИИОЭНГ.-1999.-227 с.

160. Хисамутдинов НИ., Владимиров И.В., Нурмухаметов Р.С. и др. Моделирование движения жидкости в пласте с высокопроницаемыми включениями. / НТЖ Нефтепромысловое дело.-2002,- № 8.-С.

161. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.:ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

162. Шаймуратов Р.В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта. М.: Недра.-1980.-223 ъ

163. Шалин И.А., Мингазов М.Н., Хворонова Т.Н., Шинкарева^ Т.В. Выявление направления трещиноватости в карбонатных . отложениях дистанционными методами. // Тр. ТатНИПИнефть. Юбилейный выпуск, посвященный 40-легию «ТатНИПИнефть». Бугульма.-1996.-С.38-44.

164. Швецов И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта.// Тр. Гипровостокнефть.-1974.-Вып.23.-С.56-62.

165. Шустеф И.Н., Викторин В.Д. Проектирование; разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах.// Тр. ПФ Гипровостокнефть.-1966.-Вып.2.-С.55-63.

166. Экспериментальные результаты вытеснения нефти из загазованных и обводненных пористых сред / Ю.М.Осгровский, Е.И.Лискевич и др. // Тр. Укргипрониинефть.-1973.- Вып. 11-12,- С.3-10.

167. Эфрос Д. А., Кундин С.А. Определение средних размеров газовых включений при нестационарной фильтрации газированной жидкости. // Тр. В НИИ.-1957 Вып. 10. -С.318-338.

168. Choquette PW and Pray LC: "Geologic Nomenclature and Classification of Porosity in Sedimentary Carbonates," AAPG Bulletin54 (February 1970):207-250.

169. Christensen J R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of WAG field experience.// SPE Res. Eval.fnd Eug.,April, 200I,p.97-I06.

170. Dues A.B. Production of Water Driven Reservoirs below their bubbling Point - J.of Petrol. Technology, vol.6, № ю, 1953, pp.151-158.

171. Dunham RJ: "Classification of Carbonate Rocks According to Depositional Texture," in Ham WE (ed): Classification of Carbonate Rocks. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association of Petroleum Geologists, 1962.

172. Holmgren C.R., Morse R.A. Effekt of Free Gas Saturation on Oil Rekovery by Water-flooding- Petrol.Trans.AIME, vol.192, 1951, pp. 135-140.

173. Jyoho Amekan. Selekting Enhanced Oil Rekovery Process. Wored Oil /-1978/- №6,-pp.61-64.

174. Kyte I.R. et al.Mechanism of Water — flooding in Presense of Free Gas. Petr. Trans.AIME, vol.207, 1956, pp. 215-221/

175. Nelson RA: "Analysis of Anisotropic Reservoirs," in Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. Houston, Texas, USA Gulf Publishing Company, 1985.

176. Reeckmann A and Friedman GM: Exploration for Carbonate Petroleum Reservoirs. New York, New York, USA: John Wiley & Sons, 1982. Tucker ME and Wright VP: Carbonate Sedimentology. Oxford, England: Blackwell Scientific Publications, 1990.

177. Richardson J.G. and Perkins. Laboratory Investigation of the Effekt of Rate on Rekovery of Oil by the Waterflooding. Trans. AIME, vol.210,1957, pp.114-121.

178. Roestenburg JW: «Carbonate Characterization and Classification from In-Situ Wellbore Images», presented at the 23rd Annual Convention of the Indonesion Petroleum Association, Jakarta, Indonesia, October 4-6, 1994.

179. Serra O: Formation MicroScanner Image interpretation. Houston, Texas, USA: Schumberger Educational Services, 1989.

180. Scholle PA: A Color Illustrated Guide to Carbonate Rock Constituents, Textures, Cements and Porosities. Tulsa, Oklahoma, USA: American Association of Petroleum Geologists, 1978.

181. Tucker M.E. fhd Wright V.P.: Carbonate Sedimentology. Oxford, England: Blackwell Scientific Publications, 1990.

182. Watfa M and Youssef FZ: "An Improved Techniquefor Estimating Permeability in Carbonates," paper SPE 15732, presented at the 5th SPE Middle EastOil Show, Manama, Bahrain, March 7-10, 1987.

Информация о работе

Вафин, Риф Вакилович
кандидата технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности нефтевытеснения из неоднородных коллекторов водогазовым воздействием на пласт - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы