Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении

Куликов, Александр Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении"

УДК 622 276 1/4 На правах рукописи

' /

Куликов Александр Николаевич

□03 163510

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ (НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ)

Специальность 25 00 17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

^ ЯНВ 2000

Уфа - 2007

003163510

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «РН-УфаНИПИнефть»

Научный руководитель - кандидат технических наук

Тнмашев Эрнст Мубараковнч

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Котепёв Юрий Алексеевич

- кандидат технических наук Сарваретдииов Рашнт Гасымович

Ведущая организация - Общество с ограниченной

ответственностью НПО «Нефтегазтехнология»

Защита диссертации состоится 25 января 2008 г в II30 часов на заседании диссертационного совета Д 222 002 01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу 450055, г Уфа,пр Октября, 144/3

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов»

Автореферат разослан 25 декабря 2007 г

Ученый секретарь диссертационного совета

кандидат технических наук ----ЛП Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы

Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются

• рост доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) в структуре запасов нефти;

• отсутствие площадного применения современных высокотехнологичных методов повышения нефтеотдачи пластов (МУН), таких как газовое, водогазовое и полимерное воздействия,

• массовое применение мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН)

Перед специалистами встает задача повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) путем оптимизации выбора объектов для осуществления технологий, характеризующихся массовым применением, их адаптации к условиям залежей ТИЗ нефти и адресного применения В технологии входят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по форсированию отборов жидкости (ФОЖ) путем оптимизации режима работы скважин, стимуляции скважин проведением ГРП и ОПЗ, физико-химические технологии селективной изоляции водопритока в скважинах и потокоотклоняющие технологии (ПОТ) Последние подразумевают использование гельобразующих реагентов с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин С целью решения указанных проблем совершенствуются методы обоснования объектов и технологий ИДН и МУН, исследуются механизмы действия и уточняются критерии применимости мероприятий в условиях залежей ТИЗ нефти Цель работы

Повышение эффективности разработки залежей ТИЗ нефти (водоплавающих и приуроченных к низкопроницаемым коллекторам — НПК) месторождений Западной Сибири путем оптимизации выбора объектов применения ГТМ по ФОЖ (оптимизация режима, стимуляция проведением ГРП и ОПЗ), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков

Основные задачи исследований

1 Совершенствование методов обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти

• методов локализации остаточных запасов многопластовых залежей

нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам,

• методов диагностики источников обводнения скважин и состояния

остаточных запасов нефти,

2 Уточнение критериев выбора объектов применения ГТМ по ФОЖ (ГРП, ОПЗ, оптимизация режима), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков,

3 Усовершенствование и адресная адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей ТИЗ нефти с разработкой и практическим внедрением новой технологии.

Методы исследований

1. Систематическое использование результатов промыслово-геофизических исследований скважин (ПГИ), таких как гамма-каротаж, термометрия и РГД, гидродинамических исследований (ГДИ) и физико-химических исследований,

2 Сравнительный анализ динамик обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ,

3 Факторный геолого-промысловый анализ эффективности применения ГТМ по ФОЖ на скважинах нефтяных залежей различного типа,

4 Статистический анализ данных ПГИ скважин с использованием метода распознавания образов,

5 Вычислительные исследования в электронном симуляторе внутрипластовых процессов, происходящих при применении ГТМ и МУН на залежах нефти различного типа,

6 Фильтрационные исследования с использованием натурных кернов

Научная новизна

1 Разработаны метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистической обработки данных ПГИ скважин и принципы факторного структурного анализа разработки сложнопостроенной залежи,

2 Выявлены и изучены закономерности обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ, на основании которых разработан корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин,

3 Уточнены критерии выбора объектов для проведения ГТМ по ФОЖ, физико-химических потокоотклоняющих технологий ПНП и ограничения водопритоков,

4 Выявлены особенности механизма действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, с учетом которых разработана комплексная технология ВПП скважин

Основные защищаемые положения

1 Метод локализации остаточных запасов нефти многопластовой залежи с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистического анализа результатов ПГИ (защищен патентом № 2285790)

2 Объяснение механизмов проявления различных источников обводнения скважин при проведении ГТМ и разработанный на их основе корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин (имеется положительное решение Роспатента по заявке на патент № 2006126258/03/028496 от 07 07 06)

3 Уточнение и обоснование критериев выбора объектов применения гидродинамических МУН (ФОЖ), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков

4 Комплексная технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин залежей ТИЗ нефти (защищена патентом № 2263773)

Достоверность полученных результатов достигается анализом промысловых данных, результатов вычислительных и фильтрационных

исследований и, что важно, идентичностью выводов по итогам исследований с использованием указанных методов Так, данные ПГИ подтверждают результаты диагностики источника обводнения скважин Разработанные методы подтверждены положительными результатами практического выбора объектов воздействия ГТМ по ФОЖ и комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин на залежах ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» Практическая ценность работы

1 В работе усовершенствованы методы анализа и критерии применимости технологий при разработке залежей ТИЗ нефти, которые нашли практическое применение при

• анализе разработки многопластовых объектов БПю-п и БПМ Тарасовского месторождения (2003 г), сложенных низкопроницаемыми коллекторами,

• разработке принятой и утвержденной в ООО «НК «Роснефть» -Пурнефтегаз» программы проведения ГТМ на скважинах месторождений в 2006 г,

• разработке принятой и утвержденной в ООО «НК «Роснефть» -Пурнефтегаз» программы воздействия физико-химическими МУН на месторождениях в 2006 г.

2 Реализация программы ГТМ на месторождениях ООО «НК «Роснефть»

- Пурнефтегаз» в 2006 году позволила снизить темп обводнения продукции 62,5

- 75,0 % скважин, на которых проведены мероприятия, и, соответственно, получен прирост добычи нефти,

3 Разработанная комплексная технология ВПП нагнетательных скважин внедрена на Тарасовском и Барсуковском месторождениях, дополнительная добыча нефти составила соответственно 110 и 46,6 тыс т, что подтверждается актом на внедрение

Апробация работы

Основное содержание и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на

1 научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтепромышленников России (г Уфа, 2005 г ),

2 IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г Ханты-Мансийск, 2006 г),

3 Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов Перспективы развития» (г Геленджик, 2006 г),

4 Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г Тюмень, 2006 г).

Публикации результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликованы 14 печатных работ, в том числе 2 патента В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение результатов

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 225 наименований, и приложений на 33 страницах Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунка, 9 таблиц,

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении даны обоснование темы диссертации и ее актуальности, основные защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность

В первой главе представлен литературный обзор по теме разработки залежей ТИЗ, характеризующий текущее состояние изученности проблемы и решения поставленных задач Кратко описаны состояние исследованности механизмов обводнения нефтяных скважин, существующие методы локализации остаточных запасов залежей нефти, графической диагностики источников обводнения скважин, критерии выбора объектов воздействия гидродинамическими

и физико-химическими МУН Описаны существующие физико-химические и гидродинамические МУН пластов и ограничения водопритоков

Изучению этих вопросов посвящены работы следующих ученых Р Г Абдулмазитова, И И Абызбаева, К.Б Аширова, Е А Андреева, ВЕ Андреева, РХ Алмаева, ЮЕ Батурина, КС Баймухаметова, В А Блажевича, А А Боксермана, Б Бейли, И В Владимирова, А Р Гарушева, РХ Хазипова, РХ Гильмановой, ММ Глоговского, В В Девликамова, Р Н Дияшева, Ю В Желтова, М М Ивановой, Т А Исмагилова, А А Казакова, Ю А Котенева, Ф Ф Крейга, В Д Лысенко, Е А Лысенкова, М Маскета, ЛИ Меркуловой, АХ Мирзаджанзаде, ИТ Мищенко, РХ Муслимова, С Т Овнатанова, Б Ф Сазонова, В А Санникова, М М Сатгарова, Р С Сирайта, В Н Соловьевой, В П Сонича, Д Д Спарлина, М Л Сургучева, А Г Телина, ЭМ Тимашева, РН Фахретдинова, ЭМ Халимова, ММ Хасанова, НШ Хайретдинова, НИ Хисамутдинова, И А Чарного, НА Черемисина, АХ Шахвердиева, ВН Щелкачева и других Показана актуальность усовершенствования этих методов и технологий для условий залежей ТИЗ

Вторая глава содержит анализ геолого-промыслового материала разработки залежей ТИЗ Использованы данные геологических запасов и истории разработки залежей ТИЗ, результаты анализа эффективности МУН и ГТМ, углубленного изучения каротажного материала, данных ПГИ и ГДИ скважин Выявлены закономерности обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ Установлена тенденция снижения обводненности продукции водоплавающих залежей (ВПЗ) нефти с выдержанной перемычкой между разнонасыщенными частями разреза при увеличении закачки, пластового давления, а также отбора жидкости В отличие от этого имеет место рост обводненности продукции при аналогичных воздействиях, но на скважинах чисто нефтяных залежей (ЧНЗ) Так сравнительный анализ динамик средней обводненности продукции и среднего пластового давления по ВПЗ объекта БПю-ц и ЧНЗ объекта БПц Тарасовского месторождения показал, что первом случае отмечается обратная корреляция этих динамик (Ккорр=-0 б),

особенно в начальный период (обводнение за счет ЗКЦ), а во втором случае (обводнение закачиваемыми водами) отмечается прямая корреляция (Ккорр=0,8) С целью объяснения отмеченных закономерностей обводнения скважин ЧНЗ и ВПЗ рассмотрены результаты ПГИ скважин двух наиболее крупных залежей ТИЗ ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз»

• ЧНЗ, приуроченная к НПК, объекта БП14 Тарасовского месторождения,

• ВПЗ с газовой шапкой объекта ПК19.20 Барсуковского месторождения Результатами ПГИ скважин объекта ПК19.20 Барсуковского

месторождения показана особенность эксплуатации ВПЗ Западной Сибири, заключающаяся в значительных потерях закачиваемых вод и в снижении пластового давления из-за массовых проявлений заколонных циркуляций (ЗКЦ) в нагнетательных скважинах Согласно результатам исследований ЗКЦ отмечаются в 76 % нагнетательных скважин данного объекта и в 59 % добывающих скважин Как показано в главе 3, массовое проявление ЗКЦ является причиной описанных особенностей обводнения скважин ВПЗ

По данным ПГИ скважин объекта БП14 Тарасовского месторождения проведен анализ вовлеченности или невовлеченности в разработку продуктивных пластов в зависимости от значений геолого-технологических параметров Установлено прямое влияние на степень вовлеченности величин проницаемости и толщины пласта, депрессии (репрессии) на пласт, расстояния до контуров выклинивания и замещения, а также обратное влияние расстояния до контура нефтеносности Данный комплекс факторов усиливает фильтрационную неоднородность многопластовой залежи и темп роста обводненности скважин ЧНЗ с ростом закачки

Влияние этих факторов можно объяснить результатами ГДИ нагнетательных скважин, согласно которым отмечена тенденция роста скин-фактора (в среднем до значения 5 ед) при снижении проводимости скважины (рисунок 1) Это позволяет предположить существование такой же тенденции среди разнопроницаемых пропластков ПЗП скважин, в результате чего из них в большей степени закольматированы наименее проницаемые

14 12

« ю 1 8

-4

ПО-100-зоб*

° & - ®

500-

=505=

-700

800

900

Проводимость, мД*м

Рисунок ] - Рост скин-фактора нагнетательной скважины с уменьшением проводимости продуктивного разреза

б)

к т

с. С

ОД 0,2 0,3 0,4 0,5

Коэффициент работающей толщины, д ед.

Рисунок 2 - Корреляции, выявленные в ходе факторного структурного анализа разработки объекта БП-14 Тарасовского месторождения

Разработан метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи построением карт остаточных нефтенасыщенных толщин, основанный на статистическом анализе данных ПГИ и включающий следующие операции

Строится серия карт начальных нефтенасыщенных толщин пластов Для _)-ой скважины рассчитываются начальные запасы нефти в пластах Уу, динамики кратности прокачки Ц и коэффициента нефтеотдачи зоны дренирования Кщ

Проводится статистическая обработка результатов ПГИ скважин совместно с геолого-технологическими параметрами, которая выявляет значения параметров (этап обучения), при которых работают или не работают конкретные пласты С использованием метода процедуры Вальда на этапе анализа определяют работающие и не работающие пласты в неисследованных скважинах Для каждого пласта в скважине определяется коэффициент участия в работе (1, 0) и по формуле (1) рассчитывается добыча жидкости (закачка вода) за период

Я=£1квКуч, Кпр, Кфаш (1)

где (3СкВ - добыча жидкости (закачка) скважины, КуЧ1 - коэффициент участия 1-ого пласта в работе (1, 0), Кпр - доля 1-ого пласта в проводимости скважины, Кфат - коэффициент отклонения доли 1-ого пласта в добыче от его доли в проводимости, который при достаточном объеме исследований определяется статистически, или же приравнивается единице

Для каждого пласта рассчитывается коэффициент прокачки Г2у По скважине рассчитывается зависимость Кш от £11, которая переносится на каждый пласт и с ее помощью по £1у определяется Кну Далее с учетом Уу рассчитывается накопленная добыча нефти По полученных данным на основе карт начальных нефтенасыщенных толщин рассчитываются карты остаточных нефтенасыщенных толщин и строится модель остаточных запасов залежи С использованием метода проведена локализация остаточных запасов залежи БПн Тарасовского месторождения

Далее с целью оценки состояния остаточных запасов в различных зонах сложнопостроенной залежи объекта БП,4 Тарасовского месторождения разработан и применен (на середину 2003 года) метод факторного структурного анализа разработки Анализ включает действия дифференцирование залежи на элементы с учетом геологической модели, расчет для каждого элемента средних значений геолого-физических, технологических и энергетических показателей и факторный анализ полученных данных

В ходе анализа получен ряд корреляций. Точки почти всех участков находятся в прямой связи между величиной показателя интенсивности обводнения (величиной опережения выработки НИЗ обводненностью продукции) и величиной пластового давления (рисунок 2, а), что согласно приведенным в главе 3 исследованиям указывает на обводнение скважин этих участков закачиваемыми водами По участкам, приуроченным к выдержанным коллекторам (т е всем, кроме четырех восточных приграничных), имеет место тенденция возрастания величины конечного КИН, рассчитанного с использованием характеристики вытеснения, при увеличении коэффициента работающей толщины (рисунок 2, б) Данная закономерность указывает на сосредоточение остаточных запасов в недренируемых пропластках По этим участкам также отмечается зависимость текущего КИН от проницаемости коллектора (через коэффициент вытеснения) По результатам анализа на этих участках рекомендованы мероприятия по ВПП нагнетательных скважин

Точки восточных участков (синие точки на рисунке 2, б) в этих тенденциях не участвуют При тех же значениях коэффициента работающей толщины их конечный КИН ниже точек, соответствующих выявленной тенденции При тех же значениях проницаемости текущий КИН этих участков также ниже Это объясняется низким охватом заводнением по площади, указывает на локализацию остаточных запасов в тупиковых зонах, что обусловлено слабой выдержанностью коллектора Для этих участков рекомендован перевод системы заводнения с девятиточечной схемы на более жесткую пятиточечную

Далее в главе изложены особенности действия физико-химических и гидродинамических МУН в условиях залежей ТИЗ нефти Особенностью действия ПОТ в условиях НПК объекта БП!4 Тарасовского месторождения является сильное снижение приемистости обработанных нагнетательных скважин и дебитов жидкости реагирующих скважин после обработки

Результатами сопоставительного анализа динамик показателей разработки участка залежи АС5.6 Мамонтовского месторождения при воздействии сшитым полимерным составом (СПС) был подтвержден иной по отношению к общепринятому механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ Этот механизм заключается в тампонировании гелем поглощающих непродуктивных интервалов и переориентации потоков закачиваемой воды в нефтенасыщенную часть пласта Впервые на этот эффект указал по результатам ПГИ В И Дворкин Гидродинамические аспекты данного механизма изучены в главе 3

Приведены теоретические исследования механизма описанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ при проведении ФОЖ, результаты факторного анализа эффективности ГТМ по ФОЖ на скважинах ВПЗ ПК19.2о Барсуковского месторождения и ЧНЗ БПм Тарасовского Выявлены зависимости величины прироста обводненности продукции скважины после поведения ГТМ от различных показателей, в частности от интенсивности обводнения (рисунок 3), новые критерии выбора скважины для проведения ФОЖ Скважина ЧНЗ считается пригодной для ФОЖ с позиции недопущения роста обводненности, если выработка НИЗ зоны дренирования составляет не выше 0,5 д ед или отстает, если исходить из значения обводненности продукции На скважинах ВПЗ допустимо проведение ФОЖ при наличии выдержанной перемычки между разнонасыщенными частями разреза

Для оптимизации времени начала воздействия ПОТ на нефтяной пласт предложен корреляционный метод анализа состояния фильтрационных потоков Согласно этому методу проведение воздействия рекомендуется в случае, когда рост закачки приводит к увеличению добычи воды, но уже не приводит (или почти не приводит) к увеличению добычи нефти

В третьей главе проведением серии вычислительных экспериментов в среде электронного симулятора «Eclipse», а также проведением фильтрацион-

Рисунок 3 - Корреляция величины прироста обводненности скважины объекта БП-14 Тарасовского месторождения после проведения ГРП с базовым значением показателя интенсивности обводнения

а) схематическая секторная модель объекта ПК,^ Барсуковского месторождения

_ ь

и С* 0.90 —-0.80 — т — 1600 й» : | — 140о^

о о 0.70 -- V I 2 — 1200 Ч

X 0> 0.60 —— \ СО

ЕГ - 1 — 1000 ^

О - ..••--' 1

ю 0.50 _ ____—" и

- — 800 $

0.40 --

1/1'/11 1/1/М2 1/1/13 1/1'/Ч 1/1!"» 1 /1 '/11 1 /1'/11 /1 '/1 В 1/1^19 1 /1 '/20 1/1'/21

Время

б) динамика обводненности продукции различных скважин при изменении объемов закачки

1 - закачка по скв. 14, 2 - обводненность скв. Р45, 3 - обводненность скв. Р48

Рисунок 4 - Исследование реакции на изменение объемов закачки скважин с различными источниками обводнения: скважина Р45 первого ряда (прорыв ФНВ) и скважина Р48 стягивающего ряда (ЗКЦ)

ных исследований рассмотрены вопросы, возникшие в ходе изучения промыслового материала. Это вопросы механизма проявления описанных закономерностей обводнения скважин с различным источником поступления воды, критериев выбора объектов воздействия ПОТ, технологиями селективной изоляции водопритоков и ГТМ по ФОЖ, особенностей механизма действия ФОЖ и ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, адаптация ПОТ к условиям ТИЗ

Вычислительными экспериментами установлена определяющая роль ЗКЦ в проявлении вышеописанных закономерностей обводнения скважин ВПЗ. Снижение обводненности скважин, в которые вода поступает из-за ЗКЦ (рисунок 4), при увеличении объемов закачки объяснено более высоким ростом пластового давления в нефтенасыщенной части резервуара по сравнению с водонасыщенной То же самое, т е снижение обводненности, но при увеличении отборов жидкости (рисунок 5), объяснено меньшим пластовым давлением в нефтеносной части пласта по сравнению с водоносной, соответственно меньшей депрессией на пласт и большим относительным приростом депрессии при снижении забойного давления Одновременно показан рост обводненности скважин, добывающих закачиваемую воду, при росте объема закачки и необратимый рост обводненности у скважин, обводняющихся из-за конусообразования, при увеличении отборов (рисунок 5), что объясняется увеличением конуса

Результаты исследований обобщены в виде корреляционного метода диагностики источника обводнения скважин Достоверность метода показана в работе сравнением его результатов с результатами ПГИ скважин объекта ПК19.20 Барсуковского месторождения, которые совпадают

Далее путем моделирования применения технологии СПС с использованием блока полимерного заводнения симулятора «Eclipse» и проведения серии вычислительных экспериментов исследованы и уточнены критерии выбора участков воздействия ПОТ Полимерному составу приданы реологические свойства, характерные СПС, при этом предполагалась общность критериев выбора объектов воздействия этих технологий С использованием

|- иО -^ ,20-

3 80 -*

= 60-«о о

Ч ...

— 0.80 ~ 0.70 2

г ч

~0.60 А

0-50 3

— 0.40 =

- <3.30 «О

-0,20

— 0.10

1/!/,е 1/1/17 1/1/19 1/ип 1/1 /20 ,/,/21 ,/,/гг Время

Рисунок 5 - Динамика обводнения скважины ВПЗ при изменении дебита жидкости и при различных источниках поступления воды: 1 - дебит жидкости, 2 - обводненность при обводнении из-за конусообразования, 3 - обводненность при обводнении из-за ЗКЦ

' 2 '

« 0,035

& о.оз

1 0.025 =

0 0,02 ей

0,015

1 0,01

= 0.963 ♦

------ ♦

-2 —---—

__________ _ ______ .

К2 = 0.956

5 10 15 20 25

Степень проницаемое,нон неоднородности, крат

а) - зависимость степени снижения обводненности продукции от вертикальной проницаемостной неоднородности пласта:расчлененный пласт, 2 - монолитный пласт

. 0.04

4 0,035 Е 0,03

1 0,025

1 0,02

■§ 0,015

= 0,01

| 0,005

5 0

0,05 0,1 0,15 0,2 0,25

Показатель интенсивности обводнении, д.ед.

б) - зависимость степени снижения обводненности продукции после воздействия СПС от базовой величины показателя интенсивности обводнения

Рисунок 6 - Зависимость эффективности СПС от различных геолого-технологических факторов

модели элемента девятиточечной системы заводнения воспроизводилось воздействие СПС закачкой через нагнетательную скважину при различных геолого-технологических условиях Выявлены условия, способствующие росту эффективности, которая оценивалась снижением обводненности и относительным приростом дебита нефти К этим условиям относятся высокая или средняя проницаемость пласта, высокая вертикальная проницаемостная неоднородность (рисунок 6, а) и расчлененность разреза, в случае его монолитного строения - высокая проницаемостная анизотропия и направление тренда роста проницаемости вниз, повышенная базовая обводненность продукции скважин, оптимальное значение которой не ниже 70 %, повышенное положительное значение показателя интенсивности обводнения продукции участка (рисунок 6, б) Последнее повторяет критерий, выявленный в ходе факторного анализа эффективности ФОЖ Это совпадение указывает на универсальность данного критерия Он выражается формулой

тек тг шел

К„ „ = ~ отборНИЗ = - -^г-^Г. (2)

где / - обводненность, Кохв - коэффициент охвата, КВЬ1Т - коэффициент вытеснения

Для условий гидрофильного коллектора, когда Квыттек = Квыткон можно написать

К. „ = - отборНИЗ = - = - К„л, (3)

где Код - коэффициент охвата заводнением дренируемых запасов нефти

Как видим, данный показатель качественно выражает степень опережения процессом обводнения скважин процесса заводнения пласта и может использоваться мерилом неэффективности заводнения

Заметим, вычислительным экспериментом показана эффективность ПОТ на ВПЗ при преобладании нефтенасыщенной части в разрезе пласта

Исследованные аналогично критерии выбора скважин для проведения селективной изоляции водопритоков практически повторяют критерии выбора

объектов воздействия ПОТ. Кроме этого, показано, что изоляция обводненного интервала в добывающей скважине может ухудшить выработку запасов в следующих условиях в монолитных объектах и в скважинах первого ряда В первом случае это происходит в результате последующего внутреннего конусообразования в ПЗП скважины из-за разности давлений между изолированным и работающим пропластками, во втором - в результате последующего прорыва воды по обводняющему пропластку в скважину второго ряда В первом случае для изоляции рекомендуется применять реагенты, не перекрывающие обводненный интервал полностью, а лишь ограничивающие поступление воды, что исключает образование конуса Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

Вычислительными исследованиями подтверждены полученные во 2-ой главе критерии выбора скважин для проведения ФОЖ В частности, показан механизм снижения обводненности форсированной скважины, обводняющейся из-за ЗКЦ, механизм обводнения форсированной скважины первого ряда и форсированной скважины второго ряда при остановке скважины первого

Расчетами на схематической секторной модели залежи БП» Тарасовского месторождения изучены особенности действия ПОТ в условиях НПК, в частности, причины обычно сильного снижения приемистости обработанной нагнетательной скважины Одной из сопутствующих причин является ограничение роста давления закачки после обработки скважины из-за обвязанности нескольких скважин на один водовод

С помощью схематической секторной модели залежи ПК1920 Барсуковского месторождения изучен механизм действия ПОТ в условиях ВПЗ при обводнении скважин из-за ЗКЦ Механизм заключается в тампонировании водоносной части разрезов нагнетательных скважин, в снижении пластового давления водоносной части резервуара на контуре питания добывающей скважины (рисунок 7) и в снижении дебита подошвенной воды, в переориента-

1 — в водоносной части при комплексной обработке, 2 - в водоносной части при обработке СПС, 3 - в нефтеносной части при обработке СПС, 4 - в нефтеносной части при комплексной обработке

Рисунок 7 - Расчетная динамика пластового давления в различных частях разреза на контуре питания скважины Р48 схематической секторной модели объекта ПК19-20 Барсуковского месторождения при обработке нагнетательных скважин СПС и при их обработке по комплексной технологии ВПП

500 _ 400 ___5

'/1/1? 1/1/13 1/1/14 1/1/15 1/1/10

Время

1 - суммарный дебит нефти реагирующих скважин, 2 - суммарный дебит жидкости, 3 - средняя обводненность, 4 - приемистость нагнетательной сважины, 5 - забойное давление нагнетательной скважины, 6 - забойное давление реагирующей скважины

Рисунок 8 - Расчетная динамика показателей эксплуатации скважин

схематической секторной модели объекта БП-14 Тарасовского месторождения при обработке нагнетательной скважины по комплексной технологии ВПП

ции потоков закачиваемой воды на нефтенасыщенную часть пласта и в восстановлении там пластового давления (рисунок 7)

Расчетами показаны преимущества для условий залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, сочетающих закачку в пласт через нагнетательную скважину гелеобразующих агентов с последующей ее направленной стимуляцией. Последнее моделировалось снижением скин-фактора в низкопроницаемых интервалах разреза В условиях ЧНЗ преимущества выражаются в увеличении приемистости нагнетательных скважин и сохранении отборов жидкости реагирующих скважин при снижении их обводненности (рисунок 8) В условиях ВПЗ преимущества комплексной технологии выражаются в большем снижении давления водоносной части пласта и в большем росте давления в нефтеносной части (рисунок 7)

В завершение в главе представлены результаты фильтрационных исследований по адаптации комплексной технологии ВПП к условиям низкопроницаемого объекта БП^ Тарасовского месторождения Согласно им для коллектора данного объекта наиболее эффективными изолирующими агентами являются последовательно закачиваемые оторочки СПС и эмульсионного состава Это сочетание обеспечивает наибольшее значение остаточного фактора сопротивления (рисунок 9, а) В качестве стимулирующего агента наиболее эффективны последовательно закачиваемые кислотный состав и раствор ПАВ, обеспечивающие снижение фактора сопротивления (рисунок 9, б) за счет разрушения хлоритового цемента пород Последнее подтверждено отдельным опытом, в котором кислотным воздействием достигнут кратной рост проницаемости керна (рисунок 9, в)

Для данного объекта комплексная технология ВПП представляет последовательную закачку в нагнетательную скважину до 200 м3 0,25 %-ого раствора ПАА со сшивателем до начала роста устьевого давления, затем при росте давления закачиваются 200 м3 эмульсии, далее при снижении давления закачиваются до 10 м3 кислотного раствора и столько же раствора ПАВ

Четвертая глава содержит данные практического внедрения методичес-

2 4 6 8 10

Количества прокачанных поровых объемов, ед.

а) - последовательная фильтрация СПС и эмульсионного состава

18 16 14 12

£ «

кислотным состав

СПС

раствор ПАВ

1 2 3 4 5 6 7

Количество прокачанных поровых объемов, ед

б) - последовательная фильтрация СПС, кислотного состава и раствора ПАВ

900 800 700 600 500 400 300 200 100

кислотная композиция ТК-3 в объеме 1 ед порового объема

продавка водой

02 04 06 08 1 12 14 16

Количество прокачанных поровых объемов, ед.

1 8

в) - зависимость проницаемости керна от объема прокачанной кислотной композиции ТК-3 и продавливающей воды

Рисунок 9 - Результаты лабораторных исследований фильтрации различных составов через керн объекта БП-14 Тарасовского месторождения

ких и технологических разработок автора Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам залежи БПМ Тарасовского месторождения, проведенных в ходе локализации остаточных запасов, представленные в таблице 1, показали неравномерность выработки, которая указывает на перспективность применения ПОТ

Таблица 1 - Результаты расчетов выработки запасов нефти по пластам объекта _БП|4 Тарасовского месторождения_

Пласт Текущий КИН, Выработка НИЗ,

дед дед

БПм1 0,320 0,914

БПн2 0,196 0,560

БП,/ 0,186 0,531

БПн4 0,025 0,071

БП,45 0,000 0,000

бп146 0,000 0,000

По результатам локализации остаточных запасов залежи (рисунок 10) сделан вывод о нецелесообразности формирования самостоятельной сетки скважин на не вовлеченные в разработку нижние пласты БП14 и БПн6 Эти запасы, сконцентрированные на отдельных участках, рекомендовано освоить забуриванием боковых стволов в обводнившихся скважинах

С помощью уточненных критериев произведен выбор скважин для проведения ГТМ по ФОЖ и разработана принятая в ОАО «НК «Роснефть» -Пурнефтегаз» программа ГТМ для месторождений на 2006 год По объекту БПн Тарасовского месторождения рекомендовано проведение ГРП на 12 скважинах и ОПЗ на 6 По объекту ПК19.20 Барсуковского месторождения рекомендовано произвести ОПЗ на 5 скважинах и оптимизацию режима работы на 6 Анализ результатов выполнения программы показал, что в первом случае снижение темпа обводнения продукции отмечается в 62,5 % скважин, на которых проведены ГТМ (рисунок 10), во втором случае - в 75,0 % скважин За счет этого дополнительно добыто 8,7 тыс т нефти

Время

1 - дебит жидкости, 2 - дебит нефти, 3 - базовый дебит нефти,

4 - обводненность продукции, 5 - базовая обводненность

Рисунок 10 - Результаты проведения ГРП на скважине № 462 Тарасовского месторождения

С помощью уточненных критериев выбраны участки воздействия комплексной технологией ВПП нагнетательных скважин на низкопроницаемой залежи БПн Тарасовского месторождения и на ВПЗ объекта ПК19.20 Барсуковского. На рисунке 11 представлена динамика показателей разработки основного участка воздействия комплексной технологии ВПП объекта БП,4 Тарасовского месторождения. Она демонстрирует, что после каждого цикла обработок снижение обводненности реагирующих добывающих скважин сопровождается ростом суммарной закачки воды по нагнетательным.

