Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов"

На правах рукописи

Хамидуллин Марат Мадарисович

Повышение эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов (на примере разработки залежей 302-303 Ромашкинского месторождения)

Специальность 25 00 17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2006 г

003067834

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть»

Научный р_\ ководитель доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Хисамов Раис Салихович

Официальные оппоненты доктор технических на) к, ст научи еотр

Абдулмазитов Рафиль Гиният\ ллович кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымоьич

Ведущая организация Казанский государственный университет

Защита диссертации состоится 25 01 2007 г в 13 часов на заседании диссертационного Совета Д 222 018 01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти ОАО «Татнефть» по адресу 423236, Татарстан, г Бугульма, ул М Джалиля, 32

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть

Автореферат разослан 19 декабря 2006г

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук, /' ^ ^

старшин научный сотрудник Р 3 Сахабутдинов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В настоящее время существует множество технологий разработки карбонатных коллекторов Для повышения эффективности выработки запасов нефти применяют стационарное и циклическое заводнение, бурение горизонтальных и многоствольных скважин, гидроразрыв пласта, различные методы увеличения нефтеотдачи, однако зачастую имеющиеся технологии не позволяют существенно увеличить коэффициент извлечения нефти Принципиально важным аспектом разработки карбонатных коллекторов является проблема быстрого обводнения продукции скважин Основной причиной обводнения скважин залежей 302-303 является широко развитая вертикальная трещиноватость, создающая хорошую гидродинамическую связь с активной подошвенной водой За сравнительно короткий срок скважины обводняются настолько, что их эксплуатация становится экономически невыгодной В этой связи ставится задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, уменьшения отбора попутно добываемой воды Повышение эффективности добычи нефти из карбонатных коллекторов, может быть осуществлено после подробного изучения геологических и гидродинамических особенностей каждого отдельно взятого объекта месторождения

Целью работы является изучение геолого-гидродинамических особенностей и характера обводнения трещинно-поровых карбонатных коллекторов залежей 302-303, создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения

Основные задачи исследований.

1 Изучение особенностей геологического строения и различных методов разработки карбонатных коллекторов

2 Анализ разработки и выявление основных геолого-гидродинамических характеристик залежей 302-303

3 Исследование динамики и характера обводнения добывающих скважин изучаемых залежей

4 Исследование фильтрационных процессов, протекающих между блоками и трещинами

5 Создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения

Научная новизна. На основании анализа геолого-гидродинамических характеристик залежей и темпа роста обводнения добываемой продукции скважин, установлено

- величина и темп обводнения добываемой продукции зависит от геологического строения продуктивного коллектора и наличия непроницаемого прослоя, отделяющего нефтенасыщенную часть от высокоактивных подошвенных вод,

- эксплуатационные добывающие скважины, пробуренные с применением утяжеленных буровых растворов, длительное время работают с более низкой обводненностью, чем скважины, вскрытые с применением буровых растворов обеспечивающих бурение на депрессии или равновесии,

- при гидропроводности пласта менее 0,08 (мк\г м)/(мПа с) обеспечивается сопротивление прорыву подошвенных вод в скважину, высокое сопротивление способствует активизации процессов выщелачивания и приводит к увеличению содержания ионов кальция

При изучении процессов массообмена трещин и бло юв, установлено, что снижение давления в системе трещин происходит в несколько этапов, наблюдается нестационарность притока к скважине, говорящая о более сложной системе взаимодействия трещин и бло сов, т е о дискретности процесса

Научно обоснованы новые технологические решения, повышающие эффективность разработки карбонатных коллега оров

- технология экранирования притока подошвенных вод,

- методика закачки водоизоляционных материалов,

- методика расчета оптимального режима работы добывающих

скважин с форсированным отбором жидкости

Методы решения поставленных задач. Изучение опыта разработки карбонатных коллекторов различных стратиграфических горизонтов Гидродинамическое исследование, интерпре! ация и анализ гсолого-промысловой информации Обобщение результатов промысловых испытаний

Основные защищаемые положения.

1 Методика подбора оптимального временного интервала периодической работы добывающих скважин в условиях вертикальной трещиноватости карбонатных коллекторов

2 Технология экранирования притока подошвенных вод в обводненные добывающие скважины

3 Методика закачки изоляционных материалов, повышающая эффективность проведения изоляционных работ

Практическая ценность.

Предложен способ, обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков матрицы за счет экранирования притока подошвенной воды, введения перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости

На основании исследования геологических особенностей строения залежей произведена закачка изоляционных материалов в группу скважин, что позволило добиться снижения обводненности по скважинам, на которых изоляционные работы не производились

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах «Мы -геологи XXI века» (Казань, 2003), международной научной конференции посвященной тысячелетию г Казани «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов Проблемы их освоения» (Казань,2005), научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (Бугульма,2006), на научно-практических конференциях и семинарах молодых работников ОАО «Татнефть», научно-технических семинарах ОАО «Татнефть» и НГДУ «Лениногорскнефть» (2003-2006)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы Объем работы включает 14 таблиц, 83 рисунка, 149 страниц машинописного текста

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д г-м н , профессору Хисамову Р С , а также дтн Фазлыеву Р Т, дтн, профессору Тронову В П, дтн Иктисанову В А за ряд ценных замечаний и советов

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении содержится общая характеристика, определены основные задачи исследования, цель диссертационной работы, новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность

В первой главе приведены особенности геологического строения и разработки залежей углеводородов, продуктивность которых обусловлена трещиноватостью карбонатного коллектора Рассмотрено строение башкирского яруса Бобровского, Чутырско-Киенгопского, Якушинского и Черемуховского месторождений, турнейского яруса Бавлинского, Исаковского и Ромашкинского месторождений Представлены результаты закачки индикаторов в карбонатные коллектора Яблопсвского месторождения, результаты применения

нестационарного режима работы скважин в верей-башкирских отложениях Архангельского .месторождения, форсированного отбора жидкости на залежи Исаковского .месторождения и др

Наиболее значительный вклад в совершенствование принципов и методов разработки карбонатных коллекторов внесли К Б Аширов, Р Г Абдулмазитов, В Е Андреев, Ю В Антипин, К С Баймухаметов, Г И Баренблатт, Г Г Вахитов, Р Г Галеев, А Т.Горбунов, Р Н Дияшев, А А Губайдуллин, ЮПЖелтов, РРИбатуллин, Г 3 Ибрагимов, В Г Изотов, А В Копытов, В М Конюхов, Е В Лозин, В Д Лысенко, РХМуслимов, Ю М Молокович, И И Мавлютова, Р А Максутов, Р 3 Мухаметшин, Н Н Непримеров, И Т Мищенко, Г П Ованесов, В П Павлов, Р Г Рамазанов, М А Токарев, А А Трофимук, Э И Сулейманов, В К Утопленников, Р Т Фазлыев, Н И Хисамутдинов, Р Г Хамзин, Э М Халимов, Р С Хисамов, И Г Юсупов и другие

Рассмотрены особенности геологического строения и текущее состояние изучаемых карбонатных залежей №302-303 Ромашкинского месторождения Проведен анализ технологий разработки карбонатных коллекторов и результаты их внедрения на залежах Пока!ано, что башкирские и серпуховские отложения залежей отличаются от залежей среднего карбона месторождений Пермской, Самарской, Оренбургской и других областей Необходимо дальнейшее детальное исследование геологических, физических, химических процессов для выявления закономерностей темпов обводнения в зависимости от местоположения скважин в структурном плане, удаленности ВНК, способа вскрытия продуктивных коллекторов

Вторая глава посвящена исследованию динамики и характера преждевременного обводнения скважинной продукции башкирско-серпуховских отложений, рассмотрены особенности развития трещиноватости Впервые масштабное представление о трещиноватости горных пород на залежах 302-303 получено дистанционными методами (аэрокосмогеологические исследования АКГИ), проведенными в 1991 г Для залежей ведущими являются линеаменты северо-восточного простирания Лабораторией исследования скважинных коллекторов и углеводородов института ТатНИПИнефть по данным изучения керна выделены микро-(раскрытость 10-60 мкм ), мезо- (60-100мкм2) и макротрещины (100300 мкм2) Выделяется 2 системы макротрещин субвсртш- альная с углами падения трещин 18-19 градусов и субгоризонтальная с углами падения от 44 - 78 градусов Исследования методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) показывают, что субвертикальная

Согласно исследований, проведенных сотрудниками кафедры радиоэлектроники Казанского университета, Южно-Татарский свод относится к зоне восходящего движения подземных вод по пластам девона и, частично карбона Восходящее движение подошвенных вод характеризуется увеличением показаний гидропроводности, что приводит к формированию более проницаемого участка в северной части залежи (рис 2) Образование региональных трещин в результате глубинных тектонических процессов и направленное движение подошвенной воды привело к формированию превалирующего направления трещиноватости с северо-востока на юго-запад Наличие общего водного потока для различных участков трещиноватых зон говорит о сообщающейся системе трещин в подошве залежи 303 Кольматация трещин глинистым материалом в подошвенной части башкирского яруса является сдерживающим воду фактором, что проявляется в более медленном нарастании показаний гидропроводности на залежи 302 В условиях пласта, имеющего трещины, кольматированные глинистым материалом, безводный период работы скважины может быть довольно продолжительным Но в условиях пласта без таких пропластков и при больших величинах вертикальной проницаемости сдерживающим воду фактором остается лишь наличие сопротивлений, связанных с конфигурацией трещин В процессе эксплуатации скважин благодаря процессам выщелачивания, величина сопротивления трещин снижается, что приводит к прорыву воды к забою скважин

Далее в главе рассмотрена эффективность эксплуатации горизонтальных скважин в зависимости от расстояния до ВНК и применения различных буровых растворов Как показывает статистика, у скважин, пробуренных с применением утяжеленных буровых растворов с наличием твердой фазы, накопленная добыча, приведенная к количеству отработанных дней, выше, чем у остальных При бурении горизонтального ствола большой протяженности вскрываются многочисленные вертикальные и наклонные трещины, наиболее крупные из которых заполняются буровым раствором с содержанием твердой фазы, препятствующим быстрому прорыву подошвенной воды Наиболее эффективным оказалось бурение скважин на глинистом буровом растворе Вскрытие продуктивного коллектора с применением буровых растворов обеспечивающих бурение на депрессии или равновесии, привело к более быстрому обводнению скважин Наличие высокопроницаемых вертикальных

трещин, приводящее к быстрому обводнению скважин подошвенной водой, является наиболее существенным негативным фактором Поэтому бурение горизонтальных скважин не всегда обеспечивает ожидаемые показатели эффективности по суммарному отбору нефти

В процессе изучения динамики работы скважин залежей 302-303, отмечено, что после остановки наблюдается положительная динамика снижения конуса воды Снижение конуса воды, как правило, происходит в пластах мощных, с развитой вертикальной проницаемостью, когда градиенты силы тяжести окажутся большими, чем динамические градиенты давления и капиллярные силы При этом силы поверхностного натяжения должны быть как можно меньшими Снижение конуса воды более эффективно происходит в гидрофобных карбонатных коллекторах с развитой вертикальной трещиноватостью - залежь 303, на скважинах после длительного простоя

Третья глава посвящена изучению процессов массообмена между системой трещин и матрицей

Проведен краткий обзор и расчет фильтрационных параметров пластов с использованием различных методов интерпретации гидродинамических исследований (Минеева, ВНИИнефть, Хорнера, Щелкачева-Кундина, Полларда и др) Отмечается значительное различие полученных параметров Наблюдается лишь сходство коэффициентов гидропроводности, поэтому для гидродинамической оценки фильтрационных параметров карбонатных коллекторов, необходимо применять методики, учитывающие взаимодействие двух разномасштабных сред

Как свидетельствуют экспериментальные исследования, на многих скважинах залежей 302-303 приток нефти имеет немонотонный характер падения Наибольшее влияние на немонотонный характер притока жидкости оказывает различие фильтрационных свойств трещин и матрицы Сравним кривые восстановления давления (КВД) и кривые притока (КП) скважин № 38303Г и 38037Г Наличие нескольких прямолинейных участков на КВД скважины № 38303г говорит о неоднородности притока в пласте и значительном изменении коллекторских свойств в период восстановления Приток нефти в скважину 38303г имеет характерный скачок, свидетельствующий о активном массообмене блоков матрицы и трещин пласта На 202 минуте исследования приток жидкости с 46,9 10~б м3/с увеличился до 76,8 10~б м3/с (214 мин ) К 306 минуте приток падает до 23,7 10~б м3/с и в дальнейшем монотонно снижается (рис 3) В рассмотренном случае область питания скважины не имеет

воды происходит в зону наименьших сопротивлений. Однако при этом выход индикатора очень незначителен. Закачиваемые воды движутся по вертикальным трещинам, не принимая участия в вытеснении нефти, и в дальнейшем смешиваются с общей массой подошвенной воды.

В целях оценки проницаемости построены карты изменения гидропроводности по площади и во времени. На картах начальной гидропроводности (первое исследование после бурения, рис. И отмечается высокая изменчивость значений по площади залежи. Отмечаются зоны как с низкой, так и с высокой гидропривод но еть ю. Высокая гидропроводность некоторых участков обусловлена широким развитием вертикальных трещин. На картах гидропроводности нынешнего момента разработки наблюдается увеличение значений во времени, что обу словлено процессами выщелачивания трещин залежи. Рост гидропроводности на залежи № ЗОЙ (рис.2) еще более ощутим и распространяется практически на вею площадь разработки. Водонсфтяной контакт для протвинских и башкирских отложений представляет собой наклонну ю плоскость е севера на юг. Смещение ВНК на одно из крыльев может быть обусловлено потоком подошвенных вод, протекающих под залежью и создающих перепад давления, способный сместить ее. Данный уклон ВНК говорит о подтоке подошвенной воды с севера и направлении ее течения на юг.

Рис.1.Карта начальной гидропроводности. Рис.2. Карта гидропроводности залежи 303

трещиноватость направлена внутрь структуры поднятия В купольной части трещиноватость наблюдается только в башкирском ярусе Это связано с тем, что при изгибе пород пласта, как и при изгибе строительной балки, образуются зоны растяжения в верхней кровельной части и зоны сжатия в нижней подошвенной части пласта

В скважинах с развитой вертикальной трещиноватостью отбор жидкости наиболее быстро восполняется подошвенной водой, не позволяя создать необходимую депрессию между блоком и трещиной При исследовании керна карбонатного коллектора скважины № 29788 (данные компании «Тоталь») установлено, что для вытеснения хотя бы 50 % флюида из пласта с проницаемостью 38,8 10"3 мкм2 необходимо преодолеть капиллярное давление порядка 0,14 МПа, а с проницаемостью 0,03 10^ мкм2 - в 15 раз больше, то есть уже 2,1 МПа Если учесть, что более 97 % запасов нефти сосредоточено в матрице, то становится ясным, насколько важно создание необходимой депрессии между блоками и трещинами Для оценки трещиновагости, влияния закачиваемой и подошвенной воды на работ}' добывающих скважин залежей 302-303 построены карты распространения депрессии Только по нагнетательной скважине № 26470 наблюдается прорыв закачиваемой воды на соседние добывающие скважины, все остальные нагнетательные скважины не оказывают влияния на окружающие Величина депрессии на окружающих сква >кинах составляет от 2,1 до 5,3 МПа при пластовом давлении 6,8-7,0 МПа В свою очередь, на залежи имеются участки с величиной депрессии всего 0,3 - 0,5 МПа, хотя работающих в данный момент нагнетательных скважин рядом нет Это участки с хорошо развитой вертикальной трещиноватостью и высокопроницаемой связью с подошвенной водой На одном из таких участков институтом ТатНИПИнефть были проведены исследования по закачке индикаторов в нагнетательные скважины Исследования указывают на высокую скорость движения закачиваемой воды до 109 м/сут Однако за период 180 суток из исследуемых пластов извлечено всего 3 66 % трития и 2,8 % флуоресцена от закачанных в пласт Представленные выше факты говорят о преобладающем движении жидкости в вертикальных трещинах по сравнению с горизонтальными По участку закачки индикатора, была рассчитана условная раскрытость трещин по области питания скважин Согласно расчетам наибольшая раскрытость трещин (более 1 мм) отмечена в скважинах, расположенных в юго-западном направлении Высокая трещиноватость по области питания скважин говорит о наличии зоны разуплотнения, причем дви-кение

высокопроницаемой связи с активной подошвенной водой, и при достаточном снижении давления в трещинной системе в массообмен вступают блоки. Такие скважины долгое время работают с низкой обводненностью.

ЕБ.1Г мУсут 1 |Ц ||ц|||1.н-|. 1')М1 м;н риим ***■""

1

т I ч ! 1

1 ¡№11111111:

Рис.З. Кривая притоки по скважине № 38303Г

Разбив КВД на 2 участка, проинтерпретируем и\ по методике Полларда:

Трещины (1участ) трещины + блоки (2учасг)

Скин-фактор •403 -0,8?

Продуктивность м7(е МПа) 10"5 62.9 4,6

Трещинная проницаем ¡шаг 0,1049 (мезотрещ) 0,0077

Пористость трещин % 0.003 0,02

Пористость матрицы % 21,980

Раскрытость трещин мм 2,73 0,31

Размер блоков мм 942 44

Проницаемость трещин на 2 порядка выше проницаемости блоков. Условная раскрытость трещин 1 участка на порядок выше 2 участка. Меньший условный размер блоков свидетельствует о их более активном участии в работе пласта. Из-за значительно меньшей проводимости блоков коэффициент продуктивности по области питания скважины снижается в 14 раз.

Кривая притока скважины 38()37г значительно отличается от предыдущей. В первые минуты она резко падает и в дальнейшем монотонно снижается без существенных скачков (рис.4). В данном случае мы имеем КП для однородного пласта, а именно трещин, гидродинамически связанных с подстилающей подошвенной водой.

пористых блоков за счет экранирования притока подошвенной воды Периодический отбор воды создаст упругие знакопеременные колебания давления в трещинной системе пласта, увеличит скорость капиллярного пропитывания в низкопроницаемых блоках матрицы

Далее исследована эффективность форсированного отбора жидкости (ФОЖ) на добывающих скважинах Рассмотрим механизм взаимодействия трещин карбонатного коллектора Для этого воспользуемся уравнением Бернулти Уравнение Бернулли для невязкой жидкости представляет собой закон сохранения энергии потока Запас энергии потока величина постоянная, отсюда следует, что при увеличении одного из параметров происходит уменьшение другого Для реальной (вязкой) жидкости напор в любом начальном сечении всегда будет больше напора в последующих сечениях, так как часть энергии затрачивается на преодоление сил сопротивления Это означает, что при движении вязкой жидкости происходит потеря ее механической энергии, т е механическая энергия единицы массы вязкой жидкости по пути движения уменьшается Вместе с тем общий закон сохранения энергии при движении вязкой жидкости не нарушается, ибо потерянная .механическая энергия переходит в другие виды энергии

Исследу см два варианта работы карбонатного коллектора

1 Схема с изменяющейся площадью поперечного сечения трещины (канала) При входе жидкости в участок сужения трещины скорость движения возрастает Вследствие изгиба линий тока происходит сжатие струи, что приводит к снижению давления, величина которого зависит от скорости течения, а следовательно, от напора, депрессии при которой работает скважина Исходя из уравнения Бернулли при увеличении скорости потока давление в трещине становится меньше, чем давление в блоке матрицы и тогда происходит вытягивание флюида из породы

2 Схема с параллельно расположенными трещинами (каналами) разного проходного сечения Для определения потерь напора в гидравлике часто используются уравнения

ha>=A л=**. v = ^

dig Re к d

В практике наиболее простые результаты получаются в случае течения жидкости через трубку круглого поперечного сечения При рассмотрении трещиноватости необходимо рассматривать более сложные граничные условия Поэтому вместо диаметра d будем

способствует активизации процессов выщелачивания, что приводит к увеличению содержания ионов кальция в скважинах с низким процентом обводненности (рис.7). Согласно классификации природных вод по Сулину, подошвенные воды изучаемых залежей относятся к типу сульфатно-натриевых, поэтому при прорыве подошвенных вод наблюдается повышение содержания сульфат-ионов

Рис.6, Средние значения обводненности и дебита жидкости при различной плотности воды по ¡алежи 302

Ca/Mg ,уД. вес 1.300 т воДы

1,250 -1,200 -1,150 -1,100 -1,050 -1,000 —

1,2Ъ5*

0,354 1 1,110]

1.179

1,022..

(Na+K)/CI.S04/Ci j 0,430

-- 0,410

-- 0,390

-0,370

-- 0,350

- ■ 0,330 0,310

-- 0,200 -- 0,270

- 0,250

1.019

О- 50%

50-100% % обводненности

-у д. вес воды

(Na+K)/C!

-Ca/Mg

■ S04/CI

Рис.7. График сравнения состава попутно добываемой волы при различных значениях обводненности по залежи 302

В четвертой главе представлены новые технологии разработки трешинно-поровых карбонатных коллекторов.

Отбор обводненной продукции на соседних скважинах сдерживает приток воды в скважину №37558. Последующая остановка высокообводненных скважин приводит к прорыву воды к забою скважины №37558. что приводит к резкому увеличению обводненности с 10-30 до 95 % (рис.8).

Увеличение объемов добычи обводненной продукции ведет к дополнительным затратам по подготовке и транспортировке воды. Для сдерживания обводнения и создания периодических возму щений в пдастс предлагается использовать периодический отбор воды из нагнетательных скважин, с последующим ее сбросом в соседнем ряду. Резкий у величенный отбор воды приведет к временному образованию зоны пониженного давления на ВНК залежи, в области питания окружающих скважин, которая кратковременно экранирует приток подошвенной воды (рис.У).

Рис,9,Схема экранирования притока подошвенной воды

Во избежание прорыва воды в окружающие добывающие скважины, скважина, из которой будет производиться периодический отбор воды, должна находиться в пониженной части структуры залежи. Отбор воды из нагнетательной скважины продолжается до фиксации отклика окружающих скважин на эти действия снижением обводненности, изменением уровня жидкости, депрессии. После этого скважину переводят на периодический режим отбора жидкости. Предложенный способ обеспечивает повышение эффективности извлечения нефти из

метр. 620--610-600 -590 -580 ■ -570 ■-

1 4 7 10 13 16 19 22 25 23 31 34 37 40 43 46 4Э 52 55 56 61 64

ДН1<

Рис.5. Изменение динамического уровня скв.№38303г до ОПЗ

Таким образом, в отличие от классической теории, в которой рассматривается взаимодействие трех областей развитых в трещинном коллекторе (система трещин вокру г скважины - вся система трещин пласта - матрица), в реальности наблюдается более сложная система взаимодействия трещин и блоков, с поэтапным снижением давления в трещинной системе и несколькими стабилизационными участками. Разная величина депрессии на пласт, указывает на значительную разницу в проводимости блоков, поэтому необходим индивидуальный подход к каждой скважине.

Известно, что карбонатные коллектора характеризуются большой растворимостью и значительной предрасположенностью к преобразованиям под действием растворов различной природы. В результате проведения ОПЗ на скважине № 38303г произошло растворение естественной перемычки сдерживающей подошвенную воду. Резкое увеличение процента обводненности и снижение депрессии в скважине до 0,2 МПа говорит об уменьшении фильтрационного сопротивления и прорыве подошвенных вод. Сравнительный анализ гидродинамических показателей, рассчитанных по методике Полларда, наглядно демонстрирует увеличение проницаемости, условной раскрытое™ трещин и укрупнения блоков матрицы, а значит и значительно меньшей их выработки (табл.1). На начальной кривой притока (КП) скважины № 38303Г мы наблюдали обмен жидкостью между блоками и трещинами, после проведения ОПЗ КП монотонно снижается как в однородных

средах, а именно в трещинах, связанных с подстилающей подошвенной водой Динамический уровень в скважине в процессе работы остается неизменным 40-42м

Табл 1 Сравнение гидродинамических показателей по скв №38303г

28 04 04 13 08 04 31 05 05

Параметры пласта после после после

вскрытия освоения проведения

пласта СКВ ОПЗ

Скип-фактор - 0,39 0,03 0

Продуктивность,м7(с МПа) 103 6,1 6,3 106

Трещинная проницаем , мкм" 0,019 0,011 0,177

Условный объем трещин, мJ 10 13 59 14

Условный объем матрицы, м'' 10 72 20 22

Условное раскрытие трещин, мм 0,34 0,63 5,58

Условный размер блоков, мм 34 159 2952

Обводненность, % 0 0 26

На основе результатов, полученных по методике Полларда, были построены карта условной раскрытости трещин и условных размеров блоков залежи 302 Отмечено, что зоны с меньшими по раскрытости трещинами имеют более мелкие блоки, зоны с большими по раскрытости трещинами имеют более крупные блоки, практически неучаствующие в массообмене На достоверность результатов полученных гидродинамическими методами влияет множество факторов, поэтому была проанализирована динамика работы скважин Скважины с условной раскрытостью трещин более 1,5мм в первый год эксплуатации обводнились до 30%, на второй год обводненность составила уже 70% и в дальнейшем увеличилась У скважин с условной раскрытостью трещин менее 1,5 мм обводненность в первый год не превышала 10%, обводнение до 70 % наступило на 8 год эксплуатации и в дальнейшем оставалось на том же уровне Блоки матрицы включены в массообмен и на протяжении эксплуатации скважин подпитывают трещины нефтью

Проведен анализ зависимостей фильтрационных параметров карбонатных коллекторов залежей 302-303 Установлена тенденция уменьшения количества обводненных скважин с увеличением депрессии Отмечено, что все скважины с плотностью воды более 1020 кг/мЗ обладают гидропроводностью менее 0,08 (мкм2 м)/(мПа с) Наблюдается резкое снижение обводненности и дебита скважин с плотностью воды более 1020 кг/мЗ (рис 6) Значительное сопротивление коллектора прорыву подошвенных вод залежи,

высокопроницаемой связи с активной подошвенной водой, и при достаточном снижении давления в трещинной системе в массообмен вступают блоки Такие скважины долгое время работают с низкой обводненностью

Рис 3 Кривая притоки по скважине № 38303Г

Разбив КВД на 2 участка, проинтерпретируем и\ по методике Полларда

Трещины (1участ) 1|)ещ|шм + блоки (2участ)

Скип-фактор -0,03 -0,85

Продуктивное II. м3/(с МПа) 10"5 62,9 4,6

Трещинная пропинаем мкм" 0,1049 (мезотрещ) 0,0077

Пористость трещин % 0,003 0,02

Пористое и, матрицы % 21,980

Раскрытость 1рс1цш1 мм 2,73 0,31

Размер блоков мм 942 44

Проницаемость трещин на 2 порядка выше проницаемости блоков Условная раскрытость трещин 1 участка на порядок выше 2 участка Меньший условный размер блоков свидетельствует о их более активном участии в работе пласта Из-за значительно меньшей проводимости блоков коэффициент продуктивности по области питания скважины снижается в 14 раз

Кривая притока скважины 38037г значительно отличается от предыдущей В первые минуты она резко падает и в дальнейшем монотонно снижается без существенных скачков (рис 4) В данном случае мы имеем КП для однородного пласта, а именно трещин, гидродинамически связанных с подстилающей подошвенной водой

Блоки в массообменс практически ис участвуют Обводнение таких скважин наступает в первые месяцы эксплуатации

При интерпретации КВД скважины № 38037г получены следу ющие результаты

Трещины

Скин-фактор 0,01

Продуктивность м3/(с МПа) 10"5 85,6

Трещинная проницаем мкм2 0,0744(мезотрещ)

Пористость трещин % 0,006

Раскрытие трещин мм 1,72

Размер блоков мм 440

Рассмотрим дальнейшую динамику работы и изменение гидродинамических параметров горизонтальной скважины № 38303г Бурение скважины произведено на депрессии с максимальным сохранением коллекторских свойств пласта Вскрытые башкирские отложения представлены уплотненными карбонатными породами в кровельной части разуплотненными, в подошвенной глинистыми Как было показано выше, в связи с большей проницаемостью в первую очередь происходит снижение давления в трещинной системе, затем в массообмен вступают блоки С течением времени, давление в системе трещин и блоков выравнивается и наступает равновесие Реализовав внутреннюю энергию, влияние блоков уменьшается, до следующего снижения забойного давления, что выражается в скачкообразном снижении динамического уровня скважины (рис 5)

использовать гидравлический радиус трещины Rrp , представляющий собой отношение площади поперечного сечения к длине смоченного периметра После математических преобразований получаем

, 1 v2 64 v 1 V2 32 v 1 Q 4 128 v 1 Q IUO= Л - --=-;-=-----=-

RTP 2 g v RTр" 2 g RTP к g к RTP g

где hco - коэффициент, учитывающий потерю энергии, затрачиваемой на преодоление сил сопротивления, и - скорость потока, v -кинематическая вязкость, 1 -длина, Q-суммарный расход потока, ?„ -гидравлическое сопротивление

Как видно из полученной формулы потери напора на трение находятся в обратной зависимости от гидравлического радиуса трещины в четвертой степени Отсюда следует, что при разнице гидравлического радиуса в 2 раза, потери на трение будут отличаться в 16 раз Способ решения задачи с помощью гидравлического радиуса носит формальный характер, так как при этом отличие одной задачи от другой учитывается только в геометрическом смысле, а влияние геометрии на распределение скоростей не принимается во внимание Поэтому формула, получаемая в результате решения задачи с помощью гидравлического радиуса, должна рассматриваться как приближенная Предположим, что верхний канал имеет меньшее сечение, чем нижний, объем проходящей через него жидкости будет меньше Так как по нижнему каналу скорость потока больше, отсюда следует, что в верхнем канале давление больше, а в нижнем значительно меньше В данной ситуации происходит вытеснение из породы флюида по направлению сверху вниз

Основными недостатками ФОЖ на скважинах является отбор большого количества попутно добываемой воды и незначительная продолжительность эффекта По результатам ГДИ отмечено, что в процессе длительной, стационарной эксплуатации скважин депрессия между блоками и трещинами значительно уменьшается, что приводит к снижению поступления нефти из микротрещин матрицы Поэтому, одним из основных условий эксплуатации скважин является создание в пласте нестационарного (упругого) режима движения жидкости Для увеличения взаимодействия необходимо периодически восстанавливать давление в блоках При остановке скважины процесс восстановления давления в трещинах протекает быстрее, чем в блоках, тем самым создавая перепад давления, способствующий внедрению воды в матрицу После пуска скважины процесс снижения давления

протекает быстрее в трещинах и происходит переток жидкости из блоков в трещины Период времени, от момента пуска скважины до достижения воронкой депрессии подошвенных вод залежи, является наиболее эффективным временем эксплуатации скважины, в течении которого происходит активный массообмен блоков и трещин Дальнейшее снижение давления не происходит из-за компенсации отбора прорывающейся подошвенной водой Благодаря периодическому режиму работы скважин можно добиться большей эффективности и продлить срок рентабельной эксплуатации скважин Следует подобрать оптимальный режим работы скважины, при котором будет происходить наиболее эффективное взаимодействие системы трещин и блоков Для этого необходимо построить кривую притока и определиться, какой характер движения жидкости наблюдается в пласте, затем определить время, в течении которого происходят нестационарные процессы в области питания сьважины Посредством построения графиков определено, что для наилучшего взаимодействия трещин и блоков по скважине №38097г необходим следующий режим работы скважины - 8 часов работы / 15 часов простоя При этом с экономической точки зрения наиболее выгодно запускать скважину на ночь, т к в ночное время электроэнергия дешевле Для этого можно использовать простейший фотоэлемент, используемый для включения и отключения уличного освещения Уменьшение затрат на добычу и снижение обводненности приведет к снижению себестоимости одной тонны нефти и повысит рентабельность предприятия

В настоящее время разработано большое количество технологий и составов изоляционных материалов В то же время уделяется мало внимания углубленному изучению геолого-физических особенностей залежей, на которых проводится применение реагентов Строение залежи и направление трещиноватости оказывают большое влияние на эффективность проводимых изоляционных работ Карбонатные коллектора залежей 302-303 являются сложной геологической системой, в которой вертикальные и горизонтальные трещины связаны между собой в общую систему дренирования, что подтверждается данными индикаторных исследований Согласно теории Мора угол наклона трещин зависит от направления главных напряжений и угла внутреннего трения породы При малых значениях боковых давлений трещины и макротрещины параллельны главному вектору сжимающего напряжения В результате тектонического подъема блоков фундамента возникают давления с вертикальным

вектором сжимающего напряжения, что приводит к образованию субвертикальных трещин При восходящем движении пород в кровельной части пласта образуются зоны растяжения, а в подошвенной зоны сжатия Увеличение бокового давления в подошве пласта приводит к образованию горизонтальных трещин (горизонтальный вектор сжимающего напряжения) Следовательно, в куполах мы имеем вертикальные трещины, связанные в подошвенной части сетью горизонтальных трещин Исследования методом ссйсмолокации бокового обзора показывают (рис 10), что в сводовой части структур вертикальные трещины направлены внутрь структуры поднятия и поэтому сближены друг с другом в подошве пласта

Д 17917___Д 17918

" ' 1 /' —• ' ' ' башкир

____/ ярус

\ \ * __-.------ \ \ __—

■—» * серпух

»4 \ *4 \ *х \ горизонт

внк ч чч -направление вертикальной трещиноватости выявленное методом СЛБО

Рис 10 Направление вертикальных трещин, выявленное методом СЛБО

В настоящее время закачка изоляционных материалов проводится на единичных, разрозненных по площади залежи скважинах Одним из путей повышения эффективности работ является проведение групповых закачек, с исключением притока воды со всех сторон выбранного участка Для этого формируется группа обводненных скважин, расположенных вокруг некоторого локального поднятия, и производится одновременная закачка изоляционных материалов Комплексное проведение работ позволяет изолировать больший объем трещин, создать массив, оказывающий значительное сопротивление прорыву воды в скважины Рекомендуемая система закачки изоляционных материалов позволяет сократить количество обводненных скважин без увеличения объема изоляционного материала за счет более рационального их подбора

3 Хисамов Р С , Хамидуллин М М , Кандаурова Г Ф , Нсчваль С В , Фазлыев Р Т Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 2006 -№3 - С 12-16

4 Хисамов Р С , Хамидуллин М М , Нечваль С В , Галимов И Ф , Фазлыев Р Т Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 2006 -№1 - С 21 -24

5 Хисамов Р С , Ну рму хаметов Р С , Хамидуллин М М , Нечваль С В, Галимов И Ф Характер преждевременного обводнения карбонатных коллекторов залежи 302 Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело - М ВНИИОЭНГ, 2006 -№2 - С 17-21

6 Хамидуллин М М Оценка влияния фильтрационных свойств карбонатных коллекторов на разработку залежей 302-303 Ромашкинского месторождения // Сборник докладов НТК посвященной 50-летию ин-та ТатНИПИнефть - Бу гульма, 2006 -С 74-78

7 Г\ ськов Д В , Хамидуллин М М , Нечваль С В Анализ эффективности применения горизонтальных скважин для разработки карбонатных коллекторов (на примере залежей 302-303 Ромашкинского месторождения) // Интервал - 2005 - №11-12 -С 58-60

8 Хамидуллин М М , Нечваль С В , Гарифуллин А X . Анализ работы горизонтальных скважин в зависимости от удаленности ВНК и применения различных буровых растворов // Проблемы добычи нефти и газа/Сборник статей аспирантов -Уфа,2006 - №3 -С 168-176

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» тел (85594)78-656,78-565 Подписано в печать 11 12 2006 г Заказ № 12592 Тираж 100 экз

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хамидуллин, Марат Мадарисович

Введение

Глава 1. Обзор геологического строения и технологий разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов

1.1. Геологическое строение, технологии исследования и разработки трещинно-поровых и порово-трещинных карбонатных коллекторов

1.2. Особенности геологического строения залежей 302-303 Ромашкинского месторождения

1.3. Анализ текущего состояния разработки трещинно-поровых карбонатных коллекторов залежей 302

ГЛАВА 2. Исследование динамики и характера обводнения скважинной продукции башкирско-серпуховских отложений

2.1. Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения

2.2. Изучение гидрогеологического строения залежей 302-303 посредством построения карт гидропроводности

2.3. Анализ эффективности горизонтальных скважин в зависимости от расстояния до ВНК и типа буровых растворов

2.4. Кинетика осаждения конуса подошвенной воды в карбонатном коллекторе, осложненном вертикальной трещиноватостью

ГЛАВА 3. Изучение процессов массообмена системы трещин и блоков матрицы трещинно-порового коллектора

3.1. Гидродинамическое исследование скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор

3.2. Исследование характера притока в скважинах, дренирующих трещинно-поровый коллектор

3.3. Оценка трещиноватости опытного участка залежи №

3.4. Анализ фильтрационных параметров карбонатных коллекторов залежей 302-303 Ромашкинского месторождения

ГЛАВА 4. Новые технологии разработки трещинно-поровых карбонатных коллекторов

4.1. Технология экранирования притока подошвенной воды в обводненные добывающие скважины

4.2. Повышение эффективности форсированного отбора жидкости в трещинно-поровых карбонатных коллекторах

4.3. Повышение эффективности водоизоляционных работ в трещинно-поровых коллекторах залежей 302

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных карбонатных коллекторов"

Актуальность темы. В настоящее время существует множество технологий разработки карбонатных коллекторов. Для повышения эффективности выработки запасов нефти применяют стационарное и циклическое заводнение, бурение горизонтальных и многоствольных скважин, гидроразрыв пласта, различные методы увеличения нефтеотдачи, однако зачастую имеющиеся технологии не позволяют существенно увеличить коэффициент извлечения нефти. Принципиально важным аспектом разработки карбонатных коллекторов является проблема быстрого обводнения продукции скважин. Основной причиной обводнения скважин залежей 302-303 является широко развитая вертикальная трещиноватость, создающая хорошую гидродинамическую связь с активной подошвенной водой. За сравнительно короткий срок скважины обводняются настолько, что их эксплуатация становится экономически невыгодной. В этой связи ставится задача увеличения безводного периода эксплуатации скважин, уменьшения отбора попутно добываемой воды. Повышение эффективности добычи нефти из карбонатных коллекторов, может быть осуществлено после подробного изучения геологических и гидродинамических особенностей каждого отдельно взятого объекта месторождения.

Целью работы является изучение геолого-гидродинамических особенностей и характера обводнения трещинно-поровых карбонатных коллекторов залежей 302-303, создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения. Основные задачи исследований.

1.Изучение особенностей геологического строения и различных методов разработки карбонатных коллекторов.

2.Анализ разработки и выявление основных геолого-гидродинамических характеристик залежей 302-303.

3.Исследование динамики и характера обводнения добывающих скважин изучаемых залежей.

4.Исследование фильтрационных процессов, протекающих между блоками и трещинами.

5.Создание и научное обоснование новых технологических решений, направленных на увеличение конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Научная новизна. На основании анализа геолого-гидродинамических характеристик залежей и темпа роста обводнения добываемой продукции скважин, установлено:

- величина и темп обводнения добываемой продукции зависит от геологического строения продуктивного коллектора и наличия непроницаемого прослоя, отделяющего нефтенасыщенную часть от высокоактивных подошвенных вод;

- эксплуатационные добывающие скважины, пробуренные с применением утяжеленных буровых растворов, длительное время работают с более низкой обводненностью, чем скважины, вскрытые с применением буровых растворов обеспечивающих бурение на депрессии или равновесии; у

- при гидропроводности пласта менее 0,08 (мкм м)/(мПа'с) обеспечивается сопротивление прорыву подошвенных вод в скважину, высокое сопротивление способствует активизации процессов выщелачивания и приводит к увеличению содержания ионов кальция.

При изучении процессов массообмена трещин и блоков, установлено, что снижение давления в системе трещин происходит в несколько этапов, наблюдается нестационарность притока к скважине, говорящая о более сложной системе взаимодействия трещин и блоков, т.е. о дискретности процесса.

Научно обоснованы новые технологические решения, повышающие эффективность разработки карбонатных коллекторов:

- технология экранирования притока подошвенных вод;

- методика закачки водоизоляционных материалов;

- методика расчета оптимального режима работы добывающих скважин с форсированным отбором жидкости.

Методы решения поставленных задач. Изучение опыта разработки карбонатных коллекторов различных стратиграфических горизонтов. Гидродинамическое исследование, интерпретация и анализ геолого-промысловой информации. Обобщение результатов промысловых испытаний.

Основные защищаемые положения. 1.Методика подбора оптимального временного интервала периодической работы добывающих скважин в условиях вертикальной трещиноватости карбонатных коллекторов.

2.Технология экранирования притока подошвенных вод в обводненные добывающие скважины.

3.Методика закачки изоляционных материалов, повышающая эффективность проведения изоляционных работ.

Практическая ценность.

Предложен способ, обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков матрицы за счет экранирования притока подошвенной воды, введения перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости.

На основании исследования геологических особенностей строения залежей произведена закачка изоляционных материалов в группу скважин, что позволило добиться снижения обводненности по скважинам, на которых изоляционные работы не производились.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных семинарах «Мы - геологи XXI века» (Казань, 2003), международной научной конференции посвященной тысячелетию г.Казани «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения» (Казань,2005), научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (Бугульма,2006), на научно-практических конференциях и семинарах молодых работников ОАО «Татнефть», научно-технических семинарах ОАО «Татнефть» и НГДУ «Лениногорскнефть» (2003-2006).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и списка литературы. Объем работы включает 14 таблиц, 83 рисунка, 149 страниц машинописного текста.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Хамидуллин, Марат Мадарисович

Заключение

1.Анализ геолого-гидродинамических характеристик залежей 302-303 НГДУ «Лениногорскнефть» и темпа роста обводнения добываемой продукции скважин, позволил получить следующие выводы:

-величина и темп обводнения добываемой продукции зависит от геологического строения продуктивного коллектора и наличия непроницаемого прослоя, отделяющего нефтенасыщенную часть от высокоактивных подошвенных вод;

-эксплуатационные добывающие скважины, пробуренные с применением утяжеленных буровых растворов, длительное время работают с более низкой обводненностью, чем скважины, вскрытые с применением буровых растворов обеспечивающих бурение на депрессии или равновесии;

-при гидропроводности пласта менее 0,08 (мкм м)/(мПа'с) обеспечивается сопротивление прорыву подошвенных вод в скважину, высокое сопротивление способствует активизации процессов выщелачивания и приводит к увеличению содержания ионов кальция. При прорыве подошвенных вод наблюдается снижение плотности воды и повышение содержания сульфат-ионов и ионов натрия.

-установлена тенденция уменьшения количества обводненных скважин с увеличением депрессии;

- наибольшая гидропроводность отмечена в северной части залежи, что говорит о формировании более проницаемого участка; -динамика работы скважин указывает на наличие единой системы трещин; -области залежи с большей условной раскрытостью трещин имеют более крупные блоки (имеется высокопроницаемая связь с подошвенной водой, отбор нефти в основном из трещин). Области с меньшей условной раскрытостью трещин имеют более мелкие блоки (блоки матрицы включены в массообмен и на протяжении эксплуатации скважин подпитывают трещины нефтью);

2. В условиях вертикальной трещиноватости коллекторов залежей, отмечено: -на кривых притока скважин, где отмечается массообмен трещин и блоков, наблюдается неравномерность притока к скважине. Скважины долгое время работают с низкой обводненностью;

-при равномерном падении кривой притока, происходит наиболее быстрое обводнение скважин, что указывает на линейный режим движения жидкости в системе трещин, без заметного участия блоков;

- в отличие от классической теории, в которой рассматривается взаимодействие трех областей развитых в трещиноватом коллекторе, в реальности наблюдается более сложная система взаимодействия трещин и блоков, с поэтапным снижением давления в трещинной системе.

3.Предложен способ разработки нефтяной залежи, обеспечивающий повышение эффективности извлечения нефти из пористых блоков матрицы за счет экранирования притока подошвенной воды, создания знакопеременных перепадов давления, создающих упругий режим фильтрации жидкости.

4.Научно обоснован и рекомендован режим работы скважин, повышающий эффективность технологии форсированного отбора жидкости.

5.На основании исследования геологических особенностей строения и направления трещин залежи произведена закачка изоляционных материалов в группу скважин, что позволило добиться снижения обводненности по близлежащим скважинам, на которых изоляционные работы не производились.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хамидуллин, Марат Мадарисович, Бугульма

1. Амелин И.Д., Лебединец Н.П., Сафронов С.В., Минчева Р.П., Павлов К.Н., Шиман Ш. М. Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах.//Секретариат СЭВ.- 1991.- 151с.

2. Ахметзянов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Петрова J1.M. Проблемы и пути эффективного освоения залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины.

3. Труды международной научно-практической конференции.- Казань: ТГЖИ,-1994.-Т.6.- С.1879-1886.

4. Аширов К.Б., В.Е.Гавура. О динамике обводнения и нефтеотдачи пластов А4 Якушкинского месторождения.// Тр. ин-та / Гипровостокнефть.- М.:Недра, 1971.- Вып. 15.-С. 192-208.

5. Аширов К.Б. Особенности заводнения неоднородных коллекторов нефти в условиях образования гипса.// Нефтепромысловое дело.-1970.-№10.-С.23-25.

6. Аширов К.Б. Результаты закачки флуоресцина в продуктивные пласты Яблоневского месторождения.// Тр. ин-та /Гипровостокнефть.- М.:Недра, 1965.-Вып.9.-С.46-57.

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

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

9. Байков Н.М., Сайфутдинова Х.Х., Авдеева Г.Н. Лабораторный контроль при добыче нефти и газа.- М.:Недра, 1983.-128с.

10. Ю.Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. // Докл.АН СССР. -1960. Т. 132. -№3. -С. 545-548.

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

12. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-416 с.

13. В.Богомолов А.И., Михайлов К.А. Гидравлика.- М.:Стройиздат,1972.- 648 с.

14. Н.Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. //Тр. ин-та/ ВНИИ. 1959. - Вып.19. -С. 115-133.

15. Брадучан Ю.В., Гурари Ф.Г., Захаров В.А. Баженовский горизонт Западной Сибири (стратиграфия, палеогеография, экосистема, пефтеносность).-Новосибирск: Наука, 1986.-216с.

16. Бузинов С.Н., Трегуб С.И., Барков СЛ., Грунис Е.Б., Халимов Э.М., Плиско Г.П., Чернова В.В. Увеличение эффективности разработки нефтяных месторождений путем закачки газа для хранения.// Международная газовая конференция.- Токио.- 2003.-7с.

17. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.- М.:Недра, 1973.-246с.

18. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269с.

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

20. Винарский М.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта по результатам гидродинамических исследований скважин. Бурение глубоких скважин в Нижнем Поволжье. Волгоград, 1967. - 184 с.

21. Временное руководство по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин, вскрывших трещиновато-пористые коллекторы.// ВНИИ,- М.,1974.-27с.

22. Выжигин Г.Б., Ханин И.И. Распространение трещиноватых зон и влияние их па условия разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах.// Нефтяное хозяйство.-1973.-№2.-С. 18-23.

23. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта.- М.:Недра, 1971.-309с.

24. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Пер. с англ. под ред. Ковалева А.Г. М.: Недра, 1986. - 608 с.

25. Губайдуллин А.А. Разработка петрофизической основы для переинтерпретации геофизического материала с целью определения емкостных параметров продуктивных пластов на залежах 301-303,-Бугульма, 2001.- 63с.

26. Гукасов Н.А. Механика жидкости и газа.- М.:Недра, 1996.- 443с.

27. Гуськов Д.В., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В. Анализ эффективности применения горизонтальных скважин для разработки карбонатных коллекторов (на примере залежей 302-303 Ромашкинского месторождения). // Интервал.-2005. №11-12.-С.58-60.

28. Дияшев Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов. Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2004,- 192с.

29. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов.-М.:Недра, 1998.-365 с.

30. Иванов A.M., Афанасьев Ю.В., Самойлов П.В., Туманова Н.М. Минералого-петрографическая характеристика карбонатных пород Куйбышевской области. //Труды Куйбышевск. политехнич. ин-та, 1974.-С.106-132.

31. Иванов A.M., Мешкова JI.H., Ткачева B.C. Геохимическая характеристика карбонатных коллекторов на основании данных химического, спектрального и люминесцентпо-битуминологического анализов.// Труды Куйбышевск. политехнич. ин-та, 1974.-С.76-90.

32. Иктисанов В.А. Влияние притока жидкости при обработке кривых восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Труды Всероссийской научно-техп. конф.-Альметьевск,-2001.-Т. 1.-С. 148- 157.

33. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. -С. 31-36.

34. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н., Мирсаитов Р.Г. Интерпретация КВД горизонтальной скважины с учетом притока // Горизонтальные скважины: Тез. докл. третьего Международного семинара.- Москва, 2000. С. 103-104.

35. К вопросу повышения геологической информативности результатов геофизических исследований скважин (проект методики нестандартной интерпретации ГИС).// Внеплановый отчет.-Казань:ЦСМРнефть,1997.-37с.

36. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. - 224 с.

37. Карпов В.М., Рамазанов Д.Ш. Сравнительная оценка состояния призабойной зоны пластов на месторождениях Среднего Приобья. // Нефтепромысловое дело.- 1980,-№7.-С. 27-30.

38. Колганов В.И., Югин Л.Г., Солдаткина М.И., Каштанова Г.М. Коллекторские свойства пласта А4 башкирского яруса Бобровского месторождения. // Тр. инта / Гипровостокнефть.- М.:Недра, 1973.- Вып.17.-С.61-68.

39. Комплексный анализ результатов выполненных исследований по оценке трещиноватости коллекторов залежей 301-303, разработка геолого-гидродинамических моделей и технологии их эффективной разработки. // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть. Бугульма, 2002. - 100с.

40. Котяхов Ф.И.Основы физики нефтяного пласта.- М.:Гостоптехиздат,1956.-364с.

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

42. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нетегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. - 200 с.

43. Кундин А.С. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева // Нефтяное хозяйство. -1973. № 7. - С. 7-9.

44. Лейбсон В.Г., Выжигин Г.Б., Пилов А.А., Ханин И.И. Изучение механизма фильтрации закачиваемой в пласт воды по данным промысловых исследований КПД.-М.:ВНИИОЭНГ,1974.-№1.-С.З-5.

45. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа.- М.: Наука, 1970.- 904 с.

46. Ломизе Г.М. Фильтрация в трещиноватых породах,- М.: Госэнергоиздат, 1951.-127с.

47. Луценко В.В., Вахитов Г.Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин.// Нефтяное хозяйство.-1999.-№9.-С.21-25.

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

49. МаскетМ. Физические основы технологии добычи нефти.- М.: Гостоптехиздат, 1953.- 606с.

50. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД-39-0147035-234-88.- М.: ВНИИ, 1989.-26с.

51. Методическое руководство по освоению и повышению производительности скважин в карбонатных коллекторах. РД-39-1-442-80.- М.:ВНИИ,1980.-28с.

52. Минеев Б.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом гидродинамического несовершенства скважин // Нефтепромысловое дело. 1976. - № 6. - С. 12-16.

53. Мордвинов А.А. Оценка совершенства скважин Усинского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 4. - С. 43-47.

54. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами: Автореф. дис. канд. технич. наук. Уфа, 2004.-24с.

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

56. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.-Том 1.- 492с.

57. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.- Том 2. -286с.

58. Мухаметшин Р.З. Условия образования нижнекаменноугольных эрозиоиных врезов Татарии и влияние их на нефтеносность.// Нефтегазовая геология и геофизика.- М.:ВНИИОЭНГ, 1981.-№3.-С.9-13.

59. Мухаметшин Р.З., Боровский М.Я. Индикаторы активных геодинамических процессов: эрозионные врезы, водонефтяные контакты.// Материалы первой Всероссийской конференции 10-15 ноября 1997 г.- Казань: Изд-во Казанск. унта , 2000.-С.284-286.

60. Мухаметшин Р.З., Панарин А.Т., Миннулин P.M., Зимина В.В. Опыт освоения залежи 221 турнейского яруса Ромашкинского месторождения нефти.- Казань: Новое знание, 1998.-С.285-290.

61. Паникаровский Е.В., Паникаровский В.В., Клещенко И.И. Перспективы использования физико-химических методов увеличения продуктивности скважин.// Нефтепромысловое дело.- М.:ВНИИОЭНГ, 2006. №3,-С.20-25.

62. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Бадовская В.И. Оценка качества вскрытия пластов и освоение скважин в осложненных условиях. // Нефтяное хозяйство. -1987.-№6.-С.19-22.

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

64. Сазонов Б.Ф. Вытеснение нефти водою в трещиноватом пласте. // Тр. ин-та / Гипровостокнефть.- М.:Недра, 1965.- Вып.9.-С.169-174.

65. Сидоров В.А., Багдасарова М.В., Атанасян С.В. Современная геодинамика и нефтегазаносность. М.: Наука, 1989.- 200с.

66. Смелков В.М. Породы-коллекторы башкирского яруса среднего карбона Татарии./ Вопросы геологии и нефтеносности среднего Поволжья.- Казань.-С.276-285.

67. Снарский А.Н. Геологические основы физики нефтяного пласта. -Киев: Государственное издательство технической литературы УССР, 1961.-248с.

68. Соколовский Э.В., Дубинина Т.П. Оценка радиуса загрязнения призабойной зоны скважин. // Нефтяное хозяйство. 1988. - № 11. -С. 43-44.

69. Струкова Н.А. Геолого-промысловое обоснование систем разработки с заводнением для залежей нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах: Автореф. дис. канд. технич. наук. Ижевск, 1983.-24с.

70. Струкова Н.А. Основные результаты совершенствования системы разработки Чатырско-Киенгопского месторождения// Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ, 1982.-№10.-С.9.

71. Суетенков B.C. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти верей-башкирских отложений Ромашкинского месторождения.- Бугульма, 1981.-Том 1.- 189с.

72. Суетенков B.C. Уточнение геологического строения и подсчет запасов нефти верей-башкирских отложений Ромашкинского месторождения.- Бугульма, 1981.-Том 2.- 189с.

73. Сургучев M.J1. Временные остановки эксплуатационных скважин и влияние их на процессы обводнения. Разработка нефтяных месторождений и подземная гидродинамика.//Тр.ин-та/ВНИИ.-М.:Гостоптехиздат,1959.-Вып. 19.-С. 174-190.

74. Сургучев M.J1. О влиянии капиллярных сил на равномерность перемещения водонефтяного контакта в микронеоднородном пласте. Физика и термодинамика пласта. // Тр. ин-та / ВНИИ. М.: Гостоптехиздат,1958. - Вып. 15.-С. 95-101.

75. Таиров Н.Д., Кусаков М.М.- Изв. АН АзербССР, 1957.-№ 4.- 47с.

76. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа,- М.: Недра, 1965.-167с.

77. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Фэн, 2004.-584с.

78. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. -254 с.

79. Фундаментальные исследования геологии и гидродинамики коллекторов залежей 301,302,303 с целью создания технологии их эффективной разработки.// Тр. ин-та / ТатНИПИнефть.- Бугульма, 2001. 114с.

80. Хайретдинов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии. // Тр. ин-та / ТатНИПИнефть.- Казань,1973.- Вып.24.-С.78-84.

81. Хамидуллин М.М. Оценка влияния фильтрационных свойств карбонатных коллекторов на разработку залежей 302-303 Ромашкинского месторождения. // Сборник докладов НТК посвященной 50-летию ин-та ТатНИПИнефть.-Бугульма, 2006.-С.74-78.

82. Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Гуськов Д.В. Оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи гидродинамическими методами исследования. // Интервал.- 2005. №11-12.-С.25-28.

83. Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Гарифуллин А.Х. Анализ работы горизонтальных скважин в зависимости от удаленности ВНК и применения различных буровых растворов.// Проблемы добычи нефти и газа./Сборник статей аспирантов.- Уфа, 2006.- №3.-С. 168-176.

84. Хисамов Р.С., Хамидуллин М.М., Кандаурова Г.Ф., Нечваль С.В., Фазлыев Р.Т. Особенности развития трещиноватости в карбонатных коллекторах залежей 302-303 Ромашкинского месторождения. // Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ, 2006. -№3,- С.12-16.

85. Хисамов Р.С., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Галимов И.Ф., Фазлыев Р.Т. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор. // Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ, 2006. -№1.- С.21-24.

86. Хисамов Р.С., Нурмухаметов Р.С., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Галимов И.Ф. Характер преждевременного обводнения карбонатных коллекторовзалежи 302 Ромашкинского месторождения. // Нефтепромысловое дело.-М.:ВНИИОЭНГ, 2006. -№2.- С.17-21.

87. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Губайдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений.- М.:ВНИИОЭНГ, 2000. 228с.

88. ЮО.Христофорова Н.Н., Непримеров Н.Н., Христофоров А.В., Николаев А.В., Христофорова М.А. Тепловой режим и оценка перспектив нефтегазоносности Приволжского региона.// Георесурсы.- Казань: изд-во Казанск. ун-та, 2004-№1.-С.24-27.

89. Ю1.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.:Гостоптехиздат,1963. -396 с.

90. Ю2.Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. М.: Углетехиздат, 1957. - 47 с.

91. ЮЗ.Чекалюк Э.Б. К анализу методов исследования скважин // Нефтяное хозяйство. 1948.-№ 11.-С. 27-30.

92. Ю5.Шалин П.А., Базаревская В.Г. Комплексные исследования по уточнению геологического строения и изучению характера распространения трещиноватости пород осадочного чехла залежей 301-303.// Заключительный отчет.- Бугульма,2003.-199с.

93. Юб.Шевченко А. К., Еременко М. М. Особенности термозаводпения нефтяных пластов осложненных зонами палеорусел.// Геология нефти и газа. -1992.-№12,-С.15-19.

94. Ю7.Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995. -Ч. 2. - 493 с.

95. Ю8.Щербаков Г.В. Методика исследования глубиннонасосных скважин по скорости восстановления забойного давления после прекращения откачки из скважин. // Нефтяное хозяйство. 1956. - №3. - С. 32-37.

96. Horner D.K. Pressure build-up in wells. // Proc. Third/ World Petroleum Congress, The Hague, 1951.1.lO.Joshi S.D. Argumentation of well Productivity Using Slant and Horizontal Wells,

97. JPT, June, 1998, p.729-739.1. l.Joshi S.D. Horizontal and Multi-Lateral Wells: Performance Analysis An Art or a Science? Journal of Canadian Petroleum Technology, October, V.39, №10, p. 19-23.

98. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs. // Soc. Pet. Eng. J. 1963, pp. 245-255