Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями в карбонатных отложениях

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями в карбонатных отложениях"

На правах рукописи

Гафаров Шамиль Анатольевич

т

Ъ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С АНОМАЛЬНО-ВЯЗКИМИ НЕФТЯМИ В КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ

Специальность 25.00.17 - "Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2006

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом университете на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений».

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Фазлыев Рабис Тимерханович;

доктор технических наук, профессор Сахаров Виктор Александрович;

доктор технических наук, доцент Хафизов Айрат Римович.

Ведущая организация Центр химической механики нефти

АН Республики Башкортостан.

Защита состоится 22 декабря 2006 года в й-°°иас. на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан ЛО ноября 2006 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

Общая характеристика

Актуальность темы. Одной из важных проблем развития нефтяной промышленности является повышение уровня нефтеизвлечения на разрабатываемых месторождениях. Особую актуальность она приобретает при разработке залежей с аномально-вязкими нефтями, запасы которых соизмеримы с запасами ньютоновских нефтей.

Аномалии вязкости нефти обусловлены в частности структурообразованием вследствие взаимодействия ассоциатов асфальтенов, а при охлаждении нефти-ассоциатов асфальтенов и кристаллов парафина. Характерной особенностью структурообразующей нефти является существенное увеличение ее вязкости (на порядок и более) при малых градиентах давления в пласте и в состоянии покоя.

Наличие аномально-вязких свойств у нефтей ухудшает условия эксплуатации залежи: усиливается неоднородность коллектора по проницаемости, ослабляется взаимодействие скважин, ускоряется прорыв вытесняющей воды по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины, ухудшается капиллярный и гравитационный обмен флюидами между низко-и высокопроницаемыми прослоями и зонами пласта. Коэффициент вытеснения нефти из заводненного объема пласта и охват пласта вытеснением оказываются заниженными. Залежи с аномально-вязкими нефтями относятся к объектам разработки с трудпоизвлекаемыми запасами. Исследованиями многих авторов показано, • что нефтеотдача на месторождениях с аномально-вязкими нефтями значительно меньше по сравнению с месторождениями, нефти которых могут рассматриваться как ньютоновские жидкости.

Несмотря на большое количество теоретических и экспериментальных исследований, вопросы разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями пока решены недостаточно, и продолжают оставаться актуальной проблемой. Необходимо подчеркнуть, что большинство полученных знаний

в этой области выполнены применительно к терригенным коллекторам, хотя значительные запасы нефти сосредоточены и в карбонатных пластах.

Карбонатные отложения имеют иной химический и минералогический состав, характеризуются более высокой неоднородностью, широким диапазоном распределения пор по их размерам, обладают большей адсорбционной способностью, гидрофобностью. Все это усиливает проявление аномалий вязкости нефти, дополнительно затрудняя ее извлечение из пласта.

Исследование и развитие физических основ фильтрации аномально-вязких нефтей в залежах с карбонатными отложениями представляют большой теоретический интерес и имеют важное народнохозяйственное значение в связи с необходимостью вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов в карбонатных пластах, доля добычи нефти из которых в общем балансе неуклонно растет.

Совершенствование разработки залежей в карбонатных коллекторах, создание эффективных методов воздействия на пласт и призабойную зону возможно на основе учета, ослабления и подавления аномалий вязкости нефти, на всех стадиях разработки месторождений.

Цель диссертационной работы - разработка новых методов и технологий для увеличения полноты выработки запасов аномально-вязких нефтей в карбонатных коллекторах.

Основные задачи исследований:

1 Выявление закономерностей изменения реологических и фильтрационных свойств аномально-вязких нефтей в поровых коллекторах, характеризующихся различными минералогическим составом и порометрическими характеристиками.

2 Уточнение механизма проявления капиллярных и гравитационных сил при вытеснении остаточной аномально-вязкой нефти из пластов с карбонатными коллекторами.

3 Разработка составов химических реагентов и технологий комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты, направленных на подавление аномалий вязкости и увеличение подвижности нефтей.

4 Внедрение разработанных технологий физико-химического воздействия на карбонатные пласты и оценка их технико-экономической эффективности.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением современных физических, физико-химических методов исследований. Ряд исследований выполнены на установках, разработанных автором. При выполнении научных исследований и анализе их результатов использовались методы математического моделирования и статистики с привлечением современных программных продуктов.

Основные защищаемые положения

1 Результаты исследований особенностей проявления аномально-вязких свойств нефтями при фильтрации в карбонатных породах с поровой структурой пустот.

2 Закономерности капиллярно-гравитационного замещения остаточной аномально-вязкой нефти в пористых средах в зависимости от различных факторов (минералогический состав и ФЕС породы, состав нефти, наличие связанной воды в породе и др.).

3 Классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей в карбонатных коллекторах.

4 Химические реагенты и технологии для добычи аномально-вязких нефтей на залежах с карбонатными коллекторами.

Научная новизна

1 Независимыми методами (фильтрационный, метод полупроницаемых мембран) установлено, что в карбонатных породах с поровой структурой пустот аномалии подвижностей нефтей проявляются в большей степени, чем в терригенных песчаниках. Последнее объясняется формированием на поверхности карбонатов, ввиду их высокой адсорбционной способности, более прочных структур в нефти — от плотноупакованной мелкоглобулярной у подложки породы к крупноглобулярной структуре в объеме нефти..

2 Установлено, что повышение пластового давления приводит к усилению аномально-вязких свойств нефти. Получено уравнение зависимости статического напряжения сдвига от давления.

3 Уточнен механизм капиллярио-гравитационного замещения остаточной аномально-вязкой нефти водой. Показано, что наличие гравитациошюго градиента давления ускоряет капиллярно-гравитационную сегрегацию нефти в пласте. Даны рекомендации по интенсификации процесса капиллярно-гравитационной сегрегации остаточной нефти.

4 Составлена классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей при воздействии на пласт с карбонатными коллекторами.

5 Получены вероятностно-статистические зависимости свойств аномально-вязких нефтей с фильтрационно-емкостными характеристиками карбонатных коллекторов.

6 Предложена модель процесса нейтрализации кислотных растворов при обработке призабойной зоны пласта.

7 Разработаны составы и технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты с аномально-вязкими нефтями, обеспечивающие подавление аномально-вязких свойств нефтей за

счет создания градиентов давления, превышающих градиенты давлений предельного разрушения структуры в нефти и депрессирующего действия химических реагентов на ассоциаты асфальтенов пефти. Определены области их эффективного применения.

Практическая ценность н реализация работы

1 Разработаны и внедрены:

- технология повышения нефтеотдачи пластов в продуктивных коллекторах с карбонатными отложениями в условиях высокой обводненности пласта с применением полимер-дисперсных систем «ПДС+ПАВ» (Балкановское месторождение, АНК «Башнефть»);

- технология повышения продуктивности скважин на основе • использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья -смеси монокарбоновых кислот и растворителей (каширо-подольские отложения Арланского месторождения АНК «Башнефть»; бобриковско-кизеловские отложения Саратовского подземного хранилища газа);

- технологии воздействия на ПЗП «Поверхностно-активный состав» и «Поверхностно-активный состав + кислотный раствор» (Бобровское месторождение ОАО «Оренбургнефть»», карбонатные отложения; Сосновское месторождение НГДУ «Кинельнефть»);

- технология повышения коэффициента продуктивности малодебитных скважин на залежах, разрабатываемых на режимах истощения при Рпл < Р,гас, с применением жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии (КГЭ).

2 Результаты исследований по капиллярному вытеснению аномально-вязких нефтей водой использованы при составлении проекта разработки Чегодайского месторождения высоковязких нефтей Республики Татарстан (РНТЦ ОАО «ВНИИнефть»),

3 Результаты диссертационной работы использованы при составлении следующих нормативных документов:

- Временная инструкция по обработке ПЗС продуктами жидкофазного окисления углеводородов (ПО «Башнефть», г. Уфа, 1976 г.);

- Временная инструкция по технологии приготовления и применения мицеллярных растворов на основе омских нефтяных сульфонатов для интенсификации работы скважин (Гипровостокнефть, г. Куйбышев, 1989 г.).

4 Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе по дисциплинам «Физика нефтяного и газового пласта», «Реология углеводородов», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов» специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»; при проведении занятий со слушателями института дополнительного профессионального образования по программе «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1977... 1980, 1989, 1995 1т.); 7-м (Москва, 1993 г.) и 12-м (Казань, 2003 г.) Европейских симпозиумах по повышению нефтеотдачи пластов; Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1995г.); Всероссийской семинар-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных, горизонтальных скважин» (Уфа, 1996 г.); международной научно-техн. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998 г.); Международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (Уфа, 1999 г.); 2-м Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.); 5-м Международном симпозиуме «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2001 г.); 3-м Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001 г.); б-м Международном симпозиуму «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2002 г.); 6-м Конгрессе нефтегазопромышленников России

«Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2005 г.) и в ряде нефтегазодобывающих управлений па секциях научно-технических Советов «БашНИПИнефть», АНК «Башнефть» и УГНТУ (Уфа, 1980...2005 гг.).

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 53 печатных работах, в том числе: 1 монографии, 35 статьях, тезисах 10 докладов на научных конференциях, 2 учебных пособиях, 5 авторских свидетельствах и патентах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав, заключения, списка литературы из 291 наименований и 8 приложений. Объем работы составляет 313 страниц, в том числе 121 рисунок, 129 таблиц.

Содержание диссертации

Во введении охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работа, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность полученных результатов и апробация работы.

Значительный вклад в развитие науки о реологии структуро-проявляющих нефтей и совершенствования технологических процессов нефтеотдачи на месторождениях с неньютоновскими нефтями внесли A.A. Аббасов, М.Т. Аббасов, Р.Г. Абдулмазитов, Ю.В. Антипин, М.Г. Алишасв, И.М. Аметов, В.Е. Андреев, A.C. Ахматова, Г.И. Баренблат, М.Г. Бернардинер, A.A. Боксерман, Г.Г. Вахитов, Д.Ш. Везиров, А.Ш. Газизов, A.A. Газизов, А.Р. Гарушев, H.A. Гейман, И.Ф. Глумов, P.C. Губанов, В.Е. Губин, А.Т. Горбунов, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, В.М. Ентов, Ю.В. Желтов, Ю.П. Желтов, Ю.В. Зейгман, К.А. Зинченко, JT.M. Ивачев, М.М. Кабиров, А.Г. Ковалев, А.И. Казубов, В.Г. Котен, Ю.А. Котенев, Б.И. Леви, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, Л.В. Лютин, Е.А. Малицкий, И.Л. Мархасин, И.Т.

Мищенко, А.Х. Мирзаджанзаде, М.А. Токарев H.H. Непримеров, В.Г. Огаджанянц, B.C. Орлов, М.К. Рогачев, В.А. Сахаров, В.И. Султанов, М.Л. Сургучев, Н.Д. Таиров, А.П. Телков, Р.Т. Фазлыев, И.Е. Фоменко, В.Е. Фролов, P.A. Фридман, З.А. Хабибуллин, Н.И. Хисамутдинов, Р.Г. Шагиев, H.H. Ширджанов, И. А. Швецов и многие другие.

В первой главе дается современное представление о структурообразовании на границе нефть-порода и в объеме нефти и о влиянии его на процессы фильтрации нефти в пористой среде. Анализируются методы подавления аномалий вязкости нефтей.

Авторы научных публикаций объясняют ухудшение или затухание фильтрации нефти в пористых средах образованием только граничного слоя на стенках поровых каналов либо только объемным структурированием аномально-вязких нефтей. Очевидно, как граничный слой, так и объемная структура в нефти полностью определяют макроскопические структурные свойства нефти только в крайних ситуациях, соответственно при достаточно малых и больших радиусах пор. В остальных случаях имеет место суперпозиция (в предположении аддитивности свойств) структурно-механических параметров, обусловленных как влиянием твердой поверхности, так и влиянием объемной структуры.

Многочисленные исследования, подтверждая наличие гранично-связанной и объемноструктурированной нефти, не устанавливают влияние последних на фильтрационную структуру пористых сред. Не изучены вопросы влияния характера (типа) твердой поверхности на процессы структурообразования в нефти и ее тиксотропного упрочнения, удельной поверхности и среднего медианного диаметра пор на реологические параметры течения жидкостей.

Закономерности фильтрации аномально-вязких нефтей в породах, в большинстве своем, исследовались для условий начального нефтснасыщения пласта. Соответственно, не рассмотрены такие явления, как капиллярно-

гравитационное замещение нефти водой, отмыв и миграция гранично-связанной нефти, являющиеся актуальными на поздних стадиях разработки.

Исследования, в основном, выполнены с использованием кварцевых поверхностей и моделей (единичные кварцевые капилляры, щели, плоскопараллельные диски, насыпные искусственные пористые среды), на естественных образцах терригенных пород и не изучались в карбонатных породах. Не имея четких представлений о структурообразовании нефтей в карбонатных пористых средах и о факторах, его подавляющих, невозможно создать научные основы методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях с карбонатными коллекторами.

В главе анализируются методы воздействия на пласт, обеспечивающие подавление аномалий вязкости нефтей. Методы можно разделить на 3 группы:

1 Методы, воздействующие на нефть и разрушающие процесс структурообразования в нефти.

2 Методы, способствующие перераспределению и увеличению градиентов давления в пласте выше градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти.

3 Методы, одновременно работающие на разрушение структурообразования в нефти и направленные на изменение и перераспределение градиентов давления в сторону снижения эффективной вязкости структурированной нефти.

На основе анализа и обобщения теоретических, экспериментальных и промышленных работ разработана классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей (рисунок 1), позволяющая систематизировать и целенаправленно выбирать метод воздействия в зависимости от геолого-физических характеристик пласта и нефти.

Л

Методы, оказывающие депрессирующее воздействие на ассоциаты асфальте-нов в нефти

1

1 1

Методы Методы

воздействия воздейст-

на пласт вия на ПЗП

тепловые: пар,горячая вода

физико-химические: растворы ПАВ, щелочей, мицелл-лярные растворы, композиции углево дородов и ПАВ

газовые: СОьМЪ

волновые:

сейсмоакуст

ические

тепловые: пар, горяча* вода и нефть, электро- и индукционный прогрев ПЗП

химические: растворы ПАВ, щелочи» углеводородные растворители

волновые: вибрационное воздействие

Методы, обеспечивающие создание в пласте градиентов давления, ' превышающих ГДЦС и ГДПРС *

Л

Методы воздействия на пласт

гкдродннамич еские:

циклическое заводнение, ФОЖ, бурение горизонтальных и дополнительных нагнетательных и добывающих скважин

физико-химические: применение □отокоотхло-кяющих технологий (полимеры, биополимеры, СПС, ПДС, ВДС, КДС, ВУСидр.)

Методы воз-г действия на ПЗП

физические: уплотняющая перфорациям допрел, гвд-роразрыв мае*

химические: соляно- ' кислотные обработки (простые), образование каверн

водонзоляци-онные работы

Методы комплексного обеспечения подавления аномалий вязкости нефти в пласте

Методы воздействия на пласт

тепловые: В ДОГ, парогаз

физико-химические: полимерщелочные, ПДС с ПАВ и ЩСПК, силикатио-щелочные, гелеоб-разуюздие системы не основе кремний-органических соединений жидкого стекла, алюмохло-рида и др.

микробиологические

Методы воздействия ка ПЗП

физико-химические: термокислотные, гидрофобнокис- . лотные эмульсии на основе углеводородных растворителей

волновые: термо акустическое, виб-' роволновое в .йгрес-сионно-химическое воздействие, электрогидравлическое и др.

комбинированные: термогазохимичес-кое, паро газотермическое, гипано-гислотиое

1 ГДЦС - градиент динамического давления сдвига нефти; ГДПРС - градиент давления предельного разрушения структуры нефти Рисунок 1 - Классификация методов подавления аномалии вязкости нефтей в пластах с карбонатными коллекторами

При всем многообразии существующих методов воздействия на пласт заводнение с применением химических реагентов остается наиболее распространенным методом воздействия на пласт в силу своей технологичности, доступности и оперативности получения результатов.

Большинство из применяемых физико-химических методов адаптированы прежде всего к терригенным коллекторам и даже в них не решают эффективно поставленной задачи. Применение их в ряде случаев ограничивается геолого-физическими условиями залежей нефти и свойствами пластовых флюидов. При этом указывается, что в карбонатных коллекторах метод применять не рентабельно.

Поэтому совершенствование и разработка новых методов повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах с учетом состояния разработки, особенностей геологического строения пласта, физико-химических и реологических свойств насыщающих пласт нефтей, является важной задачей в нефтедобыче.

Вторая глава посвящена изучению особенностей проявления аномалий вязкости нефти в карбонатных породах, влияния структурообразования нефти на фильтрационную характеристику пористой среды, выявлению методов, способствующих ослаблению проявления тиксотропных свойств аномально-вязкими нефтями.

Исследования особенностей проявления неньютоновских свойств нефти при фильтрации в карбонатных пористых средах проводились на модернизированной установке конструкции УГНТУ в широком диапазоне изменения скоростей фильтрации и градиентов давления. Давление в экспериментах составляло 10 МПа, температура превышала температуру насыщения нефти парафином.

Исследования влияния физико-химических свойств нефти, строения пор и типа подложки на фильтрационную структуру порового пространства

выполнены на модернизированной автором установке, известной под названием «метод полупроницаемых мембран» (пат. № 2166747).

В экспериментах 'использовались нефти карбонатных отложений месторождений Башкортостана, обладающие аномально-вязкими свойствами, параметры которых изменялись в следующих пределах (при 20°С): плотность - 873...965 кг/м3; вязкость - 10,4...42,9 мПа-с; содержание, % мае.: асфальтенов - 2,3...6,2, смол - 10,3...18,4; парафинов - 2,1...15,8 %. Температура кристаллизации парафинов в нефти составила от 17,4 до 22,3 °С.

Пористыми средами служили естественные карбонатные породы среднего карбона месторождений Республики Башкортостан. Так как основная часть запасов нефти в карбонатных отложениях сосредоточена в коллекторах порового типа, исследования велись на образцах с поровой структурой пустот. Для сопоставления результатов исследований в опытах использовались образцы песчаных пород терригенной толщи нижнего карбона. Также одновременно применялись искусственные карбонатные и песчаные образцы, выполненные из помола после дезагрегирования естественных пород. Применение искусственных пористых сред позволяло получить сопоставимые образцы (карбонатный, песчаный): а) с близкими порометрическими характеристиками при различных химических составах; б) одинаковые по химическому составу, но отличающиеся по пористости и проницаемости. Порометрические параметры образцов пород изменялись в пределах:

- для карбонатных пород: пористость от 11,3 до 27,8 %; проницаемость от 0,052 до 0,541 мкм2; карбонатность от 87,4 до 98,3 %;

- для песчаных пород: пористость от 14,2 до 21,8 %; проницаемость от 0,098 до 0,765 мкм2; глинистость от следов до 1,4 %.

В отдельных экспериментах по кернам был выполнен комплекс исследований на ртутном поромере «Автопор 9200» фирмы «Микрометрию) (США) и определены фильтрационные и емкостные параметры.

На образцах пород определяли следующие фильтрационные параметры: подвижность нефти с предельно разрушенной структурой, подвижность нефти с практически неразрушенной структурой, индекс аномалии подвижности (ИАП), градиент динамического давления сдвига (ГДДС) и градиент давления предельного разрушения структуры (ГДПРС).

Исследования показали, что, несмотря на примерно одинаковую пористость и абсолютную проницаемость песчаного и карбонатного образцов, характер фильтрации в них аномально-вязких нефтей заметно отличается. Так, например, подвижность нефтей с практически неразрушенной структурой при фильтрации в карбонатах в 2...4 раза меньше, чем при фильтрации в песчаной породе. Градиенты динамического давления сдвига и предельного разрушения структуры нефти для карбонатной среды намного выше, чем для песчаной. Снижение проницаемости карбонатных пород (менее 0,12 мкм2) приводит к существенному росту градиента динамического давления сдвига аномально-вязкой нефти по сравнению с терригенными коллекторами. Увеличение удельной поверхности пор также способствует повышению градиентов давления предельного разрушения структуры, особенно для карбонатных пород.

Тиксотропное упрочнение структуры нефти происходит по-разному. Для нефтей с меньшим содержанием основного структурообразующего компонента, асфальтенов, укрепление структуры в большей степени происходит за счет удельной поверхности (пор с меньшими размерами). С увеличением содержания асфальтенов темп тиксотропного упрочнения структуры возрастает и образуется более прочная структура, в том числе и в порах больших размеров.

Аномалии вязкости при фильтрации нефтей наблюдаются и в трещинных карбонатных породах (трещинная проницаемость 0,036...0,068 мкм2), однако степень проявления аномально-вязких свойств

нефти в щелях на порядок и более меньше, чем для карбонатных пород с поровой структурой пустот.

Увеличение статического давления Р способствует росту напряжения сдвига предельного разрушения структуры т, и эта зависимость описывается уравнением х = 0,0402 Р2 - 0.1334Р + 8,6816. Коэффициент корреляции равен 0,99.

Исследование влияния составов нефти, типа подложки (кварц, известняк), порометрических характеристик породы (пористости, проницаемости) на фильтрационную структуру порового пространства показали, что увеличение активных компонентов в нефти (асфальтенов) и, как следствие, высокие значения предельно-динамических напряжений сдвига, индекса аномалии вязкости значительно уменьшают фильтрационный ресурс породы.

Это можно проиллюстрировать на примере карбонатного образца

породы N К-1 (рисунок 2). Анализ зависимостей — = /(Д) (--объем пор

в образце, приходящийся на единицу среднего радиуса пор Я) показывает, что работающие диапазоны радиусов пор при насыщении образцов аномально-вязкими пефтями (скв. № 1654 и № 4772*) значительно меньше, чем работающие диапазоны пор при насыщении образца неполярными керосином и маслом (МС-8). При этом средний радиус пор, на долю которого приходится большая часть работающего порового объема образца, составила для керосина 1^=8,1 мкм, для нефтей скв. № 1654 и № 4772 соответственно 4,17 и 1,7 мкм, т.е. средние эффективные радиусы пор для нефтей уменьшились в 1,7 и в 4,8 раза.

* Предельные динамические напряжения сдвига и индексы аномалий вязкости нефтей скв. № 1654 и № 4772 соответственно равны 5,4 и 6,8 мПа, 3,8 и 5,1 единиц.

Я-ЮЛм

Рисунок 2 — Изменение диапазона размеров работающих пор в карбонатном образце породы при насыщении его различными углеводородными жидкостями (Т=25°С): а) неполярными ньютоновскими: 1 - керосин; 2 - масло; б) полярными неньютоновскими: 3 - нефть скв. 1654; 4 - нефть скв. 4772

Я-Ю^.м

1- скв. 1654 (1= 25° С); 2 - нефть скв. 1654+ПЛВ (1= 25° С);

3 -нефть скв. 1654 (1 = 45° С)

Рисунок 3—Изменение диапазона работающих пор в образце породы при повышении температуры и содержания ПАВ (АФа-12) в нефти скв. 1654

Следовательно, с увеличением в составе нефти структурообразующих компонентов кривые зависимостей смещаются влево (см. рисунок 2) и работает более узкий диапазон эффективных пор по сравнению с диапазоном пор при фильтрации неполярных углеводородных жидкостей.

Объем пор, вовлеченных в процесс фильтрации, полнота вытеснения нефти зависят от типа породы. В карбонатных коллекторах средние эффективные радиусы, интервалы размеров работающих пор и коэффициенты вытеснения нефти меньше, чем в песчаных образцах.

Наличие связанной воды в исследуемых образцах (8В=8,2...12,8 %) уменьшает объем пор, охваченных фильтрацией за счет быстрого прорыва вытесняющего агента.

Более низкие значения подвижности аномально-вязких нефтей в карбонатных пористых средах объясняются тем, что в отличие от коллекторов терригенпого типа, где пора по всей сколь угодно малой длине имеет множественную связь с соседними порами, в образцах карбонатной породы отмечены сравнительно большие длины, на которых поровые каналы оказались изолированными. Такие каналы охарактеризованы как микрокапилляры (субкапиллярныс поры). Они, на взгляд автора, не вовлечены в процесс фильтрации нефти, т.к. толщины гранично-связанной, структурированной нефти перекрывают их сечение.

Другой причиной высоких значений фильтрационных параметров карбонатных пород с аномально-вязкими нефтями (ГДДС, ГДПРС, индекс подвижности) является усиление прочностных свойств объемно-структурированной нефти через формирование на карбонатной подложке утолщенных слоев гранично-связанной нефти, толщина которых в 1,5...2 раза больше (Э.А. Галлямова), чем на кварцевой поверхности.

Этими же причинами объясняется существенный рост фильтрационных параметров карбонатных пород с аномально-вязкими нефтями проницаемостью ниже 0,12 мкм2. В породах с высокой проницаемостью количество нефти с объемной структурой на порядок превышает объем нефти с «упрочненной граничной» структурой. Поэтому фильтрационные параметры высокопроницаемых карбонатных пород определяются, в основном, свойствами объемноструктурированной нефти и близки к значениям с аналогичными проницаемостями для терригенных

пород. С уменьшением проницаемости карбонатных пород, а следовательно, и радиусов пор, количество объемноструктурированной нефти уменьшается (в квадратичной зависимости), а объем нефти с «упрочненной граничной» структурой остается таким же или незначительно увеличивается.

Исследования, направленные на выявление методов подавления аномально-вязких свойств структурообразующих нефтей, показали, что наиболее эффективными являются тепловые и физико-химические методы с использованием поверхностно-активных веществ с высокими проникающими способностями из водных растворов ПАВ в нефть, структуру пор матриц (диффузия, капиллярное впитывание) (рисунок 3), а также методы с применением органических растворителей нефти и породы (кислоты) и методы, способствующие перераспределению и увеличению градиентов давления в пласте.

На основе экспериментальных данных установлены вероятностно-статистические зависимости между свойствами, характеризующими аномально-вязкие нефти, и фильтрационными характеристиками пород.

В третьей главе рассматривается влияние капиллярно-плотностной сегрегации на эффективность вытеснения аномально-вязкой нефти в условиях предельного обводнения пласта и пути ее интенсификации.

В условиях высокой водонасыщенности продуктивного пласта важным моментом является установление вида остаточной нефти, ее долевое содержание в общем балансе не извлеченной из пласта нефти.

Согласно проведенной автором экспертной оценке, значительная доля остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах приходится на нефть в застойных зонах (20 %), где из-за низких градиентов давления не происходит движения аномально-вязкой нефти, на капиллярно-удержанную нефть (13,5 %) и на нефть в пленочном состоянии (13,1 %).

Эти категории остаточной нефти, как более подверженные воздействию со стороны гравитационных, гидродинамических и

капиллярных сил, будут в первую очередь участвовать в процессе перераспределения и консолидации остаточных запасов нефти. Если процессы гидродинамического вытеснения нефти достаточно хорошо изучены, то вопросы капиллярного и гравитационного перераспределения углеводородов, миграции пленочной и капельной нефти в условиях заводненного пласта исследованы в меньшей степени.

В работе показано, что гравитационный градиент давления в пласте по абсолютной величине превосходит гидродинамический и постоянен в любой точке пласта. Так, например, в таблице 1 показаны значения гидродинамических и гравитационных градиентов давлений для пласта с проницаемостью 0,2 мкм2, плотностью нефти и воды соответственно 900 и 1000 кг/м3 при дебетах скважин 10, 50, 100 м3/сут.

Таблица 1 - Соотношение между градиентами давлений при различных дебитах скважины

Дебит скважины, м'/сут Градиент давления (средний) в призабойной зоне пласта, ПаУм Яга(1Рш Градиент давления (средний) в удаленной части пласта, Па/м дгас1Р&0

гидродинамический Цга<1 Рйр гравитационный чга<1 Р4С гидродинамический дгас! РЛР гравитационный пга<1 Рлп ягаарАР

10 189,0 981,0 5,2 73,8 981,0 13,3

50 945,0 981,0 1,04 368,95 981,0 2,7

100 1890,0 981,0 0,52 737,9 981,0 1,3

Как видно, гравитационные градиенты давлений, возникающие в пласте, вполне конкурируют с гидродинамическими градиентами и, в отличие от них, при неизменности физико-химических свойств пластовых жидкостей, постоянны в любой точке пласта и направлены вертикально вверх, независимо от направления потока движения жидкостей в пористой среде либо нахождения пластовой системы в покое.

С учетом изложенного в работе произведена оценка влияния гравитационного градиента давления на процессы замещения в пористых

средах аномально-вязкой нефти водой, отмыва и миграции гранично-связанной и капельной нефти с подложки породы.

В экспериментах использовались естественные карбонатные и песчаные образцы пород, искусственно изготовленные керны с жесткой структурой порового пространства, параметры которых по пористости и проницаемости изменялись в пределах соответственно 12,2...29,3 % и 0,298...0,05 8 мкм2.

Углеводородными жидкостями, насыщающими пористые среды, служили нефти карбонатных отложений Арланского (скв. 1654) и Ишимбайского (скв. 4772) месторождений РБ со следующими параметрами соответственно: плотность - 881,1 и 890,2 кг/м3, вязкость (25°С)— 26,96 и 42,9 мПа-с; содержание, % масс.: асфальтенов-2,28 и 3,77, смол 16,2 и 14,91, парафинов - 3,45 и 5,36; температура насыщения нефти парафином, °С -17,4 и 19,7; индекс аномалии вязкости - 3,9 и 5,1. В качестве вытесняющего агента использовались модель пластовой воды с плотностью 1143 кг/м3 и растворы химических реагентов.

Исследованиями показано, что под действием гравитационного градиента давления структурированная остаточная нефть за счет процесса релаксации будет перемещаться в вертикальном направлении, переходя из граничного состояния в объемное. Полнота и активность удаления гранично-связанной, капельной нефти с поверхности породы зависит от состава и свойств нефти, вытесняющего агента, типа породы. Увеличение структурообразующих компонентов в нефти (асфальтенов) замедляет процесс релаксации и отмыва пленочной нефти. Вода с большей плотностью, растворы химических реагентов активизируют процесс отмыва пленочной нефти, в том числе и с поверхности карбонатных пород, обладающих большей адсорбционной способностью к активным компонентам нефти по сравнению с поверхностью кварца.

Переформирование остаточных запасов нефти может происходить и за счет капиллярно-гравитационной сегрегации.

Исследования показали, что на коэффициент капиллярно-гравитационного замещения (вытеснения) нефти водой влияют состав и свойства нефти. Нефти, с более выраженными аномальными свойствами, вытесняются хуже. При этом темп вытеснения и коэффициент замещения из известняков ниже, чем из песчаных пород.

Наличие связанной воды (7,9.... 12,9 %), в зависимости от типа породы и состава нефти, в среднем в 2,2....3,5 раза улучшает капиллярно-гравитационный обмен жидкостями.

Процессы капиллярно-гравитационного замещения можно активизировать, воздействуя на пластовую систему теплом, химическими реагентами, механическим воздействием.

Повышение температуры в опыте с 25 до 45°С, при прочих равных условиях, приводит к увеличению коэффициента вытеснения на 5...6 единиц. Карбонатные породы, относительно лучше реагируют на повышение температуры по сравнению с песчаниками. С уменьшением проницаемости породы капиллярно-гравитационный обмен жидкостями замедляется.

Воздействие химическими реагентами также способствует повышению коэффициента замещения нефти водой. Водные растворы поверхностно-активных веществ (АФэ-12, С0=0,05 %) позволили увеличить коэффициент вытеснения нефти в среднем на 3,2 % по сравнению с водой.

Высокие коэффициенты замещения нефти водой при капиллярно-гравитационной сегрегации отмечены при воздействии вибрацией на нефтснасыщенные образцы пород. Под действием упругих колебаний, создаваемых вибратором, прирост коэффициента вытеснения для карбонатных и песчаных образцов составил соответственно 8,2... 14,4% и 10,9...18,1 %. Для карбонатных пород это в 4,1 раза больше по сравнению с действием ПАВ и в 1,8 раза по сравнению с температурным фактором, для песчаных образцов больше в 6,0 и 2,3 раза соответственно.

Рост коэффициента вытеснения нефти при вибрационном воздействии объясняется деформацией и разрушением гранично-связанной и объемно-

структурированной аномально-вязкой нефти, что уменьшает ее вязкость и улучшает подвижность. Одновременно происходит более динамичное проникновение воды в узкие щели и капилляры.

Сопоставление коэффициентов вытеснения нефти водой при «чисто» капиллярном и капиллярно-гравитационном замещении показало, что коэффициенты вытеснения, полученные в образцах при наличии гравитационного поля, в 2,2...2,9 раза выше.

Анализ промыслового материала подтвердил теоретические и лабораторные исследования возможности переформирования остаточных запасов нефти, в том числе и за счет гравитационных сил: остановка сильно обводненных скважин (97,8 - 100 %) и их, после консервации, ввод в эксплуатацию (время консервации - от 0,5 до 14 лет) для подавляющего большинства исследованных скважин (Белебеевское и Шкаповское месторождения РБ) привели к увеличению дебитов по нефти в 1,2...27 раз. Обводненность продукции у 80 % скважин снизилась в среднем с 97 до 86 %, а по отдельным скважинам достигла 65 - 69 %. Это позволило при значительно меньших затратах на сбор и подготовку попутно-добываемой воды дополнительно получить 9,5 тыс. т нефти. При этом темп и объем накопления нефти в процессе простоя зависит от места расположения скважин на структуре залежи. Большее увеличение дебитов отмечается в скважинах, расположенных в сводовой кровельной части структуры. Так, если средний рост дебитов скважин, находящихся в сводовой и вблизи сводовой части залежей Белебеевского и Шкаповского месторождений, на момент пуска их из консервации составил 3,5 т/сут, то для краевых скважин — 1,4 т/сут.

На основе экспериментально-лабораторных и промысловых исследований показано, что на темп консолидации и извлечения остаточных запасов нефти можно активно влиять. Перед временной консервацией обводнявшихся скважин, при нахождении в консервации необходимо производить закачку в них водных растворов химических реагентов с

одновременным использованием технологий теплового, вибрационного воздействия (сейсмоакустическое, виброволновое и др.) для интенсификации процесса капиллярно-плотпостной сегрегации. На энергетически истощенных месторождениях следует производить закачку вод с высокой плотностью в нагнетательные скважины для активного восстановления пластового давления с одновременным использованием различных технологий МУН и ОПЗ, предварительно экономически обосновав целесообразность указанных геолого-технических мероприятий.

При анализе эффективности работы скважин после пуска из консервации необходимо производить их ранжирование с целью дальнейшего рационального использования: скважины, в которых с течением времени не происходит накопление нефти, находятся в низшей точке пласта и в доразработке залежи не будут принимать участия; скважины, где скорость накопления остается постоянной величиной и не зависит от времени, находятся на крыльях купола; скважины, в которых наблюдаются высокие темпы накопления нефти в процессе простоя, находятся в гипсометрически повышенных участках пласта и будут выполнять основную роль в доразработке залежи.

Последние две группы скважин переводятся на периодический режим эксплуатации, цикличность работы их будет определяться геолого-физическими характеристиками пласта и физико-химическими свойствами нефти.

Для выработки остаточной нефти, содержащейся в выявленных микрокуполах пласта, необходимо использовать форсированный отбор жидкости с пластовым градиентом давления ¿}гас1 Р, равным произведению разности плотностей нефти и воды Ар на высоту предполагаемого микрокупола Н, деленному на длину этой ловушки Ь, т.е. grad Р>(Др-§-Н)/Ь, где g- ускорение свободного падения.

Для реализации форсированного режима работы скважин необходимо после построения карт градиентов пластового динамического давления и

совмещения их со структурной картой кровли продуктивного пласта выделить зоны с минимальными значениями градиентов давления, которые и являются объектом применения форсированного отбора жидкости. Осуществление форсированного отбора должно быть увязано с себестоимостью добываемой нефти.

Четвертая глава посвящена обоснованию использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для повышения продуктивности скважин и увеличения нефтеотдачи пластов.

Продукт жидкофазного окисления углеводородного сырья (продукт, реагент) представляет смесь монокарбоновых кислот (муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной, янтарной) и органических растворителей (метилэтилкетон, ■ ацетон, этилацетат). Процесс получения продукта освоен химической и нефтехимической промышленностью. В качестве сырья для его получения используется широкая фракция углеводородов С3...С7 газобензиновых заводов и установок стабилизации и конденсат газокондепсатных месторождений. В зависимости от режима работы установки окисления продукт может содержать в своем составе по массе: кислот-28., .81%, органических растворителей -1,6...50% и воды -11...63%. Реагент представляет собой прозрачную жидкость темно-коричневого цвета. Плотность, в зависимости от состава, изменяется в пределах 1012...1020 кг/м3, вязкость - 2,04...2,84 мПа-с (20°С), рН - 0,25,.. 1,3.

Для изучения механизма воздействия продукта на пласт и установления геолого-физических границ его эффективного использования был проведен комплекс лабораторных исследований.

Одной из важных характеристик изучаемого реагента является скорость взаимодействия монокарбоновых кислот продукта с карбонатными составляющими породы. В исследованиях параметры экспериментальной установки определялись на основе критериев подобия для моделирования

процесса нейтрализации кислоты при фильтрации в пористой среде. Критерии подобия были получены методом анализа размерностей.

Изучение нейтрализации растворов продукта в процессе закачки и фильтрации в пласте показали, что скорость нейтрализации реагента зависит от компонентного состава и нефтенасыщенности пористой среды. Для растворов продукта с преобладающим содержанием муравьиной и уксусной кислот наиболее интенсивная нейтрализация происходит на небольшом участке от входного сечения пласта. В случае же преобладания малоактивных кислот (пропионовой, масляной) процесс нейтрализации замедляется. Это позволяет воздействовать активными растворами реагента на более удаленные участки пласта. В процессе нейтрализации тонны продукта с исходной кислотностью 80 % выделяется около 300 кг СОг и 47 тыс. ккал тепла. Взаимодействие продукта с карбонатными составляющими породы увеличивает вязкость нейтрализованных растворов до 2,5... 10 мПа-с за счет образующихся солей монокарбоновых кислот, и это возрастание, согласно уравнению множественной корреляции, зависит от концентрации и компонентного состава продукта:

ц= 1,91+0,17С,+0,25С2+0,35Сз+0,42С4, где р.- коэффициент динамической вязкости, мПа-с; Сь С2, С3, С4 -процентное содержание в смеси муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной кислот соответственно. Коэффициент корреляции Я=+0,98.

Растворы продукта, рекомендуемые в технологиях воздействия на пласт, имеют низкие значения коэффициента поверхностного натяжения на границе нефть-раствор продукта (до 3,1...4,4 мН/м) по сравнению с водой (25...32 мН/м). Нейтрализованные растворы несущественно снижают свои поверхностно- активные свойства (6,0...8,3 мН/м). Следовательно, отмыв пленочной нефти с поверхности кварца и карбоната активными и нейтрализованными растворами продукта в 20...40 раз выше по сравнению с водой. Высокие коэффициенты вытеснения отмечались при капиллярно-гравитационном замещении нефти из образцов пород растворами продукта.

Последние в 3,4...5,7 раза превышали коэффициенты вытеснения нефти водой.

Растворение в составе продукта высокомолекулярных компонентов нефти приводит к ослаблению проявления аномалий вязкости нефти. Подавляющая способность реагента в пластовых условиях будет усиливаться за счет растворения в нефти углекислого газа и роста температуры, выделяющихся при взаимодействии кислот с породой.

Исследования показали, что активные и нейтрализованные растворы продукта, в зависимости от концентрации в них кислот, в 1,2...6,5 раза снижают набухающую способность пластовых и внедрившихся в пласт вместе с фильтратом бурового раствора глин, растворяют и разрушают их структуру, облегчая вынос из пласта. При этом фильтрационная способность породы восстанавливается до 71,3.. .75,2 % (таблица 2).

Таблица 2 - Восстановление фильтрационной способности пород после воздействия растворами реагента

Номер образца Пористость, % Кисх., мкм2 Кгл., мкм2 Кгл -100,% К-исх. Креаг., мкм2 Ктг -100,% Кисх.

При воздействии активным продуктом (Со= 40 %)

Б-1 22,3 0,131 0,071 54,2 0,085 64,8

Б-2 23,1 0,287 0,123 42,8 0,209 72,8

Б-3 22,9 0,411 0,111 27,0 0,309 75,2

При воздействии нейтрализованным продуктом (Со,= 20 %)

Б-4 21,4 0,196 0,105 53,4 0,124 63,2

Б-5 23,4 0,347 0,161 46,4 0,234 67,6

Б-6 22,5 0,388 0,121 31,3 0,277 71,3

Примечания: Кисх- исходная проницаемость образцов по модели пластовой воды; Крл, — остаточная проницаемость образцов по модели пластовой воды после попадания глинистого раствора; Креаг. - проницаемость образцов по модели пластовой воды после воздействия реагентом; Со - начальная концентрация кислот в растворе продукта, %.

Эксперименты по сопоставлению нефтевытесняющей способности растворов продукта и воды при фильтрации в пористой среде позволили установить: для песчаных пород коэффициент вытеснения продуктом выше на 4,5-15,1 % по сравнению с водой; для карбонатной породы он выше на 11,4...26,4 % в зависимости откарбонатности породы, исходной кислотности и объема закачиваемой оторочки. Количество дополнительно вытесненной нефти растворами продукта из пористых сред с остаточной нефтенасыщенностью (36...43 %) составило 5,3...16,1 %. При этом величина предельной адсорбции солей монокарбонатных кислот на поверхности пород-адсорбентов незначительна и равна на кварце и карбонате 0,57 и 0,74 мг/г соответственно. Это не приводит к существенному снижению поверхностной активности закачиваемых оторочек реагента по мере их нейтрализации и продвижения по пласту.

Таким образом, схема воздействия продукта на пласт представляется в виде комплекса процессов: закачки растворителей, раствора ПАВ, загущенного вытесняющего реагента, С02, теплового воздействия, проявляющихся при взаимодействии кислот с породой.

На основе выполненных исследований определена область эффективного использования реагента, разработаны технологии обработки ПЗП скважин продуктом жидкофазного окисления углеводородного сырья. Наиболее эффективной является двухрастворная технологическая схема воздействия на ПЗП. Использование ее, после неоднократно проведенных малоэффективных или не эффективных солянокислотных обработок, позволило дополнительно получить в среднем 754,7 т нефти на 1 скважино-обработку при средней продолжительности эффекта 11 мес. Обработка призабойной зоны пласта газовой скважины увеличила ее абсолютно свободный дебит на 189 тыс. м3/сут.

Пятая глава посвящена научному обоснованию технологии по вовлечению в активную разработку порово-трещинных, порово-кавернозно-

трехцинных карбонатных коллекторов в условиях высокого обводнения продукции скважин.

Одним из успешных решений задачи ограничения движения-вод в удаленные от скважины зоны является закачка в обводненные пласты полимер-дисперсных систем (ПДС). Основными компонентами ПДС являются ионогенные полимеры с флоккулирующими свойствами и дисперсные частицы глин. Путем выбора концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера, в результате чего образуются глино-полимерные комплексы с новыми физическими свойствами, устойчивыми к размыву потоком.

На основе теоретических, лабораторных и широкомасштабных опытно-промысловых работ А.Ш. Газизов и A.A. Газизов доказали эффективность указанной технологии в различных геолого-промысловых условиях, особенно в терригенных коллекторах. Однако использование технологии ПДС в «чистом» виде позволяет влиять лишь на коэффициент охвата пласта вытеснением. Эффект от воздействия ПДС может быть значительно увеличен, если растворы полимер-дисперсных систем использовать в комбинации с другими реагентами (ПАВ, кислоты, растворители и др.).

Автором совместно с А.Ш. Газизовым, М.М. Кабировым, с целью обоснования возможности использования ПДС и оценки технологической эффективности его применения, была произведена закачка системы по технологии «ПДС+ПАВ» в порово-кавернозно-трещинные карбонатные коллекторы Балкановского месторождения АНК «Башнефть».

Опытно-промысловым работам предшествовали лабораторные исследования, целью которых было:

— изучение особенностей взаимодействия полимер-дисперсных систем с карбонатной подложкой;

— установление оптимальной последовательности закачки технологических жидкостей системы «ПДС+ПАВ».

В первой серии экспериментов оценивалось влияние типа породы (известняк, песчаник) на подвижность жидкости до и после закачки растворов ПДС. Опыты проводились на отдельных моделях пласта длиной 1,0 м, диаметром 0,03 м, подготовленных по одной и той же методике, но заполненных в одном случае кварцевым песком, в другом — карбонатным той же фракции.

Результаты исследований, как среднее значение по трем опытам, в моделях с кварцевой и карбонатной пористой средой представлены на рисунке 4.

л С г

Ъ

г

в

ВО

е* о

С.

1,6

1,2

0,8

0,4

I П ш

и • А

•

-•

Объем прокачанной жидкости, объем пор

А - кварцевая среда; • - карбонатная среда; I и III - области фильтрации воды; II - область фильтрации ПДС

Рисунок 4 - Изменение подвижности воды после закачки раствора ПДС в модели с различными типами пористых сред

В результате закачки ПДС в структуре норового пространства произошли изменения. Существеннее это проявилось в карбонатных пористых средах. Так, подвижность пластовой воды на кварцевой модели после фильтрации 5,8 объемов пор восстановилась до 40,4 %, в то время как

на карбонатной модели - до 33 %. При этом фактор остаточного сопротивления на кварцевой и карбонатной модели составил соответственно 2,47 й 3,05. Динамика разрушения ПДС в структуре пор и восстановления подвижности воды происходят в карбонатах в 1,8 раза медленнее, чем в кварцевых моделях.

Полученные результаты свидетельствуют о более прочном удержании компонентов ПДС в структуре порового пространства карбонатных пород, что, вероятно, объясняется более тесными адсорбционными связями молекул полимеров с подложкой породы.

Выбор последовательности закачки реагентов в пласт и оценка их эффективности производились на неоднородной модели, представляющей собой двухслойную, гидродинамически не связанную карбонатную пористую среду. Были выполнены четыре серии экспериментов, моделирующих различные варианты технологий воздействия на неоднородный пласт: 1 серия — довытеснение остаточной нефти растворами ПАВ (АФ9 -12); 2 серия — довытеснение с использованием ПДС; 3 серия — довытеснение при закачке вначале раствора ПАВ, а затем ПДС (ПАВ+ПДС); 4 серия - закачка вначале технологических жидкостей ПДС, а вслед за ними раствора ПАВ (ПДС+ПАВ).

Анализ результатов исследований показал, что наиболее успешными технологиями довытеснения нефти оказались технологии ПДС в сочетании с растворами ПАВ, причем более эффективной оказалась технология, при которой раствор ПАВ закачивался после подачи технологических жидкостей ПДС (ПДС+ПАВ). Дополнительно вытесненная по этой схеме нефть составила 16,2 %, что на 3 % выше дополнительно добытой нефти по схеме «ПАВ+ПДС» и на 5,8 % выше при использовании технологии только ПДС. Важно отметить, что основную часть дополнительно добытой нефти по схеме «ПДС+ПАВ» составляет нефть из низкопроницаемого прослоя (80,8 %), что в 1,67 ив 1,46 раза выше соответственно для схем закачки с использованием только ПДС и «ПАВ+ПДС».

Существенная разница в дополнительно добытой нефти при использовании ПДС в сочетании с растворами ПАВ объясняется следующим: закачиваемый концентрированный раствор ПАВ вслед за полимер-дисперсной системой в основном попадает в низкопроницаемый участок пласта. За счет диффузии ПАВ из водного раствора в нефть улучшаются реологические характеристики остающейся за фронтом вытеснения аномально-вязкой нефти (капельной, четочной, гранично-связанной, застойной). Как показали исследования автора, увеличивается подвижность нефти при градиентах давления, меньших градиента предельного разрушения структуры. Активизируются капиллярные и гравитационные процессы, улучшается отмыв пленочной нефти. За счет образования эмульсий «нефть-вода» возрастает вязкость вытесняющего агента на фронте вытеснения, что увеличивает мйкроохват пласта вытеснением. -

Особо значима роль поверхностно-активных веществ в карбонатных коллекторах с порово-трещинными, порово-кавернозно-трещинными коллекторами. В результате блокирования ПДС высокопроницаемых выработанных систем трещин и прилегающих к ним зон идет перераспределение давления нагнетания, и на участках ПЗП, где давление закачки воды превышает боковое давление (давление распора), раскрывается сеть ранее не -участвовавших и новых трещин, микротрещин, куда и попадают высококонцентрированные растворы ПАВ. Так' как удельная поверхность трещин, микротрещин значительно меньше (на несколько порядков) удельной поверхности фильтрации пор поровой структуры, то концентрированные растворы ПАВ, не теряя за счет адсорбции своих свойств, достигают удаленных нефтенасыщенных зон пласта, вступая с блоками и микроблоками в активный гидродинамический и капиллярно-гравитационный обмен флюидами, что способствует дополнительному вытеснению нефти из пласта.

На основе' выполненных экспериментальных работ, с учетом выявленных особенностей проявления механизма взаимодействия ПДС с

карбонатными породами и установления оптимальной технологии подачи в пласт технологических жидкостей ПДС и растворов ПАВ, впервые было проведено промысловое испытание указанной технологии в карбонатных отложениях нижнефаменского подъяруса Балканского месторождения.

Коллекторами нефти в залежи являются пористо-каверновые разности известняков, залегающие в разрезе в виде прослоев среди плотных известняков и доломитов. Для продуктивной части разреза характерна трещиноватость пород и наличие стилолитовых швов. Пористость продуктивных отложений по керну изменяется от 6,1 до 16,8 % (средняя 10,5 %). Проницаемость от долей до 0,170 мкм2. Плотность пластовой нефти -847 кг/м 3; вязкость — 4,33 мПа-с; содержание, % : асфальтенов — 2,82; смол -11,91; парафина-4,14.

На момент промыслового эксперимента (сентябрь 1991 г.) залежь разбурена сеткой 18-42 га/скв. и разрабатывается с 1111Д, путем очагового и приконтурного заводнения. Максимальная годовая добыча нефти достигнута в 1982 г. Залежь находится в поздней стадии эксплуатации.

Анализируя результаты воздействия, необходимо отметить следующее: среднее давление закачки воды в водонагнетательную скважину № 208 опытного участка до закачки в пласт «ПДС+ПАВ» равнялось 7 МПа, после закачки на том же режиме увеличилось в 1,23 раза и составило - 8,61 МПа. При этом приемистость скважины до закачки составляла 550 м3/сут, после -420 м3/сут, т.е. снизилась на 24 %. Интервал приемистости уменьшился с 71 до 58 % в результате блокирования ПДС высокопроницаемой обводненной нижней части продуктивного пласта. В то же время в пределах верхней половины интервала приемистость выросла с 48 до 70 % из-за включения в более активную разработку низкопроницаемых слабоработающих или ранее не работающих пропластков, трещин, микротрещин коллектора.

Произошло снижение годовой величины обводненности продукции реагирующих скважин за время проявления эффекта (1992... 1997 гг.) в среднем на 12,9 % (максимальное годовое снижение составило 20,4 % в

1994г.). При этом существенное снижение добываемой воды наблюдалось на второй и третий год после закачки «ПДС+ПАВ».

Применение «ПДС+ПАВ» привело к росту добычи нефти. С начала воздействия среднегодовой объем дополнительно добытой нефти составил 2,6 тыс.т. Суммарный дополнительный объем добытой нефти за счет воздействия рассмотренной технологией достиг на конец 1997 г. 16,3 тыс. т.

В шестой главе исследован и предложен поверхностно-активный состав (ПАС) для воздействия на пласт и призабойную зону скважин.

Водные растворы современных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельное промышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов, способны снижать межфазное натяжение на контакте нефть-вода лишь до единиц мН/м. Такие растворы, как показывают многочисленные лабораторные исследования, : не могут существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность. Эффективное вытеснение нефти возможно лишь при уменьшении межфазного натяжения на контакте нефть-вода до 10"3 мН/м. Такое низкое межфазное натяжение достигается при использовании, например, мицеллярных растворов (МР).

Вместе с тем промысловые работы показали, что существующие МР обладают недостаточной фазовой устойчивостью. Большое количество солей в пластовой воде способствует насыщению МР солями и снижает их устойчивость. Эффективный отмыв нефти в обводнившихся участках пласта, увеличение фазовой проницаемости по воде уменьшают коэффициент охвата пласта вытеснением. На полноту извлечения остаточной нефти сильно влияют состав МР, температура пласта, высокая неоднородность коллектора по проницаемости.

Ряд этих недостатков устраняется с использованием поверхностно-активных полимерсодержащих составов (ПАПС). Они обладают значительно лучшими нефтевытесняющими свойствами. Большая эффективность ПАПС

объясняется его способностью влиять на увеличение охвата залежи заводнением благодаря содержанию в составе полимера. Однако и ПАПСы, при их высокой эффективности, недостаточно устойчивы и разлагаются в пластовых условиях, не обеспечивая желаемых результатов.

Перечисленные недостатки требуют совершенствования рассмотренных поверхностно-активных растворов. И в этом плане перспективными для увеличения текущей и конечной нефтеотдачи являются составы, обеспечивающие лучшее вытеснение остаточной нефти и больший охват пласта воздействием при высокой устойчивости в пластовых условиях.

Исследован и предложен поверхностно-активный полимерсодержащий состав (ПАС), обладающий высокими нефтевытесняющими свойствами и повышенной фазовой устойчивостью в пористой среде к электролитам. Эффективность нефтевытеспепия достигается за счет снижения межфазного натяжеиия на границе «поверхностно-активный состав — нефть» до низких значений (менее 10"3 мН/м). Это способствует подавлению капиллярных сил в пласте. Улучшается отмыв пленочной и капельной нефти. Содержание полимера в составе ПАС увеличивает его вязкость и способствует повышению охвата пласта вытеснением.

Растворы ПАС разрушают структуру . глин, фильтрата бурового раствора, способствуя их удалению с ПЗП.

Состав включает следующие компоненты: нефтяной сульфонат, полиакриламид, электролит, 4.4-демитил- 1.3- диоксан (ДМД) и воду. Состав готовят растворением входящих в него компонентов.

На основе исследований выявлены и предложены к использованию в карбонатных коллекторах наиболее эффективные количественные соотношения компонентов в составе ПАС. Оптимальными размерами оторочек как с технологической, так и с экономической точек зрения, как показали эксперименты, являются оторочки объемом 10-30% от объема пор.

Исследования вытесняющей способности оптимальных составов и объемов оторочек ПАС на послойно-неоднородных кварцевых и

карбонатных моделях пласта при довытеснении остаточной нефти показали увеличение коэффициента вытеснения (рисунок 5):

- для высокопроницаемых прослоев из кварцевой и карбонатной породы соответственно на 4,6 и 5,7 единицы;

- для низкопроницаемых прослоев - на 14 и 17,2 единицы.

1,3 - коэффициенты вытеснения соответственно для высокопроницаемого и низкопроницаемого прослоев модели; 2 - средний коэффициент вытеснения на модели; п, - обводненность продукции, %

Рисунок 5 — Динамика вытеснении нефти из модели послойно-неоднородного пласта . оторочкой раствора ПАС (пористая среда—карбонат)

На карбонатных пористых средах коэффициенты вытеснения водой, при прочих равных условиях, оказались ниже на 4,5-6,8 единицы, чем на кварцевых пористых средах, и достигнуты они при больших объемах попутно добытой воды. При довытеснении растворами ПАС относительные коэффициенты извлечения нефти на, карбонатных средах выше, чем на кварце, что, вероятно, объясняется не только повышением коэффициента охвата, но и ослаблением межмолекулярной связи на границе нефть — карбонатная порода, улучшением смачиваемости пород, активизацией процессов капиллярной пропитки. После закачки оторочек раствора ПАС наблюдалось снижение обводненности вытесняемой жидкости.

Для подтверждения результатов лабораторных исследований в промысловых условиях растворами ПАС были обработаны призабойные зоны нагнетательных и добывающих скважин Бобровского месторождения (пласты А4 башкирский; О], Ог визейский ярусы) ПО «Оренбургнефть» и нагнетательных скважин Сосновского месторождения (пласт А4) НГДУ «Кинельнефть» Самарской области.

Выбор объектов и проведение промысловых работ по воздействию на пласт осуществлялись согласно разработанной с участием автора временной инструкции по технологии приготовления мицеллярных растворов на основе нефтяных сульфонатов для интенсификации работы скважин.

Скважины обрабатывались по двум технологиям:

1 Обработка призабойной зоны (ОПЗ) скважин с применением только растворов ПАС.

2 Обработка призабойной зоны пласта по двухрастворной схеме воздействия: вначале закачка раствора ПАС, вслед за ним - 18% раствора соляной кислоты (ПАС+ кислотный раствор).

Результаты опытно-промышленных обработок показали высокую эффективность. Успешность операций по обработанным скважинам составила 100%. Суммарный прирост приемистости по девяти скважинам ~ 1500м3/сут, а прирост дебита по двум нефтяным скважинам - 11,7т/сутили 40,3%. В отдельных нагнетательных скважинах (№ 292, 844, 402) произошло трехкратное увеличение приемистости и заметное выравнивание и увеличение интервалов работы пласта, что положительно отразилось на добыче нефти в реагирующих скважинах.

Заметно улучшились гидродинамические характеристики пласта в районе обработки скважин реагентами. Так, например, для скв. № 292: проницаемость увеличилась с 0,027 до 0,043 мкм2, гидропроводность - с (4,35 до 28,5)-10"11 м3/Па-с, произошло уменьшение СКИН-эффекта и значительное повышение коэффициента приемистости (в 5,73 раза).

Положительные результаты от обработок отмечаются при использовании только растворов ПАС (скв. № 402, 13, 130). Хотя компоненты поверхностно-активного состава не растворяют карбонатный камень, тем не менее, за счет низких значений коэффициента поверхностного натяжения и содержания растворителей углеводородов,способствуют отмыву пленочной и капельной нефти, деструктурируют фильтраты бурового раствора (глину, воду), подавляют капиллярные силы, способствуя тем самым улучшению фильтрационных свойств заблокированных участков продуктивного пласта. Доказательством являются результаты анализа эффективности геолого-технических мероприятий, проведенных на скважинах № 846, 292 с момента их ввода в эксплуатацию. Ни одна из предыдущих обработок скважин по технологии простой солянокислотной обработки не вызывала столь заметное (в 2 и 5,7 раза) увеличение приемистости скважин, как после обработки поверхностно-активным составом.

Седьмая глава посвящена исследованию и разработке способа повышения продуктивности малодебитных скважин месторождений, эксплуатирующихся на режимах истощения при Рш,<РНас-

В процессе эксплуатации скважип в призабойной зоне пласта образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы — коллектора нефти и газа. При разработке месторождения без поддержания пластового давления в призабойной зоне пласта давление снижается до давления насыщения,, что приводит к появлению свободного газа в фильтрационном потоке. Наличие свободного газа ухудшает фазовую проницаемость по нефти, приводит к охлаждению ПЗП за счет эффекта глубокого дросселирования газожидкостной смеси. В результате усиливается проявление аномалии вязкости нефти, происходит выпадение в ПЗП асфальто-смолистых веществ и парафина. Указанные причины снижают продуктивность скважин.

Для стабилизации дебитов нефтяных скважин в условиях падения пластового давления, а также для увеличения глубины и охвата пласта воздействием кислотными растворами исследован и внедрен способ многофункционального воздействия на ПЗП.

Способ заключается в том, что, с целью создания однофазного режима фильтрации пластовой нефти за счет искусственного снижения давления насыщения ее газом, в процессе эксплуатации скважин в ПЗП поддерживают повышенную, по сравнению с первоначальной, концентрацию жидких углеводородов С^- (пентаны+высшие) путем их периодической или постоянной закачки в пласт.

Периодическую закачку углеводородов С5+ (конденсат газоконденсатного месторождения, дизельное топливо, масло абсорбции и т.п.) осуществляют в составе с кислотообразующей гидрофобной эмульсией (КГЭ). Применение микроэмульсий основано не на сохранении, а на естественном процессе ее старения и разложения в пластовых условиях с выделением свободной кислоты, реагирующей затем с породой коллектора. Водная фаза гидрофобной микроэмульсии (КГЭ) представляет собой весьма тонкую (соразмерную с микропорами и микротрещинами пласта) дисперсию взаимно изолированных, чередующихся глобул с растворенными компонентами А (водный раствор МН4С1) и В (водный раствор НСНО), способными, после истечения "времени жизни" и разрушения микроэмульсии в пластовых условиях, при взаимном контакте реагировать между собой с образованием свободной кислоты.

Для выявления механизма воздействия и построения технологической схемы обработки ПЗП жидкими углеводородами С5+ и С;+ в составе кислотообразующей эмульсии (КГЭ) были выполнены экспериментальные исследования по изучению:

- изменения давления насыщения газом (Рэ) пластовой нефти при искусственном ее обогащении жидкими углеводородами "пентаны+высшие" (УВ С5+) и влияния этого изменения на фазовую проницаемость нефти;

- характера и скорости взаимодействия HCl, образуемой в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии с породой коллектора;

— времени разложения эмульсии в свободном объеме и в структуре порового пространства пласта.

Изучение влияния углеводородов С5+ на давление насыщения нефти газом проводили на установке АСМ-300М, в которой воспроизводились условия нефтяного пласта. В опытах сначала оценивали давление насыщения нефти газом в пластовой пробе без обогащения жидкими углеводородами Cs+, а в последующем — с обогащением.

Анализ графических зависимостей на рисунке 6, построенных по данным PV - соотношений, показал, что искусственное увеличение содержания в пластовой нефти жидких углеводородов С5+ приводит к заметному снижению давления насыщения (в 2 раза). Одновременно уменьшается

Объем, см3

Рисунок 6 — Изменение давления насыщения нефти газом (Р5) после введения в ее состав жидких углеводородов "пентаны+высшие" (нефть скв. 538н, 1=35 °С)

плотность и вязкость нефти, улучшаются фильтрационные и реологические характеристики аномально-вязких нефтей. Исследования показали, что в условиях равных перепадов давлений в пласте объемная скорость фильтрации пластовой нефти после искусственного обогащения ее УВ

увеличивается (в 2 раза). При искусственном снижении давления насыщения появляется возможность увеличения депрессии в призабойной зоне скважины и, следовательно, увеличения ее дебита без опасности выделения газовой фазы из пластовой нефти.

Установлено "время жизни" кислотообразующей гидрофобной эмульсии (28-30°С), которое составило: в свободном объеме б-44ч., в структуре пористой среды 18-96ч. Это позволяет при малых давлениях закачки на устье скважины, депрессиях на пласт, не нарушая целостности эксплуатационной колонны и цементного камня, качественно произвести подачу реагента в пласт.

На основе исследований изучен механизм воздействия на ПЗП, суть которого в следующем: основная часть жидких углеводородов С5+, доставленных глубоко в ПЗП в составе КГЭ, после ее распада и реакции образовавшейся кислоты с породой, заполняет существующие и вновь образованные тупиковые микропоры. и после пуска скважины в работу продолжительное время воздействует на притекающую нефть, снижая ее вязкость и давление насыщения при однофазной фильтрации через низкопропицаемую пористую среду. Другая же часть УВ С5+, освободившихся из эмульсии в проходных порах и микротрещинах, при последующем поршневом вытеснении назад притекающей из пласта нефтью, отмывает ПЗП от отложившихся асфальто-смолистых веществ и парафина, что дополнительно стимулирует приток пластовой нефти к скважине.

В промысловых условиях доказана эффективность технологий повышения продуктивности нефтяных скважин с применением жидких углеводородов С5+ и С5+ в составе КГЭ па Ассельской и Срсднекаменноугольных залежах Оренбургской области. Использование их позволило увеличить дебиты скважин с годовым приростом добычи нефти на 8,1 тыс. т и дополнительно получить чистую прибыль в сумме 10,0 млн. руб. (в ценах 2002 г.).

Основные выводы

1 На основе обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых работ показано, что, для повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов, создания эффективных методов воздействия на пласт, необходимо учитывать реологические свойства аномально-вязких нефтей. При этом:

- градиенты динамического давления сдвига, предельного разрушения структуры нефтей в карбонатных пористых средах соответственно в 2,2 и 1,8 раза выше, чем в песчаных; подвижность нефтей с практически неразрушенной структурой в 1,9...3,8 раза меньше подвижности в песчаных породах и на порядок - в трещинных коллекторах, что приводит к усилению тиксотропных свойств нефтей;

- увеличение в составе нефти основных структурообразующих компонентов (асфальтенов) приводит к уменьшению в 2...4,7 раза динамической пористости породы и к росту остаточной нефтенасыщенности на 9-14 %.

Разработана классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей; определены направления совершенствования методов воздействия на пласт.

2 Уточнен механизм проявления капиллярных и гравитационных сил при вытеснении остаточных аномально-вязких нефтей. Исследованиями установлено:

- проявление нефтями аномалии вязкости приводит к уменьшению коэффициента капиллярного замещения нефти водой в среднем на 40 %;

- наличие гравитационного поля в пласте способствует росту коэффициента вытеснения нефти водой в 2,2...2,9 раза;

- коэффициент замещения нефти водой при капиллярно-гравитационной сегрегации увеличивается при воздействии теплом в 1,7 раза, растворами ПАВ (АФ9-12) в 1,3 раза, вибрацией в 2,2 раза.

3 Разработаны новые составы и технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты с. аномально-вязкими нефтями и определены области их эффективного применения:

- технологии для воздействия на пласт на основе использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья. Продукт представляет собой смесь монокарбоновых кислот и растворителей с меньшей скоростью взаимодействия с породой (на порядок и более), способностью растворять и подавлять набухаемость глин (до 3,7 раза),

взаимодействовать с активными компонентами нефти, улучшая фильтрационные характеристики аномально-вязкой нефти;

- технология воздействия на порово-трещинные и порово-кавернозно-трещинные пласты с применением полимер-дисперсных систем и концентрированного раствора ПАВ. При этом:

а) устойчивость к разрушению ПДС в карбонатных коллекторах на 23 % выше, чем в терригенных пластах;

б) технология предусматривает закачку в пласт растворов ПДС с последующей закачкой высококонцентрированных растворов ПАВ (ПДС+ПАВ). Это позволило увеличить коэффициент вытеснения на 10,5 пункта;

в) применение комбинированного состава «ПДС+ПАВ» приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой на 16,2 пункта, в том числе на 6 пунктов за счет действия ПАВ и 10 пунктов за счет растворов ПДС;

- физико-химические составы для воздействия па пласт и восстановления коэффициента продуктивности скважин: «поверхностно-активный состав (ПАС)» и «ПАС+ кислотный раствор». Составы обладают ультранизкими поверхностно-активными свойствами (до 10"3 мН/м), повышенной фазовой устойчивостью в пластовых условиях. Содержание полимера в составе ПАС придает ему неньютоновские свойства, что обеспечивает выравнивание профилей притока и приемистости скважин, увеличивает охват пласта воздействием;

технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующих эмульсий для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных залежах, разрабатываемых на режиме истощения при Рпл^Рнас* Исследования позволили установить:

а) повышение фазовой проницаемости породы по нефти до 2,5 раза за счет искусственного снижения давления насыщения нефти газом и обеспечения однофазной ее фильтрации;

б) возможность многократного увеличения глубины воздействия соляной кислотой, образуемой после разложения кислотообразующей эмульсии при одновременном растворении и удалении жидкими углеводородами из ПЗП отложившихся асфальто-смолистых веществ.

4 В промышленных условиях доказана технологическая и экономическая эффективность предложенных технологий на нефтяных месторождениях Башкортостана, Оренбургской и Самарской областей. Внедрение технологий позволило дополнительно получить 24,5 тыс. т нефти, закачать в пласт 23 тыс. м3 воды. Дополнительно чистая прибыль за период с 1998 по 2004 гг. получена в сумме 13,5 млн. руб.

Содержание работы опубликовано в 51 научном труде, из которых №1-14 включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ:

1 Лейберт Б.М., Гафаров LILA. К вопросу о моделировании процессов нейтрализации при кислотных обработках призабойной зоны скважин // Изв. вузов. Нефть и газ,- 1976.- №10.- С. 43-45.

2 A.C. 1713899 СССР Ингибитор отложения нефтеорганических солей в нефте - и газопромысловом оборудовании / Ю.В. Антипин, Ш.А. Гафаров, Г.А. Шамаев, H.JL Виноградова. - Опубл. 23.02.92, Бюл. № 7.

3 Пат. 2059221 Российская Федерация. Способ изучения реологических свойств жидкостей и газов / Ш.А. Гафаров, О.И. Целиковский- Опубл. 27.04.96, Бюл. № 12.

4 Пат. 2166747 Российская Федерация. Устройство для определения распределения пор по размерам / Ш.А. Гафаров, О.И. Целиковский, Я.Х. Салех.-Опубл. 10.05.2001, Бюл. № 13.

5 Пат. 2208148 Российская Федерация. Состав для подавления набухания глин / Ш.А. Гафаров, H.A. Гафаров, Г.А. Шамаев, А.Ю. Харин, А.Ш. Гафаров,- Опубл. 10.07.2003, Бюл. № 19.

6 Гафаров Ш.А. Использование продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин // Нефтегазовое дело. Т. 1.- 2003 - http:// www.ogbuss.ru.

7 Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Применение растворов монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти - М.: Химия, 2004 - 192 с.

8 Гафаров ИГ. А., Шамаев Г.А. Исследование фильтрационных параметров неньютоновской нефти при течении в карбонатных пористых средах // Нефтегазовое дело. Т.3.-2005 - http: //www. ogbuss. ru.

9 Пат. 2215135 Российская Федерация. Водоизолирующий состав / Ш.А. Гафаров, H.A. Гафаров, В.М. Трюпина, Ф.Ф. Хасанов, A.B. Тен.-Опубл. 27.10.2003, Бюл. №30.

10 Гафаров H.A., Кувандыков И.Ш., Тен A.B., Николаев В.Н., Гафаров Ш.А. Применение новых способов повышения производительности нефтяных скважин на поздней стадии разработки ОНГКМ // Нефтяное хозяйство.- 2004.- №11.- С. 90-94.

11 Гафаров Ш.А., Шамаев Г. А., Сафонов E.H. Особенности фильтрации неньютоновских нефтей в карбонатных пористых средах // Нефтяное хозяйство - 2005 .-№ 11- С.52-54.

12 Гафаров Ш.А. Об эффективности работы предельно-обводненного фонда скважин после пуска их из консервации в повторную эксплуатацию // Нефтегазовое дело. Т.З.- 2005.- http:// www.ogbuss.ru.

13 Гафаров Ш.А. Экспериментально-лабораторное обоснование и оценка результатов закачки «ПДС+ПАВ» в порово-кавернозно-трещинные карбонатные пласты Балкановского месторождения АНК «Башнефть» // Нефтегазовое дело. Т.З.- 2005.- http:// www.ogbuss.ru.

14 Гафаров Ш.А., Султанов В.Г. Поверхностно-активный состав для интенсификации добычи нефти И Нефтегазовое дело. T.3.-2005.-http:// www.ogbuss.ru.

15 Гафаров Ш.А., Утяшева Л.Х. О тепловом эффекте при кислотной обработке П Роль молодежи в ускорении научно-технического прогресса: тез. докл.-Уфа, 1977.-С. 24.

16 Гафаров Ш.А., Мархасин И.Л., Жданов А.Г. и др. Исследование процесса разрыва пленки нефти на твердой поверхности водным раствором монокарбоновых кислот // Физикохимия и разработка нефтяных месторождений: межвуз. науч-тем. сб.- Уфа, 1978,- С. 86-92.

17 Гафаров Ш.А., Мархасин И. А., Лейберт Б.М. Влияние низкомолекулярных жирных кислот на капиллярное вытеснение нефти водой И Физикохимия и разработка нефтяных месторождений: межвуз. науч-тем. сб.-Уфа, 1978.-С. 81-86.

18 Гафаров Ш.А. Адсорбция солей монокарбоновых кислот в пористых средах // Физикохимия и разработка нефтяных месторождений: межвуз. науч-тем. сб.-Уфа, 1978.-С. 151-155.

19 Мархасин И.Л., Лейберт Б.М., Гафаров III.А., Жданов А.Г. О вытеснении нефти растворами монокарбоновых кислот // Роль ученых в ускорении научно-технического прогресса и в подготовке кадров: тез. докл. -Уфа, 1978.-С. 34. ■

20 Мархасин И.Л., Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Об обработке призабойной зоны нагнетательных скважин растворами монокарбоновых кислот И Состояние научно-исследовательских работ в решении проблем по комплексным программам нефтяной и газовой промышленности: тез. докл. -Уфа, 1979.-С. 49.

21 Гафаров Ш.А., Лейберт Б.М. Влияние карбонатности пористой среды на коэффициент вытеснения нефти растворами, монокарбоновых кислот // Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов: тез. докл. 5-ой респ. конф. - Уфа, 1980. -С. 24. . . .

22 Гафаров Ш.А., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М., Шамаев Г.А., Султанов В.Г. Экспериментальная оценка эффективности использования химреагентов в карбонатных коллекторах // Применение реагентов в процессах добычи нефти и газа и их получение на базе нефтехимического сырья: тез. докл. республ. конф. ^ Уфа, 1989.- С. 31.

23 Гафаров Ш.А, Шамаев Г.А. Некоторые особенности фильтрации аномально-вязких нефтей в карбонатной пористой среде. - Деп. в ВИНИИТИ 13.11.91, №4271-В01.

24 Султанов В.Г., Гафаров Ш.А, Кабиров : М.М., Городиов В.П. Поверхностно-активный состав для увеличения нефтеотдачи // Информ. лист № 91 -19.- Башкирск. межотрасл. центр науч-техн. информ. - Уфа, 1991. .

25 Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А. Влияние проницаемости карбонатных пород на фильтрационные характеристики аномально-вязких нефтей // Деп. в ВИНИИТИ 16.04.92, № 1298-В92.

26 Гафаров Ш.А., Целиковский О.И. Динамика капиллярного впитывания водной фазы в карбонатные пористые среды // Деп. в ВИНИИТИ 24.04.92, № 1385-В92.

27 Гафаров Ш.А., Дьячук. Й. А. Исследования тиксотропных свойств аномальных нефтей при фильтрации в карбонатных пористых средах // Деп. в ВИНИИТИ 17.05.93, № 1291- 1893.

28 Sultanov V.G., Gafarov Sh. A., Kabirov М.М. Surfactant Compound for EOR and Well Operation Intensification // Seventh European Symposium on improved Oil Recovery.- 27-29 Octobcr 1993.- Moscow, 1993.- p. 277-283.

29 Гафаров Ш.А., Целиковский О.И. Установка для изучения физико-химических явлений на границе раздела фаз // Проблемы нефтегазового комплекса России: тез. докл. Всерос. науч-техн. конф.- Уфа, 1995,- С. 91.

30 Гафаров Ш.А., Целиковский О.И, Исследование поведения капли нефти в водной среде, в условиях контактирования ее с различными типами твердых поверхностей // Нефть и газ: межвуз. сб. науч. ст.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997,-№ 1.- С. 51-54.

31 Выгодский Е.М., Гафаров Ш.А., Дрейман А.В. Метод совершенствования электромагнитной обработки призабойной зоны скважин //Нефть и газ: межв. сб. науч. ст.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1997.- №1.- С. 89-92.

32 Дьячук И.А., Гафаров Ш.Л. Пути совершенствования форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки месторождения // Проблемы нефтегазового комплекса России: тез. докл. междунар. науч.-техн. конф.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.- С.139.

33 Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А. Изучение фильтрационных параметров неньютоновской нефти при течении в карбонатных пористых средах // Методы кибернетики химико-технологических процессов: тез. докл. 5-й междунар. науч. конф.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.- Т.2.- кн. 2,- С. 179-180.

34 Газизов А.Ш., Гафаров Ш.А., Султанов В.Г. Результаты применения технологии интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на Самотлорском месторождении // Методы кибернетики химико-технологических процессов: тез. докл. 5-й междунар. науч. конф,- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-Т.2,-кн. 2,-С. 157-159.

35 Гафарова З.Р., Гафаров Ш.А. Оценка экономической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов // Методы кибернетики химико-технологических процессов: тез. докл. 5-й междунар. науч. конф,- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-Т.2.- кн. 2.- С. 75-76.

36 Газизов А.Ш., Гафаров Ш.А., Кабиров М.М. и др. О закачке ПДС в карбонатные коллектора на опытном участке Балкановского месторождения // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: сб. науч. тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999,- С. 178-179.

37 Гафаров Ш.А., Салех Я.Х. Исследование отмыва пленочной нефти различного состава с карбонатной поверхности // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: науч. тр. 2-го Междунар. симп.- Уфа: Изд-во "Реактив", 2000.-Т.2. - С. 214-215.

38 Гафаров Ш.А., Салех Я.Х. О влиянии структуры порового пространства и минералогического состава пород на остаточную нефтенасыщенность // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: науч. тр. 2-го Междунар. симп.- Уфа: Изд-во «Реактив», 2000.-Т.2,-С. 215-216.

39 Гафаров Ш.А., Салех Я.Х. Влияние состава нефти и типа подложки на полноту отмыва гранично-связанной нефти // Тр. 5-го Междунар. симп. студентов, аспирантов, молодых ученых.- Томск: ТПУ, 2001,- С. 137.

40 ' Гафаров Ш.А., Салех Я.Х. Исследование некоторых микропроцессов при замещении нефти водой в пористых средах // Актуальные проблемы Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: сб. научи, тр.- Уфа, 2001. - С.17

41 Гафаров Ш.А., Целиковский О.И., Салех Я.Х. Прибор для изучения распределения пор по размерам // Проблемы нефти и газа: науч. тр. 3-го Конгресса нефтегазопромышленников России.-Уфа: Изд-во «Реактив», 2001.-С. 133.

42 Гафаров Ш.А., Салех Я.Х. Влияние состава нефти и типа пород на капиллярное впитывание воды в пористые среды // Проблемы нефти и газа: науч. тр. 3-го Конгресса нефтегазопромышленников России,- Уфа: Изд-во "Реактив", 2001.- С. 130.

43 Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. О возможности использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- М.: ВПИИОЭНГ.- 2003,- № 9,- С. 33-35.

44 Гафаров Ш.А. Капиллярное вытеснение неньютоновских нефтей водой и водными растворами химреагентов в различных типах пористых сред // Интервал (передовые нефтегазовые технологии).- 2003.- № 8.- С. 6264.

45 Гафаров Ш.А. Зависимость капиллярно-гравитационной сегрегации от состава нефти и типа нефтссодержащих пористых сред // Сб. науч. докл. 12-го Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи пластов.-Казань, 2003,- С. 273-275.

46 Гафаров Ш.А. Аномально-вязкие нефти и их влияние на фильтрационную структуру порового пространства // Сб. науч. докл. 12-го Европейского симпозиума по повышению нефтеотдачи пластов.- Казань, 2003,- С. 70-73.

47 Гафаров Ш.А. Влияние монокарбоновых кислот на фильтрацию аномально-вязкой нефти // Интервал (передовые нефтегазовые технологии).-2003,- №12.- С. 37-40.

48 Новые технологии первичного вскрытия продуктивных карбонатных коллекторов / Горонович С.Н., Гафаров H.A., Горонович B.C., Гафаров Ш.А. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе.-М.: ВНИИОЭНГ.-2003.-№8-С.32-39.

49 Гафаров Ш.Л., Кувандыков И.Ш., Гафаров А.Ш. Об установлении «времени жизни» кислотообразующей гидрофобной эмульсии в пористой среде // Науч. тр. VI Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2005. - С. 304-307.

50 Гафаров Ш.А. О возможности переформирования остаточных запасов нефти в условиях простоя высокообводненного фонда скважин // Науч. тр. VI Конгресса нефтегазопромышленников России.- Уфа, 2005.- С. 66-70.

51 Гафаров Ш.А., Гафарова З.Р. Об экспертной оценке остаточной нефти в карбонатных коллекторах // Повышение качества строительства скважин: сб. науч. тр. Междунар. науч.-техн. конф.- Уфа: Монография, 2005,-С.33-36.

Подписано в печать 30.10.06. Бумага офсетная. Формат 60x80 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 2. Тираж 90. Заказ 227.

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета. Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

Содержание диссертации, доктора технических наук, Гафаров, Шамиль Анатольевич

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ ВВЕДЕНИЕ

1. СТРУКТУРООБРАЗОВАНИЕ В УГДЕВОДОРОДАХ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ФИЛЬТРАЦИЮ АНОМАЛЬНО-ВЯЗКОЙ НЕФТИ

1.1 Современные представления о структурообразовании в нефтях при фильтрации в пористых средах

1.2 Методы уменьшения влияния аномалий вязкости нефти на ее фильтрацию в пласте

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ФИЛЬТРАЦИИ АНОМАЛЬНО-ВЯЗКИХ НЕФТЕЙ В КАРБОНАТНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕДАХ

2.1 Изучение фильтрации аномально-вязких нефтей в карбонатных пористых средах

2.1.1 Характеристика экспериментального оборудования и методика определения реологических параметров аномально-вязкой нефти

2.1.2 Физико-химические и реологические свойства исследуемых нефтей

2.1.3 Сравнительная характеристика фильтрации аномально-вязкой нефти в карбонатном и терригенном образцах породы

2.1.4 Исследование влияния проницаемости карбонатных пород на фильтрацию аномально-вязкой нефти

2.1.5 Изучение фильтрации аномально-вязких нефтей в трещинных породах

2.1.6 Оценка влияния химических реагентов на проявление аномалий вязкости нефти при фильтрации в карбонатных пористых средах

2.2 Исследование проявления тиксотропных свойств аномально-вязких нефтей при фильтрации в карбонатных породах

2.3 Изучение влияния состава аномально-вязкой нефти и типа подложки на фильтрационную структуру порового пространства и остаточную нефтенасыщенность

2.3.1 Описание установки и методика исследований

2.3.2 Анализ результатов исследований влияния состава нефти и типа подложки на фильтрационную структуру пористой среды

2.3.3 Влияние связанной воды на фильтрационную структуру карбонатной породы и остаточную нефтенасыщенность. 87 Выводы

3. ВЛИЯНИЕ КАПИЛЛЯРНО-ПЛОТНОСТНОЙ СЕГРЕГАЦИИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВЫТЕСНЕНИЯ ОСТАТОЧНОЙ АНОМАЛЬНО-ВЯЗКОЙ НЕФТИ

3.1 Остаточная нефтенасыщенность и возможности гравитационного поля по извлечению нефти из обводненного пласта

3.2 Зависимость полноты отмыва пленочной нефти от различных факторов в условиях проявления гравитационного поля

3.3 Исследование капиллярно-гравитационной сегрегации аномально-вязкой нефти в пористой среде и способы ее ускорения

3.4 Анализ эффективности работы высокообводненного фонда скважин после пуска их в повторную эксплуатацию из консервации и рекомендации по активизации доизвлечения остаточной нефти. 120 Выводы

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОДУКТА ЖИДКОФАЗНОГО ОКИСЛЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ И ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ КАРБОНАТНЫХ ПЛАСТОВ

4.1 Опыт использования монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти

4.2 Взаимодействие продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья с породой нефтегазового коллектора

4.3 Изучение молекулярно-поверхностных явлений при контакте растворов продукта с нефтью и породой коллектора

4.4 Исследование микропроцессов, сопровождающих вытеснение нефти из пласта растворами продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья

4.5 Экспериментальные исследования процессов вытеснения нефти из моделей пластов растворами продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья

4.6 Опытно-промышленные работы по использованию продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для интенсификации добычи нефти 190 Выводы.

5. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ И ПРОМЫСЛОВОЕ ОБОСНОВАНИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПДС+ПАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ СО СЛОЖНО ПОСТРОЕННОЙ ПОРОВОЙ СТРУКТУРОЙ

5.1 Изучение особенностей взаимодействия полимер-дисперсных систем с карбонатной подложкой и установление оптимальной последовательности закачки технологических жидкостей системы ПДС+ПАВ

5.1.1 Методика исследований

5.1.2. Анализ результатов экспериментальных работ

5.2. Промышленные испытания технологии ПДС+ПАВ в порово-кавернозно-трещиноватых коллекторах Балкановского месторождения АНК «Башнефть»

5.3 Оценка технологической эффективности закачки системы ПДС+ПАВ на опытном участке Балкановского месторождения.

6. ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА И ИНТЕНСИФИКАЦИИ РАБОТЫ СКВАЖИН

6.1 Лабораторные исследования по определению оптимального состава и технологии увеличения нефтеотдачи с применением ПАС

6.2 Экспериментальные исследования эффективности вытеснения нефти из моделей неоднородных пластов растворами ПАС

6.3 Опытно-промышленная обработка скважин и анализ результатов воздействия поверхностно-активным составом

7. РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЗП НА ОСНОВЕ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ «ПЕНТАНЫ+ВЫСШИЕ»

7.1 Экспериментальные исследования по определению оптимальных параметров технологии воздействия на ПЗП кислотообразующей гидрофобной эмульсией на основе углеводородов «пентаны+высшие»

7.1.1 Технология получения кислотообразующей гидрофобной эмульсии

7.1.2 Экспериментальное установление определяющих параметров технологии воздействия на ПЗП кислотообразующей гидрофобной эмульсией

7.1.3 Исследование изменения давления насыщения газом пластовой нефти при искусственном обогащении ее жидкими углеводородами «пентаны+высшие»

7.1.4 Оценка влияния искусственного обогащения пластовой нефти углеводородами «пентаны+высшие» на ее фильтрацию в пористой среде

7.2 Промышленные испытания технологий интенсификации работы скважин жидкими углеводородами «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей гидрофобной эмульсии

7.2.1 Геолого-физическая характеристика объектов внедрения технологий

7.2.2 Опытно-промышленные обработки нефтяных скважин жидкими углеводородами «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующей эмульсии

7.2.3 Анализ результатов промышленных испытаний 275 Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями в карбонатных отложениях"

Одной из важных проблем нефтяной промышленности является повышение уровня нефтеизвлечения в разрабатываемых месторождениях. Особую актуальность она приобретает при разработке залежей с аномально-вязкими нефтями, запасы которых соизмеримы с запасами ньютоновских нефтей.

Аномалии вязкости обусловлены структурообразованием в нефти вследствие взаимодействия ассоциатов асфальтенов, а при охлаждении нефти -ассоциатов асфальтенов и кристаллов парафина. Характерной особенностью структурообразующей нефти является существенное увеличение ее вязкости (на порядок и более) при малых градиентах давления в пласте и в состоянии покоя.

Наличие аномально-вязких свойств у нефтей ухудшает условия эксплуатации залежи: усиливается проницаемая неоднородность коллектора, ослабляется интерференция скважин, ускоряется прорыв вытесняющей воды по высокопроницаемым зонам в добывающие скважины, ухудшается капиллярный и гравитационный обмен флюидами между низко- и высокопроницаемыми прослоями и зонами пласта. Коэффициент вытеснения нефти из заводненного объема пласта и охват пласта вытеснением оказываются низкими. Залежи с аномально-вязкими нефтями можно по праву отнести к залежам с трудноизвлекаемыми запасами. Исследованиями многих авторов показано, что нефтеотдача на месторождениях аномальных нефтей значительно меньше по сравнению с месторождениями, нефти которых могут рассматриваться как ньютоновские. Так, например, показательны исследования, проведенные А.Х.Мирзаджанзаде с соавторами, по анализу длительно разрабатываемых залежей Апшеронского нефтегазоносного района /1/. Залежи по содержанию асфальто-смолистых веществ и парафинов в составе нефтей были разделены на ньютоновские и неньютоновские. Оказалось, что по 160 объектам с ньютоновской нефтью текущий коэффициент использования запасов составил 0,49, а по 129 - с неньютоновскими свойствами - 0,21. Или другой пример: нефть пласта Д4 Шкаповского месторождения Башкортостана можно отнести к ньютоновской жидкости, а нефть нижнего карбона Арланского месторождения является неньютоновской. По данным «БашНИПИнефть», конечная нефтеотдача пластов на этих месторождениях отличается на 30 % 121.

Несмотря на большое количество теоретических и экспериментальных исследований проблемы разработки месторождений с аномально-вязкими нефтями пока решены недостаточно полно и продолжение исследований в этом направлении остается насущной задачей. Необходимо подчеркнуть, что большинство полученных знаний в этой области выполнены применительно к терригенным коллекторам, хотя значительные запасы нефти сосредоточены в карбонатных пластах. По месторождениям Республики Башкортостан (РБ) извлекаемые запасы в них составляют 14,1 % /136/. В Республике Татарстан (РТ) к карбонатным коллекторам приурочено около 20,4 % разведанных геологических запасов. Большие запасы нефти в карбонатных отложениях отмечены и в других регионах Урало-Поволжья.

Нефти большинства карбонатных месторождений РБ и РТ характеризуются высоким содержанием в составе нефти основных структурообразующих компонентов (асфальтенов, парафинов), имеют повышенную вязкость (20.131 мПа-с), плотность (817.960 кг/м3), низкую газонасыщенность (2,2.51,3 м/т) и давление насыщения (0,6.9,3 мПа), обладают тиксотропными свойствами и проявляют аномалии вязкости.

Исследование и развитие физических основ фильтрации аномально-вязких нефтей в залежах с карбонатными отложениями представляет большой практический интерес и имеет важное народнохозяйственное значение. Это обуславливается несколькими причинами: во-первых, это вызвано постоянным увеличением доли запасов нефти в карбонатных породах; во-вторых, возрастает доля запасов в карбонатных породах в общем балансе остаточных запасов разрабатываемых месторождений; в-третьих, эффективность разработки залежей нефти в карбонатных отложениях до сих пор остается низкой. Утвержденные ГКЗ коэффициенты нефтеотдачи по карбонатным коллекторам составляют 0,07-0,24, тогда как по терригенным, при прочих равных условиях, они равны 0,16-0,55.

Совершенствование разработки залежей в карбонатных коллекторах, создание эффективных методов воздействия на пласт и призабойную зону пласта возможно на основе учета, ослабления и подавления аномалий вязкости остаточной нефти и нефти, не охваченной заводнением в продуктивных коллекторах на средних и поздних стадиях разработки.

Цель диссертационной работ - разработка новых методов и технологий для увеличения полноты выработки запасов аномально-вязких нефтей в карбонатных коллекторах.

Основные задачи исследований:

1. Выявление закономерностей изменения реологических и фильтрационных свойств аномально-вязких нефтей в поровых коллекторах, характеризующихся различными минералогическим составом и порометрическими характеристиками.

2. Уточнение механизма проявления капиллярных и гравитационных сил при вытеснении остаточной аномально-вязкой нефти из пластов с карбонатными коллекторами.

3. Разработка составов химических реагентов и технологий комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты, направленных на подавление аномалий вязкости и увеличения подвижности нефтей.

4. Внедрение разработанных технологий физико-химического воздействия на карбонатные пласты и оценка их технико-экономической эффективности.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач осуществлялось в процессе проведения научно-исследовательских, опытно-промышленных работ с применением современных физических, физико-химических методов исследований. Ряд исследований выполнены на установках, разработанных автором. При выполнении научных исследований и анализе результатов исследований использовались методы математического моделирования и статистики с привлечением современных программных продуктов.

Основные защищаемые положения.

1. Результаты исследований особенностей проявления аномально-вязких свойств нефтями при фильтрации в карбонатных породах с поровой структурой пустот.

2. Закономерности капиллярно-гравитационного замещения остаточной аномально-вязкой нефти в пористых средах в зависимости от различных факторов (минералогический состав и ФЕС породы, состав нефти, наличие связанной воды в породе и др.)

3. Классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей в пластах с карбонатными коллекторами.

4. Химические реагенты и технологии для добычи аномально-вязких нефтей на залежах с карбонатными коллекторами.

Научная новизна.

1. Независимыми методами (фильтрационный, метод полупроницаемых мембран) установлено, что в карбонатных породах с поровой структурой пустот аномалии подвижностей нефтей проявляются в большей степени, чем в терригенных песчаниках. Последнее объясняется формированием на поверхности карбонатов, ввиду их высокой адсорбционной способности, более прочных структур в нефти - от плотноупакованной мелкоглобулярной у подложки породы к крупноглобулярной структуре в объеме нефти.

2. Установлено, что повышение пластового давления приводит к усилению аномально-вязких свойств нефти. Получено уравнение зависимости статического напряжения сдвига от давления.

3. Уточнен механизм капиллярно-гравитационного замещения остаточной аномально-вязкой нефти водой. Показано, что наличие гравитационного градиента давления ускоряет капиллярно-гравитационную сегрегацию нефти в пласте. Даны рекомендации по интенсификации процесса капиллярно-гравитационной сегрегации остаточной нефти.

4. Составлена классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей при воздействии на пласт с карбонатными коллекторами; определены направления совершенствования методов воздействия.

5. Получены вероятностно-статистические зависимости свойств аномально-вязких нефтей с фильтрационно-емкостными характеристиками карбонатных коллекторов.

6. Предложена модель процесса нейтрализации кислотных растворов при обработке призабойной зоны пласта.

7. Предложены новые составы и технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты с аномально-вязкими нефтями, обеспечивающие подавление аномально-вязких свойств нефтей за счет создания градиентов давления, превышающих градиенты давления предельного разрушения структуры в нефти и депрессирующего действия химических реагентов на ассоциаты асфальтенов нефти. Определены области их эффективного применения

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработаны и внедрены:

- технология повышения нефтеотдачи пластов в продуктивных коллекторах с карбонатными отложениями в условиях высокой обводненности пласта с применением полимер-дисперсных систем «ПДС+ПАВ» (Балкановское месторождение, АНК «Башнефть»); технология повышения продуктивности скважин на основе использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья (смесь монокарбоновых кислот и растворителей), (каширо-подольские отложения Арланского месторождения АНК «Башнефть»; бобровско-кизеловские отложения Саратовского подземного хранилища газа);

- технологии воздействия на ПЗП «Поверхностно-активный состав» и «Поверхностно-активный состав + кислотный раствор» (Бобровское месторождение ОАО «Оренбургнефть»», карбонатные отложения; Сосновское месторождение НГДУ «Кинельнефть»);

- технология повышения коэффициента продуктивности малодебитных скважин на залежах, разрабатываемых на режимах истощения при Рпл < Рнас, с применением жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе кислотообразующей гидрофобной эмульсии (КГЭ).

2. Результаты исследований по капиллярному вытеснению аномально-вязких нефтей водой использованы при составлении проекта разработки Чегодайского месторождения высоковязких нефтей Республики Татарстан (РНТЦ ОАО «ВНИИнефть»).

3. Результаты диссертационной работы использованы при составлении временных инструкций, регламентов:

- временная инструкция по обработке ПЗС продуктами жидкофазного окисления углеводородов (ПО Башнефть, г. Уфа, 1976 г.);

- временная инструкция по технологии приготовления и применения мицеллярных растворов на основе омских нефтяных сульфонатов для интенсификации работы скважин (Гипровостокнефть, г. Куйбышев, 1989 г.).

4. Материалы диссертационной работы используются в учебном процессе по дисциплинам «Физика нефтяного и газового пласта», «Основы реологии нефти», «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов» студентам специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»; а также инженерно- техническим работникам нефтегазодобывающих предприятий на курсах повышения квалификации.

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на республиканских научно-технических конференциях в г. Уфе (1977. 1980, 1989, 1995 г.г.), на 7-ом (г. Москва, 1993 г.) и на 12 -ом (г. Казань, 2003 г.) Европейских Симпозиумах по повышению нефтеотдачи пластов, на Всероссийской научно-техн. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1995г.), на Всероссийской семинар-дискуссии «Проблемы первичного и вторичного вскрытия пластов при строительстве и эксплуатации вертикальных, наклонных, горизонтальных скважин» (Уфа, 1996 г.), на международной научно-техн. конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (Уфа, 1998г.), на международной научной конференции «Методы кибернетики химико-технологических процессов (Уфа, 1999 г.), на 2-ом международном Симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем (Уфа, 2000 г.), на 5-ом международном Симпозиуме. «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2001 г.), на 3-ем Конгрессе нефтепромышленников России «Проблемы нефти и газа» (Уфа, 2001 г.), на 6-ом международном Симпозиуме. «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2002 г.), на 6-ом Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (Уфа, 2005 г.) и ряде нефтегазодобывающих управлений, секциях научно-технических Советов «БашНИПИнефть», АНК «Башнефть» и УГНТУ.

Публикации. Основное содержание диссертации изложено в 53 печатных работах, в том числе в 1 монографии, 35 статьях, тезисах 10 докладов на научных конференциях, 2 учебных пособиях, 5 авторских свидетельствах и патентах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 7 глав, заключения, списка литературы в 291 наименование и 8 приложений. Объем работы составляет 313 страниц, в том числе 121 рисунков, 129 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гафаров, Шамиль Анатольевич

Основные выводы

1. На основе обобщения теоретических, экспериментальных и промысловых работ показано, что для повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов, создания эффективных методов воздействия на пласт необходимо учитывать реологические свойства аномально-вязких нефтей. При этом:

- градиенты динамического давления сдвига, предельного разрушения структуры нефтей в карбонатных пористых средах соответственно в 2,2 и 1,8 раза выше, чем в песчаных; подвижность нефтей с практически неразрушенной структурой в 1,9.3,8 раза меньше подвижности нефтей в песчаных породах и на порядок - в трещинных коллекторах, что приводит к усилению тиксотропных свойств нефтей;

- увеличение в составе нефти основных структурообразующих компонентов (асфальтенов) приводит к уменьшению в 2.4,7 раза динамической пористости породы и к росту остаточной нефтенасыщенности на 9-14%.

Разработана классификация методов подавления аномалий вязкости нефтей; определены направления совершенствования методов воздействия на пласт.

2. Уточнен механизм проявления капиллярных и гравитационных сил при вытеснении остаточных аномально-вязких нефтей. Исследованиями установлено:

- проявление нефтями аномалии вязкости приводит к уменьшению коэффициента капиллярного замещения нефти водой в среднем на 40 %;

- наличие гравитационного поля в пласте способствует росту коэффициента вытеснения нефти водой в 2,2.2,9 раза;

- коэффициент замещения нефти водой при капиллярно-гравитационной сегрегации увеличивается при воздействии теплом в 1,7 раза, растворами ПАВ (АФ9-12) в 1,3 раза, вибрацией в 2,2 раза.

3. Разработаны новые составы и технологии комплексного физико-химического воздействия на карбонатные пласты с аномально-вязкими нефтями и определены области их эффективного применения:

- технологии для воздействия на пласт на основе использования продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья. Продукт представляет собой смесь монокарбоновых кислот и растворителей с меньшей скоростью взаимодействия с породой (на порядок и более раз), способностью растворять и подавлять набухаемость глин (до 3,7 раз), взаимодействовать с активными компонентами нефти, улучшая фильтрационные характеристики аномально-вязкой нефти;

- технология воздействия на порово-трещинные и порово-кавернозно-трещинные пласты с применением полимер-дисперсных систем и концентрированного раствора ПАВ. При этом: а) устойчивость к разрушению ПДС в карбонатных коллекторах на 23 % выше, чем в терригенных пластах; б) технология предусматривает закачку в пласт растворов ПДС с последующей закачкой высококонцентрированных растворов ПАВ (ПДС+ПАВ). Это позволило увеличить коэффициент вытеснения на 10,5 пунктов; в) применение комбинированного состава «ПДС+ПАВ» приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой на 16,2 пункта, в том числе на 6 пунктов за счет действия ПАВ и 10 пунктов за счет растворов ПДС;

- физико-химические составы для воздействия на пласт и восстановления коэффициента продуктивности скважин: «Поверхностно-активный состав (ПАС)» и «ПАС+ кислотный раствор». Составы обладают ультранизкими поверхностно-активными свойствами (до 10"3 мН/м), повышенной фазовой устойчивостью в пластовых условиях. Содержание полимера в составе ПАС придает ему неньютоновские свойства, что обеспечивает выравнивание профилей притока и приемистости скважин, увеличивает охват пласта воздействием;

- технологии с использованием жидких углеводородов «пентаны+высшие» в составе и без кислотообразующих эмульсий для стабилизации и увеличения коэффициента продуктивности низкодебитных скважин в карбонатных залежах, разрабатываемых на режиме истощения при Рш^Рнас- Исследования позволили установить: а) повышение фазовой проницаемости породы по нефти до 2,5 раза за счет искусственного снижения давления насыщения нефти газом и обеспечения однофазной ее фильтрации; б) возможность многократного увеличения глубины воздействия соляной кислотой, образуемой после разложения кислотообразующей эмульсии при одновременном растворении и удалении жидкими углеводородами из ПЗП отложившихся асфальто-смолистых веществ.

4. В промышленных условиях доказана технологическая и экономическая эффективность предложенных технологий на нефтяных месторождениях Башкортостана, Оренбургской и Самарской областей. Внедрение технологий позволило дополнительно получить 24,5 тыс.т нефти, закачать в пласт 23 тыс. м3 воды. Дополнительно чистая прибыль за период с 1998 по 2004 г. получена в сумме 13,5 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Гафаров, Шамиль Анатольевич, Уфа

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

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

3. Сюняев З.И., Сюняев Р.З., Сафиева Р.С. Нефтяные дисперсные системы. -М.: Химия, 1990.- 224 с.

4. Zalha L., Manky Т. // Acta. Acad. Sei. Huhg.- 1973.- 375 p.

5. Galtsev V.E., Ametov J.M., Grinberg O. Iall // Abstrakts of XXVII Amere congress. Kazan.- 1994.- №7.- 432 p.

6. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические основы технологии переработки нефти.- М.: Химия, 1998.- 448 с.

7. Schvedoff F.N. Phys.- 1989.- №8(2).- 341 p.

8. Bingam E.C. Fluidity and plasticity. New York. - 1922.

9. Buchingham E. Proc. Am. Soc. Test. Mat. 1921.- №21.- 1154.

10. Вейнберг Б.П. // ЖРФ,- 1912.- №4.- C.44,201.

11. Рейнер M. Деформация и течение. Введение в реологию.- М.: Гостоптехиздат, 1963.- 382 с.

12. Воларович М.П., Толстой Д.М. //Журнал физической химии, 1933.- №6.815 с.

13. Толстой Д.М. // Журнал физической химии, 1934.- №5.- 28 с.

14. Воларович М.П., Гуткин A.M. // ЖТФ.- 1946.- №3.- 321 с.

15. Щипанов П.К. // ЖТФ, 1949.- №10.-121 с.

16. Сегалова Е.Е., Ребиндер П.А. // Коллоид, ж-л.- 1948,- т.Ю.- №3.- 223 с.

17. Ребиндер П.А., Сегалова Е.Е. // Коллоид, ж-л.- 1950.- т.71.- 223 с.

18. Великовский Д.С. Текучесть консистентных смазок // Коллоид, ж-л.- 1954,-т.16.-№6.-С. 406-411.

19. Ребиндер П.А. Взаимосвязь поверхностных и объемных свойств растворов поверхностно-активных веществ //В кн: «Успехи коллоидной химии».- М.: Наука, 1973.- С. 9-29.

20. Ребиндер П.А. Поверхностные и объемные свойства растворов поверхностно-активных веществ // Журн. Башкирск. отдел. ВХО им. Менделеева.- 1966.- №4.- С. 362-369.

21. Неживенко В.Ф. Характер реологических кривых парафинистых нефтей с различным содержанием смол // Коллоид, ж-л.- 1954.- т.16.- С. 196-200.

22. Ширджанов Н. Зависимость вязкости нефти от скорости перекачки и температуры / Тр. ВНИИ (туркменск. ф-ал).-1962.-№5.-С.215-221.

23. Котен В.Г. Реологические свойства туркменских нефтей. //НТС. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов.- 1963.-№12-С.10-15.

24. Казубов А.И. Экспериментальное определение реологических свойств вязко-пластичных нефтей. //Тюменский индустриальный институт.-1968.-№2-С.207-211.

25. Оруджев B.JI., Рахимов Н.Р. Результаты исследования вязко-пластичных свойств аномальных нефтей Узбекистана. // Нефтяное хозяйство.-1968.-№10.-С.41-45.

26. Губин В.Е., Степанюгин В.И., Скрипников Ю.А. Структурно-механические свойства Мангышлакской нефти. // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти. М.:ВНИИОЭНГ,1970.-С110-116.

27. Губин В.Е., Пиядин М.Н., Сковородников Ю.А. Количественная оценка тиксотропного разрушения структуры нефти // Нефтяное хозяйство.-1972.-№11.- С.61-62.

28. Ивачев JI.M., Кипко Э.Я., Полозов Ю.А. К вопросу определения перепада давления при плоско-параллельном течении вязкопластичной жидкости. // Изв. ВУЗов сер. «Нефть и газ».- 1975.- №2.- С. 79-81.

29. Гурбанов Р.С. К выбору реологической модели для неньютоновских нефтей. // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти.- М.: ВНИИОЭНГ.-1970,-С. 34-38.

30. Репин Н.Н., Соцков A.M. О закономерностях движения структуропроявляющих жидкостей в трубах. // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени», 1979.- №44.- С. 64-67.

31. Репин Н.Н., Соцков A.M. О предельном напряжении сдвига структурированных жидкостей. // НТС / ВНИИСПТнефть «Нефтепромысловые проблемы основных нефтегазодобывающих районов».-Уфа, 1983.-С. 4-11.

32. Соцков A.M., Пудиков В.В. К вопросу изучения движения структуропроявляющих жидкостей в трубах. // НТС / ВНИИСПТнефть.-«Сбор, подготовка нефти, воды и защита от коррозии нефтепромыслового оборудования».- Уфа, 1980.-С. 19-21.

33. Соцков A.M. Результаты экспериментальных исследований реологических свойств структуропроявляющих жидкостей. // НТС / ВНИИСПТнефть.-«Сбор и подготовка газонасыщенной нефти и воды и борьба с коррозией нефтепроводов».- Уфа, 1982.- С.45-50.

34. Дытюк J1.T. Исследование реологических свойств нефтей и эмульсий некоторых месторождений Пермской области // Применение неньютоновских нефтей в добыче нефти. М: ВНИИОЭНГ.- 1970.- С. 1-62.

35. Хабибуллин З.А. Исследование факторов влияющих на фильтрацию структурированных пластовых нефтей // Дис. . канд. техн. наук.- Уфа: УНИ.- 1970.- 147 с.

36. Салимгареев Т.Ф. Исследование тиксотропных свойств пластовых нефтей. //Дис. канд. техн. наук.- Уфа: УГНТУ, 1974.- 174 с.

37. Рогачев М.К. Исследование влияния поверхностно-активных веществ на свойства аномально-вязких нефтей // Дис. . канд. техн. наук.- Уфа: УГНТУ, 1976.- 128 с.

38. Зейгман Ю.В. Изменение реологических характеристик аномально-вязких нефтей с помощью двуокиси углерода и поверхностно-активных веществ. // Дис. . канд. техн. наук.- Уфа: УГНТУ, 1979.- 188 с.

39. Шамаев Г.А. Предупреждение осложнений при закачке двуокиси углерода для увеличения нефтеотдачи пластов при разработке залежей аномальных нефтей. // Дис. . канд. наук.- Уфа: УГНТУ,- 186 с,

40. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Исследование аномалий вязкости пластовых нефтей месторождений Башкирии // Изв. ВУЗов «Нефть и газ»,- 1972.-№8.-С. 41-44.

41. РД. 39-11-02-77. Аппаратура и методика исследований реологических свойств аномально-вязких нефтей / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин, М.К. Рогачев.- Уфа: УНИ, 1977.- 57 с.

42. Фоменко И.Е. Исследование фильтрации нефти Ромашкинского месторождения в пористых средах. М.:ВНИИОЭНГ,1970.-С110-116.

43. Влияние температуры, давления и растворенного газа на с.м.с. нефтей / Тр. Азерб. ин-та нефти и газа, 1967.- вып. XXVI.- С. 19-24. / Абасов А.А., Алиев В.А., Рагимов О.П. и др.

44. Горбунов А.Т., Ефремова Н.А., Хорнеш Я. Фильтрация асфальто-смолистых нефтей в пористых средах // Изв. АН СССР, сер. Механика жидкостей и газа.- 1969.-№6.- 202 с.

45. Борьба с отложениями парафина при добыче нефти. /Люшин С.Ф., Рассказов В.А., Шейх-Али и др., Гостехиздат.- 1961.- 150 с.

46. Николаев В.М., Белоусов В.И., Безруков Е.И. Влияние давления и газонасыщенности нефти на температуру начала кристаллизации парафина // В сб. Борьба с отложениями парафина.- М.: Недра, 1965.- С. 107-114.

47. Кабиров М.М., Хабибуллин З.А., Гилязов А.А. Эмпирические формулы для определения вязкости неньютоновских нефтей // Тр. Уфим. нефт. инст-та.-1972.-№8.-С. 96-100.

48. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти.- М.: Недра,-1974.- 199 с.

49. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.-М.: Недра, 1986.-25 с.

50. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1977.-214 с.

51. Фоменко И.Е. Удельная поверхность, извилистость и радиус пор коллекторов Ромашкинского месторождения // Изв. ВУЗов «Нефть и газ».-1966.-№12.-С. 39-120.

52. Фоменко И.Е. О величине удельной поверхности и радиусе пор коллекторов Ромашкинского месторождения // Тр. УфНИИ.- М.: Недра, 1967.- №17.- С. 73-77.

53. Ханин А.А. Основы учения о породах коллекторах нефти и газа.- М.: Недра, 1965.- 360 с.

54. Ханин А.А. Петрофизика нефтяных и газовых пластов.-М.: Недра.-1976.-295 с.

55. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Рудаков Г.В. Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных пластов. -М.: Гостоптехиздат, 1962 282 с.

56. Аббасов М.Т., Таиров Н.Д. Влияние температуры на проявление молекулярно-поверхностных сил в процессе теплового воздействия на пласт // В кн. Тепловые методы добычи нефти.- М.: Наука, 1975.- С. 135-142.

57. Лютин Л.В., Олейник И.П. Адсорбция асфальтенов в пласте и ее влияние на фильтрацию и нефтеотдачу // Тр. ВНИИ.- М.: Недра, 1970.- №55.- С. 134-142.

58. Мархасин И.Л., Гусманова Г.М. Адсорбция ванадий-порфириновых комплексов нефти // В кн. О результатах научных исследований в области разработки, добычи, транспорта и переработки нефти и газа в Башкирии.-Уфа: Баш. НТО НТП, 1975.- С. 30-36.

59. Мархасин И.Л., Гусманова Г.М. Определение адсорбции асфальтенов нефти на твердой поверхности // Тр. СовДорНИИ.- 1975,- №30.- С. 42-46.

60. Мархасин И.А., Строкина В.Р. Исследование структуры и состава пленки нефти на границе с твердой фазой // В кн. Материалы V Всесоюзной конференции по физико-химической механике.- Уфа: Башкнигоиздат, 1974.-С. 231-232.

61. Кондрашов О.Ф., Мархасин И.Л. О морфологии граничного слоя некоторых индивидуальных жидкостей // НТЖ Физическая химия.- М.: 1978,- №4.- С. 1052-1054.

62. Влияние высокомолекулярных компонентов нефти на толщину и реологические свойства граничного слоя. / Мархасин И.Л., Строкина В.Р., Гусманова Г.М. и др. // Изв. ВУЗов «Нефть и газ».- 1976.- №9.- С. 68-71.

63. Ахметов М.Т. Молекулярная физика граничного трения.- Физматгиз, 1960.211 с.

64. Кравченко И.И., Бабалян Г.А. Адсорбция ПАВ в процессах добычи нефти. -М.: Недра, 1971.- 159 с.

65. Лютин Л.В., Олейник И.П. Адсорбция асфальтенов кварцем.- НТС ВНИИ, 1962,-№16.- С. 78-80.

66. Таиров Н.Д. Физические основы повышения нефтеотдачи глубокозалегающих пластов //Дис. . докт. техн. наук.- Уфа.- 1973.- 302 с.

67. Мархасин И.Л. К физико-химии разработки нефтяных пластов (исследование влияния адсорбции асфальтенов на разработку нефтяных пластов)//Дис. докт. техн. наук.- Уфа.- 1966.- 308 с.

68. Влияние твердой поверхности на подмолекулярную структуру сшитых полиуритов. /Высокомолекулярные соединения, серия «А», // Куксин А.П., Сергеева Л.М., Липатов Ю.С. и др.- 1970.- т. 12.- №10.- С. 2332-2337

69. Кусаков М.М., Ребиндер П.А., Зинченко К.А. Поверхностные явления в процессах фильтрации нефти //Докл. А.Н. CCCP.-1940.-t.28.- №5.- С. 342436.

70. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов.- М.: Гостоптехиздат, 1945.- 141 с.

71. К вопросу затухания фильтрации нефтей / Бабалян Г.А., Рзабеков З.Ф., Башенова Э.Ф. и др. // Тр. АЗНИИ НД.- 1956.- №3.- С. 42-60.

72. Рудаков Г.В., Мархасин И.А., Бабалян Г.А. О влиянии поверхностно-активных компонентов на затухание фильтрации нефти в пористой среде // В кн. Применение ПАВ в нефтяной промышленности,- М.: Гостоптехиздат, 1961.-С. 252-255.

73. Фукс Г.И. О течении жидкостей в узких зазорах между сближающими плоскими твердыми телами // Докл. АН СССР.- 1957.- т.113.- №3.- С. 635638.

74. Mackem М. Течение однородных жидкостей в пористой среде // пер.с анг. Геймана М.А.- М.-Л.- 1949.- 89 с.

75. Criffits I.C. Bull. Amer. Ass. Petrol. Yed.- 1952.- 26,205 p.

76. Дерягин Б.В., Крылов H.A. Аномальные явления при течении жидкостей через жесткие узкопористые фильтры // Совещание по вязкости жидкостей и коллоидных растворов / Докл. АН СССР.- М.- Л.-1944.- С. 52-54.

77. Ефремов И.Ф. Периодические коллоидные структуры.- Л.: Химия, 1971.-191 с.

78. Русанов А.И. О влиянии размера пор на адсорбцию // Док-ды АН СССР.1974.- т. 218.- №4.- С. 882-885.

79. Мс Haffic I.R., Lezner Z.I. Chem. Soc.-1926.- 127, 1559 p.

80. Hardy W.B. Proc., Soc.- London (A).- 1928.- 118,209.

81. Дерягин Б.В. Что такое трение?.- М.: АН СССР, 1963.- 230 с.

82. Фукс Г.И. О силах контактных взаимодействий твердых частиц в жидкой среде. / В кн. Успехи коллоидной химии.- М.: Наука, 1973.- С. 117-129.

83. Бахрак Г.С., Малинский Ю.М. Толщина адсорбционно-сольватных слоев битума на поверхности наполнителей и ее зависимость от температуры // Коллоидн. журнал.- 1973.- т.35.- №3.- С. 451-456.

84. Фукс. Г.И., Ганцевич И.Б. О влиянии жирных кислот на кинетику отрыва плоскопараллельных стальных дисков в углеводородных жидкостях // Коллоидн. Журнал.- 1957.- т.29.- №2.- С. 304-306.

85. Гурбанов Р.С., Алиев В.А., Мамедова М.А. Движение ньютоновских и неньютоновских жидкостей в тонких щелях // Изв. ВУЗов «Нефть и газ».1975.-№6.-С. 37-40.

86. Мархасин И.Л., Симонкина B.C. Методика массового определения остаточной нефтенасыщенности насыпных грунтов с помощью калибровки кривой // Новости нефтяной техники, сер. «Нефтепромысловое дело».- 1955.-№5.- С. 20-23.

87. Фролов А.И., Ковалев А.Г. и др. Изучение характера фильтрации высокопарафинистых нефтей на участке УКМ-2 // Нефтепромысловое дело,-1967.-№10.-С.29-32.

88. Moore E.W., Lowe C.W., Hendrickson A.R. I. of Petroleum technology.- Sept.-1965.-№9.- 17 p.

89. Wihherspoon P.A. Trans. Acad Sci.- V.24.- №4.- 962 p.

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

91. Лютин J1.B., Бурдынь Т.А., Олейник Л.П. Влияние асфальтеносмолистых веществ на смачиваемость и фильтрацию //Тр. ВНИИ, сер. «Добыча нефти».-М.: Недра, 1964.- С. 175-182.

92. Репин Н.Н. (мл.) Исследование течения аномальной нефти //Тр. ТатНИПИнефть.- 1977.- №36.- 115 с.

93. Репин Н.Н. (мл.) Оценка гидродинамических условий отрыва нефти от породы // Докл. шестой республ. отраслевой научно-практ. конф,- Уфа.-1981.-С. 101-102.

94. Репин Н.Н. (мл.) Экспериментальные исследования особенностей структурооборазования в нефти и чистых жидкостях // Тез. докл. XIX научн.-техн. конф. молодых ученых и специалистов.- Уфа.- 1985.- 128 с.

95. Строкина В.Р. Исследование свойств пленочной нефти на контакте с твердой поверхностью // автореф. диссерт. канд. техн. наук.- Уфа.- 1973.21 с.

96. Кондрашов О.Ф. Экспериментальное исследование физико-механических свойств гранично-связанной нефти при пластовых условиях // Автореф. диссерт. канд. техн. наук.- Уфа.- 1979.- 23 с.

97. Мархасин И.Л., Богданов B.C., Кондрашов О.Ф., Фукс Г.И. Факторы влияющие на величину и свойства граничного слоя нефти // В кн. Материалы VII Всесоюзной конф. по коллоидной химии и физико-химической механике.- Минск.- 1977.- С. 135-136.

98. Кнышенко А.Г. Исследование влияние температуры и поверхностно-активных веществ на физические свойства системы жидкость пористая среда//Дис. . канд. техн. наук.- УГНТУ.- 1982.- 165 с.

99. Граничные слои в карбонатных коллекторах / Хайрединов Н.Ш., Кукушкина Е.А., Нугайбеков Е.А. и др. // Изв. ВУЗов «Нефть и газ».-2001/2.С.36-38.

100. Мархасин И.Л., Абезгауз И.М., Столбова Т.М. Адсорбция асфальтенов из нефтей Арланского месторождения в условиях пласта //В кн. Применение ПАВ в нефтяной промышленности.- 1966.- С. 265-274.

101. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КУГК-Р, 1997. 351 с.

102. Тумасян А.Б. О влиянии ПАВ на показатели процесса вытеснения остаточной нефти. // Тр. БашНИПИнефть. Уфа, 1965. - Вып. XIV. - 414 с.

103. Девликамов В.В., Рогачев М.К. Влияние ПАВ на реологические свойства нефти // Нефтяное хозяйство, 1976 - №7 - С. 29-31.

104. Гиматудинов Ш.К., Николаев В.А. Влияние водорастворимых ПАВ на капиллярные свойства пластовых систем // Известия ВУЗов «Нефть и газ», 1964 -№3- С. 43-45.

105. Бабалян Г.А., Рзабеков З.Ф. О капиллярной пропитке воды в нефтенасыщенный грунт. // Тр. АЗНИИ. Баку, 1958. - Вып. VIII. - С. 48-63.

106. Михневич В.Г., Тульбович Б.И. Изучение вытесняющей способности ОП-10 для карбонатных пород в условиях приближенного моделирования. //РНТС «Нефтепромысловое дело», 1975. №2.- С. 19-21.

107. Ощепков К.Ф. О применении поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи пластов. // Тр. Второго Всесоюзного совещания по применению ПАВ в нефтяной промышленности. Москва, 1963. - 395 с.

108. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: Недра, 1998 - 394 с.

109. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи композициями ПАВ. Новосибирск.: Наука, 1995. - 198 с.

110. Baltin В. Aszendiaxid alkamazole a kolaj cs foldas - banyasa - zatdan -Budapest, 1970.

111. Мейнцер Т.П. Растворимость углекислоты и ее влияние на физические свойства пластовых нефтей //Тр. БашНИПИнефти. Уфа. 1970 - Вып. IV -С. 158-162.

112. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Шамаев Г.А. Влияние двуокиси углерода на фильтрацию аномально вязких нефтей // Изв. ВУЗов "Нефть и газ", 1988 -№3,-С. 43-46.

113. Биро 3., Васс И. Добыча тяжелой нефти с применением газовой шапки С02. М.: ВНИИОЭНГ, сер. Добыча нефти, 1989. - 35 с.

114. Smith C.F. Sacondary deposion of iron compounds following acidizing t'reatments. «J. Petrol. Technol» №21, 1979.

115. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002 - 639 с.

116. Результаты применения новых методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана / Под. ред. Алмаева Р.Х. Уфа, АНК Башнефть, 2001 -79 с.

117. Изучение механизма применения сшитых полимерных составов. /Телин А.Г., Исмагилов Т.А. и др. // В кн. Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти. Тр. 12 Европейского симпозиума Казань, 2003 - С. 233-237.

118. Noik С, Audibert А.А. New Polimers for High Salinity and High Temperature / 7ep 10R European Symposium. Moscow, 27-29. 10. 1993.

119. Jewett R.L, Schurz G.F. Polymer flooding accurrent appraisal "J. Petrol Technol", 1970, VI, №22, №6, p.p. 675-684.

120. Рабинович А.Б. и др. Изучение свойств растворов полиакриламида, как агентов для закачки в нефтяные пласты. // Новые методы увеличения нефтеотдачи пласта. ТНТО ВНИИОЭНГ, сер. Добыча, 1968.- 50 с.

121. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. Применение полимеров в добыче нефти. М.: Недра, 1978. - 213 с.

122. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997 - 247 с.

123. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. Оренбург: Оренбургск. книжн. из-во, 1999-224 с.

124. Гелеобразующие композиции на основе нефелина для увеличения нефтеотдачи пластов / Фахретдинов Р.Н., Мухаметзянова Р.С., Берг А.А. и др. // Нефтяное хозяйство 1995 - №4 - С. 43-47.

125. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов. / Фахретдинов Н.Н., Ленченкова Л.Е., Ганиев P.P. и др. // Нефтяное хозяйство 1992. - №1 - С. 18-20.

126. Svarovskaya L.I., Altunina L.K., Rozenkova Z.A., Buldakova E.P. Minchem'92: Prec. The Fourth Symposium on Mining Chemistry, Kiev, Ukraine, 2 (1992), p 2532.

127. Юлбарисов Э.Ю. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов. // Нефтяное хозяйство 1981 - №3 - С. 36-40.

128. Фахретдинов Р.Н., Симаев Ю.М. Микробиологический синтез биополимера и биоПАВ и использование их в технологиях увеличения нефтеотдачи // Нефтепромысловое дело 1993-№8 - С. 12-15.

129. Бернштейн М.А., Лобода В.М. Закачка концентрированной серной кислоты // В сб. "Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов". ТНТО ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1977 С. 4550.

130. Эффективность применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов. /Глумов И.Ф., Ошитко В.М., Кочетков В.Л. и др. // Нефтяное хозяйство, 1976. №6. - С. 40-42.

131. Глумов И.Ф., Чензова Г.К. Вытеснение нефти водой с добавкой ПАВ, полученных в нефтяном пласте сульфированием нефти. //Тр. ТатНИИ. М.: Недра -1967 - вып. X. - 458 с.

132. Обобщение опыта разработки нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами в АНК "Башнефть". /Лозин Е.В., Федорако А.Б., Родионов В.П. и др. // Отчет о НИР Уфа: фонды "БашНИПИнефть" - 1998. - 198 с.

133. Амиян В.А., Уголев B.C. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.: Недра, 1970. - 280 с.

134. Арутюнов Г. А., Васюшин Л.Н. Экономическая эффективность использования гидрофобных кислотных эмульсий для обработкикарбонатных пластов в глубоких скважинах // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело, 1970. №6 - С.35-38.

135. Мищенков И.С. Об особенностях воздействия соляно-кислотной пеной на карбонатную среду. // Нефтяное хозяйство 1994 - № 5 - С.63-65.

136. Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов //Нефтяное хозяйство -1995.-№3 -С.45-47.

137. Аширов К.Б., Вышигин Г.Б. Оценка эффективности соляно-кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах. // Нефтяное хозяйство, 1992 -№7-С. 28-31.

138. Бакиров Н.М., Рамазанов Р.В. Эффективность создания забойных каверно-накопителей // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело 1982 - №6 - С. 22-24.

139. Аширов К.Б., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г. О результатах эксплуатации скважин с искусственными кавернами // РНТС ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело 1979 - №9 - С. 21-23.

140. Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспективы их развития /Шапинов В.П., Южанинов П.М., Азаматов В.И. и др. //Нефтяное хозяйство 1986 - №6 - С. 35-37.

141. Тухтеев P.M., Антипин Ю.В., Карпов А.А. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2002. - №4 - С. 68-70

142. Увеличение продуктивности скважин в карбонатных коллекторах составами на основе соляной кислоты /Вердеревский Ю.Л., Арефьеф Ю.Н. и др. //Нефтяное хозяйство 2000 - №1 - С. 39-40.

143. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах. /Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г. и др. //Нефтяное хозяйство 1998 -№7 - С. 26-27.

144. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче.- М.: Недра 1991.- 224 с.

145. Смыков В.В. Повышение эффективности добычи и подготовки нефти из карбонатных коллекторов //Автореф. диссерт. канд. техн. наук Уфа.- 2001.23 с.

146. Мартынцев О.Ф., Котляров С.В. и др. Применение водорастворимых полимеров для увеличения нефтеотдачи трещиновато-поровокавернозных пластов.'// В кн. "Состояние и перспективы применения новых методов нефтеотдачи." Уфа, 1976. - 93 с.

147. Абасов М.Т. Перспективы повышения нефтеотдачи при заводнении с применением щелочей. // Нефтяное хозяйство, 1978. №9. - С. 31-34.

148. Горбунов А.Т., Бученков А.Н. Щелочное заводнение. М.: Недра, 1989.160 с.

149. Эффективность щелочного заводнения на опытном участке Трехозерного месторождения / Пятков М.И., Свищев М.Ф., Косов А.С. и др. // Р.Н.Т.С. Нефтепромысловое дело, 1981. №1 - С. 2-3.

150. Jennings H.J. el. Al. A caustic water flooding process for Heavy oils, J.Petrol. Technol (Dec. 1974), p.p. 1344-1352.

151. Мартос В.Н. Экспресс-информация ВНИИОЭНГ, сер. "Нефтепромысловое дело", 1978.-№18-20 с.

152. Результаты щелочного заводнения на месторождениях Пермской области / Михневич В.Г., Гудков Е.П., Юшков И.Р. и др. // Нефтяное хозяйство 1994- №6 С. 26-28.

153. Использование отработанной щелочи для повышения нефтеотдачи пластов Уршакского месторождения.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995 Нефтепромысловое дело. - №11-12. - С. 19-21 /Хлебников В.Н., Ганиев P.P., Якименко Г.С., Локтионов А.Г.

154. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения /Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалеев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов.- М.: ВНИИОЭНГ. 1995. - ТII. - 286 с.

155. Мартос В.Н. Увеличение нефтеотдачи пластов путем вытеснения нефти различными агентами // 0.3.Л. ВНИИОЭНГ, сер. Добыча, 1972. 108 с.

156. Davis J.A., S.C. Jones Dasplacement mechanism of miceller solution "J. of Petrol. Technol" XII, 1988, V20, №12

157. Gogerty W.R., Toch W.C. Miscible type waterflooding: oil recovery with miceller solution. "J. of Petrol. Technol" 1984. V20, №12. p.p. 1407-1414.

158. Горбунов A.T., Забродин Д.П. и др. Применение оторочек мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтяное хозяйство, 1976.- №6. С. 43-44.

159. Bleykley W.B. How the Maraflad process perfom. "Oil and Gas J.", 1982, 29 XI, V69, №48, p.p. 49-50.

160. Bleykley W.B. Marathon's new flooding technique could help revivalling European oil fields "Petrol and Petrochem Jntern" 1983, 11, V12 №2 p.p. 34-39, 83.

161. Сургучев М.Л., Шевцов B.A., Сурина В.Н. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1977. 315 с.

162. Хисамов Р.С., Газизов А. А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003 - 568 с.

163. Применение биотехнологии повышения нефтеизвлечения на месторождениях Татарстана / Уваров С.Г., Береговой А.Н. и др. // 12 Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. 8-10 сентября, Казань, 2003-С. 145-147.

164. Микробиологический метод обработки нефтяной залежи с высокой минерализацией пластовых вод / Сенюков В.М., Юлбарисов Э.М., Талдыкина Н.Н., Шишенина Е.П. // Микробиология. М.: АН СССР, 1970. - Т.39 - Вып. 4-С. 705-710.

165. О микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов /Юлбарисов Э.М., Жданова В.Н. //Нефтяное хозяйство. -1984 №3 -С. 28-33.

166. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. /Н.И. Хисамутдинов, Ш.Ф. Тахаутдинов, А.Г. Телин, Т.И. Зайнетдинов и др. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2001.- 181 с.

167. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С. М.: Недра-2004-291 с.

168. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимова Г.З., Телин А.Г. и др. Опыт повышения нефтеотдачи пластов чередующейся закачкой двуокиси углерода и воды. -М.: ВНИИОЭНГ, 1986. Вып. 6. - 64 с.

169. Бабалян Г.А. и др. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.: Недра, 1976. 142 с.

170. Давыдов А.В., Черницкий А.В. Разработка месторождений с карбонатными коллекторами: текущее состояние, проблемы и перспективы. // Нефтяное хозяйство. 1993.- №3 - С. 18-21

171. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура и др. М.: Недра, 1987. - 230 с.

172. Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А., Сафонов Е.Н. Особенности фильтрации неньютоновских нефтей в карбонатных пористых средах/ Нефтяное хозяйство.- 2005.- №11.- С. 52-54.

173. Гильманшин И.Г. Исследование причин снижения коэффициента пористости нагнетательных скважин связанных с фильтрацией суспензии // Дис. канд. техн. наук.- Уфа, фонды УНИ.- 1970.- 195 с.

174. Назаров В.Д. Физические основы выбора агента для заводнения нефтяных пластов карбонатного типа // Дис. . канд. техн. наук.; фонды УГНТУ.-1975.- 150 с.

175. Гафаров Ш.А., Шамаев Г.А. Влияние проницаемости карбонатных пород на фильтрационные характеристики аномально-вязких нефтей // Деп. в ВИНИТИ, М: 1992.- №1298-1392.

176. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномально-вязкие нефти: Учеб. пособие.- Уфа: УНИ, 1977.- 111 с.

177. Гафаров Ш.А. Физика нефтяного пласта: Учебн. пособие.- Уфа: УНИ, 1998.- 141 с.

178. Коробов К.Я., Антипин Ю.В. О нарушении линейного закона фильтрации при низких градиентах давления. Нефтяное хозяйство.- М: 1968.- №8.- С. 26-28.

179. Гафаров Ш.А., Дьячук И.А. исследование тиксотропных свойств аномальных нефтей при фильтрации в карбонатных пористых средах // Деп. в ВИНИТИ, М: 1993.-№1291-1893.

180. Гафаров Ш.А. Аномально-вязкие нефти и их влияние на фильтрационную структуру порового пространства. / В кн. Сборн. науч. докладов. 12 Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов.- Казань.-2003.- С. 70-73.

181. Пат. Ru 2166747 Устройство для определения распределения пор по размерам /Ш.А. Гафаров, О.И. Целиковский, Я.Х. Салех. Заявлено 13.04.2000. Опубликовано 10.05.2001. Бюл. №13

182. Антонов Д.А. Способ определения степени насыщения жидкостью образцов пористых горных пород.- Новости нефтяной техники // Нефтепромысловое дело.- 1955.- №5.- С. 27-28.

183. Технико-экономическое обоснование развития добычи нефти в АО «Ишимбайнефть», РМНТК «Нефтеотдача», ВНИИнефть,- М.: 1994.-Т.1.-120 с.

184. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.-М.: Недра.-1984.-215с.

185. Крылов А.П. О некоторых вопросах проблемы нефтеотдачи в связи с ее обсуждением // Нефт. хоз-во.- 1974.- №8.- 33 с.

186. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования / Еременко Н.А., Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Мартос В.Н., Кисиленко Б.Е., Сабанеева З.М. // ВНИИОЭНГ сер. Нефтепром. дело. М.:1978.-59с.

187. Ализаде А.А., Амиров А.Д., Пирвердян A.M. Повышение нефтеотдачи на длительно разрабатываемых площадях Азейбарджана // Нефт. хоз-во.- 1974.-№9.- 35 с.

188. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта.- М.: Недра.- 1971.- 309 с.

189. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов.-М.: Недра.- 1992.-269 с.

190. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра.- 1985.- 235 с.

191. WardlawN.C., Мс Kellar М. Oil Blob Populations and Mobilization of Trapped Oil in Consolidated Packs.- Can. J. Chem. Eng., 1985, V 63 №4, pp 525-532.

192. Гафаров Ш.А., Гафарова З.Р. Об экспертной оценке остаточной нефти в карбонатных коллекторах //Сб. науч. тр. Междун. науч.-техн. конф.

193. Повышение качества строительства скважин"-Уфа, Монография, 2005.-С.33-36.

194. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математические модели формирования процессов разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра.- 1975,- 232 с.

195. Мирзаджанзаде А.Х., Ахметов И.М., Ковалев А.Г. Физика нефтяного и газового пласта.- М.: Недра.- 1992.- 231 с.

196. Самсонов В.М., Щербаков Л.М. Применение неравновесной термодинамики к кинетике растекания и течения жидкости в капилляре // Коллоидн. журнал, 1985.- №5.- Том XL VII.- С. 907-914.

197. Шатов А.А., Жуховицкий А.А., Григорьев Г.А., Бородин А.Н. Кинетика пропитки пористых систем // Журнал физической химии, 1984.-№7.-Том L VIII. -С.1694-1699.

198. Бельков В.М. К теории динамики капиллярной пропитки пористых сред индивидуальными жидкостями с учетом инерционного сопротивления // Журнал физической химии, 1997.-№7.- Том 65.-С.1871-1877.

199. Койда Н.У., Бухбиндер М.А. О высоте и скорости капиллярного поднятия в пористой среде // Журнал физической химии, 1962.-№6.- Том XXXVI.-С.1205-1209.

200. Кочешков А.А., Кусаков М.М., Лубман Н.М. Механизм капиллярной пропитки и капиллярного вытеснения в пористых средах // Изв. ВУЗов, серия «Нефть и газ»,1958.-№11.-С.59-64.

201. Юркин Н.И. Механизм вытеснения нефти из пористой среды // Нефтяное хозяйство, 1994.-№6.-С.36-40.

202. Багов М.О., Кузьмичев Д.Н. Капиллярное вытеснение нефти водой из пласта // Нефтяное хозяйство,1993.-№8.-С.29-34.

203. Григорьев Г.А., Ингерова Т.В., Москвин В.Д., Горбунов А.Т. Метод расчета параметров смачивания и коэффициента проницаемости по кинетике впитывания жидкости в пористые тела.// Нефтяное хозяйство.-1994.- №5.-С.35-37.

204. Гафаров Ш.А. Зависимость капиллярно-гравитационной сегрегации от состава нефти и типа нефтесодержащих пористых сред. / в кн. Сборник научных докладов. 12 Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов.-Казань,2003.-С.273-276.

205. Гафаров Ш.А. Об эффективности работы предельно-обводненного фонда скважин после пуска их из консервации в повторную эксплуатацию // НТЖ "Нефтегазовое дело", Том 3 2005 - http://www. ogbuss. ru.

206. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана / Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш.-Уфа,РИЦ АНК «Башнефть».-1977.-422с.

207. Дьячук И.А. Изучение процессов, происходящих при переформировании нефтяной залежи на заключительной стадии разработки // Дис. . канд. техн. наук.- Уфа, фонды УГНТУ 1997 - 161 с.

208. Дьячук И.А., Гафаров Ш.А. Применение форсированного отбора жидкости на заключительной стадии разработки. /В кн.: «Проблемы нефтегазовогокомплекса России» Междун. научн.-техн. конференц. -Уфа.- 1998.- С. 139140.

209. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана /Котенев Ю.А., Ягофаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. СПб.: ООО "Недра", 2004.- 287 с.

210. Логинов В.Г., Гарифуллин Ш.С. Руководство по кислотным обработкам скважин. М.: Недра, 1966-219 с.

211. Блюм Р.Г., Меньшиков А.И. Влияние добавок низкомолекулярных органических кислот на солянокислотные обработки скважин //В сб.: Сбор, транспорт и подготовка нефти.- Пермь, 1967.- С. 148-154.

212. Гарифуллин Ш.С.Повышение эффективности солянокислотных обработок скважин //Дис. канд. техн. наук./Фонды БашНИПИнефти.-Уфа,1971.-187 с.

213. Пат. 289407 США, 1959. Кл. 252-865. Способ обработки скважин.

214. Pat. 3142335 USA, 1964. Acidizing of wells / R. Dill Walte, N. Harris Froncis.

215. Никитина Л.А., Мартос B.H. Новое в вопросах воздействия на призабойную зону скважин.- М.: ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.- 1971.- 69 с.

216. Салимов М.А. Практика кислотных обработок на Биби-Эйбатском месторождении // ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.- 1967.- №6.- С. 16-18.

217. Арушанов М.П. Исследование возможности применения реагентов, содержащих низкомолекулярные органические кислоты, для повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов // Дис. . канд. техн. наук.-М. :ВНИИнефть, 1976.- 147с.

218. Логинов Б.Г. и др. Изучение стоков химических производств и применение их для увеличения добычи нефти // Обзорн. информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело.- 1968,- №3.- С. 23-25.

219. Логинов Б.Г., Гарифуллин Ш.С. Применение химстоков химических заводов при кислотных и термокислотных обработках скважин // Тр. УфНИИ.- 1969.-Вып. 25.-С. 140-150.

220. Селезнева А.А. и др. Применение кислых стоков Щебекинского химкомбината для химического воздействия на призабойную зону скважин с целью интенсификации добычи газа // Тр. УкрНИИгаза.- 1970.- С. 57-59.

221. Шефер А.З. и др. Использование отходов производства жирных кислот для повышения приемистости нагнетательных скважин // Экспресс-информация / ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепромысловое дело,- 1975.- №4.- С. 30-32.

222. Загоруйко А.А. Применение кислых остатков производства с.ж.к. для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хоз-во.- 1976.- №6.- С. 36-38.

223. А.с. 232171 СССР. Способ увеличения добычи нефти / В.И. Иванов, К.З. Бочавер, И.Л. Мархасин, Р.Ш. Мингареев и др. // Заявка №1100096; приоритет от 02.09.1966.

224. Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Применение растворов монокарбоновых кислот для интенсификации добычи нефти.- М.: Химия, 2004 192 с.

225. Гафаров Ш.А., Утяшева JI.X. О тепловом эффекте при кислотной обработке // Матер, респ. конф. "Роль молодежи в ускорении научно-технического процесса". Уфа, 1977.- С. 53-54.

226. Скуратов С.М. Термохимия. 4.1-2. Химия, 1974.- 241 с.

227. Лейберт Б.М., Гафаров Ш.А. К вопросу о моделировании процесса нейтрализации при кислотных обработках призабойной зоны скважин // Изв. вузов "Нефть и газ".- 1976.- №12.- С. 43-45.

228. Алабужев П.М. и др. Теория подобия и размерностей. Моделирование.-М.: Высшая школа, 1968.- 206 с.

229. Гафаров Ш.А. Адсорбция солей монокарбоновых кислот в пористых средах // Межвуз. научно-темат. сб. "Физикохимия и разработка нефтяных месторождений".- Уфа: УНИ, 1980.- С. 151-155.

230. Петров А.А., Позднышев Г.М. Экстракционное разделение нефти на масла, смолы и асфальтены // ХТТН.- 1969.- №1.- 12 с.

231. Гафаров Ш.А., Мархасин И.Л., Лейберт Б.М. Влияние содержания монокарбоновых кислот на капиллярное вытеснение нефти водой из пористых сред // Межвуз. научн.-темат. сб. "Физикохимия и разработка нефтяных месторождений".- Уфа: УНИ, 1978.- С. 81-86.

232. Жигач К.Ф., Яров А.Н. Об оценке набухаемости глин // Изв. вузов "Нефть и газ".- 1959.-№10.-С. 31-33.

233. Городнов В.Д. К оценке набухания дисперсоидов // Изв. вузов "Нефть и газ".- 1964.-№2.- С. 27-31.

234. Гафаров Ш.А. Использование продукта жидкофазного окисления углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин. // НТЖ "Нефтегазовое дело", том 1 2003, http:/www. ogbus.ru.

235. Пат. RU 2208148 С 1 (51) 7Е21В43/27 Состав для подавления набухания глин / Ш.А. Гафаров, Н.А. Гафаров, Г.А. Шамаев, А.Ю. Харин, А.Ш. Гафаров//Бюл. №19.- 10.07.2003.-10-27.

236. Маслов И.И., Городнов В.Д. К вопросу эффективности кислотной обработки глинистых коллекторов // Газовое дело. -1966.-№11.-С.9-11.

237. Березин В.М., Мархасин И.Л. Методы и аппаратура для массового определения первоначальной нефтенасыщенности образцов продуктивных пород//ЦНТИ, 1961.-17с.

238. Михневич В.Г., Тульбович Б.И. Изучение вытесняющей способности ОП-10 для карбонатных пород в условиях приближенного моделирования // РНТС Нефтепромысловое дело / ВНИИОЭНГ,-1975.- №2.-С. 19-21.

239. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем.-М.: Гостоптехиздат, 1963.-167с.

240. Мелешина А.Г., Сафонов Г.И. Фильтрация нефтей через карбонатные породы // Геология нефти и газа.-1967.-№3.-С.12-14.

241. Мархасин И.Л. и др. Исследование толщины пленочной нефти на контакте с карбонатной породой // матер, респ. науч.-техн. конф. по проблемам нефтяной и газовой промышленности. -Уфа, 1977 -С. 47-48.

242. Мархасин И.Л., Жданов А.Г., Иванов В.И., Гафаров Ш.А. Временная инструкция по обработке призабойной зоны эксплуатационных скважин продуктом жидкофазного окисления углеводородов (оксидат). Уфа.-1976.-18с.

243. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей.- М.: Недра 1988 - 149 с.

244. Викторин В.Д., Лыков Н.А. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам.- М.: Недра 1980 - 156 с.

245. Голф-Рахт Т.Д. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра- 1986-605 с.

246. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами.- М.: Недра 1980 - 123 с.

247. Газизов А.Ш., Галактионова А.А., Газизов А.А. Применение полимер-дисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи пластов //Нефтяное хозяйство.- 1998-№2-С. 12-14.

248. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999 285 с.

249. Газизов А.Ш. Разработка технологий воздействия на нефтенасыщенные пласты водоизолирующими химреагентами // Дис. . докт. техн. наук.- Уфа, фонды УГНТУ 1988,- 435 с.

250. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, A.M. Шавалеев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов -М.: ВНИИОЭНГ.- 1995- T.II.-286 с.

251. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. ОСТ 39-195-86-М.: Недра, 1988.

252. Гафаров Ш.А., Целиковский О.И. Исследование поведения капли нефти в водной среде, в условиях контактирования ее с различными типами твердыхповерхностей. // В кн.: "Нефть и газ", межвуз. сб. научн. ст., вып 1 Уфа -1997-С. 51-54.

253. Гафаров Ш.А. Экспериментально-лабораторное обоснование и оценка результатов закачки "ПДС+ПАВ" в порово-кавернозно-трещинные карбонатные пласты Балкановского месторождения АНК "Башнефть" // НТЖ "Нефтегазовое дело", том 3.- 2005 http:/www.ogbuss.ru.

254. Инструкция по применению полиакриламида с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды. РД 395765678-213-87 Р НПО "Союзнефтепромхим" Казань -1987-20 с.

255. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах.-М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999 - 285 с.

256. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно активных веществ / Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян, Б.И. Леви и др.- М.: Недра, 1983-216 с.

257. Сургучев М.А., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах. // Нефтяное хозяйство.- 1988.-№9.-31-36 с.

258. Нефтевытесняющие свойства поверхностно активных составов./ В.П. Городнов, Е.И. Лискевич, В.И. Щелепко и др.// Нефтяное хозяйство.-М.: 1990. №8.-С. 45-48.

259. Городнов В.П. Технология регулирования разработки с помощью поверхностно-активного полимерсодержащего состава ПАПС. // Нефтяное хоз-во.- М.: Недра, 1989.-№8.- С. 41-45 .

260. Состав для вытеснения нефти. А.С. № 1118101, кл. Е21В 43-22, 1984. В.Г.Султанов, М.М. Кабиров, В.П. Городнов (патентовладельцы Султанов1. B.Г., Гафаров Ш.А.).

261. Султанов В.Г., Гафаров Ш.А., Кабиров М.М. Поверхностно-активный состав для увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификация работы скважин.//Сб. научных докл., 7ой Европейский нефтяной конгресс.- М.- 1993.1. C. 277-283.

262. Химические методы в процессах добычи нефти. // Под. ред. академ. Н.М. Эмануэля и проф. Г.Е. Заикова.- М.: Недра, 1987.- 239 с.

263. Временная инструкция по технологии приготовления и применения мицеллярных растворов на основе Омских нефтяных сульфонатов для интенсификации работы скважин. / Гафаров Ш.А., Кабиров М.М., Султанов

264. B.Г., Городнов В.П. // Отчет НИР, книга 3 УНИ.- ГР 01860121351.- Уфа.-110-121 с.

265. Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области //Пантелеев А.С., Козлов Н.Ф., Постоенко П.И., Кирсанов М.К. и др. -Оренбург: Оренбургское книжное изд-во, 1997 272 с.

266. Пат. РФ №2159846 (приоритет от 10.08.98 г.) Способ разработки нефтяной залежи/ Гафаров Н.А., Кувандыков И.Ш. и др.

267. Применение новых способов повышения производительности нефтяных скважин на поздней стадии разработки ОНГКМ. / Н.А. Гафаров, И.Ш. Кувандыков, А.В. Тен, В.Н. Николаев, Ш.А. Гафаров // НТЖ "Нефтяное хозяйство"- 2004- №11- С. 90-94.

268. Оркин К.Г., Кучинский П.К. Лабораторные работы по курсу "Физика нефтяного пласта".- М.: Гостоптехиздат, 1953.- 290 с.

269. Гафаров Ш.А., Харин А.Ю., Шамаев Г.А. Физика нефтяного пласта: Учеб. пособие.- Уфа: изд-во УГНТУ, 2000 75 с.

270. Рахимкулов Р.Ш., Галлямов М.Н. Воздействие на призабойную зону пластов на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство, 1986-№7- С. 38-41.

271. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях /Дис. док. техн. наук.- М.: ВНИИ им.ак. А.П. Крылова 1994. -50 с.

272. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения. / Р.Х. Алмаев, И.Ф. Рахимкулов, B.C. Асмоловский и др. //Нефтяное хозяйство 1992 -№9 - С. 22-26.

273. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения /Г.В. Березин, А.Т. Горбунов, И.А. Швецов //Нефтяное хозяйство. 1990. - №7 - С. 27-29.

274. Гафаров Ш.А. О возможности переформирования остаточных запасов нефти в условиях простоя высокообводненного фонда скважин // Научн. тр. VI Конгр. нефтегазопромышленников России. Уфа, 2005 - С. 66-70.

275. Анализ технико-экономической эффективности закачки реагента "Темпоскрин" на Ромашкинском месторождении. /Хисамов Р.С., Яковлев

276. C.А., Валеева Г.Х., Каушанский Д.А. // В кн. Новейшие методы увеличения н/о пластов теория и практика их применения. Тр. Научн.-практич. конф.VIII Международной выст. "Нефть, газ. Нефтехимия - 2001. - Казань, 2001 -Том 1-С. 288-292.

277. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд-во, 1996.- 440 с.

278. Нурмухаметов Р.С. Исследование и разработка технологии повышения эффективности нефтеизвлечения из трещинно-поровых коллекторов /Дис. . канд. техн. наук. -Бугульма, фонды "ТатНИПИнефть". -2001. -154 с.

279. Новые технологии первичного вскрытия продуктивных карбонатных коллекторов /Горонович С.Н., Гафаров Н.А., Горонович B.C., Гафаров Ш.А.// Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. Материалы НТС ОАО «Газпром»- М.ВНИИОЭНГ,-2003.- №8.-С 32-39.