Это способствовало росту удельной эффективности одной скважино-обработки от 400-500 т/скв. до 800-1000 т/скв. Суммарный технологический эффект за период 2002 - 2004 гг. получен выше обычного - 110 тыс. т дополнительной добычи нефти, что составило около 40 % от накопленной добычи нефти участка за период воздействия. Расчеты показали прирост в результате воздействия текущих извлекаемых запасов участка на 20 %.

Применение комплексной технологии ВПП на ВПЗ объекта ПК19.20 Барсуковского месторождения в 2005 году позволило получить

дополнительную добычу нефти в объеме 67,7 тыс т или 3,4 тыс т на скважино-обработку За счет снижения обводненности эффект составил 46,6 тыс т дополнительно добытой нефти или 2,3 тыс т на скважино-обработку

8 Н и О

\е. ч

8 Н

•е-

о =

я ЕР

3 ю о

ч:

200000

150000 -■'

100000

50000

/Л Л / \ "-------

Г /^2

60 2 «

о а

50 £ О

~ — (Ч

Время

1 - добыча нефти, 2 - базовая добыча нефти, 3 - средняя обводненность продукции, 4 - базовая средняя обводненность, 5 - добыча жидкости, 6 - закачка

Рисунок 11 - Положительное влияние внедрения комплексной

технологии В ПП нагнетательных скважин на динамику показателей разработки основного участка воздействия объекта БПм Тарасовского месторождения

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Усовершенствованы методы обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти

• разработан и апробирован при анализе разработки Тарасовского месторождения метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин, опирающийся на современные методы статистической обработки данных ПГИ скважин,

• разработаны и апробированы при анализе разработки Тарасовского месторождения принципы факторного структурного анализа, позволяющие оценить состояние остаточных запасов различных участков залежи,

• разработан графо-аналитический метод диагностики водопритоков, позволяющий анлизом динамик эксплуатационных показателей скважин определить основной источник обводнения

2 На основе анализа промысловых данных и вычислительных экспериментов уточнены критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, для проведения селективной изоляции водопритоков, критерии выбора участков воздействия ПОТ, уточнены механизмы действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти

3 Проведением вычислительных экспериментов доказано преимущество применения в условиях залежей ТИЗ нефти комплексных ПОТ, включающих использование как гелеобразующих, так и стимулирующих составов, проведением фильтрационных экспериментов произведена адресная адаптация комплексной технологии ВПП к условиям Тарасовского месторождения

4 Практическая апробация и внедрение результатов исследований позволили получить высокий технологический эффект

• успешным проведением ГТМ на Тарасовском и Барсуковском месторождениях подтверждены уточненные критерии выбора скважин для проведения ФОЖ, в первом случае получено снижение темпа обводнения продукции на 62,5 % от охваченных мероприятиями скважин, во втором случае - на 75,0 %,

• с помощью уточненных критериев выбраны участки внедрения комплексной технологии ВПП на Тарасовском и Барсуковском месторождениях, применение которой обеспечило прирост добычи нефти соответственно на 110 и 46,6 тыс т

Список опубликованных работ по теме диссертации

1 Куликов АН О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело - 2005 - № 6 - С 20-25

2 Куликов А Н, Закиров В Р, Дворкин В И Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов Матер научн -практ конф в рамках VIКонгрессанефтегазопромышленниковРоссии - Уфа,2005 -С 179-183

3 Куликов А Н Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин//Нефтепромысловое дело -2005 -№10 - С 18-25

4 Тропин Э Ю , Альхамов И М, Джабраилов А В , Силин М А, Зайцев К И, Куликов А Н, Телин А Г Реализация адресного подхода к комплексному физико-химическому воздействию на пласт // Нефтяное хозяйство -2006 -№ 1 -С 52-55

5 Куликов А Н, Телин А Г, Исмагилов Т А, Строганов В М, Строганов А М Обобщение результатов селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических тампонажных материалов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело - 2005 -№ 9 - С 36-45

6 Куликов А Н, Захаров В П Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу // Исследовано в России электронный многопредметный научный журнал - МФТИ, 2005, 223, С 2298-2306, Internet http //zhurnal gpi ru/articles/2005/223 pdf

7 Куликов А H, Захаров В П Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов // Интервал - 2007 - № 1 -С 38-39

8 Куликов А Н, Федотов К В , Захаров В.П, Магзянов И Р Результаты факторного анализа эффективности применения гидроразрыва пласта на объекте БПн Тарасовского месторождения // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО Тр IX научн -практ. конф -2006 - Т 1 - С 383-389

9 Куликов А Н Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения // Нефтепромысловое дело - 2005 -№7 -С 7-13

10 Куликов АН Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды // Интервал -2006 - №6 -С 36-41

11 Куликов А Н, Эюбов Ф Т, Никишов В И Исследование процесса эксплуатации водоплавающих залежей нефти // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири Тр междунар академ конф - Тюмень, 2006 -С 231-235

12 Тропин ЭЮ, Разницин В.В, Джабраилов АВ, Куликов АН Результаты обработок призабойных зон нагнетательных скважин Тарасовского месторождения // Сборник научных трудов по результатам научно-технологических работ за 2004 год - М, 2005 - С 223-240

13 Пат на изобретение 2263773 РФ Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / АН Куликов, ЭЮ Тропин, М А. Силин, А Г Телин и др (РФ) - 2004123495, приор 15 06 2004, зарег 10 11 2005, срок действия пат 15 07 2024

14 Пат на изобретение 2285790 РФ Способ контроля за разработкой многопластовых нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин / АН Куликов, ЭМ Тимашев и др (РФ) -2005112012, приор 12 04 2005, зарег 20 10 2006, срок действия пат 12 04 2025

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 21 12 2007 г Бумага писчая Заказ № 712 Тираж 100 экз Ротапринт ГУП «ИПТЭР» 450055, г Уфа,пр Октября, 144/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Куликов, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

СОДЕРЖАНИЕ

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ МЕТОДОВ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ И ТЕХНОЛОГИЙ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ.

1.1. Механизмы обводнения скважин залежей трудноизвлекаемых запасов нефти.

1.2. Методы диагностики источника обводнения скважин, локализации остаточных запасов сложнопостроенных залежей нефти и выбора участков воздействия МУН.

1.3. Физико-химические и гидродинамические технологии повышения ^ нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков.

1.3.1. Физико-химические потокоотклоняющие технологии.2Г

1.3.2. Гидродинамические технологии.

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

ТИЗ НЕФТИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ МУН И ГТМ.

2.1. Анализ закономерностей обводнения скважин нефтяных залежей различного типа при проведении ГТМ.

2.2. Анализ результатов ПГИ и ГДИ скважин залежей ТИЗ нефти.

2.2.1. Анализ результатов исследований скважин ВПЗ.

2.2.2. Анализ результатов исследований скважин залежей с НПК.

2.2.3. Метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти на основе статистической обработки данных ПГИ и принципы факторного 46 структурного анализа разработки.

2.3. Особенности механизма действия физико-химических и гидродинамических

МУН в условиях залежей ТИЗ нефти.

2.3.1. Особенности механизма действия физико-химических потокоотклоняющих технологий на залежах с НПК.

2.3.2. Особенности механизма действия гидродинамических и ^ физико-химических МУН в условиях ВПЗ.

2.3.3. Уточнение критериев выбора скважин для проведения ГТМ по ФОЖ.

2.3.4. Уточнение критериев выбора участков воздействия потокоотклоняющими технологиями.

ГЛАВА 3. МОДЕЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕХАНИЗМОВ ДЕЙСТВИЯ, ОБОС1ЮВАНИЕ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ПРИМЕНЕНИЯ, 68 УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ И АДАПТАЦИЯ К УСЛОВИЯМ ЗАЛЕЖЕЙ ТИЗ НЕФТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МУН.

3.1. Вычислительные исследования особенностей обводнения скважин с различным источником поступления воды в процессе проведении ГТМ.

Корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин.

3.2. Обоснование критериев выбора объектов воздействия физико-химическими потокоотклоняющими технологиями, технологиями селективной изоляции 76 водопритоков и ФОЖ.

3.3. Усовершенствование и адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей ТИЗ нефти.

ГЛАВА 4. ПРИМЕНЕНИЕ ГТМ ПО ФОЖ И ВНЕДРЕНИЕ КОМПЛЕКСНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВПП НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН С УЧЕТОМ 98 УТОЧНЕННЫХ КРИТЕРИЕВ ВЫБОРА ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТАРАСОВСКОМ И БАРСУКОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

4.1. Результаты локализации остаточных запасов и факторного структурного ^ анализа разработки залежи БПи Тарасовского месторождения.

4.2. Выбор скважин и результаты применения ГТМ по ФОЖ на объектах БПм Тарасовского месторождения и ПК19-20 Барсуковского месторождения.

4.3. Выбор участков воздействия и результаты внедрения комплексной технологии ВПП на залежах БПи Тарасовского месторождения и ПК]д-2о 106 Барсуковского месторождения.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении"

Актуальность проблемы

Основными особенностями современного состояния нефтяной отрасли России являются:

• рост доли трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) в структуре запасов нефти;

• массовое применение мероприятий по интенсификации добычи нефти (ИДН).

Перед специалистами встает задача повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) путем оптимизации выбора объектов для осуществления технологий, характеризующихся массовым применением, их адаптации к условиям залежей ТИЗ нефти и адресного применения. В технологии входят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по форсированию отборов жидкости (ФОЖ) путем оптимизации режима работы скважин, стимуляции скважин проведением ГРП и ОПЗ, физико-химические технологии селективной изоляции водопритока в скважинах и потокоотклоняющие технологии (ПОТ). Последние подразумевают использование гельобразующих реагентов с целью выравнивания профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин. С целью решения указанных проблем совершенствуются методы обоснования объектов и технологий ИДН и МУН, исследуются механизмы действия и уточняются критерии применимости мероприятий в условиях залежей ТИЗ нефти.

Цель работы

Основные задачи исследований 1. Совершенствование методов обоснования применения МУН на залежах ТИЗ нефти:

• методов локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам;

• методов диагностики источников обводнения скважин и состояния остаточных запасов нефти.

2. Уточнение критериев выбора объектов применения ГТМ по ФОЖ (ГРП, ОПЗ, оптимизация режима), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков;

3. Усовершенствование и адресная адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям. залежей ТИЗ нефти с разработкой и практическим внедрением новой технологии.

Методы исследований

2. Сравнительный анализ динамик обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ;

3. Факторный геолого-промысловый анализ эффективности применения ГТМ по ФОЖ на скважинах нефтяных залежей различного типа;

4. Статистический анализ данных ПГИ скважин с использованием метода распознавания образов;

5. Вычислительные исследования в электронном симуляторе внутрипластовых процессов, происходящих при применении ГТМ и МУН на залежах нефти различного типа;

6. Фильтрационные исследования с использованием натурных кернов.

Научная новизна

1. Разработаны метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистической обработки данных ПГИ скважин и принципы факторного структурного анализа разработки сложнопостроенной залежи;

2. Выявлены и изучены закономерности обводнения скважин залежей различного типа при проведении ГТМ, на основании которых разработан корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин;

3. Уточнены критерии выбора объектов для проведения ГТМ по ФОЖ, физико-химических потокоотклоняющих технологий ПНП и ограничения водопритоков;

4. Выявлены особенности механизма действия ПОТ в условиях залежей ТИЗ нефти, с учетом которых разработана комплексная технология ВПП скважин.

Основные защищаемые положения

1. Метод локализации остаточных запасов нефти многопластовой залежи с помощью карт остаточных нефтенасыщенных толщин на основе статистического анализа результатов ПГИ (защищен патентом № 2285790).

2. Объяснение механизмов проявления различных источников обводнения скважин при проведении ГТМ и разработанный на их основе корреляционный метод диагностики источника обводнения скважин (имеется положительное решение Роспатента по заявке на патент № 2006126258/03/028496 от 07.07.06.).

3. Уточнение и обоснование критериев выбора объектов применения гидродинамических МУН (ФОЖ), физико-химических ПОТ и технологий селективной изоляции водопритоков.

4. Комплексная технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин залежей ТИЗ нефти (защищена патентом № 2263773).

Достоверность полученных результатов достигается анализом промысловых данных, результатов вычислительных и фильтрационных исследований и, что важно, идентичностью выводов по итогам исследований с использованием указанных методов. Так, данные ПГИ подтверждают результаты диагностики источника обводнения скважин. Разработанные методы подтверждены положительными результатами практического выбора объектов воздействия ГТМ по ФОЖ и комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин на залежах ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз».

Практическая ценность работы

1. В работе усовершенствованы методы анализа и критерии применимости технологий при разработке залежей ТИЗ нефти, которые нашли практическое применение при:

• анализе разработки многопластовых объектов БПю-п и БПи Тарасовского месторождения (2003 г), сложенных низкопроницаемыми коллекторами;

• разработке принятой и утвержденной в ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» программы проведения ГТМ на скважинах месторождений в 2006 г.;

• разработке принятой и утвержденной в ООО «НК «Роснефть» - Пурнефтегаз» программы воздействия физико-химическими МУН на месторождениях в 2006 г.

2. Реализация программы ГТМ на месторождениях ООО «НК «Роснефть» -Пурнефтегаз» в 2006 году позволила снизить темп обводнения продукции 62,5 - 75,0 % скважин, на которых проведены мероприятия, и, соответственно, получен прирост добычи нефти;

3. Разработанная комплексная технология ВПП нагнетательных скважин внедрена на Тарасовскохм и Барсуковском месторождениях, дополнительная добыча нефти составила соответственно 110 и 46,6 тыс.т., что подтверждается актом на внедрение.

Апробация работы

Основное содержание и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

1. научно-практической конференции «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» в рамках VI Конгресса нефтепромышленников России (г. Уфа, 2005 г.);

2. IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2006 г.);

3. Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» (г. Геленджик, 2006 г.);

4. Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006 г.). Публикации результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликованы 14 печатных работ, в том числе 2 патента. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ и обобщение результатов.

Объем и структура работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 225 наименований, и приложений на 33 страницах. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунка, 9 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Куликов, Александр Николаевич

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Усовершенствованы методы диагностики состояния остаточных запасов нефти залежей ТИЗ и механизмов обводнения скважин с целью обоснования адресного применения различных видов МУН:

• предложен и апробирован при анализе разработки объекта БПн Тарасовского месторождения метод локализации остаточных запасов многопластовой залежи нефти, приуроченной к низкопроницаемым коллекторам, основанный на использовании современных методов статистической обработки данных ПГИ;

• с целью оценки состояния остаточных запасов нефти в различных зонах сложнопостроенной залежи нефти предложены и апробированы при анализе разработки объекта БПн Тарасовского месторождения принципы факторного структурного анализа показателей разработки и результатов исследований скважин, выявлены участки, в которых остаточные запасы сосредоточены в недренируемых пропластках и где рекомендованы мероприятия по ВПП нагнетательных скважин, а также участки, в которых остаточные запасы сосредоточены в тупиковых зонах и где рекомендована смена системы заводнения;

• проведением анализа промысловых данных и вычислительных экспериментов изучены закономерности обводнения скважин с различными источниками поступления воды, на основании которых разработан графо-аналитический метод диагностики водопритоков, согласно которому: о признаком обводнения скважины пластовой водой посредством ЗКЦ является асинфазность динамики обводненности продукции динамикам дебита жидкости, закачки и пластового давления; о признаком обводнения скважины прорывами фронта нагнетаемой воды является синфазность динамики обводненности динамикам дебита жидкости, закачки и пластового давления; о признаком обводнения скважины посредством конусообразования является медленный необратимый рост обводненности при росте отборов жидкости; о проведенные исследования позволили сделать вывод, что в случае обводнения скважин ВПЗ из-за ЗКЦ первоочередными должны стать мероприятия по восстановлению пластового давления залежи.

2. Проведением анализа промысловых данных и вычислительных экспериментов уточнены механизмы действия ПОТ и ФОЖ в условиях залежей ТИЗ и критерии выбора объектов воздействия:

• показано и объяснено снижение или отсутствие роста обводненности продукции скважины при проведении ФОЖ в следующих условиях: о скважина ЧНЗ имеет выработку НИЗ зоны дренирования менее 50%; о скважина ЧНЗ при отставании выработки НИЗ зоны дренирования от текущей обводненности продукции; о скважина ВПЗ с выдержанной перемычкой между разнонасыщенными частями разреза и обводняемая подошвенной водой посредством ЗКЦ.

• уточнены критерии выбора участков воздействия традиционными потокоотклоняющими технологиями повышения нефтеотдачи пластов и выбора скважин для проведения селективной изоляции водопритоков, а именно: о высокая либо средняя проницаемость продуктивного пласта; о для условий НПК разработана комплексная технология ВПП, включающая последовательную закачку гелеобразующих и стимулирующих агентов; о высокая проницаемостная неоднородность продуктивного пласта; о расчлененность продуктивного пласта; о повышенная базовая обводненность продукции скважин; о отставание темпа выработки НИЗ участка от темпа обводнения продукции; о не рекомендуется применение технологий селективной изоляции водопритоков в условиях монолитного пласта и в скважинах первого ряда, в монолитных пластах применение потокоотклоняющих технологий рекомендуется в случае его высокой проницаемостной анизотропии, а также при тренде роста проницаемости по разрезу вниз; о коэффициент корреляции динамик суммарной закачки и суммарной добычи воды по участку воздействия потокоотклоняющими технологиями в условиях ЧНЗ должен быть выше коэффициента корреляции динамик суммарной закачки и суммарной добычи нефти, а значение последнего должно быть ниже 0,5; о применение потокоотклоняющих технологий на ВПЗ при обводнении скважин из-за ЗКЦ эффективно, когда нефтенасыщенная часть разреза пласта составляет большую часть его проводимости. i! 3. Усовершенствованы и адаптированы к условиям НПК и ВПЗ физико-химические потокоотклоняющие технологии путем разработки комплексной технологии ВПП.

• проведением вычислительных экспериментов показаны преимущества применения в условиях залежей ТИЗ нефти комплексных потокоотклоняющих технологий, включающих использование как изолирующих, так и стимулирующих составов;

• проведением фильтрационных экспериментов комплексная технологии ВПП адресно адаптирована к условиям Тарасовского месторождения, в результате чего предложена следующая последовательность операций: о закачка в пласт через нагнетательную скважину до 200 м2 раствора СПС до начала роста устьевого давления закачки; о закачка в пласт до 200 м2 эмульсионного состава; о последующая направленная ПАВ-кислотная ОПЗ. 4. Практическая апробация и внедрение результатов исследований позволили получить высокий технологический эффект:

• успешным проведением ГТМ на Тарасовском и Барсуковском месторождениях подтверждены уточненные критерии выбора скважин для ФОЖ, в первом случае получено снижение темпа обводнения продукции на 62,5% от охваченных мероприятиями скважин, во втором случае - на 75,0%;

• с помощью уточненных критериев выбраны участки внедрения комплексной технологии ВПП на Тарасовском и Барсуковском месторождениях;

• внедрение комплексной технологии ВПП на выбранном участке Тарасовского месторождения в течение 2002 - 2004 гг. обеспечило увеличение эффективности обработки одной нагнетательной скважины с 400-500 до 800-1000 т/обр., прирост добычи нефти по выбранному участку составил 110 тыс. т, а прирост извлекаемых запасов участка - 20%.

• внедрение комплексной технологии на выбранном участке Барсуковского месторождения в 2005 году обеспечило среднюю эффективность одной обработки нагнетательной скважины в объеме 2300 т./обр, прирост добычи нефти - 46,6 тыс.т.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Куликов, Александр Николаевич, Уфа

1. А.с. 1006712 СССР, МКИ Е 21 В 33/13. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину / Г.М.Швед и др. (СССР). №33247443/22-03; опубл. 04.02.83, Бюл. №11

2. А.с. 1078036 СССР, МКИ Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И.Клещенко и др. (СССР). №3496314/22-03; опубл. 04.01.83; БИ. №9

3. А.с. 193402 СССР. Способ разработки нефтяных месторождений/ А.А.Боксерман, А.И. Губанов, Ю.П. Желтов, А.А. Кочешков, В.Г. Огинджанянц, М.Л. Сургучев Опубл. в 01.01.67, БИ № 1.

4. Абабков К.В. Влияние геологических особенностей строения Восточно-Правдинского месторождения на показатели разработки и обводненность добываемой продукции.// Нефтепромысловое дело. 1999. № 12. с. 12-17.

5. Абасов М.Т. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайджана // Геология нефти и газа. 1974. №2.

6. Абдрашитов Д.А., Земцов Ю.В., Хасаншин Р.Н. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти. //Интервал. 2001. № 6. с.3-5.

7. Абызбаев И.И, СыртлановА.Ш, Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа: Китап, 1994. 180 с.

8. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1978. - 70 с.

9. Абызбаев И.И., Леви Б.П. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1979. - 48 с.

10. Абызбаев И.И., Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., Лукьянова З.М., Гиниатуллина Р.П. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1981. № 6.

11. АКОР тампонажные составы (растворы) на основе этилсиликатов и катализатора для ремонтно-изоляционных работ в скважине // Нефтяное хозяйство. - 1987. - №10

12. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефтяное хозяйство.-1993.-№12.-С.22-24

13. Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1992,- Нефтепромысловое дело.-№ 8,- С. 22-26.

14. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. -Новосибирск: Наука. Сиб. издательская фирма РАН, 1995. 198 с.

15. Алтунина JI.K., Кувшинов В.А., Глебов А.В., Ширгазин Р.Г. Применение технологии комплексного воздействия на нагнетательные и добывающие скважины Урьевского месторождения с целью ограничения водопритоков. Интервал, №1(36), 2002, с.4-7

16. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1982. 224 с.

17. Антонова И.П., Буторин О.Б., Владимиров В.Т., Погонищев В.И. Влияние нефтенасыщенности и проводимости коллекторов водонефтяных зонах Мамонтовского месторождения на величину начальной обводненности продукции скважин// Н.П.Д. 1998. №4-5.-с.32-37.

18. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А., Хакимов А., Хлебникова М., Телин А. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде //Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2002, № 4, с.25-31

19. Ахметов А.Т., Телин А.Г. Новые принципы потокоотклоняющих технологий на базе инвертных эмульсий // Уфа. Сборник научных трудов VI конгресса нефтегазопромышленников России, 2005. 383 с

20. Ахметов З.М., Шавалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 43 с.

21. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного меторождения. Уфа: Баш. Изд-во «Китап», 1993. - 280 с.

22. Бакуолтер Д., Эджнртон Г., Стайлс В. Нефтеотдача пластов при заводнении уменьшается при ограничении темпа разработки. Ойл энд гэс джори. 16/VI 1958.

23. Балакин В.В., Губанов В.Б., Соболев К.А. Экспериментальные исследованиятэффективности довытеснения нефти раствором биополимера (продукт БП-92) в зависимости от свойств нефти // Нефтепромысловое дело.-2004.-№8.-С.29-32

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

25. Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри.и др. Диагностика и ограничение водопритоков// Нефтегазовое обозрение. 2001. № 1.-е. 44-67.

26. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. М.: Недра, 1974

27. Боксерман А.А. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов // Нефть и Капитал, 2007, №7 -http: // www.oilcapital.ru technologies / 2007/02/121133 105118.shtml

28. Боксерман А., Желтов Ю.П. и др. Экспериментальное изучение капиллярного удержания воды в пористых средах при упруго-капиллярном режиме// Тр. ВНИИ. М.: Недра, 1967.

29. Боксерман А.А., Музафаров К.Э. и др. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт// НТС ДН ВНИИ. 1968. Вып. 39.

30. Булавин В.Д., Краснопевцева Н.В. Технологический комплекс для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на основе отечественного биополимера // Нефтяное хозяйство.-2002.-№4.-С.116-117.

31. Валихапов В.А. Разработка нефтяных месторождения Татарии с применением повышенного давления нагнетания. М.: Недра, 1980.

32. Вальд А. Последовательный анализ. М., 1960.

33. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязко и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. 2004. № с. 73-77.

34. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей// Н.П.Д. 2005. № 1 с. 30-37.

35. Власов С.А., Краснопевцева Н.В., Каган Я.М., Полищук A.M. Повышение нефтеотдачи с применением биополимеров // Нефтяное хозяйство.-2002.-№7. с. 104-109

36. ВНИИОЭНГ Серия «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзорная информация» «Пути повышения эффективности форсирования отборов жидкости». 44 с.

37. Газизов А.А. Развитие технологии комплексного воздействя эффективное ешение проблнмы повышения нефтеотдачи пластов// Нефтепромысловое дело.№ 11. 2001. -с.4-10.

38. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозйство.-1992.-№1 .-С.20-22

39. 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.

40. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Адыгамов B.C., Газизов А.А. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство.-1998.-№2.- С. 12-14

41. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Марданов А.Ф., Газизов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применениемполимердисперсных систем и других химреагентов // Нефтепр. дело. 1995. №2-3. с.29-34.

42. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КубК-а, 1997. - 532 с.

43. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.В. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-С.32-35

44. Гильманова Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.: ВНИИОЭНГ, 2002.- 168 с.

45. Гомзиков В.К., Молотова Н.А. Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности// Нефтяное хозяйство. 1977. №1,2.

46. Гомзиков В.К., Молотова Н.А., Румянцев А.А. Исследование влияния основных геологических и технологических факторов на конечную нефтеотдачу пластов при водонапорном режиме//Труды ВНИИ. 1977. Вып. 58.

47. Горбатова А.Н., Ковалев B.C., Шарапова А.Ф. Влияние темпа отбора жидкости на динамику обводнения залежей высоковязких нефтей (на примере пласта Б2 Радаевского месторождения) //Тр. Гипровостокнефть. 1976. Вып.27. с. 42-47.

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

49. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А. и др. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия// Нефтяное хозяйство. 2000. № 12. с. 12-15.

50. Густов Б.М., Хатмуллин A.M., Асмоловский B.C. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство.-1996.-№2,-С.36-38.

51. Давлетбаев Д.Ш., Хангильдин Г.Н. Лабораторные и промысловые исследования с целью создания надежного цементного кольца во вновь пробуренных нагнетательных и эксплуатационных скважинах. Фонды УфНИИ, 1965.

52. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического метода в нагнетательных скважинах для контроля для выработки запасов нефти.// НТВ «Каротажник», Тверь: АМС.- 2003.- №111-112.- С. 179-196

53. Дементьев Д.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. М.: Недра, 1966. - 205 с.

54. Джафаров И.С., Боксерман А.А., Лейбин Э.Л. и др. Результаты реализации интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия на Ермаковском месторождении ОАО «Тюменьнефтегаз» // Интервал. 2000. №7. с. 7-10.

55. Джафаров И.С., Боксерман А.А., Лейбин Э.Л. и др. Эффективность применения интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия // Нефтяное хозяйство. 2000. №9. с. 65-68.

56. Дияшев Р.Н. Комплексные исследования последствий совместной разработки могопластовых месторождений. Практические рекомендации. // Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». 17-19.03.2003 г.

57. Дияшев Р.Н. Некоторые причины негативных последствий совместной разработки многопластовых объектов и направлении их учета при формировании эксплуатационных объектов// Доклад на ЦКР. 24.06.2004 г.

58. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984. - 208 с.

59. Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А. Применение форсированного способа эксплуатации на заключительной стадии разработки // Нефтепромысловое дело. 1998. №№4-5.-с. 23-29.

60. Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А. Особенности заключительной стадии разработки при применении жестко-водонапорного режима // Нефтепромысловое дело. 1998. №№4-5.-с. 17-22.

61. Егурцов Н.Н., Казаков В.А., Кременная С.Г. Анализ эффективности внедрения форсированного отбора жидкости на Самотлорском месторождении. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти. М.: ВНИИ Сб.научных трудов, 1986. Вып. 94.-с. 32-44.

62. Еникеев В.Р., Козлов Ю.А., Латыпов Ш.С. Влияние геолого-промысловых условий разработки на эффективность форсированного отбора жидкости //Нефтяное хозяйство. 1978. № 11. с. 32-34.

63. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа.-М.:-2004.-520 с.

64. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротанова О.А. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана // Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: Тюмень: СибНИИНП, 1982

65. Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Хисамов Р.С. Разработка и применение микробных биотехнологий увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство.-2003.-№8.-С.50-53

66. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти // Справочник.- М.: Недра, 1991.- 384 с.

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

68. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И., Кобяков Н.И., Телин А.Г., Алмаев Р.Х., Хуснуллин М.Х., Ильясов А.Н. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений О.И.-М.: ВНИИОЭНГ, 1990.-59 с.

69. Ибрагимов И.Г., Хисамутдииов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. -М.: ОАО ВНИИОЭНГ, 2000.- 110 с.

70. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. -М. Недра, 1976. 247 с.

71. Иванова М.М., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Особенность эксплуатации залежей нефти при заводнении. Обзорная информация.// ВНИИОЭНГ сер. "Нефтепромысловое дело», 1980.-63 с.

72. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С., Брагин Ю.И. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения. Обзорная информация ВНИИОЭНГ. «Нефтепромысловое дело» М. 1981. 48 с.

73. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев B.JI. Эффективность форсированного отбора жидкости из скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 1994. № 1. с. 75-78.

74. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Игдавлетова М.З. Методология выбора участков для воздействия МУН // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. 2002. №5. с.6.

75. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А., Тазиев М.М. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения// Нефтепр. дело. 1999. № 3. с.43-50.

76. Казаков А.А. Использование метода распознавания образов для прогнозирования эффективности перевода скважин на форсированный отбор жидкости. // Нефтяное хозяйство. 1991. № 12.-с. 18-19.

77. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. Обзор, информ. Сер. "Геология, геофизики и разработка нефтяных месторождений" - 368 с.

78. Казаков А.А. Форсированный отбор жидкости в модели пласта, представленного системой пор переменного сечения// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. № 7.

79. Калганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Изд-во «Недра», 1965. - 263 с.

80. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефтяное хозяйство. 1984. - №10.

81. Канзафаров Ф.Я., Васильев А.С., Канзафарова С.Г. Составы для изоляции пластовых вод // Нефтяное хозяйство. -1991. №2.

82. Каушанский Д.А. Однокомпонентная полимерно-гелевая система «Темпоскрин» как технология изко-химического воздействия на нефтяные пласты // II научно-практическая конференция «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачм пластов». С. 40-43.

83. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Рафков Р.Б., Тазиев М.М., Владимиров И.В., Букторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. 2005. №8 -с. 30-35.

84. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. 1989. - №3

85. Ковардаков В.А,, Духненко Е.М., Комаров Н.В. и др. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. 1978. - №1

86. Кожакин С.В. Статистические исследования нефтеотдачи месторождений Урало

87. Поволжья, находящихся на поздней стадии разработки. РНТС «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ, М.1972, № 7.

88. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. 1992. - №8

89. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов / Сев.Кав.НИПИнефть. Грозный, 1989. - Деп. в ВНИИОЭНГ 10.08.89 №1766.

90. Кондаратцев С.А., Исмагилов Т.А., Мухамедшин Р.К. и др., Создание гидродинамической модели в среде ECLIPSE-100 с учетом воздействия СПС на участок нефтяного пласта // Вестник инжинирингового центра ЮКОС, -2002, -№ 5, с. 10-14.

91. Котенев Ю.А., Андреев В.Е., Ягафаров Ю.Н. Геология и разработка нефтяных месторождений Ишимбайского Приуралья с применением методов увеличения нефтеотдачи. -Уфа: УГНТУ, 2004. 252 с.

92. Крейг Ф. Физические и гидродинамические аспекты заводнения нефтяных месторождений. -М. Недра, 1971.

93. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью-Йорк -Даллас, 1971. Пер. с англ. под ред. проф. B.JI. Данилова. -М.: Недра, 1974. 192 е.

94. Кувшинов В.А., Стасьева JI.A. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей. Интервал, №6(17), 2000, с.3-7

95. Кукигг В.В., Соляков Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов. М.: ВНИИОЭНГ. - 1982. -/Обзорная инф. сер. Нефтепромысловое дело; Вып.21(45)

96. Куликов А.Н. Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БПМ Тарасовского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2005. № 7. с. 7-13.

97. Куликов А.Н. Анализ критериев применимости потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов // Интервал 2007. - №3, - с.7-17

98. Куликов А.Н. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело, 2005, №10. с. 18-25

99. Куликов А.Н. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтепромысловое дело, 2005, № 6. с. 2025.

100. Куликов А.Н., Дворкин В.И. Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий". Электронный журнал "Исследовано в России", 84, стр. 879-888,2005 г.

101. Куликов А.Н. Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды, Интервал, ЗАО Издательский дом «РОСИНГ», 2006, №6, С. 36-41.

102. Куликов А.Н., Захаров В.П. Результаты факторного анализа эффективности методов интенсификации добычи нефти и их влияния на конечную нефтеотдачу пластов. 223, стр. 2298-2306,2005 г. http://zhurnaI.ape.relarn.ru/articles/2005/223.pdf

103. Куликов А.Н., Захаров В.П., Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов // Интервал. 2007. - №1. - С.38-39.

104. Куликов А.Н., Телин А.Г., Павлов Е.Г. Использование программных пакетов разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения. Тр. БашНИПИнефть. - 2003. - Вып.113. - С. 127-133.

105. Курочкин Б.М. (ВНИИБТ), Стерлядев Ю.Р., Ахметшин P.M. (ОАО «Татнефть) Новая технологическая схема исследования горизонтальных скважин расходомером// Нефтяное хозяйство. 2004. №4. с. 71-74.

106. Курочкин В.И., Санников В.А. Влияние оттока жидкости в пласт на кривую падения давления нагнетательных скважин в трещиновато-поровом коллекторе // Интервал.2003. №4 (51).-с. 12-16.

107. Леверетт М.С. Капиллярная пропитка в пористых породах.

108. Ли А.Д., Порман А.К., Губарева А.С., Зиятдинов Р.Х., Волков Ю.Н., Винников Л.П. Оценка пригодности воды для закачки в пласты. //Вопросы бурения скважин и добычи нефти. Труды ТатНИИ, Ленинград, 1966, выпЛХ, стр.299-308.

109. Лисовский Н.Н, Филиппов В.П. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию / Материалы совещания в Альиетьевске, сент. 1995 Изд. ВНИИОЭНГ, 1996.-е. 3-18.

110. Лысенко В.Д. О форсированном отборе жидкости // Нефтяное хозяйство. 1995. № 1-2. -с. 56- 62.

111. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987. 248 с.

112. Лысенко В.Д. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения. //Н.П.Д. 2002. №6.-с. 10-16.

113. Маричев Ф.Н., Сафин В.Г., Глазков А.А. Особенности обводнения скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело. 1980. № 4. с.3-5.

114. Мартынцев О.Ф., Парахин Б.Г., Кляровский Г.В., Сабанеева Н.С. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти,- М.:ВНИИОЭНГ, 1984-59с.

115. Мартынцев О.Ф., Рыжик В.М. Исследование процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов./ Изв. АН СССР, сер. Механика, 1965. №5.

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

117. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -М.: Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2004. 608 с.

118. Маслов И.И., Бичкевский А.Д., Левченко И.А., Губенко И.М. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. 1976. - №5

119. Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти. М. Недра, 1986.-105 с.

120. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-110-01. -М.: Экспертнефтегаз, 2002. 58 с

121. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. РД 153-39.1-004-96. М.: ВНИИнефть, -1996 г.-87 с.

122. Мирзаджанзаде А.Х., Байков В.А. Парадоксы нефтяной физики, Москва-Ижевск. Институт компьютерных исследований. НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика» 2004. 224 с.

123. Мирзаджанзаде А.Х., Азметов И.М., Ентов В.Ь. и др. Подземная гидродинамика: задачи и возможности // Нефтяное хозяйство. 1987. № 12. с. 30-33.

124. Миразаджанзанзаде А.Х. и др. Временное методическое руководство по выбору скважин и оценке эффективности форсированного отбора жидкости. Азинефтехим им. М. Азизбекова. Баку, 1984.

125. Мищенко И.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами./ Сборник научных трудов ГАНГ № 236.-М.: 1992 .- с. 3-6.

126. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений., Гостоптехиздат, 1949.-777 с.

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

128. Некрасов В.И., Глебов А.В., Шергазин Р.Г., Андреев В.А. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири. Лангепас -Уфа: «Белая Река», 2001.-273 с.

129. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. -М.:Недра, 1967. -132 с.

130. ОСТ 39-195-86. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных установках. М. Миннефтепром

131. ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. 01.07.90.»

132. Парасюк В.А., Галанцев И.Н., Суханов В.Н. и др. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока // Нефтяное хозяйство.-1994.-№2.-С.64-68

133. Патент № 2077735 РФ. Система информационного обеспечения разработки нефтяных месторождений: МКИ /Савич А.Д., Семенцов А.А., Семенов Б.А. 1997.

134. Патент № 2122107 РФ. Способ контроля за разработкой нефтяных залежей с помощью карт остаточных нефтенасыщепных толщин: МКИ /Хасанов М.М., Хатмуллин И.Ф., Хамитов И. Г., Галеев Р.

135. Патент № 2124622 РФ. Состав для блокирования водоносных пластов. Старшов М.И., Айдуганов В.М. Опубл. 10.01.1999

136. Патент № 2133337 РФ. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину. Южанинов П.М., Чабина Т.В., Качин В.А. Опубл. 20.07.1999.

137. Патент № 2138629 РФ. Способ добычи нефти. Тахаутдинов Ш.Ф., Гатиятуллин Н.С., Бареев И.А., Головко С.Н., Захарченко Т.А., Залалиев М.И., Войтович С.Е. 0публ.27.09.1999.

138. Патент № 2142043 РФ. Состав для изоляции водопритока в скажину. Абатуров С.В., Старкова Н.Р., Шпуров И.В., Рамазанов Д.Ш., Чернавских С.Ф. Опубл. 27.11.1999

139. Патент № 2180393 РФ. Гелеобразующий полимерный материал для выравнивания профиля приемистости и водоизоляции скважин и способ и установка для его получениях) Ремнев Г.Е., Пушкарев А.И., Кондратьев Н.А., Телин А.Г., Свирский Д.С. Опубл. 10.03.2002.

140. Патент № 2242591 РФ. Способ эксплуатации водоплавающей нефтяной залежи и устройство для его осуществления.- /Куликов А.Н., Закиров В.Р. //Бюл. Изобретения. Полезные модели. 2004. - №35.

141. Патент № 2263773 РФ. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Куликов А.Н., Телин А.Г. и др. Опубл. 10.11.2005. БИ № 31.

142. Патент № 3900406 США, МКИ Е 21 В 21/04, НКИ 252/8.55С

143. Патент № 4157322 США, МКИ С 08 1/28, НКИ 260/15

144. Патент №. 4579670 США, МКИ В 01 В/00 С 09 К 3/00, НКИ 252/8.55

145. Патент №4604217 США, МКИ Е 21 В 43/26 Е 21 В 33/138, НКИ 252/8.55; №650386

146. Пахольчук А.А., Стрешнский И.А., Санников В.А. Дифференциальная оценка остаточных извлекаемых запасов основа повышения нефтеотдачи объекта. // Интервал. № 6. 2001. - с. 29-30.

147. Пермяков И.Г., Гудок Н.С. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти // Нефтяное хозяйство. 1961. № 6. с. 33-38.

148. Пирсон С. Учение о нефтяном пласте. -М.: Гостоптехиздат, 1960.

149. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины. М.:ВНИИОЭНГ. - 1976. - / Обзорная информ. Сер.Нефтепромысловое дело.

150. Рабинович Е.З. Гидравлика. М.: Недра, 1973. - 296 с

151. Разработка нефтяных месторождений: Издание в 4 т. / под ред. Н.И. Хисамутдинова и Г.З. Ибрагимова. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - Т.П. Эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. - 270 с.

152. Рац М.В. Структурные модели в инженерной геологии. М.: Недра, 1973.

153. Сазонов Б.Ф. Выбор участков нефтяной залежи для осуществления методов увеличения нефтетдачи пласта // Интервал. 2001. № 6. с. 27-28.

154. Сазонов Б.Ф., Губанов А.И., Ковалев B.C., Колганов В.И., Шабанов В.А. Интенсификация разработки нефтяных залежей на поздней стадии // Тр. Гипровосток. Вып. XXMII. Куйбышев 1976.-е. 9.

155. Санников В.А. Проектирование потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов с учетом фильтрационной неоднородности пластов //Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов» Казань, 8-10 сентября 2003 года.

156. Саттаров М.М., Андреев Е.А. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. -М: Недра, 1968. 236 с.

157. Саттаров М.М., Сабиров И.Х. К вопросу интенсификации добычи нефти установления оптимальных темпов разработки отдельных площадей крупного месторождения// Тр. УфНИИ Bbin.XXIV. Уфа, 1968.

158. Саттаров М.М., Сабиров И.Х. Пути увеличения коэффициента нефтеотдачи. -Уфа: Башкирское книжное издательство, 1969. 103 с.

159. Скородиевская JI.A., Хосроев Д.В., Строганов A.M. и др. Ограничение притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство. 1992. - №6

160. Сомов В.Ф., Калинин В.В. Форсирование отборов жидкости на месторождениях нижнего Поволжья // Сб.трудов БашНИПИнефть. Вып. 79 Уфа 1989. с. 92-97.

161. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Климов А.А., Афанасьев В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения. // Нефтяное хозяйство. 2002. №8.-с. 31-33.

162. Состояние и пути совершенствования систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с низкопроницаемыми коллекторами //«Нефтепромысловое дело» , Выпуск19 (148) М. 1987.

163. Д.Д. Спарлин, У. Хаген. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений//Нефть, газ и нефтехимия. 1984,- №3. - С. 12-17.

164. Сургучев M.JI. (ВНИИ) Темп разработки нефтеотдача пластов (обзор исследований) // Нефтяное хозяйство. 1981. № 11.-е. 25-28.

165. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985.-307 с.

166. Сургучев M.JI. Регулирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. -М.: Гостоптехиздат, 1960 .

167. Сургучев M.J1. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты -М.: Недра, 1988.- 121 с.

168. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. -М.: Недра, 1984. 214 с.

169. Тахаудинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.Э., Карачурн Н.Т., Файзуллин И.Н., Салихов И.М. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 103с.

170. Телин А.Г., Волкова И.Н., Смыков В.В., Ахметов Н.З., Вахитов М.Ф. Метод определения структуры порового пространства трещинных коллекторов // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - №3. - С. 22-29.

171. Тронов В.П., Ли АД, Закиев Ф.А., Тронов А.В., Жеребцов Е.И. Источники загрязнения и эффективные методы очистки сточных вод с учетом коллекторских свойств пласта. //Нефтепромысловое дело, 1998, № 1, стр. 8-12.

172. Тронов В.П., Тронов А.В., Галимов Р.Х., Фаттахов Р.Б. «Каскадная технология очистки сточных вод» // Сб. трудов ТатНИПИиефть «Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века» Бугульма, 2000 г.

173. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Силин М.А., Зайцев К.И., Куликов А.Н., Телин А.Г. Реализация адресного подхода к комплексному физико-химическому воздействию на пласт // Нефтяное хозяйство. 2006. №1. С. 52-55.

174. Тропин Э.Ю., Разницин В.В., Джабраилов А.В., Куликов А.Н. Результаты обработок призабойных зон нагнетательных скважин Тарасовского месторождения // Сборник научных трудов ОАО «Роснефть» за 2004 год, М. 2005. с 233-239.

175. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. М: ЮКОС, 2001.- 141 С.

176. Уолкотт Д., Середа И.А., Кобяшев А.В., Михайловская О. Программа оптимизации заводнения: успехи и перспективы. НТВ. ЮКОС. 2003 №7. с. 3-7.

177. Усманов Т.С., Афанасьев И.С., Хатмуллин И.Ф., Мухамедшин Р.К, Муллагалин И.З., Телин А.Г. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляциоиных работ// Нефтяное хозяйство 2004, №8 - с. 11-14.

178. Усов С.В., Тень О.П., Рябоконь С.А., Амиров A.JI., Шарифуллин Ф.А., Матвеев K.JI. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами // Нефтяное хозяйство. 1991. -№7.

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

180. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // Нефтепромысловое дело. 1994. №5.-с. 4-6.

181. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев ЮА., Мухамедшин В.Ш., Сидиев А.В. Геолого-Технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий. -Уфа: УГНТУ, 1997.-115 с.

182. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров КМ., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. -Уфа: Гилем, 1997.-105 с.

183. Халимов Э.М., Сатаров М.М., Зайнетдинов Ю.З., Галлямов М.Н. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Башкирии. -Уфа: Башкирское книжное издательство, 1972. 189 с.

184. Халимов Э.М., Юсупов P.M. Опыт интенсивной разработки Южной зоны пласта Д 7 Шкаповского месторождения. //Тр. УфНИИ. Уфа: Башиздат, 1955.

185. Хасаев A.M. Изоляция вод в эксплуатационных скважинах. М.: Недра, 1965

186. Хасанов М.М., Хатмуллин И.Ф., Галлееп P.M., Тяи Н.С., Шабловский В.Н. Адаптивные методы контроля выработки запасов // Нефтепромысловое дело. 1998. №6. с.7 - 9.

187. Хатмуллин И.Ф., Свешников А.В., Утарбаев А., Караваев А.Д., Хасанов М.М. Разделение продукции совместных скважин Приобского месторождения на основе микрокомпонентного анализа нефти// Научно-технический вестник ЮКОС. 2004. № 9. -с.20-23.

188. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Загидуллина JI.H., Султанов Ш.Х. Геолого-технологичекие особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. -М.: ООО ВНИИОЭНГ, 1999. 283 с.

189. Хачатуров P.M., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство. 1988. - №9

190. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Шю Научно-технологические основы применения полимер-дисперсных систем для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство.-2002.-№11.-С.52-56

191. Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Владимиров И.В., Ахметов Н.З., Абдулмазитов Р.Г., Сарваретдинов Р.Г. Разработка нефтяных пластов в позднец стадии. Том. 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004.-252 с.

192. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., А.Г.Телин, Т.И.Зайнетдинов, М.З.Тазиев, Р.С.Нурмухаметов. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М. ОАО ВНИИОЭНГ. 2001.181 с

193. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. и др. Разработка нефтяных месторождений . т.1. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 239с.

194. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н., Рябоконь С.А. и др. Ограничение водопритока составами АКОР // Нефтяное хозяйство. 1989. - №9.

195. Цинкова О.Э., Мясникова Н.А. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти. -М.: 1986. ВНИИ. Обзор научных трудов. Вып. 94. с. 53-63.

196. Чарный И.А. Подземная гидро-газодинамика. -М.: Гостоптехиздат, 1963.-е. 345.

197. Чукашев В.Н. Характеры зависимости текущей обводненности от реализуемых параметров разработки водоплавающих залежей Муслимовского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2005. №1. с. 24-28.

198. Шустов И.И., Ситадников И.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой // Нефтяное хозяйство. 1980. № 12. с. 14.

199. Щелкачев В. Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации в 2-х частях. 4.1. М.: Нефть и газ, 1995. - 586с.

200. Шарбатова И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные пласты. М.1. Недра». 1988.

201. Эффективность систем разработки девонских отложений месторождений Башкирии. «Нефтепромысловое дело» Вып. 10(82)М. 1984.

202. Юлбарисов Э.М., Фаизов Ш.М., Симаев Ю.М. Исследования фильтрационных характеристик водных растворов симусана и его композиций на двухслойной модели пласта // Нефтяное хозяйство.-1996.-№3.-С.31-34

203. Юмадилов А.Ю. Изоляция пластовых вод. М.: Недра, 1976

204. Янковский Ю.Н., Маслов И.И., Скородиевская J1.A. Свойства и перспективы применения водоизолирующих реагентов // Нефтяное хозяйство. 1984. - №5I

205. Янковский Ю.Н., Скородиевская J1.A., Хайрединов Р.С. Результаты применения составов АКОР в малодебитных скважинах // Нефтяное хозяйство. 1987. - №1

206. Chan K.S. SPE 30775 Water Control Diagnostic Plots.

207. Jennevin C. Water solutions, Workshop on well repairs, November 21-22, 2001, Tyumen city.

208. Seright R.S. Gel placement in fractured systems. SPE Production & Facilities, 1995 (Nov.), p.241-248

209. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D. A strategy for attacking excess water production. SPE 70067, SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Texas, 2001

210. Seright R.S., Liang J. A comparison of different types of blocking agents. SPE 30120, European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands, 15-16 May, 1995

211. Seright, R.S., Lane, R.H. and Sydansk, R.D.: "A Strategy to Attack Excess Water Production". Paper SPE 84966 presented at the 2001 SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Midland, Texas, 15-17 May.i>

Информация о работе

Куликов, Александр Николаевич
кандидата технических наук
Уфа, 2007
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности разработки сложнопостроенных залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами при заводнении - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы