Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами

Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами"

На правах рукописи

АБДУЛМАЗИГОВ РАФИЛЬ ГИНИЯТУЛЛОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ

Специальность 25.00.17. - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти ОАО «Татнефть»

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Андреев В. Е.

- доктор технических наук Рогачев М. К.

- доктор технических наук Хисамутдинов Н. И.

Ведущее предприятие: - РМНТК «Нефтеотдача»

Защита состоится 23 апреля 2004 г. в 14 ч. на заседании диссертационного совета Д 520. 020. 01 при ОАО Научно-производственная фирма (НПФ) «Геофизика» по адресу: 450005, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул.8 Марта, Д.12.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПФ «Геофизика»

Автореферат разослан 22 марта 2004г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор химических наук

ДА. Хисаева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.

В нефтяной промышленности происходит качественное ухудшение сырьевой базы. Основные разрабатываемые месторождения Западной Сибири, Урала и Поволжья вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей нефти. Выработка их запасов превышает 50%, а доля трудноизвлекаемых - увеличилась до 55-60%. С начала разработки нефтяных месторождений Татарстана отобрано свыше 78% начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы легких девонских нефтей при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Так, в Татарстане отобрано 92,9 % активных и 45,4% трудноизвлекаемых запасов нефти. Высокая опоискованность территории республики делает ограниченной возможность открытия новых запасов. В то же время увеличение коэффициента нефтеизвлечения только на 1% может обеспечить трех- пятилетнюю годовую добычу нефти, что указывает на важность и необходимость проведения научных исследований по проблемам увеличения коэффициента нефтеизвлечения и развертывания работ по промышленному внедрению технологий, направленных на решение этих вопросов.

Существенным резервом нефтедобычи может явиться ввод в активную разработку так называемых малоэффективных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Однако их разработка лишь с применением традиционных методов характеризуется в настоящее время достаточно низкими технико-экономическими показателями.

ноизвлекаемой остаточной нефти в различных геолого-физических условиях и стадиях эксплуатации месторождения. Выявление механизма достижения высоких значений коэффициентов вытеснения и охвата дренированием продуктивных отложений с созданием на этой основе новых технологий является одной из наиболее актуальных задач, направленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ заключается в исследовании, научном обосновании и создании перспективных технологий разработки нефтяных месторождений, характеризующихся различными горно-геологическими условиями и стадиями эксплуатации залежей нефти. Задачи исследований:

1. Выявление особенностей геологического строения и структуры остаточных запасов, влияющих на выбор адаптированных систем разработки в различных геолого-физических условиях.

2. Количественная оценка остаточных запасов в водонефтяных зонах с незначительной нефтенасыщенной толщиной, слабопроницаемых коллекторах и маломощных пластах и изучение их характеристики для совершенствования систем разработки и создания новых технологий как для условий терригенных, так и карбонатных коллекторов.

3. Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент конечного неф-теизвлечения для различных типов коллекторов. Разработка методики определения зависимости влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефте-извлечения.

4. Геолого-технологический анализ совместной разработки слабопроницаемых пластов в условиях их вскрытия общим фильтром с высокопродуктивными и раздельно; изучение выработки запасов при проведении опытно-промышленных работ.

5. Исследование особенностей вытеснения нефти в залежах нефти, сложенных трещиноватыми карбонатными коллекторами массивного типа.

6. Оценка степени влияния соотношения нефтенасыщенной и водонасыщенной толщин пласта на нефтеизвлечение и конечный водонефтяной фактор. Разработка методики планирования технологического процесса эксплуатации высо-кообводненных скважин с использованием сил гравитации.

7. Исследование особенностей процесса вытеснения нефти водой на залежах нефти с высоковязкой нефтью в условиях остановки малорентабельных добывающих скважин.

8. Разработка новых технологий для обеспечения полноты выработки трудно-извлекаемых запасов по месторождениям с различными горио-геологическими условиями.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА:

1. Составлена классификация нефтяных месторождений по геолого-промысловым параметрам залежей нефти. Выделены близкие по геолого-физическим характеристикам объекты разработки, что позволяет выявить и распространить результаты опытно-промышленных работ в них на однотипные объекты, намеченные к вводу в разработку.

2. Установлена зависимость влияния плотности сетки скважин на нефте-извлечение для различных геолого-физических условий разработки. Создана методика определения параметров зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.

3. Выявлено влияние основных элементов системы разработки на особенности вытеснения нефти водой в слабопроницаемых терригенных и трещиноватых карбонатных коллекторах.

4. Научно обоснованы новые технологии активной разработки трудноиз-влекаемых запасов нефти в условиях месторождений, характеризующихся различными горно-геологическими особенностями строения объекта.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методика оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлече-

ние.

2. Методические положения по эффективной разработке залежей нефти в карбонатных коллекторах массивного типа, в слабопроницаемых терригенных коллекторах и водонефтяных зонах.

3. Комплекс мероприятий по выработке остаточных запасов в различных горно - геологических условиях эксплуатации нефтяных месторождений.

4. Новые технологии разработки залежей для извлечения остаточных запасов нефти.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ В

ПРОМЫШЛЕННОСТИ

1. Предложены и реализованы комплексные системы обеспечения полноты выработки различных групп трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья из слабопроницаемых терригенных и сложнопостроенных карбонатных коллекторов, водонефтяных зон и залежей высоковязких нефтей.

2. Предложены и внедрены усовершенствованные технологии отбора запасов нефти водонефтяных зон (ВНЗ) из прикровельной части пласта и залежей массивного типа.

3. Создана методика количественного определения параметров зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.

4. Разработана методика планирования технологического процесса эксплуатации высокообводненных скважин с использованием сил гравитации на залежах нефти с подошвенной водой.

5. Предложен способ разработки нефтяных месторождений заводнением и определены условия, при которых отключение высокообводненных скважин не приводит к прорывам воды в окружающие добывающие скважины.

6. Созданы новые технологии для активной выработки трудноизвлекае-мых запасов нефти в различных горно-геологических условиях и обоснованы области их эффективного применения.

7. Предложенные в работе способы и технологии использованы при составлении технологических схем и проектов разработки месторождений ОАО «Татнефть».

8. Результаты и рекомендации диссертационной работы внедрены в таких нефтедобывающих управлениях ОАО «Татнефть», как Бавлынефть, Лени-ногорскнефть, Джалильнефть, Заинскнефть, Ямашнефть и др.

В процессе реализации комплексной системы обеспечения полноты выработки запасов нефти из сложнопостроенных карбонатных коллекторов (Патент № 121058 «Способ разработки нефтяного месторождения») на 25 участках кизеловского горизонта Бавлинского месторождения дополнительно добыто 93 тыс. т. нефти. Предложен и реализован способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой. В результате его внедрения на скважинах в течение 2001-2003 гг. дополнительно добыто 137 тыс. т. нефти.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

порта нефти и нефтепродуктов" (г. Уфа, 1996 г.); VI Международной специализированной выставке «Нефть, газ - 99»; научно-практической конференции «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (г. Казань, 1999 г.); втором международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения» (г.Санкт-Петербург,1997 г.); научно-практических конференциях, посвященных 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г. Бугульма, 25-26 ноября 1997 года; г. Казань, 18-19 декабря 1997 года; г. Лениногорск,17-18 марта 1998 года); Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); Европейской нефтяной конференции в Париже 24-25 октября 2000 г.; Российско-Иранской Международной конференции «Техника и технология. Сотрудничество: состояние и перспективы» (г. Тегеран, 2001 г.); заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Москва, 12 марта 2003 г.).

СТРУКТУРА РАБОТЫ

Диссертация состоит из введения, семи глав, заключения, списка литературы из 203 наименований. Объем работы составляет 268 страниц, в том числе 51 рисунок, 57 таблиц.

ПУБЛИКАЦИИ

Основное содержание диссертации изложено в трех монографиях, тематическом обзоре, шести руководящих документах, 58 статьях, 37 патентах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ВО ВВЕДЕНИИ обоснованы актуальность и важность проблемы совершенствования и создания эффективных методов извлечения трудноизвлекае-мых остаточных запасов нефти, а также сформулированы научная новизна, ос-

новные защищаемые положения, практическая ценность работы и ее реализация в промышленности.

Значительный вклад в решение проблемы повышения полноты извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти внесли: Р.Х.Алмаев, В.Е.Андреев, Ю.В.Антипин, К.Б.Аширов, Б.Т.Баишев, К.С.Баймухаметов, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Борисов, Г.Г. Вахитов, В.Д. Викторин, А.Т. Горбунов, А.В. Давыдов, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев, Ю.В. Желтов, С.А Жданов, Ю.П. Желтов, С.А Забродин, С.Н. Закиров, Ю.В. Зейгман, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, А.П. Крылов, P.M. Курамшин, Е.В. Лозин, В.ДЛысенко, И.Т.Мищенко, Р.Х. Мус-лимов, Э.Д. Мухарский, Б.М. Орлинский, М.К.Рогачев, С А Султанов, М.Л. Сургучев, Э.М. Тимашев, МА Токарев, А.Я Хавкин, Н.И. Хисамутдинов, Э.М. Халимов, Н.Ш. Хайретдинов, Р.С. Хисамов, Р.Т. Фазлыев, В.Н.Щелкачев и др.

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ диссертационной работы приведена классификация нефтяных объектов и остаточных запасов нефти, на её основе сформулированы основные направления повышения эффективности их выработки.

Все основные открытые залежи и месторождения нефти Татарстана приурочены к землям юго-восточной части его территории и залегают на глубинах от 60 до 2000 м. В разрезе их осадочной толщи промышленная нефтеносность установлена в 26 горизонтах девона и карбона, из которых 9 - в терригенных и 17 - в карбонатных отложениях. К высокопродуктивным относятся Ромашкин-ское, Ново-Елховское, Бавлинское, Бондюжское, Первомайское, Елабужское, Тат-Кандызское и ряд других месторождений, в которых базисными объектами являются терригенные отложения девона или карбона. Строение природных резервуаров, геолого-физические параметры продуктивных пластов, их неоднородность и расчлененность, условия залегания пород, режим залежей и т. д. оказывают определяющее влияние на выбор систем разработки, эффективность эксплуатации месторождений и, в конечном итоге, на достижение определенных величин нефтеизвлечения пластов. Существующие классификации не в полной мере обеспечивают возможность объективной оценки эффективности

разработки нефтяных месторождений, определения целесообразности применения тех или иных систем воздействия и методов повышения нефтеизвлече-ния, а также выявления экономической целесообразности и очередности ввода залежей в эксплуатацию. Для решения этих задач необходима более универсальная классификация залежей и месторождений нефти. Ее можно попытаться вывести из классификации залежей по отдельным параметрам и признакам, применяемым при геолого-промысловом анализе разработки месторождений. Для выделения групп «однородных» объектов по геолого-физическим параметрам предлагается один из методов факторного анализа - метод главных компонент (ГК). Применение метода ГК позволяет «сжать» массив большого -количества информации до более удобного для интерпретации обобщенных характеристик, которые являются композициями исходных показателей.

Детальное группирование объектов разработки проведено отдельно по двум регионально нефтеносным коллекторам с трудноизвлекаемыми запасами: терригенному нижнему карбону и карбонатным отложениям. По последним отложениям были рассмотрены 82 объекта с комплексом параметров, включающих б признаков: вязкость пластовой нефти ¡Л , толщина пласта ф), пористость (т), нефтенасыщенность (Ся), доля коллекторов в разрезе залежи (К,), проницаемость . Геометрическое представление объектов как точек в пространстве первых двух главных компонент позволило выделить 5 групп объектов, однородных по комплексу геолого-физических параметров. В данном случае вклад первых двух главных компонент в общую дисперсию составляет 59,6%. Полученные главные компоненты легко поддаются геолого-физической интерпретации по наибольшему вкладу тех или иных параметров.

По тульско-бобриковским терригенным отложениям были рассмотрены 70 объектов, включающих 5 признаков (вязкость, толщина пласта, пористость, нефтенасыщенность, проницаемость).

Рис.1. Группирование залежей нефти карбонатных отложений

Как видно из рисунка, в карбонатных коллекторах выделяются пять групп «схожих» объектов разработки. Исследования внутри отдельных групп объектов путем сравнения показателей их разработки позволяют выявить и оценить эффективность мероприятий. Другое используемое направление, которое можно получить из группирования объектов методом главных компонент, — это распространение результатов, полученных в ходе опытно-промышленных работ на экспериментальных участках, на однотипные объекты, которые будут вводиться в разработку или по которым производится подсчет запасов.

Основной причиной отнесения месторождений к малоэффективным является преобладающее содержание трудноизвлекаемых запасов. В эту группу нами включаются запасы всех типов залежей, содержащих высоковязкие нефти (более 30 мПа с), запасы в слабопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах, в водонефтяных зонах с небольшой нефтенасыщенной толщиной коллектора (2-3 м) и незначительной (менее 40%) долей нефтенасыщенной части пласта в общей толщине коллектора.

В настоящее время площади Ромашкинского месторождения находится на такой стадии разработки, когда по основным пластам закачиваемой водой обводнились скважины большинства добывающих рядов. Поэтому большой интерес представляет оценка текущего нефтеизвлечения в заводняемом объеме коллекторов. Для анализа были выбраны наиболее заводненные закачиваемой пластовой водой участки площадей Ромашкинского месторождения. Определение коэффициента текущего нефтеизвлечения проводилось балансовым методом, при котором определялись такие основные параметры, как объем заводненных коллекторов и начальные геологические запасы нефти, сосредоточенные в них на определенную дату, а также накопленный отбор нефти за счет вытеснения ее водой на ту же дату. При выделении зон, заводняемых пластовой водой, использовались также данные геофизических исследований, в результате чего по ряду скважин была установлена заводненная толщина коллекторов.

Коэффициент текущего нефтеизвлечения заводняемых коллекторов изменяется в пределах 0,491-0,636 при довольно низком отборе воды (ВНФ=0,15-0,36). Низкие значения водонефтяного фактора (ВНФ) свидетельствуют о компактности фронта вытеснения нефти водой по отдельным пластам. Слабопроницаемые коллекторы, залегающие совместно с песчаниками, практически не заводняются.

На Ромашкинском месторождении продуктивные отложения характеризуются различной степенью выработанности запасов. К настоящему времени в

целом по Ромашкинскому месторождению отобрано около 43,0% от начальных балансовых и 87,0% от извлекаемых запасов.

Одним из факторов, существенно влияющих на процесс вытеснения нефти водой и на характеристику нефтяной залежи, является, с одной стороны, де-пелитизация коллекторов, с другой - самокольматация малопроницаемых пластов. Данное положение проверено путем сравнительного анализа геолого-геофизических данных пластов, полученных на различные даты. Сопоставление значений произведено для различных типов коллекторов: высокопродуктивных, малопродуктивных и высокопродуктивных глинистых.

Сравнение значений пористости показывает, что по основным высокопродуктивным пластам со временем произошло их увеличение. В то же время по малопродуктивным пластам значения пористости снизились. Увеличение пористости могло произойти за счет выноса части пород, т.е. депелитизации пластов, а снижение емкостных свойств породы - в результате их закупорки.

ВО ВТОРОЙ ГЛАВЕ проведен краткий обзор применяемых способов и технологий разработки нефтяных месторождений с различными горногеологическими условиями, находящихся на различных стадиях разработки, а также рассмотрена эффективность выработки запасов нефти в коллекторах различного типа.

Процесс повышения эффективности освоения залежей нефти с трудноиз-влекаемыми запасами должен начинаться с подготовки их к промышленной разработке. От качества подготовки зависит во многом правильность выбора систем разработки и рациональность использования выделяемых на освоение месторождения средств. После подготовки новых месторождений к промышленной разработке по ним составляются технологические схемы, основной задачей которых являются выделение эксплуатационных объектов, определение системы размещения скважин, порядка и принципов разбуривания и доразвед-ки месторождения. Обоснование выделения эксплуатационных объектов для

самостоятельной разработки проводится по геолого-технологическим и экономическим критериям.

Одним из основных вопросов при составлении технологической схемы разработки является обоснование систем размещения скважин и плотность сетки. Особенно важное значение этот вопрос приобретает при разработке малоэффективных (маргинальных) месторождений. Проведенные исследования указывают на то, что в условиях неоднородных прерывистых пластов основной фонд целесообразно размещать по равномерной квадратной или треугольной сетке скважин (рис.2). При этом квадратную сетку скважин в большинстве случаев следует использовать при разработке многоэтажных месторождений, по которым выделяется четное количество эксплуатационных объектов. Если же предусматривается выделение нечетного количества объектов (с учетом возвратных), то эффективнее применение равномерной треугольной сетки скважин.

Интенсивное падение добычи нефти на поздней стадии происходит не только за счет истощения запасов по эксплуатационным объектам, но, главным образом, в связи с изменением структуры остаточных запасов. На начальной стадии, до отбора 5-6% начальных извлекаемых запасов нефти, ухудшение структуры запасов оказывает слабое влияние на динамику добычи нефти, так как основной отбор нефти обеспечивается за счет активных запасов. На завершающей стадии, после отбора 2/3 запасов нефти, несмотря на реализацию большого объема дополнительных мероприятий, структура запасов оказывает негативное влияние на динамику добычи нефти. При этом, чем больше доля трудноизвлекаемых запасов, тем при более низкой суммарной добыче начинается снижение темпов отбора от начальных извлекаемых запасов (Бавлинское, Бондюжское, Ромашкинское и др. месторождения).

Рис. 2. Схемы взаимного размещения различных эксплуатационных объектов на многоэтажных месторождениях: а — две квадратные равномерные совмещенные сетки с добуриванием скважин на возвратный объект; б — три совмещенные сетки с треугольной системой размещения скважин; в — две квадратные сетки с размещением более плотной в диагоналях редкой сеткой и до-буриванием скважин на третий (возвратный) объект; г — две равномерные сетки с треугольной системой размещения с добуриванием скважины на возвратный объект.

Разработка многопластовых месторождений в настоящее время, особенно по возвратным объектам, осуществляется, естественно, при более редких сетках скважин из-за отключения значительного их числа по достижению высокой обводненности продукции, перевода с одного объекта на другой, освоения добывающих скважин под закачку воды и т.д. В связи с этим на действующий фонд добывающих скважин накладывается большая нагрузка.

Более сложную задачу представляет разработка обширных водонефтяных зон. На основе детального анализа состояния разработки получен вывод о том, что одним из основных условий их эффективной выработки является раздель-

ная эксплуатация пластов с подошвенной водой и полностью нефтяных зон. Она осуществляется либо возвратом части скважин на пласты с подошвенной водой после полной выработки нефтяных пластов, либо бурением специальных скважин на водонефтяные зоны. По данным проведенных исследований скважины рекомендуется бурить в случаях отсутствия возможности вытеснения нефти в нефтяную часть залежи на участках, где верхние пласты более продуктивны, характеризуются большой расчлененностью и будут эксплуатироваться длительное время. Скважины следует размещать преимущественно на участках, где выше водонефтяного контакта (ВНК) имеются глинистые разделы, а также в зонах, где подъем ВНК не происходит или он незначителен. Наличие бесконтактных полей, их размеры и местоположение оказывают существенное влияние на весь процесс выработки запасов нефти из водонефтяных участков и блоков, выделенных в самостоятельные объекты разработки.

Анализ выработки запасов нефти показывает, что в промытой части продуктивных пластов при заводнении достигается высокое нефтеизвлечение. Однако, установлено, что в целом выработка запасов происходит неравномерно по площади и по разрезу продуктивных пластов и характеризуется меньшей эффективностью в малопродуктивных зонах и отдельных пропластках.

ТРЕТЬЯ ГЛАВА посвящена оценке влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения.

На месторождениях Татарстана имеются благоприятные условия для оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение. Во-первых, основные залежи девонских отложений, находящиеся на поздней стадии, разбурены сетками скважин с различной плотностью и по ним накоплен большой объем необходимой информации. Во-вторых, на месторождениях проведен значительный объем дополнительного бурения с целью оптимизации плотности сетки скважин. В-третьих, проводятся экспериментальные работы на участках залежей с повышенной вязкостью нефтей и в карбонатных отложениях, разбуренных сеткой с плотностью от 1 до 16 га/скв.

Проведенные исследования по оценке степени влияния различных факторов на текущий коэффициент нефтеизвлечения по терригенным отложениям девона показали, что при статистической обработке данных по объектам с отличающимися параметрами возможно получение результатов, не вполне адекватных действительности. При исследованиях по разнородной группе объектов выявлено наличие более мощных факторов, затушевывающих влияние плотности сетки скважин на степень нефтеизвлечения. При статистической обработке геолого-промысловых данных по объектам, которые имеют схожие геологическое строение и геолого-физические свойства коллекторов, выявляется влияние плотности сетки скважин.

На основе изучения влияния плотности сетки скважин на коэффициент конечного нефтеизвлечения по характеристикам вытеснения установлено:

- с уплотнением сетки скважин нефтеизвлечение увеличивается и довольно существенно;

- в интервале плотности 5.. 15 га/скв. прирост нефтеизвлечения составляет до 0,92 % (абсолютных) на каждый гектар уплотнения сетки;

- влияние плотности сетки на нефтеизвлечение в процессе разработки различно.

С наименьшей погрешностью зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сежи описывается уравнением:

Кни = А ехр (-В Б ',5) , (О

которое получается из следующих теоретических положений. Известно, что в условиях разработки месторождения с заводнением коэффициент нефтеизвле-чения залежи определяется соотношением:

Кни-Кв'К,*Кс; Кс-Ус/У , (2)

где - коэффициенты вытеснения, заводнения подвижных запасов и

сетки, Ус - объем пласта, вовлеченного в разработку; V - общий объем пласта.

Предположим, что относительное увеличение объема пласта V прямо пропорционально уменьшению удельного объема, вовлекаемого уплотняющими скважинами Уз.

(3)

После небольших преобразований и считая Кв * К3 = А, окончательно получим зависимость влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение в виде:

(4)

Коэффициенты А и В определяются по фактическим данным разработки.

Статистическая обработка коэффициентов конечного нефтеизвлечения зависимости от плотности сетки по вышеприведенной формуле показала, что погрешности уравнений по приведенной методике меньше, чем по другим видам зависимостей.

Параметры А и В характеризуют два аспекта: физического процесса вытеснения нефти водой и фильтрации жидкости в системе скважин. Параметр А определяет полноту вытеснения нефти из охваченного дренированием объема месторождения. Параметр В в интегральном виде характеризует не охваченные процессом вытеснения участки месторождения.

Наличие связи между плотностью сетки скважин и нефтеизвлечением подтверждается результатами промышленного эксперимента, проводимого с 1958 г. на Бавлинском месторождении. В нефтяной зоне девонской залежи, сложенной терригенными коллекторами, в определенной последовательности было остановлено 77 добывающих скважин. По мере прохождения внешнего контура нефтеносности происходило обводнение действующих скважин и отключение их из работы. В то же время в заводненной зоне в эксплуатацию вводили ранее остановленные на эксперимент скважины. При этом принималось, что до вывода из эксплуатации добывающих скважин вся нефть, которая могла

быть ими добыта при осуществляемой системе разработки, действительно уже отобрана. А нефть, добытая по вновь введенным в эксплуатацию экспериментальным скважинам, соответствует потерям, связанным с редкой сеткой скважин.

В соответствии с задачами эксперимента плотность сетки скважин изменена с 20 на 40 га/скв. При анализе было установлено, что потери в нефтеизв-лечении вследствие разрежения сетки скважин составляют не менее 4,7%. Полученные результаты анализа введенных скважин указывают на то, что при бурении дополнительных скважин вовлекаются новые запасы нефти, однако во времени эффективность их бурения уменьшается.

ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА посвящена анализу эксплуатации слабопроницаемых коллекторов и разработке новых технологий по вовлечению их в активную разработку. На основе проведенного анализа установлено, что в условиях совместной разработки многопластового объекта с увеличением расчлененности, доля недренируемых пластов горизонта увеличивается. При этом в меньшей степени дренируются маломощные и слабопроницаемые пласты. С повышением давления нагнетания и уменьшением расстояний между скважинами происходит более полное подключение в разработку пластов-коллекторов всех типов, возрастает охват пластов воздействием по разрезу скважин. При этом в большей степени подключаются в разработку высокопродуктивные коллекторы. Степень влияние расстояния между скважинами на охват пластов воздействием более существенно сказывается с увеличением расчлененности горизонта. На охват пластов дренированием оказывает влияние и режимы работы скважин. С повышением давления закачки влияние расстояния на дренируе-мость пластов увеличивается. Так, приближение зоны нагнетания к зоне отбора до 250-750 м позволило увеличить количество охватываемых малопродуктивных пластов закачкой в три и более раз. Малопродуктивные коллекторы на участках дополнительного разрезания и очагового заводнения начинают принимать воду при давлении на устье скважин 8-12 МПа. Величина приемистости

при этих давлениях крайне незначительна. С повышением давления нагнетания до 12 - 16 МПа доля принимающих пластов увеличивается с 13 до 49%. Применение совместной закачки воды в пласты различной продуктивности, даже при условии увеличения давления нагнетания до 16 МПа и уменьшения расстояния между скважинами до 600 -800 м, не обеспечивает полного подключения в разработку малопродуктивных коллекторов. Для этого необходимо обеспечить раздельное нагнетание по пластам, либо ограничить приемистость высокопродуктивных коллекторов при совместной закачке.

Для вовлечения запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах проводятся опытно — промышленные работы. Общим для технологий является выделение слабопроницаемых пластов в самостоятельный объект разработки и раз-буривание их по сетке 12-16 га/скв. Технологии предусматривают применение систем заводнения с соотношением добывающих скважин к нагнетательным, равным от трех до двух, повышение забойного давления в нагнетательных скважинах до 0,9 горного, на устье - 20-25 МПа (Альметьевский опытный участок) - рис.3.

Рис.3. Экспериментальный участок Альметьевской площади. Карта разработки пласта До после внедрения проектных рекомендации.

Как видно из рисунка, организация заводнения позволило активизировать работу окружающих добывающих скважин.

Известно, что в условиях неоднородной залежи закачиваемые флюиды фильтруются только по высокопроницаемой зоне пласта, а малопроницаемые зоны пласта из-за их закупорки мелкодисперсными твердыми частицами, образуемыми в результате дробления зерен породы пласта, остаются неохваченными разработкой. По этой причине приемистость скважин, введенных в малопроницаемых зонах пласта, быстро затухает. Поэтому дополнительные нагне-

тательные скважины предлагается бурить в пределах тех зон пласта, где проницаемость выше средней. Давление закачки в этих скважинах следует поддерживать на уровне давления раскрытия вертикальных трещин. При этом добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых зонах пласта, останавливают (рис. 4.).

Рис.4. Схема зонально - неоднородной залежи нефти. Операции (рис.4а-4в) по разработке малопроницаемой зоны пласта

Использование предложенной технологии позволило вовлечь в активную разработку запасы нефти в малопроницаемых зонах пласта.

В ПЯТОЙ ГЛАВЕ рассмотрены результаты исследований по обеспечению полноты выработки пластов с подошвенной водой.

Исследование эффективности разработки водонефтяных зон на залежах с повышенной вязкостью нефти проводилось путем сравнительного анализа разработки гидродинамически обособленных участков как чисто нефтяной, так и водонефтяной зон (таблица!).

Таблица1

Степень нефтеизвлечения от соотношения толщин нефтяной и водонефтяной частей пласта

Толщина пласта, м Пористость, % А а м г и 2 КИН. % £ Я X 3 X 1 "8 3 1 1

Участки нефтемасыщепная водонасыщенная X X 1 и я X в •е- и Я 6 О о « Я 5 X О а. С текущий в заводняемом объеме ожидаемый | Обвод ценность началь и Я5 3 3 о 3 о 1 а а за § * о а Доля скважин с ВН!

б.,=3,0 - 26,8 88,3 2903

61=2,7 - 21,6 78,3 845

I 62=3,4 2,1 23,2 79,6 1168 31,09 42,5 35,4 1.1 0,33 20

61=1,4 1,5 23,4 82,6 1224 ВНФ= 6,0

6,=3,5 - 21,6 81,1 845

II 62=3,5 2,1 22,5 83,2 926 27,0 36,7 35,6 1.2 0,4 30

61=1,4 1,6 22,7 81,0 884 ВНФ-6.6

64=1,2 16,0 - 15

бз=3,0 21,9 84,0 879

ш 61=3,7 2,1 23,5 86,0 1217 9.4 20.5 17,0 23,3 0,52 31

01=2,5 2,5 24,2 88,3 1363 ВНФ= 6.0

Как видно из таблицы, в пластах со значительным соотношением водо-насыщенной толщины к нефтенасыщенной коэффициент нефтеизвлечения существенно ниже.

Известно, что из-за сил гравитации и структурных особенностей нефтяных месторождений в прикровельной части пластов после заводнения остаются целики нефти. Проблема извлечения нефти из прикровельной, как правило, ухудшенной части пласта, в настоящее время решена недостаточно полно. Предлагаемая технология по вовлечению в разработку запасов нефти прикро-вельной части пласта не требует дополнительных капитальных и эксплуатаци-

онных затрат. Технология реализуется в следующей последовательности. После построения структурной карты выявляются скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта. В нагнетательные скважины, имеющие повышенные отметки кровли пласта, ограничивают закачку воды, а из добывающих скважин, находящихся в повышенных частях структуры, увеличивают отборы жидкости. Компенсацию отбора жидкости в пластовых условиях закачкой агента в зонах с повышенными отметками структуры устанавливают менее 100%. Если имеется связь с законтурной областью, это соотношение может устанавливаться на уровне до 50%. За счет снижения компенсации отбора жидкости закачкой рабочего агента пластовое давление снижается до величины ниже давления насыщения нефти газом. При этом происходит выделение газа из нефти. В скважинах, находящихся в погруженных местах, пластовое давление может и не снижаться ниже давления насыщения нефти газом. Выделившийся газ занимает кровельную часть пласта, а нефть оттесняется в пониженные части. Так как в повышенных частях структуры пластовое давление снижается на большую величину, то газообразование и оттеснение нефти в зонах с большими остаточными запасами приводит к образованию техногенной газовой шапки с газонасыщенной толщиной. Закачиваемый агент поступает в кровельную часть пласта и вытесняет нефть к добывающим скважинам. Охват пласта воздействием возрастает. В процессе внедрения предлагаемого способа на Красноярском участке Акташской площади были получены первые обнадеживающие результаты: произошло снижение обводненности и возросла добыча нефти.

Как показывает анализ структуры запасов, на пласты с подошвенной водой приходится от 15% (площади Ромашкинского) до 64% (Бавлинское месторождение) начальных извлекаемых запасов. На поздней стадии разработки в результате интенсивного развития процессов заводнения нефтяные пласты в большинстве случаев становятся водонефтяными. Такими зонами в целом

представлены залежи нефти турнейских, башкирских и серпуховских отложений, сложенные карбонатными коллекторами массивного типа.

Автором предложен способ увеличения коэффициента нефтеизвлечения обводненных пластов и увеличения темпов добычи нефти с использованием сил гравитации. Особенностью способа является то, что после разбуривания залежи и отбора определенного количества продукции из добывающих скважин давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны. При этом решается задача экономии энергозатрат и снижения металлоемкости оборудования для добычи нефти. Предложенный процесс наиболее эффективно может быть использован при разработке залежей нефти с подошвенной водой и объектов, находящихся на поздней стадии. Для гравитационного разделения нефти и воды в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Скважину оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления нефти в скважине. Подобранный насос спускают в скважину на глубину 50-100 м под динамический уровень для девонских нефтей и на 30-50 м - для угленосных. Осуществляют запуск установки и после установления режима замеряют дебит скважины с отбором проб и контролем динамического уровня. При отклонении параметров дебита и динамического уровня производят корректировку режима откачки (частоты качаний) в необходимую сторону.

В ШЕСТОЙ ГЛАВЕ диссертационной работы представлены результаты исследований по научному обоснованию и созданию перспективных технологий разработки залежей нефти в сложнопостроенных карбонатных коллекторах. Основное отличие карбонатных коллекторов от терригенных заключается в наличии трещин и каверн, в более высокой неоднородности, прерывистости (линзовидности) и расчлененности пластов.

На территории Татарстана основные запасы нефти в карбонатных коллекторах сосредоточены в турнейских и верейско-башкирских отложениях карбона на глубине 650-1300 м. Вязкость нефти в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Татарстана на порядок выше, чем в соседних регионах и составляет 20-200 мПас.

Для создания эффективной технологии разработки залежей в карбонатных коллекторах был проведен комплекс опытно-промышленных работ, направленный на отработку, в основном, наиболее доступных гидродинамических методов разработки. В некоторых случаях они применялись в сочетании с различными новыми методами.

В ходе опытных работ решались следующие основные задачи:

- влияние плотности сетки скважин на эффективность разработки в условиях сложного строения продуктивных коллекторов, насыщенных высоковязкой нефтью;

- отработка системы воздействия на пласт;

- определение влияния давления закачки воды на технико-экономические показатели разработки и нефтеизвлечение;

- оценка влияния каверн-накопителей нефти на интенсификацию добычи нефти и нефтеизвлечение;

- определение эффективности циклического воздействия на пласт и перемены направления фильтрационных потоков жидкости в пласте;

- оценка эффективности применения новых методов увеличения нефте-извлечения пластов.

В диссертационной работе дается детальный анализ состояния работ по отдельным участкам ОПР в карбонатных коллекторах, оценивается нефтеизв-лечение в зависимости от плотности сетки скважин (рис.5), приводятся результаты оценки влияния закачки воды на дебиты добывающих скважин.

Кхх в'04-

• 14

J_I_I_I_I_

5 13 13 20 25

а б

Рис. 5 . Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.

а - зависимость коэффициента нефтеизвлечения Кни от плотности сетки скважин 8;

а1 - вся совокупность опытных участков, Кт = 0,21 Ое"0,01145 (г=0,7); б1, в1 - соответственно первая и вторая группы «схожих» объектов, *„= 0,239е-°'ош91М (г=0,7);

б - зависимость экономической эффективности Э от плотности сетки скважин для скважин дебитом 3(1), 5(2), 3(3), 7(4), 5(5), 7(6) т/сут.; кривые 1 и 3; 2 и 5; 4 и б относятся к залежам, различающимся отношением балансовых запасов к площади нефтеносности.

В результате анализа промысловых материалов по выявлению трещинова-тости получено:

- верейский горизонт является менее трещиноватым по сравнению с другими объектами; из 19 скважин зоны разуплотнения наблюдаются в 4 (21%) скважинах;

- по зонам разуплотнения наблюдаются более значительные темпы нарастания обводненности; водонефтяной фактор по скважинам, находящимся в трещиноватой зоне, в 1,74 раза выше, чем вне трещиноватой;

- дебиты скважин по жидкости, находящиеся в трещиноватой зоне, в 1,4 раза ниже, чем вне трещиноватой зоне;

По башкирскому ярусу установлено:

- башкирский ярус на залежи № 302 (участок 1) является одним эксплуатационным объектом с серпуховскими отложениями; этот факт подтверждается по данным эксплуатации скважин;

- у скважин, расположенных в трещиноватой зоне, максимальный начальный дебит по нефти в 1,8 раза выше, чем по скважинам, находящимся вне трещиноватых зон;

- водонефтяной фактор по скважинам, пробуренным вне трещиноватых зон, в 1,5 раза ниже, чем по скважинам, расположенным в трещиноватой зоне;

- методом сейсмолокации бокового обзора (СЛБО) выявляется направление зоны разуплотнения, которое совпадает с направлением, зафиксированным сейсмическими исследованиями в скважине, и ускоренной фильтрацией вытесняющего агента.

По серпуховскому ярусу можно отметить:

- объект имеет сильно развитую трещиноватость; только 25% скважин не имеют зоны разуплотнения;

- превалирующее направление трещиноватости - северо-западное и северо-восточное;

- дебиты добывающих скважин, расположенных в трещиноватых зонах, в 3,5 раза выше, чем вне них;

- вытеснение нефти происходит за счет вертикального подъема водо-нефтяного контакта.

Исходя из существования двух взаимно ортогональных систем трещин следует вывод, что для достижения максимального охвата заводнением матриц

блоков горизонтальный ствол скважины должен пересекать их, а это возможно при проводке ствола под углом 45 к системам трещин. Так как трещины субвертикальны, то профиль проводки горизонтального ствола по карбонатному массиву должен быть преимущественно нисходящим.

При значительной вертикальной трещиноватости вытеснение нефти будет происходить с подошвы залежи, а затем по пласту. При такой схеме наиболее предпочтительной является площадная система заводнения.

Для повышения продуктивности залежи добывающие скважины предпочтительно размещать в трещиноватой зоне. Однако, в этом случае будет значительный отбор воды и понижение степени нефтеизвлечения

На основании проведенных исследований диссертантом даны рекомендации и разработаны новые технологии.

При разработке нефтяного месторождения массивного типа, представленного нефтенасыщенным и водонасыщенным пластами, имеющими между собой гидродинамическую связь, с целью повышения дебита горизонтальных скважин за счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора предложен способ многофункциональной скважины. Вертикальные и горизонтальные стволы совмещают в одной скважине, причем первоначально бурят вертикальный ствол со вскрытием нефтенасыщенной и водонасыщенной частей пласта. В случае благоприятной характеристики геологического строения продуктивного пласта горизонтальный ствол бурят в нефтенасыщенной части в той же скважине, а затем циклически осуществляют закачку вытесняющего агента в водо-насыщенную часть пласта вертикального ствола и отбор продукции из горизонтального ствола.

СЕДЬМАЯ ГЛАВА диссертации посвящена исследованию особенностей процесса вытеснения нефти водой при различных технологических условиях эксплуатации скважин на залежах с вязкими и высоковязкими нефтями и разработке на этой основе новых технологий. Темпы и полнота выработки запасов нефти предопределяются многими факторами. Эти факторы можно услов-

но разделить на две взаимосвязанные группы: природные и технологические. Основными из этих факторов являются природные. Они диктуют выбор технологических схем и условий разработки залежей нефти. В конечном итоге, полнота учета природных факторов предопределяет эффективность выработки запасов нефти. Как отмечалось выше, методом главных компонентов нами проведено группирование по близости природных факторов 70 эксплуатационных объектов терригенного нижнего карбона и 82 объектов в карбонатных отложениях Татарстана. В число основных природных факторов были включены параметры, характеризующие гидропроводность, проводимость и емкостные характеристики залежей: толщина пласта, пористость и проницаемость пород, а также вязкость пластовой нефти и насыщенность коллектора нефтью для объектов в терригенных коллекторах. Для объектов в карбонатных отложениях учтен еще один природный фактор - доля коллекторов в разрезе. Оказалось, что при выделении однородных объектов определяющими являются фильтрационные и емкостные характеристики коллектора и свойства нефти. Разделение залежей по составу и свойствам нефти производится на основе таких параметров, как плотность, вязкость, содержание серы и асфальтосмолистых веществ и парафинов. В последние годы выделяют залежи маловязких нефтей с вязкостью до 10 мПас, повышенной вязкости с диапазоном 10-30 мПас, вязкие - 30-60 мПас и высоковязкие — более 60 мПас.

Результаты анализа динамики темпов отбора из различных групп объектов показывают, что для месторождений с нефтью вязкостью до 6 мПас максимальные значения темпа составляют 2,6 - 2,7% от начальных балансовых запасов, с вязкостью 20 - 40 мПас - 1,6 - 1,8%, с вязкостью 40 - 120 мПас- 1,5 -1,6%. С максимальным темпом отбирается 5 - 14% балансовых запасов. Падение уровней добычи на месторождениях с нефтью вязкостью 6 мПас наблюдается при коэффициенте текущего нефтеизвлечения 25 - 30 %, на объектах с вязкостью 20 - 40 и свыше 40 мПас, соответственно, при отборе 15 - 20 и 8 - 10% от балансовых запасов.

Анализ динамики обводнения скважин в зависимости от коэффициента нефтеизвлечения показывает, что выделяются две схожие группы объектов: с вязкостью до 6 и свыше 6 мПас. Объекты с вязкостью до 6 мПас - залежи нефти терригенного девона с более благоприятными характеристиками вьпесне-ния. При средней обводненности продукции скважин 50 % коэффициенты нефтеизвлечения достигают 18-27 %. По залежам же нефти с вязкостью более б мПас при той же обводненности коэффициенты нефтеизвлечения составляют 9 - 13 %.

В последнее время с целью экономии затрат на залежах производится остановка малорентабельных добывающих скважин. При остановке скважин в определенных случаях окружающие их добывающие скважины обводняются. С целью повышения нефтеизвлечения при одновременном снижении попутно добываемой с нефтью воды и уменьшения закачки вытесняющего агента нами предложен способ разработки залежи с высоковязкой нефтью. Для этого предлагается разбуривать месторождение системой добывающих и нагнетательных скважин. Закачивают через нагнетательные скважины вытесняющий агент и отбирают продукцию из добывающих скважин. При этом отбор продукции из добывающих скважин, достигших предельной обводненности, осуществляется периодически с одновременным снижением объема закачки в нагнетательные скважины - обводнители. Периодически осуществляют контроль за скважин-ными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах. При ухудшении характеристики хотя бы в одной из этих скважин, по сравнению со сложившейся характеристикой вытеснения в данных геологических условиях, добывающую скважину с предельной обводненностью пускают в работу. При улучшении характеристик вытеснения эксплуатацию добывающей скважины прекращают (рис.6).

о„

¿о

1.о 2 о з.о 1д а„

вн<р ы-1210-а -ь -

Рис. 6. Характеристики вытеснения нефти водой соответственно по рисункам сверху - вниз: скважинные, по участку в целом, где 1- при отключении скважин при известном способе, 2 - предлагаемом способе

Как видно из рисунка, использование предлагаемого способа позволяет уменьшить отборы воды при отключении малорентабельных добывающих скважин.

В работе также рассмотрены вопросы регулирования вытеснения нефти водой на залежах, насыщенных высоковязкими нефтями.

На основании проведенного анализа эффективности законтурного (при-контурного) заводнения в терригенных коллекторах с повышенной вязкостью нефти для регулирования выработки запасов установлено:

- в 53% случаях необходимо произвести перенос фронта нагнетания внутрь залежи;

- с повышением вязкости нефти количество залежей, разрабатываемых с внутриконтурным заводнением, возрастает;

- уменьшение расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, повышение давления нагнетания приводят к увеличению эффективности законтурного (приконтурного) заводнения; большинство скважин, прореагировавших на закачку воды, находятся на расстояниях до 500 м; давление на устье нагнетательных скважин составляет 8-11 МПа;

- выработка запасов нефти приконтурной зоны за счет влияния системы законтурного (приконтурного) заводнения выше, чем на естественном режиме.

Из-за незначительных размеров залежей нефти с высоковязкой нефтью создание регулярных систем заводнения, также как и применение разработанных схем циклирования, затруднительно. Поэтому для снижения объема попутно добываемой воды была предложена рассматриваемая ниже схема цикли-рования. После достижения средней обводненности добываемой продукции по участку до 10-20% приступают к использованию предлагаемого способа. Создают режим нестационарного заводнения и отбора. При этом время работы и простоя добывающих скважин устанавливают прямо пропорционально скорости нарастания обводненности (СНО) и регулируют по мере ее изменения. У скважин с большой СНО время простоя увеличивают вплоть до полной остановки на определенное время, а у скважин с низкой СНО уменьшают срок простаивания вплоть до прекращения циклирования. Время простоя добывающих скважин определяют следующим образом. Рассчитывают среднюю СНО по участку в целом. Для этого изменение обводненности (в %) за определенный период делится на время (годы). Рассчитывают СНО по каждой скважине и

1 РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ I I БИБЛИОТЕКА |

I СПетербург |

Ч оэ 100 ?

сравнивают эти значения со средней величиной СНО по участку. Скважины со СНО, близкой к средней величине по участку, эксплуатируют с прежними периодами полуциклов простоя и эксплуатации. Изменение соотношения полупериодов циклирования производят по скважинам с высокой и низкой СНО. Период простоя по скважинам с высокой СНО увеличивают до величины, обеспечивающей среднюю СНО. По скважинам с низкой СНО производят увеличение периода работы скважин, причем в случае возможности увеличения СНО средней величины ее переводят на режим постоянного отбора. Время периодов работы добывающих скважин определяют по формуле:

де: ДВср - средняя скорость нарастания обводненности по участку - скорость нарастания обводненности 1-ой скважины, 0,5 - доля времени работы скважин (50%- времени скважина работает, 50% - простаивает).

Время работы и простоя нагнетательных скважин определяют аналогичным образом с той лишь разницей, что учитывает СНО ближайших добывающих скважин. Для этого по ближайшим скважинам каждой нагнетательной скважины определяют среднее значение (СНО)1. Затем находят среднее значение (СНО)ср по всем скважинам, расположенным вблизи всех нагнетательных скважин. Подставляя (СНО)ср вместо АВср и (СНО)1 вместо В1, в формуле определяют время работы каждой нагнетательной скважины. А время простоя нагнетательных скважин определяется как разница между временем полного цикла (закачки и простоя) и временем работы, рассчитанным по формуле (5).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показаны особенности геологического строения и размещения залежей нефти и на этой основе проведена классификация нефтяных объектов Татарстана. Произведено выделение близких по геологическим характеристикам объектов разработки, позволяющее выявить и оценить эффективность геолого-технологических мероприятий.

2. На основе сравнительного анализа геолого-физических параметров, определенных на различные даты, установлено:

- в процессе эксплуатации емкостные параметры объекта изменяются: по высокопродуктивным пластам пористость возрастает, а по малопродуктивным пластам значения пористости, в основном, ниже первоначальных;

- причиной изменения параметров пластов - коллекторов является депе-литизация и самокольматация пласта;

- в пластах, охваченных заводнением, достигаются высокие коэффициенты нефтеизвлечения.

3. На основе изучения влияния плотности сетки скважин на коэффициент конечного нефтеизвлечения для различных типов коллекторов установлено:

- с уплотнением сетки скважин нефтеизвлечение увеличивается;

- коэффициент конечного нефтеизвлечения в зависимости от плотности сетки скважин с наименьшей погрешностью описывается уравнением вида:

Кни = А ехр (-ВБ

Предложена методика определения параметров зависимости влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение.

4. Установлено:

более полного охвата пластов воздействием бурение дополнительных скважин следует производить на залежах с высокой степенью расчлененности (2 и более), с системой заводнения, обеспечивающей давление нагнетания выше 10 МПа;

- применение совместной закачки воды в пласты различной продуктивности, даже при условии увеличения давления нагнетания до 16 МПа и уменьшения расстояния между скважинами до 600-800 м, не обеспечивает полного подключения в разработку малопродуктивных коллекторов;

- для подключения слабопроницаемых пластов ввод дополнительных нагнетательных скважины необходимо производить в малопроницаемых зонах пласта с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемым зонам пласта. При этом давление закачки в этих скважинах необходимо поддерживать на уровне давления раскрытия вертикальных трещин; в цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых зонах пласта, следует останавливать.

5. Выявлены особенности вытеснения нефти в залежах нефти в карбонатных коллекторах массивного типа:

при значительной вертикальной трещиноватости вытеснение нефти происходит с подошвы залежи, а затем - по пласту. При такой схеме наиболее предпочтительно применение площадной системы заводнения;

- для повышения продуктивности залежи добывающие скважины предпочтительно размещать в трещиноватой зоне; максимальный начальный дебит по нефти в скважинах, расположенных в трещиноватой зоне, в 1,8 раза выше, чем по скважинам, находящимся вне трещиноватых зон; водонефтяной фактор по скважинам, пробуренным вне трещиноватых зон, в 1,5 раза ниже, чем по скважинам, расположенным в трещиноватой зоне.

6. Установлено, что при разработке залежи нефти с подошвенной водой па нефтеизвлечеиие, при прочих равных условиях, большое влияние оказывает соотношение нефтяной и водонасыщенной толщин пласта. Ожидаемое нефте-

извлечение выше в том случае, когда водонасыщенная часть пласта по толщине меньше половины нефтяного и, наоборот, с увеличением доли водонасыщен-ной части пласта уменьшается степень нефтеизвлечения и наблюдается высокая степень начальной обводненности продукции скважин (от 12 до 86%) и конечный водонефтяной фактор.

Предложены новые способы разработки водонефтяного пласта с водона-сыщенной толщиной, превышающей нефтенасыщенную часть пласта.

Создана методика для осуществления технологического процесса эксплуатации высокообводненных скважин залежей с подошвенной водой с использованием сил гравитации.

7. На основании проведенного анализа эффективности методов регулирования на залежах нефти с высоковязкой нефтью установлено, что:

- в 53% случаях необходимо произвести перенос фронта нагнетания внутрь залежи;

- с уменьшением расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами повышение давления нагнетания приводит к увеличению эффективности законтурного (приконтурного) заводнения; большинство скважин, прореагировавших на закачку воды, находится на расстояниях до 500 м; давление на устье нагнетательных скважин составляет 8-11 МПа;

- выработка запасов нефти приконтурной зоны за счет влияния системы законтурного (приконтурного) заводнения выше, чем на естественном режиме;

- отключение обводненных добывающих скважин, которые достигли предельной обводненности, необходимо производить с одновременным снижением объема закачки воды в нагнетательные скважины-«обводнители» и осуществлять контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах; в случае ухудшения характеристик хотя бы одной из этих скважин следует продолжать периодическую эксплуатацию обводненной добывающей скважины, а при улучшении характеристик вытеснения эксплуатацию ее следует прекратить.

8. При проектировании залежей с трудноизвлекаемыми запасами предложена комплексная система разработки, которая для различных типов коллекторов предусматривает:

-обоснованное выделение эксплутационных объектов;

-оптимизацию плотности сетки скважин;

-развитие традиционного стационарного и применение различных модификаций нестационарного заводнения в сочетании с изменением направлений фильтрационных потоков жидкости в пласте;

-применение системы разработки эксплутационных объектов с бурением скважин с горизонтальным стволом в продуктивной части пластов;

-обоснованное применение новых методов нефтеизвлечения пластов.

Эта комплексная технология признана широкой научной общественностью Татарстана (присуждена Государственная премия РТ), внедрена на многих месторождениях.

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих печатных работах, опубликованных автором лично или в соавторстве:

МОНОГРАФИИ И ОБЗОР-БРОШЮРА

1. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Т. 1. М, ВНИИОЭНГ, 1996. - 280 с.

2. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. - Казань, Таткнигонздат, 1989. 135с.

3. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. М., ВНИИОЭНГ, 1996.440 с.

4. Дияшев Р.Н., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. и др. Влияние плотности сечки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии. -

М: ВНИИОЭНГ, 1990.- Обзор. Информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ

5. РД 39-0147585-014-87. Инструкция по оптимизации плотности сетки скважин и систем заводнения многообъектных месторождений ТАССР. Тат-НИПИнефть/Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Блинов А.Ф.-Бугульма, 1987 г.

6. РД 39-0147585-035-89. Инструкция по выделению эксплуатационных объектов в условиях мелких месторождений ТАССР. ТатНИПИнефть/ Абдул-мазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. - Бугульма, 1989 г.

7. РД 39-0147685-052-00. Инструкция по развитию системы заводнения с методами регулирования на залежах нефти с вязкостью более 25 мПа-с. Тат-НИПИнефть/ Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Рамазанов Р.Г. - Бугульма, 1990 г.

8. РД 39-0147585-187-99. Методика на технологический процесс эксплуатации высокообводненных скважин. ТатНИПИнефть/Абдулмазитов Р.Г., Ва-ловский В.М. - Бугульма, 1999 г.

9. РД Временное положение на реконструкцию (расшивку водоводов) объектов системы поддержания пластового давления /Абдулмазитов Р.Г. -Бугульма, 2000г.

10. РД Временная инструкция по изменению режимов работы скважин в условиях отключения нерентабельных/ Абдулмазитов Р.Г., Султанов А.С. и др. Бугульма, 2003 г.

НАУЧНЫЕ СТАТЬИ

11. Абдулмаз1ггов Р.Г. Влияние расстояний между скважинами на потери нефти в условиях неоднородных прерывистых пластов Ромашкинского месторождения.// Материалы Всесоюз. совещания «Повышение качества нефти и продуктов ее переработки», 20-22 декабря 1976 г.-М.,- 1977. - 117 с.

12. Абдулмазитов Р.Г. Изучение влияния расстояний между скважинами на охват пластов воздействием по разрезу многопластового объекта (па приме-

ре Ромашкинского нефтяного месторождения)// Тр. ин-та /ТатНИПИнефть, вып^П. - Бугульма,1980. - С.74 - 82.

13. Абдулмазитов Р.Г. Изучение неоднородности по удельной приемистости от давления нагнетания/Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. Выпуск XL.-Бугульма, I979.-C.84-86.

14. Абдулмазитов Р.Г. Новые способы разработки залежей нефти с труд-ноизвлекаемыми запасами// Геология и разработка нефтяных месторождений: Тез. докл. науч.-практич. конф. - Альметьевск.-1993 .- С.77-78.

15. Абдулмазитов Р.Г. Основные итоги выполнения III Генеральной схемы разработки и принципы разработки залежей по горизонтам Д1 и ДО Ромашкин-ского нефтяного месторождения (IV Генеральная схема разработки)// Нефтяное хозяйство. - 2003. - №8. - С. 104-107.

16. Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. и др. Учет особенностей геологического строения при разработке залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах (на примере месторождений Татарстана) // Тез. докл. Второго Междунар. симпозиума «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения». - Санкт-Петербург, ВНИГРИ.-1997.- 30 с.

17. Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х.., и др. Проблемы освоения запасов нефти в карбонатных коллекторах Татарстана // Тез. докл. Второго Междунар. симпозиума «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения». - Санкт-Петербург, ВНИГРИ.-1997.- С.66

18. Абдулмазитов Р.Г., Диков В.И., Разживин Д.А. и др. Использование 3D моделей для анализа эффективности вариантов разработки перспективных участков площадей Ромашкинского месторождения // Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды науч.-практич. конфер. VII междунар. выставки «Нефть, газ - 2000». 5-7 сентября 2000 г. - Казань, «Экс-поцешр», 2000.-С.42-49.

19. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Блинов А.Ф. и др. Обобщение последних результатов Бавлинского эксперимента// Проблемы наиболее полного

извлечения нефти из недр Татарии: Тез.докл.наум.-технич. конф. - Альметьевск, 1987.-С.69-71.

20. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Гавура В.Е. и др. Оценка потерь нефти от разряжений сетки скважин // Нефтяное хозяйство.-1989.- № 3. - С. 2124.

21. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Труды ТатНИПИнефть. - Бугульма,1988.-Вып.62.

22. Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т. К вопросу объективной оценки коэффициентов нефтеизвлечения// Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной геологии: Тезисы докладов научно-технической конференции. - Альметьевск, 1988. - С. 45-47.

23. Абдулмазитов Р.Г., Латифуллин Ф.М., Блинов А.Ф. и др. Анализ геологического строения и технологических показателей разработки пластов девонских горизонтов Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений на основе АРМ «Лазурит»// Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Труды Все-российск. науч.-технич.конфер. Том I. - Альметьевск, 2001. - С.ЗО - 42.

24. Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние разработки и оценка коэффициента нефтеизвлечения по залежам с высоковязкой нефтью месторождений Татарстана // Нефтепромысловое дело.-1993. - № 10. - С. 18-21.

25. Абдулмазитов Р.Г., Мухаметшин Р.З., Каюмов М.Ш. Геологические предпосылки внедрения новой системы заводнения на глинистых коллекторах Тульского горизонта Ново-Елховского месторождения// Новые идеи поиска, разведки и разработки нефтяных месторождений: Труды науч.-практич.конфер. VII междунар.выставки «Нефть, газ - 2000». - Казань, 5-7 сентября 2000 г. -Казань, «Экспоцентр», 2000. - С. 71 - 77.

26. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М. Исследование влияния расстояния между скважинами на показатели текущей нефтеотдачи многопластового объ-екта/Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. Выпуск XXXVIII.-Бугульма, 1978.-С.113-П7.

27. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М., Мусин ММ. и др. Состояние разработки и обоснование коэффициента нефтеотдачи для малопродуктивных кол-лекторов//Тр.ин-та/ТатНИПИнефть.-Вып.34.-Бугульма.-1976.-С.104-110.

28. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М, Ракутин Ю.В. и др. Исследование влияния различных факторов на текущую нефтеотдачу залежей нефти терри-генного девона ТАССР // Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. Выпуск ХХХ^П. - Бугульма, 1978.-С. 109- 113.

29. Абдулмазитов Р.Г., Панарин А.Т. Влияние основных технологических факторов на перетоки закачиваемой воды на залежах нефти, осложненных эрозионными врезами //Тр.ин-та/ТатНИПИнефть.- 1986,- Вып. 58.-С.З-5.

30. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. Оценка оптимальности сетки скважин по залежам нефти в карбонатных коллекторах// Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии: Тез.докл.науч.-технич. конф. - Альметьевск, 1987.- С.72-74.

31. Абдулмазитов Р.Г., Зевакин Н.И., Хабибуллин И.Р. Приемы обоснования ВПК при построении геологических моделей// Интервал. - 2002. - №9. -С.53-55.

32. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т. и др. О профиле горизонтальных скважин// Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Тезисы докл. науч.-практич. конфе-ренц. 27-28 октября 1994 г.-Альметьевск-1994-С.1 12-114.

33. Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Иванов А.И. и др. Особенности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами месторождений юго-восточного склона Татарского свода// Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Труды научно-практической конференции 6 международной специализированной выставки

"Нефть, газ-99", г.Казань, 8-9 сент. 1999 г.: В 2-х т. - Казань: Экоцентр, 1999. -Т.1.- С. 459-471.

34. Абдулмазитов Р.Г., Зевакин Н.И., Хабибуллин И.Р. Приемы обоснования ВНК при построении геологических моделей// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Республики Башкортостан: Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, г. Ишимбай, 15-16 мая 2002 г. - Уфа, 2002. - С. 89-91.

35. Абзяппаров А.В., Р.Г.Абдулмазитов. Анализ эффективности законтурного (приконтурного) заводнения залежей в терригенных коллекторах с повышенной вязкостью нефти// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана /Под ред.проф.Юсупова И.Г. - Бугульма,2000. - С. 92 -96.

36. Ахметшакиров М.М., Малютин М.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Совершенствование и регулирование разработки крупных месторождений Прика-мья//Опыт разведки и разработки Ромашкинского и других крупных нефтяных месторождений Волго-Камского региона/Тр.науч.-практич. конф., Ленино-горск, 17-18 марта 1998 г.-Казань,1998.-С.276-278.

37. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. и др. Анализ состояния разработки залежей высоковязкой нефти и создание технологий по повышению коэффициента нефтеизвлечения//Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов: Тезисы докла-дов.-Уфа.-1996.-С.8-10.

38. Танеев Г.Г., Иванов А.И., Абдулмазитов Р.Г. Пути повышения эффективности разработки карбонатных коллекторов Бавлинского месторождения // Приоритетные методы увлечения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий /Труды научно-практической конференции, Бугульма, 25-26 ноября 1997 г.Казань, 1998. -С.318-320.

39. Гилязов Ш.Я., Мухаметшин Р.З., Абдулмазитов Р.Г. Опыт разработки залежей высоковязкой нефти Мелекесской впадины//Высоковязкие нефти, при-

родные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Труды научно-практической конференции 6 международной специализированной выставки "Нефть, газ-99", г.Казань, 8-9 сент. 1999 г.: В 2-х т. - Казань: Экоцентр, 1999.- Т. 1.-С. 320-328

40. Должепков В.Н., Абдулмазитов Р.Г., Миронова Л.М. О некоторых особенностях условий разработки небольших нефтяных месторождений Татарии на примере Ульяновского месторождения// Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. - Бу-гульма. - 1980.

41. Дырнаева Л.Н., Абдулмазитов Р.Г. Первые результаты эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях ТАССР: Тез.докладов XVI науч-но-технич. конференции молодых ученых и специалистов. - Бугульма, 1979 г.-СП.

42. Закиров А.Ф., Панарин А.Т., Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности заводнения с применением физико-химических методов// Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)/Сб. трудов в 6-ти томах. — Казань, 1994.- т.З. -С.853-855.

43. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Блинов А.Ф., Диков В.И., Латифул-лин Ф.М., Хисамов Р.С. Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions)// SPF Paper 3054732, Proc. of European Petroleum Conference. -Paris, 2000

44. Ибагуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин А.В., Диков В.И. Моделирование разработки трещинно-порового коллектора с применением программного комплекса LANDMARK// Нефть Татарстана. — 2000. — №1. — С. 5455.

45. Киясова Н.И., Абдулмазитов Р.Г., Панарин А.Т. и др. Опытно-промышленные работы по разработке высоковязких нефтей// Нефтяное хозяй-ство,-1987,-№2.-С.46-49.

46. Лисин А.С., Мусин М.М., Абдулмазитов Р.Г. Оптимизация отбора нефти из залежи за счет изменения режимов работы добывающих скважин// Тез.докладов XVI научно-технич.конференции молодых ученых и специалистов - Бугульма, 1979 Г.-С. 17-18.

47. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки залежей Татарстана, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам// Тез.междунар. симпозиума: Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения. - Санкт-Петербург, 1992. - С. 194 -195.

48. Муслим ов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т. Совершенствование методов регулирования процесса разработки залежей с высоковязкой нефтью // НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1993.- № 9.-С.29-32.

49. Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти// Нефтяное хозяйство.-199б.-№6.-С.23-25.

50. Муслимов Р.Х., Дияшев Р.Н., Абдулмазитов Р.Г. и др. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем оптимизации сетки скважин и применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи на примере месторождений Татарии// Принципы размещения скважин и пути повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений. Материалы совещания. Нижневартовск, ноябрь 1988 г.- М., ВНИИОЭНГ.-1990. - С.29 - 42.

51. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и др. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах// Нефтяное хозяйство.-1996.-№10.-С.25-28.

52. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. Экспериментальная разработка Бавлинского нефтяного месторождения// Нефтяное хозяйство -1996.-№12.-С.28-30.

53. Муслимов Р.Х., Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов// Нефтяное хозяйство. — 1987. - № I0.-C.27-31.

54. Мухаметшин Р.З., Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. Изучение влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу по данным прерывистости карбонатных коллекторов//Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии: Тез.докл.науч.-технич. конф. - Альметьевск, 1987.- С.74-79.

55. Мухаметшин Р.З., Абдулмазитов Р.Г., Миннулин P.M. Освоение залежей вязкой нефти в карбонатных коллекторах Татарстана// Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Труды научно-практической конференции 6 международной специализированной выставки "Нефть, газ-99", г.Казань, 8-9 сент. 1999 г.: В 2-х т. - Казань: Эко-центр, 1999. - Т. 1. - С. 303-311.

56. Ошитко В.М., Абдулмазитов Р.Г. Анализ приемистости малопродуктивных коллекторов в нагнетательных скважинах//Геология, разработка, физика и i идродинамика пласта нефтяных месторождений Татарии. Тр.ин-та/ Тат-НИПИпефть, Выпуск 30.-1975.-С. 177-182.

57. Ошитко В.М., Абдулмазитов Р.Г., Ракутин Ю.В. и др. Состояние и основные направления по разработке низкопродуктивных пластов с целью повышения нефтеотдачи эксплуатационного объекта//Проблемы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии: Тезисы докл.науч.-технич.копфер., - Альметьевск, 1978.-С.31-33.

58. Ошитко В.М., Хисамов Р.Б., Абдулмазитов Р.Г.и др. Оценка нефтеотдачи на заводняемых участках Ромашкинского месторождения/ЛГр.ин-та/ТатНИИ 1И нефть.- Вып. 34-Бугульма.-1976.-С.76-79.

59. Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу//Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. Труды ин-та/ТатНИПИнефть.-1988.- Вып. 62.-С.40-46.

60. Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Рамазаиов Р.Г. и др. Обобщение опыта эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Татарии// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Под ред.проф.Юсупова И.Г.- Бугульма, 2000.-С.117-122.

61. Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Башкирцева Н.С. Обобщение опыта эксплуатации горизонтальных скважин па месторождениях Татарии// Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: Сб.науч.тр./ ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2000. - С. 117-122.

62. Тахаутдинов Ш.Ф., Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Юсупов И.Г., Иба-туллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Разработка месторождений высоковязких неф-тей и методы увеличения нефтеотдачи на месторождениях Республики Татарстан// Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Труды научно-практической конференции 6 международной специализированной выставки "Нефть, газ-99", г.Казапь, 8-9 сент. 1999 г.: В 2-х т. - Казань: Экоцентр, 1999. - Т. 1. - С. 28-44.

63. Хасанов Я.З., Абдулмазитов Р.Г. Новые геолого-физические способы разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами//Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений: Труды научно-практической конференции 6 международной специализированной выставки "Нефть, газ-99", г.Казань, 8-9 сент. 1999 г.: В 2-х т. - Казань: Экоцентр, 1999. - ТЛ. - С. 329-332.

64. Хисамов Р.С., Абдулмазитов Р.Г., Юсупов И.Г., Фазлыев Р.Т. Состояние и перспективы разработки нефтяных месторождений Татарстана//Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений: Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5-9 июня 2000 г.: 4.2 - Альметьевск, 2000. - С. 69-82.

65. Хисамов Р.С., Диков В.И., Абдулмазитов Р.Г. Опыт использования вычислительных средств в ОАО «Татнефть» для решения задач по контролю и регулированию процесса разработки на основе 3 D моделей// Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов - основа рациональной разработки нефтяных месторождений. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений. - Часть II. 5 - 9 июня 2000 г. - Альметьевск, 2000 - С.200-204.

66. Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Состояние и повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарстана//4-й конгресс нефтегазопромышленников России: Материалы конгресса. - Уфа, 2003.-С.58.

67. Хисамов Р.С., Фархутдинов Г.Н., Хисамутдинов А.И., Латифуллин Ф.М., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 10. - С.74-77.

ПАТЕНТЫ

68. Паг. 1592474. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине / Рамазаиов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х. и др:// Заявл. 4479490/24 -03; Опубл. 15.09.90, Бюл.№ 34.-3 с: ил.

69. Пат. 1600426. Способ разработки неоднородных пластов / Абдулмазитов Р.Г. и др. // Заявл. 4633858/24-03; Приоритет 09.01.89. - 5 с: ил.

70. Пат. 1606686. Способ разработки нефтяного месторождения / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др.//3аявл. 4447091/24-03; Опубл. 15.11.90, Бюл. № 42. - 4 с.

71. Пат. 1606687. Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения / Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., Дияшев Р.Н. и др.// Заявл. 4611093/24-03; Опубл. 15.11.90, Бюл. № 42. - 5 с: ил.

72. Пат. 1629502. Способ разработки нефтяного месторождения с разно-проницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом / Лб-дулмазитов Р.Г. и дрУ/Заявл. 4391747/03; Опубл. 23.02.91, Бюл. № 7. - 3 с: ил.

73. Пат. 1693233. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. //Заявл. 4699629/03; Опубл. 23.11.91, Бюл. №43.-5 с: ил.

74. Пат. 1755610. Способ разработки нефтяного пласта / Абдулмазитов Р.Г. и др. // Заявл. 4805085/03. - 4 с.

75. Пат. 1756545. Способ разработки нефтяного месторождения, сложенного послойно - зонально неоднородными пластами / Абдулмазитов Р.Г.// За-явл. 4798630/03; Опубл. 23.08.92, Бюл. № 31. - 5 с: ил.

76. Пат. 1809850. Способ ликвидации загрязнения подземных вод / Аб-дулмазитов Р.Г., Манохин Л.В., Панарин А.Т., и др. //Заявл. 4805997/29; Опубл. 15.04.93, Бюл. № 14. - 5 с: ил.

77. Пат. 1833456. Способ разработки нефтяного месторождения с разно-проницаемыми карбонатными коллекторами / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х. //Заявл. 19.04.1991. Бюл. Изобретения. - 1993.- № 29.-4 с: ил.

78. Пат. 1838593. Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах / Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., и дрУ/Заявл. 18.10.1991. Бюл. Изобретения. -1993.-№ 32-5 с: ил.

79. Пат. 2024740. Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. //Заявл. № 22.07.91. Бюл. Изобретения. - 1994.- № 23. - 7 с: ил.

80. Пат.2072032. Способ заводнения нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Сулейманов Э.И., Муслимов Р.Х. //Заявл. 08.02.1994: Бюл. изобретения. - 1997 г. - № 2. — 5 с: ил.

81. Пат. 2073791. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно- кавернозного типа / Абдулмазитов Р.Г., Мус-

лимов Р.Х., Закиров А.Ф., Хайретдинов Ф.М. //Заявл.02.04.92. Бюл. Изобретения.- 1997. №5.-5 с: ил.

82. Пат. 2095551. Способ разработки нефтяного месторождения массивного тииа/Абдулмазитов Р.Г, Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. //Заявл. 19.07.95. Бюл.изобретения.- 1997.-№ 31.-5 с: ил.

83. Пат. 2101474. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа/Абдулмазитов Р.Г., Миннулин P.M., Cy-лейманов Э.И. //Заявл. 18.01.96. Бюл.изобретения - 1998. - № 1. - 5 с: ил.

84. Пат.2101478. Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии /Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Хайретдинов Ф.М. //Заявл. 06.08.96. Бюл. Изобретения. - 1998. - № 1.-4 с: ил.

85. Пат. 2117142. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения /Ганиев Г.Г., Иванов А.И., Абдулмазитов Р.Г. //Заявл. 30.03.98. Бюл. Изобретения. - 1998. - № 22. - 7 с.

86. Пат. 2118448. Способ разработки зонально неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Тазиев М.З. //Заявл. 15.12.96. Бюл. Изобретения. - 1998. - № 24. - 5 с: ил.

87. Пат. 2121058. Способ разработки нефтяного месторождения / Ганиев Г.Г., Иванов А .И., Абдулмазитов Р.Г. //Заявл. 25.03.98. Бюл. Изобретения. -1998.-№30.-8 с.

88. Пат 2138625. Способ разработки водонефтяной залежи / Нурмухаметов Р.С., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., Су-лейманов Э.И. //Заявл. 06.05.97. Бюл. Изобретения.-1999.. - № 27.- 5 с: ил.

89. Пат.2142556. Способ разработки зонально- неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., НурмухаметовР.С, Кандаурова Г.Ф., Ха-санов Я.З. //Заявл. 20.01.98. Бюл. изобретения. - 1999. -№ 34. - 5 с, 1 л. ил.

90. Пат 2146760. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г.Г., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. //Заявл. 12.01.98. Бюл изобретения. -2000,-№8.-5 с, 1л. ил.

91. Пат. 2151860. Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой /Абдулмазитов Р.Г., Хасанов ЯЗ., Галимов Р.Х., и др. //Заявл. 03.12.99.Бюл. Изобретения. -2000. -№ 18.- 5 с.

92. Пат. 2171369. Способ разработки нефтяной залежи / Ганиев Г.Г., Ша-яхметов Ш.К., Абдулмазитов Р.Г. и др. //Заявл. 09.08.99. Бюл.изобретения. -2001. -№21-5 с: ил.

93. Пат. 2172396. Способ разработки послойно-неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Яртиев А.Ф., Тюрин В.В. и др. //Заявл. 18.08.1999. Бюл. Изобретения.-2001.-№ 23.-6 с: ил.

94. Пат. 2172399. Способ повышения продуктивности скважины / Гаииев Г.Г., Шаяхметов Ш.К., Иванов А.И., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. //За-явл. 09.08.1999.Бюл. Изобретения. -2001. -№23. -6 с, 1 л.ил.

95. Пат. 2176725. Способ разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / Курочкин Б.М., Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Ахметов Н.З., Кандаурова Г.Ф., Абдулмазитов Р.Г. //Заявл. 27.09.2000. Бюл. изобретения. - 2001. - № 34. - 3 с: ил.

96. Пат. 2084625. Устройство для исследования и эксплуатации скважины пробуренной в пласт, состоящий из двух пропластков/ Валишин Ю.Г., Гафуров О.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. //Заявл. 10.05.94. Опубл. 1997. Бюл. изобретения №20.

97. Пат. 2194153. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения/ Бакиров И.М., Бакирова Г.Х., Бакиров А.И., Абдулмазитов Р.Г. // Заявл. 05.02.01; Опубл. 2002. Бюл. изобретения № 34.

98. Пат. 2203405"Способ разработки нефтяной залежи/ Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Хуррямов A.M. и др. // Заявл. 29.07.02. Опубл. 2003, Бюл. изобретения № 12(1).

99. Пат. 2204703. Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа/ Абдулмазитов Р.Г., Юсупов И.Г., Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф., Насыбуллин А.В. // Заявл. 27.04.00. Опубл. 2003, Бюл. изобретения № 14.

100. Пат. 2206727. Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения/ Абдулмазитов Р.Г., Князев Д.В. // Заявл. 25.10.01. Опубл. 2003, Бюл. изобретения № 17.

101. Пат.2208139. Способ разработки обводненных нефтяных залежей с зонально-неоднородными разнопроницаемыми пластами/ Абдулмазитов Р.Г., Князев Д.В. // Заявл. 05.11.01. Опубл. 2003. Бюл. изобретения № 19.

102. Пат. 2209952. Способ разработки нефтяной залежи/ Абдулмазитов Р.Г., Кандаурова Г.Ф., Хисамов Р.С. и др. //Заявл. 03.10.02. Опубл. 2003. Бюл. изобретения № 22(3).

103. Пат. 2209954. Способ разработки нефтяной залежи/ Абдулмазитов Р.Г., Кандаурова Г.Ф., Хисамов Р.С. и др. //Заявл. 03.10.02. Опуб. 2003. Бюл. изобретения № 22(3).

104. Пат. 2211314. Способ закачки жидкости в пласт/ Абдулмазитов Р.Г., Князев Д.В., Оснос В.Б. //Заявл. 03.01.02. Опубл. 2003. Бюл. изобретения № 24.

105. Пат. 2217582. Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения/Абдулмазитов Р.Г., Хисамов Р.С, Князев Д.В. //Заявл. 26.12.02; Опубл. 2003. Бюл. изобретения №33. ,

Соискатель

Р.Г. Абдулмазитов

| - 56 6 5

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано в печать 15 03 2004 г Заказ № 12/118 Тираж 100 экз

Содержание диссертации, доктора технических наук, Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович

ВВЕДЕНИЕ

1 ХАРАКТЕРИСТИКА ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Общая геологическая характеристика нефтяных 12 месторождений

1.2 Геолого-промысловые классификации месторождений и 21 залежей нефти

1.3 Оценка нефтеизвлечения заводняемых участков 29 Ромашкинского месторождения

1.4 Состояние выработки продуктивных пластов на поздней 33 стадии разработки

2 ПРИМЕНЯЕМЫЕ СПОСОБЫ И ТЕХНОЛОГИИ 40 РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В РАЗЛИЧНЫХ ГОРНО-ГЕОЛОГМЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

2.1 Освоение малоэффективных месторождений склонов 40 Татарского свода

2.2 Месторождения северо-западного и западного склонов 48 Южно- Татарского свода

2.3 Месторождения нефти восточного борта Мелекесской 52 впадины

2.4 Месторождения нефти юго-восточного склона Татарского 60 свода

2.5 Ромашкинское нефтяное месторождение

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ

СКВАЖИН НА ПРОЦЕСС ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

3.1 Основные методы и общие результаты оценки влияния 74 плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по геолого-промысловым данным

3.2 Исследование влияния плотности сетки скважин на текущий 78 коэффициент нефтеизвлечения методом многофакторного корреляционного анализа

3.3 Определение зависимости нефтеизвлечения от плотности 82 сетки скважин по динамике технологических показателей

3.3.1 Методика исследования

3.3.2 Влияние плотности сетки скважин на коэффициент 34 нефтеизвлечения.

2.4 Методика определения параметров зависимости влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение

3.5 Обобщение результатов эксперимента по определению 90 влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на Бавлинском месторождении.

4. СОЗДАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ 96 РАЗРАБОТКИ ПО ВЫРАБОТКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ В МАЛОПРОДУКТИВНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

4.1 Краткие геолого-физические условия разработки нефтяных 96 месторождений в терригенных коллекторах

4.2 Анализ работы малопродуктивных пластов

4.2.1 Характеристика пластов многопластового объекта девона, 99 неохваченных воздействием в условиях их совместной разработки

4.2.2 Анализ работы скважин, вскрывших малопродуктивные 104 коллектора

4.2.3 Влияние расстояния между скважинами на эффективность 111 подключения в разработку малопродуктивных коллекторов на опытном участке Альметьевской площади

4.3 Обобщение результатов внедрения мероприятий по 113 вовлечению в разработку запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах

4.3.1 Опытный участок Альметьевской площади Ромашкинского 113 месторождения

4.3.2 Опытный участок Азнакаевской площади

4.3.3 Опытный участок Абдрахмановской площади по выработке 140 запасов слабопроницаемых коллекторов пласта "а"

4.3.4. Анализ работы опытного участка по выработке 145 слабопроницаемых коллекторов Карамалинской площади

4.3.5 Анализ работы опытного участка высокого давления УЭЦП- 150 6221а по выработке слабопроницаемых коллекторов Западно-Лениногорской площади

4.3.6 Анализ работы опытного участка Восточно-Лениногорской 153 площади по выработке слабопроницаемых коллекторов

4.3.7 Анализ работы опытного участка Южной площади по 155 выработке слабопроницаемых коллекторов

4.4 Технология вовлечения малопродуктивных пластов на залежах с зонально-неоднородными пластами

5 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН

5.1 Эффективность разработки водонефтяных зон по залежам 165 нефти в девонских отложениях.

5.2 Исследование эффективности разработки водонефтяных зон 168 на залежах нефти с повышенной вязкостью нефти

5.3 Технология разработки водонефтяной залежи с 176 использованием сил гравитации

5.4 Эксплуатация нефтяного месторождения на поздней стадии.

6. СОЗДАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ 187 РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

6.1 Особенности разработки залежей нефти в карбонатных 187 коллекторах

6.1.1 Краткая геолого-физическая характеристика нефтяных 187 залежей в карбонатных коллекторах

6.1.2 Влияние трещиноватости на дебиты скважин и 189 нефтеизвлечение

6.1.3 Технология разработки нефтяного месторождения с 193 разнопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом

6.2 Результаты опытно-промышленных работ по созданию 197 эффективной технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах

6.2.1 Опытные участки верейского горизонта

6.2.2 Участки на залежах нефти башкирского яруса среднего 199 карбона

6.3 Совершенствование систем разработки залежей нефти в 204 карбонатных коллекторах

6.3.1 Повышение продуктивности карбонатных коллекторов.

6.3.2 Системные обработки призабойной зоны скважин

6.3.3 Разработка послойно-неоднородных нефтяных залежей при 206 веерообразном их разбуривании системой горизонтальных скважин

6.3.4 Технология повышения дебита горизонтальных скважин за 209 счет приближения фронта нагнетания к зоне отбора

6.4 Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по 213 залежам нефти в карбонатных коллекторах

6.4.1 Геолого-промысовая классификация залежей нефти в 213 карбонатных коллекторах

6.4.2 Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение по 217 залежам нефти в карбонатных коллекторах

6.5 Особенности применения различных методов повышения 224 нефтеизвлечения пластов и способов разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах

6.5.1 Применение методов повышения нефтеизвлечения пластов

6.5.2 Разработка нефтяного месторождения в карбонатных 225 коллекторах трещинно-кавернозного типа

7. ОСОБЕННОСТИ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ НА 231 ЗАЛЕЖАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ И ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ

7.1 Состояние разработки залежей с высоковязкой нефтью

7.2 Регулирование процесса вытеснения на залежах с 234 высоковязкой нефтью

7.3 Регулирование фильтрационными потоками на залежах 237 нефти с высоковязкой нефтью

7.4 Программное циклическое воздействие на залежи с 243 высоковязкой нефтью

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами"

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ.

Значительное разнообразие особенностей геологического строения нефтяных месторождений не дает возможности использовать единый универсальный способ или технологию разработки нефтяных месторождений. Решение проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связано с прогнозированием и предотвращением причин формирования труд-ноизвлекаемой остаточной нефти в различных геолого-физических условиях и стадиях эксплуатации месторождения. Выявление механизма достижения высоких значений коэффициентов вытеснения и охвата дренированием продуктивных отложений с созданием на этой основе новых технологий является одной из наиболее актуальных задачей, направленных на повышение эффективности разработки нефтяных месторождений.

Задачи исследований:

8. Разработка новых технологий для обеспечения полноты выработки трудно-извлекаемых запасов по месторождениям с различными горно-геологическими условиями.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА:

2. Установлена зависимость влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение для различных геолого-физических условий разработки. Создана методика определения параметров зависимости нефтеизвлечения от плотности сетки скважин.

ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Методика оценки влияния плотности сетки скважин на нефтеизвлечение.

4. Новые технологии разработки залежей для извлечения остаточных запасов нефти.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ И РЕАЛИЗАЦИЯ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ

3. Создана методика количественного определения параметров нефте-извлечения в зависимости от плотности сетки скважин.

В процессе реализации комплексной системы обеспечения полноты выработки запасов нефти из сложнопостроенных карбонатных коллекторов (Патент № 121058 «Способ разработки нефтяного месторождения») на 25 участках кизеловского горизонта Бавлинского месторождения дополнительно добыто 93 тыс. т. нефти. Предложен и реализован способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой. В результате его внедрения на скважинах в течение 2001-2003 гг. было дополнительно добыто 137 тыс. т. нефти.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения диссертационной работы доложены на заседаниях Ученого Совета ТатНИПИнефть, технико-экономического Совета ОАО «Татнефть», а также на российских и международных семинарах, выставках, конференциях и симпозиумах: конференции по добыче и переработке тяжелых нефтей (г. Дагомыс, 1993 г.); международной конференции по проблемам комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (г. Казань, 1994 г.); семинаре-дискуссии «О концепции развития методов увеличения нефтеизвлечения (г. Бугульма, 1996 г.); республиканской научно-практической конференции "Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе" (г. Альметьевск, 1996 г.); конференции "Системный анализ процессов разработки нефтяных месторождений и транспорта нефти и нефтепродуктов" (г. Уфа,1996 г.); VI Международной специализированной выставке «Нефть, газ — 99»; научно-практической конференции «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений» (г. Казань, 1999 г.); втором международном симпозиуме «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы их освоения» (г.Санкт-Петербург,1997 г.); научно-практических конференциях, посвященных 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения и других крупных месторождений Волго-Камского региона (г. Бугульма, 25-26 ноября 1997 года; г. Казань, 18-19 декабря 1997 года; г. Лениногорск,17-18марта 1998 года); Всероссийском совещании по разработке нефтяных месторождений (г. Альметьевск, 2000 г.); Европейской нефтяной конференции в Париже 24-25 октября 2000 г.; Российско-Иранской Международной конференции «Техника и технология. Сотрудничество: состояние и перспективы» (г. Тегеран, 2001 г.); заседании Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений (г. Москва, 12 марта 2003 г.).

СТРУКТУРА РАБОТЫ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Показаны особенности геологического строения и размещения залежей нефти Татарстана и на этой основе представлена классификация нефтяных объектов. Произведено выделение близких по геологическим характеристикам объектов разработки, позволяющее выявить и оценить эффективность геолого-технологических мероприятий.

- причиной изменения параметров пластов - коллекторов является депе-литизация и самокольматация пласта;

- в пластах, охваченных заводнением, достигаются высокие коэффициенты нефтеизвлечения.

- с уплотнением сетки скважин нефтеизвлечение увеличивается;

Кни = А ехр (-В8 ,

4. Установлено:

- в условиях совместной разработки многопластового объекта с расчлененностью 2 и менее и с системой заводнения, обеспечивающей на устье нагнетательных скважин давление 8-10 МПа, уплотнение сетки скважин не приводит к увеличению охвата воздействием закачки воды; для достижения наиболее полного охвата пластов воздействием, бурение дополнительных скважин следует производить на залежах с высокой степенью расчлененности (2 и более) с системой заводнения, обеспечивающей давление нагнетания выше 10 МПа;

- для подключения слабопроницаемых пластов, ввод дополнительных нагнетательных скважины необходимо производить в малопроницаемых зонах пласта с проницаемостью выше, чем в среднем по малопроницаемым зонам пласта. При этом давление закачки в этих скважинах необходимо поддерживать на уровне давления раскрытия вертикальных трещин; в цикле закачки вытесняющего агента при этих давлениях добывающие скважины, находящиеся в малопроницаемых зонах пласта, следует останавливать.

5. Выявлены особенности вытеснения нефти в залежах нефти в карбонатных коллекторах массивного типа: при значительной вертикальной трещиноватости вытеснение нефти происходит с подошвы залежи, а затем - по пласту. При такой схеме наиболее предпочтительно применение площадной системы заводнения;

6. Установлено, что при разработке залежи нефти с подошвенной водой на нефтеизвлечение, при прочих равных условиях, большое влияние оказывает соотношение нефтяной и водонасыщенной толщин пласта. Ожидаемое нефтеизвлечение выше в том случае, когда водонасыщенная часть пласта по толщине меньше половины нефтяного и, наоборот, с увеличением доли водонасьпцен-ной части пласта уменьшается степень нефтеизвлечения и наблюдается высокая степень начальной обводненности продукции скважин (от 12 до 86%) и конечный водонефтяной фактор.

Предложены новые способы разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой с толщиной, превышающей нефтенасыщенную часть пласта.

Создана методика для осуществления технологического процесса эксплуатации высокообводненных скважин с использованием сил гравитации залежей с подошвенной водой.

- в 53 % случаях необходимо произвести перенос фронта нагнетания внутрь залежи;

- с уменьшением расстояния между нагнетательными и добывающими скважинами, повышение давления нагнетания приводит к увеличению эффективности законтурного (приконтурного) заводнения; большинство скважин, прореагировавших на закачку воды, находится на расстояниях до 500 м; давление на устье нагнетательных скважин составляет 8-11 МПа;

- отключение обводненных добывающих скважин, которые достигли предельной обводненности, необходимо производить с одновременным снижением объема закачки воды в нагнетательные скважины-«обводнители» и осуществлять контроль за скважинными характеристиками вытеснения в соседних добывающих скважинах; в случае ухудшения характеристик хотя бы одной из этих скважин, следует продолжать периодическую эксплуатацию обводненной добывающей скважины, а при улучшении характеристик вытеснения эксплуатацию ее следует прекратить.

-обоснованное выделение эксплутационных объектов; -оптимизацию плотности сетки скважин;

-обоснованное применение новых методов нефтеизвлечения пластов. Эта комплексная технология признана широкой научной общественностью Татарстана (присуждена Государственная премия РТ), внедрена на многих месторождениях.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович, Уфа

1. Абдулмазитов Р.Г. РД Временное положение на реконструкцию (расшивку водоводов) объектов системы поддержания пластового давления. — Бугульма, 2002 г. — 8 с.

2. Абдулмазитов Р.Г. Изучение влияния расстояний между скважинами на охват пластов воздействием по разрезу многопластового объекта (на примере Ромашкинского нефтяного месторождения)// Тр. ин-та /ТатНИПИнефть, вып.ХЬИ. Бугульма, 1980. - С.74 - 82.

3. Абдулмазитов Р.Г. Изучение неоднородности по удельной приемистости от давления нагнетания/Тр.ин-та/ТатНИПИнефтъ. Выпуск ХЬ.-Бугульма, 1979.-С.84-86.

4. Абдулмазитов Р.Г. Новые способы разработки залежей нефти с труд-ноизвлекаемыми запасами// Геология и разработка нефтяных месторождений: Тез. докл. науч.-практич. конф. Альметьевск.- 1993 .- С.77-78.

5. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России . М.: ВНИИОЭНГ, 1996.- Т.1.-280 с.

6. Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Иванов А.И. и др. Особенности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами месторождений юго-восточного склона Татарского свода // Тр.ин-та/ТатНИПИнефть.-1998.-С.459 -471.

7. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Блинов А.Ф. и др. Обобщение последних результатов Бавлинского эксперимента // Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии: Тез.докл.науч.-технич. конф. -Альметьевск, 1987.- С.69-71.

8. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Гавура В.Е. и др. Оценка потерь нефти от разряжений сетки скважин // Нефтяное хозяство.-1989.- № 3. -С. 21-24.

9. Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние разработки и оценка коэффициента нефтеизвлечения по залежам с высоковязкой нефтью месторождений Татарстана // Нефтепромысловое дело.-1993. № 10. - С. 18-21.

10. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М. Исследование влияния расстояния между скважинами на показатели текущей нефтеотдачи многопластового объекта//Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. Выпуск XXXVIII-Бугульма, 1978-С.113-117.

11. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М., Мусин М.М., и др. Состояние разработки и обоснование коэффициента нефтеотдачи для малопродуктивных коллекторов//Тр.ин-та/ТатНИПИнефть.-Вып.34.-Бугульма.-1976.-С.104— 110.

12. Абдулмазитов Р.Г., Ошитко В.М, Ракутин Ю.В. и др. Исследование влияния различных факторов на текущую нефтеотдачу залежей нефти терригенного девона ТАССР // Тр.ин-та/ТатНИПИнефть. Выпуск XXXVTII. — Бу-гульма, 1978. С. 109 - 113.

13. Абдулмазитов Р.Г., Панарин А.Т. Влияние основных технологических факторов на перетоки закачиваемой воды на залежах нефти, осложненных эрозионными врезами // Тр.ин-та/ТатНИПИнефть.- 1986.- Вып. 58. — С.3-5.

14. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. Оценка оптимальности сетки скважин по залежам нефти в карбонатных коллекторах// Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии: Тез.докл.науч.-технич. конф. — Альметьевск, 1987.- С.72-74.

15. Абдулмазитов Р.Г. Основные итоги выполнения III Генеральной схемы разработки и принципы разработки залежей по горизонтам Д1 и ДО Ромашкинского нефтяного месторождения (IV Генеральная схема разработки)// Нефтяное хозяйство. 2003. - №8. - С. 104-107.

16. Абдулмазитов Р.Г., Зевакин Н.И., Хабибуллин И.Р. Приемы обоснования ВНК при построении геологических моделей// Интервал. — 2002. — №9. -С. 53-55.

17. Алмаев Р.Х., Девятов В.В. Технология применения вязкоупругих осадкообразующих химреагентов / Нефтепромысловое дело. 1994, №5. С.7-8.

18. Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B., Петухов А.Г., Ахметов Н.З. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана// Нефтяное хозяйство. 2003. - №8. - С. 75-79.

19. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу// Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Тр./ ТатНИПИнефть. — Бугуль-ма,1988.- Вып. 62.

20. Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т. К вопросу объективной оценки коэффициентов нефтеизвлечения// Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной геологии: Тезисы докладов научно-технической конференции. — Альметьевск, 1988. — С. 45-47.

21. Амиян В.А., Васильева Н.П., Джавадян A.A. Повышение нефтегазо-отдачи пластов путем совершенствования их вскрытия и освоения. Обзорн. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1997. 80 с.

22. Асмоловский B.C. и др. Совершенствование размещения скважин для разработки залежей с повышенной вязкостью нефти. М„ 1986. - 35 с. -(Обзор, информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Нефтепромысл. Дело». Вып.1).

23. Афанасьева A.B., Горбунов А.Т., Шустеф И.И. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М., Недра, 1975. 215с.

24. Афанасьев B.C., Абызбаев И. И. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений / Нефт. хоз-во. 1982, № 5. С. 15-17.

25. Ахметзянов P.P., Абдулмазитов Р.Г., Диков В.И., Пузикова В.В. и др. Ретроспективный анализ развития ИСАУ РНМ в ОАО «Татнефть»/Нефть Татарстана. 2001. - С.97-99.

26. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин C.B. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1978. 194 с.

27. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов. Тр. ВНИИ, вып. 54, 1968. С. 147-155.

28. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х. и др. Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана. Докл. на отрасл. совещ. Минтопэнерго РФ. Альметьевск, сентябрь 1995. С. 3-20.

29. Брагин Ю.И., Каюмов O.A. Исследование влияния природных и тектонических факторов на нефтеотдачу с помощью методов математической статистики // Нефть и газ. 1986. - С.41-43.

30. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М., Недра, 1971. 175 с.

31. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1966. - 382 с.

32. Бур дынь Т. А., Горбунов А.Т., Лютин JI.B. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении. М., Недра, 1983. 190 с.

33. Буторин О.И. О влиянии структурно-механических свойств пластовых нефтей на коэффициент охвата пласта фильтрацией. Нефт. хоз-во, 1974, № 10. С.47-48.

34. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х. и др. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань, Таткнигоиздат, 1970.

35. Вахитов Г.Г., Мирзаджанзаде А.Х., Рыжик В.М. и др. Особенности вытеснения водой нефтей с вязкоупругими свойствами. Нефт. хоз-во. 1977, №4. С. 38-41.

36. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. М., Недра, 1988. 148 с.

37. Викторин В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам.-М.:Недра, 1980.- 202 с.

38. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1995. 490 с.

39. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.- М.: КУбК-а, 1997.-352 с

40. Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Тр.ТатНИПИнефть. Вып. XXVI. Казань, 1974. - 450 с.

41. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М., Недра, 1981.239 с.

42. Дадаева Э.А. Плотность сетки скважин при промышленной реализации методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. — М., 1985. — 43 с. — (Обзор.информ./ВПИИОЗ ИГ. Сер.«Нефтепромысл.дело», вып.9).

43. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М., Недра, 1975. 168с.

44. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А. Физика пласта: Учебное пособие. Уфа, Уфимск. нефт. ин-т, 1986. 83 с.

45. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Зюрин В. Г. Подземная гидрогазодинамика. Учебное пособие. Уфа, Уфимск. нефт. ин-т, 1987. 86 с.

46. Дементьев А.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефте-газопромысловой геологии. — М.: Недра, 1977. -256 с.

47. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М., Недра, 1984. 208 с.

48. Дияшев Р.Н., Абдулмазнтов Р.Г., Рамазанов Р.Г. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Тата-рии.//Серия. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзорная информация. М.- 1990. — 56 с

49. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х. Оптимальное давление нагнетания при разработке терригенных пластов. Нефт. хоз-во. 1987, № 7. С.29-32.

50. Долженков В.Н., Абдулмазитов Р.Г., Миронова Л.М. О некоторых особенностях условий разработки небольших нефтяных месторождений Татарии на примере Ульяновского месторождения.// Тр.ин-та /ТатНИПИнефть. Бугульма. - 1980.

51. Дырнаева Л.Н., Абдулмазитов Р.Г. Первые результаты эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях ТАССР: Тез.докладов XVI на-учно-технич.конференции молодых ученых и специалистов. — Бугульма, 1979 г.-C.ll.

52. Жданов М.А., Ованесов М.Г., Токарев М.А. Комплексный учет геологической неоднородности и прогноза конечного коэффициента нефтеотдачи. Геология нефти и газа. 1974, № 3. С. 19-23.

53. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача». М.: «Грааль». — 2002. - 314 с.

54. Закиров С.Н. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. — М.: «Грааль». — 2001. — 303 с.

55. Заявка 94016966/03 (016715) РФ. Пол. Решение. Устройство для исследования и эксплуатации скважины, пробуренной на пласт, состоящий из двух пропластков/ Валишин Ю.Г., Гафуров О.Г., Сафонов E.H., Абдулмазитов Р.Г. и др. Заяв. 10.05.94. - 2 е., 1 л. ил.

56. Зейгман Ю.В. Физические основы глушения и освоения скважин. Учебн. пос. Уфа. УГНТУ, 1996. 78с.

57. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Блинов А.Ф., Диков В.И., Лати-фуллин Ф.М., Хисамов P.C. Reservoir modeling for giant Romashkino field (problems and solutions)// SPF Paper 3054732, Proc. of European Petroleum Conference. Paris, 2000

58. Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г., Насыбуллин A.B., Диков В.И. Моделирование разработки трещинно-порового коллектора с применением программного комплекса LANDMARK// Нефть Татарстана. 2000. — №1. -С. 54-55.

59. Иванова М.М. Динамика добычи нефти. М., Недра, 1976. 247 с.

60. Ильяев В.И., Дорофеев В.И. Влияние геолого-промысловых факторов на охват мощности продуктивных пластов при заводнении. Нефт.пром-ть, сер.Нефтепромысловое дело. НТС ВНИИОЭНГ, М., 1977, №5. С.8-10.

61. Инструкция по восстановлению герметичности обсадных колонн и охране недр при капитальном ремонте скважин. Бугульма, ТатНИПИнефть, 1975.-41 с.

62. Инструкция технологии по выделению эксплуатационных объектов в условиях мелких месторождений ТАССР. РД 39-0147585-035-89, ТатНИПИ-нефть/Ибатуллин Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Рамазанов Р.Г. — Бугульма, 1989 г. 18 с.

63. Инструкция технологии по развитию системы заводнения с методами регулирования на залежах нефти с вязкостью более 25 мПа-с. РД 390147685-052-90, ТатНИПИнефть/ Ибатуллин Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Рамазанов Р.Г. — Бугульма, 1990 г. — 11 с.

64. Инструкция технологии по оптимизации плотности сетки скважин и систем заводнения многообъектных месторождений ТАССР. РД 39-0147585014-87, ТатНИПИнефть/ Ибатуллин Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Блинов А,Ф., Усенко В.Ф. Бугульма, 1987 г. - 12 с.

65. Киясова Н.И., Абдулмазитов Р.Г., Панарин А.Т. и др. Опытно-промышленные работы по разработке высоковязких нефтей.// Нефтяное хозяйство.- 1987.- №2.-С.46-49.

66. Колганов В.И., Сургучов М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М., Недра, 1965. 264 с.

67. Копытов A.B. Определение извлекаемых запасов нефти и газа в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение//Нефт.хоз-во.- 1970. -№ 11.-С.32-34.

68. Корженевский А.Г., Воронцов В.М., Шакиров А.Ф. Применение пла-стоиспытателей в качестве средства воздействия на продуктивные пласты. Обзор ВНИИОЭНГ, сер. Техника и технология добычи нефти, вып.4, 1987.

69. Коцюбинский В.Л., Ошитко В.М., Суханов H.A. Условия залегания и состояния эксплуатации слабопроницаемых коллекторов (алевролитов) горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. Тр. ТатНИИ, вып. 12. 1968. С. 146156.

70. Крылов А.П. Основные принципы разработки нефтяных залежей с применением нагнетания рабочего реагента в пласт. Тр. МНИ, вып. 12. М., Гостоптехиздат, 1953.

71. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф. и др. Научные основы разработки нефтяных месторождений. — Москва, Гос.науч.-технич.изд. нефт. и горно-теплив.лит-ры, 1948. 417 с.

72. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977.- 288 с.

73. Крылов А.П., Корнилаев В.Н. К вопросу оценки потерь нефти в пласте Д-1 Туймазинской площади в зависимости от плотности сетки скважин. Тр. ВНИИ, вып. 14,1961.- С. 25-30.

74. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн.из-во, 1996. — 440 е.- 30 с.

75. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Проблемы гидродинамики и их математические модели. — М.: Наука, 1973 — 416 с.

76. Лисин A.C., Мусин М.М., Абдулмазитов Р.Г. Оптимизация отбора нефти из залежи за счет изменения режимов работы добывающих скважин // Тез.докладов XVI научно-технич.конференции молодых ученых и специалистов.-Бугульма, 1979 г.-С.17-18.

77. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа, Башкнигоиздат, 1987. 152с.

78. Лысенко В.Д. Аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождений. — М.: ВНИИОЭНГ, 1991. — 72 с.

79. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. 1987. - .247 с.

80. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. — Москва, Недра, 2001. — 563 с.

81. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1975.

82. Лысенко В.Д., Буторин О.И. Временное методическое руководство по проектированию разработки месторождений аномальных нефтей. Бугульма, ТатНИПИнефть, 1976. 53 с.

83. Методика изучения карбонатных коллекторов и классификация карбонатных коллекторов, приуроченных к ним залежей нефти и газа. Под редакцией АшироваК.Б. Куйбышев, Куйбышевское книжное изд-во, 1971.

84. Методика на технологический процесс эксплуатации высокообвод-ненных скважин. РД 39-0147585-187-99, ТатНИПИнефть/Абдулмазитов Р.Г., Валовский В.М. Бугульма, 1999 г. - 17 с.

85. Минликаев В.З., Родионов В.П. и др Эффективная разработка залежей нефти терригенного девона Серафимовского нефтяного месторождения на естественном водонапорном режиме. Тр. БашНИПИнефть, вып. 85. М., Недра, 1992. С.136-141.

86. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. М., Недра, 1977. 228 с.

87. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1978.-448 с.

88. Муслимов Р.Х. Перспективы и основные проблемы развития нефтяной промышленности Республики Татарстан. В сб. "Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов". Альметьевск, 1994. С. 13-18.

89. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань, Таткнигоиздат, 1985. 176 с.

90. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии.// Казань, 1989. 136 с.

91. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. и др. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. М.: ВНИИОЭНГ.-1996.- 436 с.

92. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т. Совершенствование методов регулирования процесса разработки залежей с высоковязкой нефтью // НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1993.- № 9.-С.29-32.

93. Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Сулейманов Э.И. и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти / // Нефтяное хозяйство. 1996. -№ 6.- С.23-26.

94. Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти.// Нефтяное хозяйство.-1996. №6. - С.23-25.

95. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. и др. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах.// Нефтяное хозяйство.-1996.-№10.-С.25-28.

96. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г. Экспериментальная разработка Бавлинского нефтяного месторождения.// Нефтяное хозяйство 1996.-№ 12.-С.28-30.

97. Муслимов Р.Х., Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. и др. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов.// Нефтяное хозяйство. — 1987. -№ 10.-С.27-31.

98. Муслимов Р.Х, Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б. и др . Геология и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Т.1,2. М., ВНИИОЭНГ, 1995. 490 с.

99. Мухаметшин В.Ш. Группирование нефтяных залежей и его использование для повышения эффективности разработки месторождений. Геология нефти и газа. 1989, № 11. С. 22-25.

100. Мухаметшин В.Ш. Зависимость нефтеизвлечения от плотности сетки скважин при разработке низкопродуктивных карбонатных залежей. Нефт. хоз-во. 1989, № 12. С. 26-29.

101. Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез.докл. международн.симпозиума 12-16 октября 1992 г. Санкт-Петербург, 1992.-180 с.

102. Новые методы повышения нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений Татарии. /Сборник науч.трудов ТатНИПИнефть// Под.ред. Муслимова Р.Х. — Бугульма, 1979. 129 с.

103. Нурмухаметов P.C. Результаты проведения опытно-промышленных работ в карбонатных коллекторах залежей нефти № 301, 302 и 303 Ромаш-кинского месторождения НГДУ «Лениногорскнефть»// НТЖ Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ-2001. -№1.-С.31-34.

104. Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1973. 163 с.

105. Озолин Б.В. Гидрогеологическая изученность и геологическая ха-рактерис-тика Башкортостана. Сб. Гидрогеология Волго-Уральской нефтегазоносной области. М., Недра, 1967. С. 98-171.

106. Ошитко В.М., Абдулмазитов Р.Г. Анализ приемистости малопродуктивных коллекторов в нагнетательных скважинах.//Геология, разработка, физика и гидродинамика пласта нефтяных месторождений Татарии. Тр.ин-та/ ТатНИПИнефть, выпуск ХХХ.-1975.-С. 177-182.

107. Ошитко В.М., Хисамов Р.Б., Абдулмазитов Р.Г.и др. Оценка нефтеотдачи на заводняемых участках Ромашкинского месторождения//Тр.ин-та/ТатНИПИнефть Вып. 34.-Бугульма.-1976.-С.76-79.

108. Пат. 1592474. Способ эксплуатации двух пластов в одной скважине / Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х. и др.- Заяв. 4479490/24 — 03; Опубл. 15.09.90, Бюл. № 34. 3 е.: ил.

109. Пат. 1600426. Способ разработки неоднородных пластов / Абдулмазитов Р.Г. и др. Заяв. 4633858/24-03; Приоритет 09.01.89. - 5 е.: ил.

110. Пат. 1606686. Способ разработки нефтяного месторождения / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. — Заяв. 4447091/24-03; Опубл. 15.11.90, Бюл. № 42. 4 с.

111. Пат. 1606687. Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения / Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., Дияшев Р.Н. и др.- Заяв. 4611093/24-03; Опубл. 15.11.90, Бюл. № 42. 5 е.: ил.

112. Пат. 1629502. Способ разработки нефтяного месторождения с раз-нопроницаемыми коллекторами, разделенными непроницаемым разделом /

113. Абдулмазитов Р.Г. и др.- Заяв. 4391747/03; Опубл. 23.02.91, Бюл. №7.-3 е.: ил.

114. Пат. 1693233. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Мус-лимов Р.Х., и др. Заяв. 4699629/03; Опубл. 23.11.91, Бюл. № 43. - 5 с.: ил.

115. Пат. 1755610. Способ разработки нефтяного пласта / Абдулмазитов Р.Г. и др. Заяв. 4805085/03. - 4 с.

116. Пат. 1756545. Способ разработки нефтяного месторождения, сложенного послойно- зонально неоднородными пластами / Абдулмазитов Р.Г.-Заяв. 4798630/03; Опубл. 23.08.92, Бюл. № 31. 5 е.: ил.

117. Пат. 1809850. Способ ликвидации загрязнения подземных вод / Абдулмазитов Р.Г., Манохин JI.B., Панарин А.Т., и др. Заяв. 4805997/29; Опубл. 15.04.93, Бюл. № 14. - 5 е.: ил.

118. Пат. 1833456. Способ разработки нефтяного месторождения с раз-нопроницаемыми карбонатными коллекторами / Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х. Заявл. 19.04.1991.// Бюл. Изобретения. 1993.- № 29-4 е.: ил.

119. Пат. 1838593. Способ разработки залежей нефти в неоднородных коллекторах / Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. Заявл. 18.10.1991. //Бюл. Изобретения. 1993. -№ 32 - 5 е.: ил.

120. Пат. 2024740. Способ разработки неоднородного многопластового нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г., Муслимов Р.Х., и др. Заявл. № 22.07.91. Бюл. Изобретения. — 1994.- № 23. — 7 е.: ил.

121. Пат.2072032. Способ заводнения нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Сулейманов Э.И., Муслимов Р.Х. Заявл. 08.02.1994// Бюл. Изобретения. -1997 г.-№2.-5 е.: ил.

122. Пат. 2073791. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно- кавернозного типа / Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., Закиров А.Ф., Хайретдинов Ф.М. Заявл.02.04.92// Бюл. Изобретения. — 1997. №5.-5 е.: ил.

123. Пат. 2095551. Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа/Абдулмазитов Р.Г, Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х., и др.- Заявл. 19.07.95. // Бюл.изобретения. 1997. - № 31. - 5 е.: ил.

124. Пат. 2101474. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинного типа/Абдулмазитов Р.Г., Миннулин P.M., Сулейманов Э.И. Заявл. 18.01.96. //Бюл.изобретения 1998. - № 1. - 5 е.: ил.

125. Пат.2101478. Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии /Абдулмазитов Р.Г., Галеев Р.Г., Хайретдинов Ф.М. Заяв. 06.08.96. //Бюл. Изобретения. 1998. - № 1. -4 е.: ил.

126. Пат. 2117142. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения /Ганиев Г.Г., Иванов А.И., Абулмазитов Р,Г. Заяв. 30.03.98. //Бюл. Изобретения. — 1998. № 22. — 7 с.

127. Пат. 2118448. Способ разработки зонально неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Тазиев М.З. Заявл. 15.12.96. //Бюл. Изобретения. 1998. - № 24. - 5 е.: ил.

128. Пат. 2121058. Способ разработки нефтяного месторождения / Ганиев Г.Г., Иванов А .И., Абдулмазитов Р.Г. Заявл. 25.03.98. //Бюл. Изобретения.-1998.- №30.-8 с.

129. Пат 2138625. Способ разработки водонефтяной залежи / Нурмуха-метов P.C., Кандаурова Г.Ф., Хасанов Я.З., Абдулмазитов Р.Г., Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. Заявл. 06.05.97. //Бюл. Изобретения.- 1999. № 27 - 5 е.: ил.

130. Пат.2142556. Способ разработки зонально- неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., НурмухаметовР.С., Кандаурова Г.Ф.,Хасанов Я.З. Заявл. 20.01.98.//Бюл. изобретения. 1999. -№ 34. - 5 е., 1 л. ил.

131. Пат 2146760. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г.Г., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. Заявл. 12.01.98. //Бюл изобретения. 2000.- №8.-5 е., 1л. ил.

132. Пат. 2151860. Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой /Абдулмазитов Р.Г., Хасанов Я.З., Галимов Р.Х., и др. Заявл. 03.12.99.- //Бюл. Изобретения. 2000. -№ 18 - 5 с.

133. Пат. 2171369. Способ разработки нефтяной залежи / Ганиев Г.Г., Шаяхметов Ш.К., Абдулмазитов Р.Г. и др. Заявл. 09.08.99. //Бюл.изобретения. — 2001. № 21-5 е.: ил.

134. Пат. 2172396. Способ разработки послойно-неоднородного нефтяного месторождения /Абдулмазитов Р.Г., Яртиев А.Ф., Тюрин В.В. и др. Заявл. 18.08.1999. //Бюл. Изобретения. 2001. - № 23. -6 е.: ил.

135. Пат. 2172399. Способ повышения продуктивности скважины / Ганиев Г.Г., Шаяхметов Ш.К., Иванов А.И., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. Заявл. 09.08.1999.//Бюл. Изобретения. 2001. - № 23. - 6 е., 1 л.ил.

136. Пат. 2176725. Способ разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / Курочкин Б.М., Муслимов Р.Х., Хисамов P.C.,

137. Ахметов Н.З., Кандаурова Г.Ф., Абдулмазитов Р.Г. Заявл. 27.09.2000.//Бюл. изобретения. — 2001. № 34. — 3 е.: ил.

138. Пат. 2196885. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа / Абдулмазитов Р.Г., Хуррямов A.M., Мухаметвалеев И.М., Ханнанов Р.Г. Заяв. 2002100566/03; Опубл. 03.01.2002, бюл. №2.-7 е.: ил.

139. Пат. 2203405. Способ разработки нефтяной залежи/ Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Хуррямов A.M. и др. Заявл. 29.07.02; опубл. 2003, бюл. № 12(1).

140. Пат. 2206727. Способ разработки зонально-неоднородного нефтяного месторождения/ Абдулмазитов Р.Г., Князев Д.В. — заявл. 25.10.01; опубл. 2003, бюл. № 17.

141. Пат. 2209952. Способ разработки нефтяной залежи/ Абдулмазитов Р.Г., Кандаурова Г.Ф., Хисамов P.C. и др. Заявл. 03.10.02; опубл. 2003, бюл. №22(3).

142. Рамазанов Р.Г., Абдулмазитов Р.Г. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу .//Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. Труды ин-та/ТатНИПИнефть.-1988.- Вып. 62.- С.40-46.

143. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. - 1985. - 108 с.

144. Семин Е.И. Геологическая неоднородность нефтеносных пластов и некоторые способы ее изучения. Тр. ВНИИ, вып.34. М., Гостоптехиздат, 1962. С.3-43.

145. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М., Недра, 1991. 347 с.

146. Сургучов М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М., Недра, 1985. 308 с.

147. Тимашев Э.М., Козлов Ю.А., Малышев H.A. Об эффективности форсированного отбора в различных геолого-промысловых условиях разработки нефтяных месторождений Тр. БашНИПИнефть, 1978, вып. 51. С. 89102.

148. Титов В.И., Жданов С.А. Особенности состава и свойств остаточных нефтей. Нефт. хоз-во, 1989, № 4. С. 28-32.

149. Токарев М.А. Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи. Нефт. хоз-во. 1983, № 11. С. 35-39.

150. Тронов В.П., Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань, изд-во «Фэн», 2001. — 558 с.

151. Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М. и др. Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа, Башкнигоиздат, 1976. 160 с.

152. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М., Недра, 1997. 290 с.

153. Фазлыев Р.Т., Р.Г.Абдулмазитов. К вопросу объективной оценки коэффициентов нефтеизвлечения.//Пути развития научно-технического прогресса в нефтяной геологии: Тезисы докл. науч.-технич. конфер. Альметьевск, 1988.-С.45-47.

154. Фахретдинов Р.Н. Нигматуллина Р.Ф. Новые физико-химические аспекты повышения эффективности химреагентов в нефтедобыче. Уфа, Ги-лем, 1996. 193с.

155. Физикохимя и разработка нефтяных и газовых пластов. Межвузовский науч.-тематич. сборник. Уфа: БГУ, 1977, - 120 с.

156. Филиппов В.П. Методика изучения трещиноватости карбонатных оллекторов. Нефт. хоз-во, № 8, 1994. С. 23-27.

157. Хайретдинов Н.Ш. Выявление систем трещиноватости в отложениях Восточной Татарии по искривлению скважин. Тр. ТатНИИ, вып. XX, Казань, 1971. С.81-85.

158. Хайретдинов Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Тата-рии//Тр.ТатНИПИнефть.-Вып.24.-Казань: Таткнигоиздат,1973.- С.77-84.

159. Хайретдинов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров K.M. и др. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа, Гилем, 1997. 106 с.

160. Халимов Э.М., Каримов М.Ш. Оценка нефтеотдачи неоднородных пластов по данным геолого-промыслового анализа. Нефт. пром-ть, сер. Нефтепромысловое дело. Обзор.информ. ВНИИОЭНГ. М., 1980. 52 с.

161. Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Состояние и повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Татарста-на//4-й конгресс нефтегазопромышленников России: Материалы конгресса. -Уфа, 2003.-С.58.

162. Хисамов P.C., Фархутдинов Г.Н., Хисамутдинов А.И., Латифуллин Ф.М., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р.Г. Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеотдачи// Нефтяное хозяйство. 2003. - №10. - С.74-77.

163. Чоловский И.П., Хитров Е.А. Количественное определение неоднородности продуктивных пластов. Нефт. хоз-во. 1972, № 5. С. 49-51.

164. Шейх-Али Д.М., Галеева Р.К. Леванов Ю.Б. Прогнозирование изменений свойств пластовой нефти, происходящих в процессе разработки нефтяных месторождений. Тр. Всерос. совещ. по разработке в г. Альметьевске. Альметьевск, 1995.

165. Шелкачев В.Н. О подтверждении упрощенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефт. хоз-во. -1984. -№ 1.-С. 30.

166. Шустеф И.Н., Стадников Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой. Нефт. хоз-во, Недра, 1980, № 12. С. 40-42.

167. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонеф-тяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения). Нефт. хоз-во, 1974, № 5. С. 32-36.

168. JPT- 1983, 9/У111. P.1521-1529; 1985; 6/П. -P.269-274.

169. Л>Т.- 1984, 10/X. P.1773-1780.

170. JPT 1987, 8/ХП. - P.1593-1601.

171. OGJ.-1986, 20/У.-P.84-86; 1087, 8/УП.-Р.40/, 1988,10/1.-P.15-17.

172. Palsenthal M., Ferrel H.H. Fracturing gradienth in water-floods of Low-Permeability, Partially Depleted Zones.J. Petroleum Technology (June 1971). C.727-730.

173. Water monitor air drilling. Oil and Gas J., vol. 63, № 22,1965. C.103104.

Информация о работе

Абдулмазитов, Рафиль Гиниятуллович
доктора технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы