Повышение эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов

Пицюра, Евгений Владимирович

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов"

УДК 622.276.6

На правах рукописи

ПИЦЮРА ЕВГЕНИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

4843950

Уфа 2011

1 4 АПР 2011

4843950

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель

- кандидат технических наук Манапов Тимур Фанузович

Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Гильманова Расима Хамбаловна

- доктор технических наук, профессор Тагирова Клара Фоатовна

Ведущая организация

— Государственное автономное научное учреждение «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» АН РБ

Защита диссертации состоится 22 апреля 2011 г. в 9 ш часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 22 марта 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Худякова Л.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Опережающая выработка запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах, формирование остаточных запасов в низкопроницаемых зонах коллекторов, быстрый рост обводненности и снижение темпов отбора, все эти явления создали необходимость совершенствования применяемых технологий заводнения и нефтевытеснения, так как традиционные снизили свою эффективность. Неравномерной выработке запасов нефти способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. В конечном счете, при вступлении месторождений на позднюю стадию разработки активное заводнение способствует образованию многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и слоев с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон. В этих условиях отмечается повышенный объем отбираемой жидкости, что влечет к резкому росту затрат на электроэнергию, транспорт и переработку добываемой продукции. Регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости в заключительной стадии разработки и повышение эффективности нефтеизвлечения является одной из главных проблем снижения затратной части при добыче нефти. Поэтому задачи создания и применения технологий, позволяющих снизить энергозатратность процесса нефтедобычи, являются актуальными и приоритетными проблемами нефтяной промышленности.

Представленная работа посвящена изучению проблемы совершенствования реализованных систем заводнения существующим фондом скважин и создания более эффективных технологий нефтеизвлечения.

Цель работы — совершенствование технологий нефтеизвлечения с целью повышения эффективности работы действующих систем разработки на основе детального анализа выработки остаточных запасов нефти в неоднородных коллекторах и выбора объектов для внедрения комплекса эффективных геолого-технических мероприятий.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1 .Анализ причин формирования остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и обзор существующих технологий повышения

нефтеотдачи в результате изменения направления фильтрационных потоков.

2.Геолого-технологический анализ совместной разработки нефтенасыщенных слабопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов, вскрытых общим фильтром и раздельно на примере пласта Д4 Росташинского месторождения.

3.Исследование причин прекращения фонтанирования послойно неоднородных по проницаемости коллекторов и разработка рекомендация для продления времени фонтанирования.

4.Исследование нестационарного воздействия на послойно-неоднородные по проницаемости коллектора со стороны добывающей скважины.

5.Разработка комплексных мероприятий по совершенствованию процесса извлечения нефти из неоднородных коллекторов с применением технологий селективной водоизоляции и нестационарного воздействия.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний созданных технологий.

Научная новизна результатов работы

1. Численными исследованиями зависимости отношения КИН стационарного и нестационарного заводнения от продолжительности периода работы скважин в цикле для различных значений периода простоя и различного соотношения вязкостей нефти и воды установлено, что увеличение простоя скважин в цикле приводит к снижению эффективности нестационарного воздействия, так же как и увеличение времени цикла.

2. Своевременное и адресное выполнение серии последовательных обработок ПЗП добывающих скважин с целью селективной изоляции обводненных пропластков (даже при низкой текущей обводненности) способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

3. Эффективность применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. Для вязких нефтей эта зависимость более выражена. Зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от

«стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности равной 80-85%.

4. Установлено, что для эффективного применения ЦЭДС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается тем быстрее, чем меньше вязкость нефти.

5. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллектора с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

На защиты выносятся:

1. Принципы оптимального применения технологии циклической эксплуатации добывающей скважины.

2. Методический подход к определению оптимальных параметров технологии селективной водоизоляции пластов с разной проницаемостью, имеющих гидродинамическую связь друг с другом.

3. Усовершенствованная технология нестационарного воздействия на локальный участок залежи, включающая элементы нестационарной и стационарной работы добывающих и нагнетательных скважин.

Практическая ценпость и реализация результатов работы

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на месторождениях Оренбургской области. От внедрения разработанных рекомендаций в период 2008-2010 г.г. получена дополнительная добыча нефти 1450 т. с экономическим эффектом в сумме 3,250 млн.рублей.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2008-2010 гг.), Научно-техническом совете ОАО «Оренбургнефть» (2009-2010 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ из них 6 -в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение,

анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 156 страницах, в том числе содержит 21 таблицу, 62 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология» за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введепии обоснована актуальность, сформулированы основные задачи и цель исследования, приведены научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам разработки неоднородных по проницаемости коллекторов.

Рассмотрены условия формирования остаточных запасов нефти. Показано, что причины формирования трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти определяются физическими условиями течения пластовых флюидов в неоднородном по проницаемости коллекторе. Для извлечения нефти из низкопроницаемого коллектора необходимо создавать больший градиент давления, чем для высокопроницаемого коллектора при всех равных остальных условиях. Это принципиальное положение лежит в основе хорошо известных проблем разработки неоднородных по фильтрационно-емкостным характеристикам коллекторов и определяет геолого-технические причины формирования не вырабатываемых зон.

Техногенное воздействие на пласт во многом способствует созданию таких условий в пласте, при которых процессы возникновения застойных недренируемых областей многократно усиливаются.

Показано, что для повышения эффективности процесса заводнения неоднородных коллекторов необходимо увеличить текущий коэффициент охвата пласта заводнением за счет внедрения воды в малопроницаемые нефтенасьпценные участки. Такими возможностями обладают упруго-капиллярный циклический метод разработки (нестационарное заводнение (НЗ)) в сочетании с технологиями изменения направления фильтрационных потоков, а также технологии селективной водоизоляции пластов.

Технологии СВИ (ПОТ) и нестационарного заводнения в какой-то мере антагонистичны друг другу. Действительно, технологии НЗ используют заводненные высокопроницаемые каналы для транспорта

нефти, перетекшей из низкопроницаемых объемов коллектора, в то время, как при ПОТ (СВИ) высокопроницаемые каналы отсекаются от фильтрации, тем самым интенсифицируется приток из низкопроницаемых слоев коллектора. С другой стороны, для технологий ПОТ (СВИ) и НЗ характерно изменение направления фильтрационных потоков, чем эти технологии схожи.

Технологии ограничения водопритока должны обладать:

• селективностью воздействия на ранее промытые водонасыщенные интервалы, сохраняя коллекторские свойства нефтенасьпценной части продуктивного пласта;

• иметь высокую фильтруемость в пористой среде для создания изолирующего потокоотклоняющего экрана заданного радиуса действия;

• быть устойчивыми к воздействию пластовых флюидов, температуры и давления, а также технологических жидкостей; обладать высокой адгезией к горной породе, трубам и цементному камню;

• компоненты, входящие в состав изолирующих композиций, должны быть доступны, нетоксичны и безопасны.

Технологии нестационарного воздействия должны быть максимально адаптированы к условиям конкретных залежей нефти, отражать технические возможности действующей системы разработки, эффективно дополнять применяемые на месторождении геолого-технические мероприятия.

Таким образом, проделанный анализ научной и научно-технической литературы показал, что задачи дальнейших теоретических исследований, проведения промысловых работ по совершенствованию и созданию новых технологий изменения направления фильтрационных потоков, а также определение условий эффективности применения нестационарных технологий нефтеизвлечения, остаются актуальными.

Во второй главе рассмотрены основные вопросы связанные с особенностями геологического строения и разработки пласта Д4 Росташинского месторождения. Показано, что коллектора пласта Д4 относятся к категории коллекторов со средней проницаемостью, сильно расчлененных, послойно и зонально-неоднородных по проницаемости. Пласт характеризуются сложным строением, высокой послойной неоднородностью ФЕС. Распределение плотности геологических и подвижных (рисунок 1) запасов нефти крайне неоднородно как по простиранию, так и по разрезу.

Особенности строения нефтенасыщенных коллекторов позволяет предполагать, что опережающая выработка будет происходить из пропластков повышенной проницаемости, а остаточные запасы нефти будут сосредоточены в низкопроницаемых прослоях. При наличии гидродинамической связи между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пропластками для увеличения охвата заводнением

Рисунок 1 - Карта плотности начальных подвижных запасов пласта , Росташинского месторождения с накопленными отборами и закачкой

Плотность начальных подвижных запасов неф™, тыс.т(та

необходимо применять гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи, такие как нестационарное воздействие, потокоотлоняющие технологии.

Коллектора пласта Д4 характеризуются высокими значениями послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора. Только менее 7% всех геологических запасов нефти горизонта сосредоточено в относительно однородных коллекторах. Более 60 % запасов расположено в коллекторах с сильной послойной неоднородностью проницаемости (рисунок 2). Необходимо отметить, что и по латерали пласт сильно неоднороден, более 75 % запасов нефти расположены в сильно неоднородных по простиранию коллекторах.

Одной из возможностей применяемой методики анализа структуры запасов нефти является детальное рассмотрение на уровне скважино-пропластка, что позволяет построить карты плотности геологических и подвижных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях. Категория низкопроницаемых коллекторов в разрезе пласта определяется технологическим критерием. Низкопроницаемым слоем в разрезе, состоящим из многих слоев, будем считать такой пропласток, который остается незаводненным при достижении 98% обводненности для стационарного заводнения пласта. Для определения низкопроницаемых пропластков, формируем массив значений проницаемости и выбираем из них максимальное значение.

к с; о Ч

менее 0.1

6.9

от 0.1 до ) .3

4.6

15.1

11.7

более 1.0

61.7

интервалы изменения послойной неоднородности проницаемости коллектора, отн.ед

Рисунок 2. Распределение геологических запасов нефти пласта Д4 по интервалам изменения послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Г Л"1

Определяем по формуле А{'" =

1 +

V

КгКК Но

, где К2, Ь2 -

абсолютная проницаемость и толщина высокопроницаемого слоя, Кь Ь]

— абсолютная проницаемость и толщина низкопроницаемого слоя, к0 -

относительная фазовая проницаемость нефти при минимальном

значении водонасыщенности, кц, - относительная фазовая

проницаемость воды при максимальном значении водонасыщенности. Если А2Гш выше или равно 0.98, то пропласток относится к низкопроницаемым. По такой методике были построены карты геологических и подвижных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых коллекторах (рисунок 3).

Как показали расчеты, при достижении предельной обводненности добываемой продукции вне действия системы разработки остаются значительные запасы нефти: 19.5% от всех начальных подвижных запасов и 22.3% от всех начальных геологических запасов нефти.

Пласт Д4 разрабатывается с 1989 г., с поддержанием пластового давления - с 1990 г. На 01.01.2011 г. пробуренный фонд составляет 82 скважин, в т.ч. 73 добывающих, девять нагнетательных. Действующий фонд - 23 скважины, в т.ч. 14 добывающих, девять нагнетательных. На 01.01.2011 г. отобрано - 83% от НИЗ, текущий КИН - 0.536 при обводненности - 40.34%, текущая и накопленная компенсация отборов жидкости - 97.6% и 90.4%.

Плотность подвижных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях, тыс.т/га

Рисунок 3 - Карта плотности начальных подвижных (б) запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях пласта Д4

В последние годы пластовое давление падает, также падает добыча нефти. Добыча жидкости растет, закачка воды скачкообразно падает, растет обводненность. В зоне дренажа действующей системы разработки находится 100 % от утвержденных НИЗ (рисунок 4).

Обводненность, %

Рисунок 4 - Зависимости текущего КИН и доли НИЗ, введенных в разработку, от текущей обводненности добываемой продукции для пласта Д4.

Рост отбора от НИЗ опережает рост обводненности добываемой продукции. Здесь необходимо отметить, что часть наиболее обводненных скважин в период 2003-2007 годов были выведены из эксплуатации на данный пласт. В основном эти скважины находились в центральной части залежи, для которой была характерна высокая интенсивность заводнения. В настоящее время центральная часть залежи не разрабатывается.

Динамика пластового давления залежи указывает на происходящие процессы разгазирования. Возможно, с этим связан длительный период условно безводной эксплуатации залежи.

В настоящее время оставшиеся в работе добывающие скважины начинают интенсивно обводняться. Для повышения эффективности разработки пласта Д4 необходимо применение технологий изменения направления фильтрационных потоков: нестационарное воздействие и потокоотклоняющие технологии.

В третьей главе приведены результаты теоретических исследований процессов выработки запасов нефти из послойно неоднородных по проницаемости коллекторов. Показано, что в условиях начала обводнения добываемой продукции происходит массовое прекращение фонтанирования добывающих скважин. Анализ положительного и отрицательного опыта в работе пар добывающих и нагнетательных скважин позволил выявить основные принципы реабилитации залежей нефти заводнением, с целью продления периода безводной фонтанной эксплуатации после длительной разработки на естественном режиме. Исследования показывают, что отключение большинства скважин, эксплуатирующих пласт Д4, произошло при увеличении обводненности до 30-40 %, что указывает на прорыв закачиваемых воды по наиболее проницаемому пропластку. Продолжение эксплуатации скважин возможно путем перевода их на механизированную добычу с последующим проведением водоизоляционных работ. Форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации на естественном режиме не допустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления компенсации отборов закачкой минимум на 50 %.

Вместе с тем, рассмотрены возможности продления фонтанирования добывающих скважин. На математической модели был промоделирован случай прекращения фонтанирования скважины, эксплуатирующей послойно неоднородный по проницаемости пласт, в результате прорыва воды по высокопроницаемому пропластку. Показано, что своевременное и адресное выполнение серии водоизоляционных обработок заводненных пропластков приводит к снижению доли воды в продукции добывающих скважин, что

способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

При наличии добывающих скважин с высокой обводненностью циклическое воздействие на пласт можно организовать совместными периодическими отключениями и включениями нагнетательных и обводненных добывающих скважин. Основными параметрами такой технологии нестационарного воздействия становятся периоды остановки и работы добывающей скважины.

Рассмотрена численная модель циклической работы добывающей скважины, эксплуатирующей послойно-неоднородный по проницаемости пласт, при различной начальной («стартовой») обводненности и при разных значениях длительности периодов работы и остановки.

Показано, что эффективность применения нестационарного воздействия слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. В то же время, для вязких нефтей эта зависимость более выражена (рисунок 5). Для условий рассмотренной в работе задачи зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности равной 80-85%.

0.660 0.650 0.640 0.630

5 0.620

0)

^ 0.610

X

§ 0.600 0.590 0.580 0.570 0.560

О 20 40 60 80 100 стартовая обводненность, %

Рисунок 5 - Зависимость КИН от «стартовой» обводненности для

различных соотношений вязкостей нефти и воды В» ,

К

Т^ор-1 о

-0.5 ■» 1 -«--4

Исследование влияния временных параметров (время работы, время простоя) технологии циклической эксплуатации скважины выявило ряд принципиальных моментов. Прежде всего, было показано, что вне зависимости от продолжительности цикла для эффективного применения технологии ЦЭДС период работы скважины в цикле должен быть больше периода простоя.

Зависимость технологического эффекта применения технологии циклической работы добывающей скважины от продолжительности периодов работы и остановки выражена более ярко (рисунок 6). Здесь показаны зависимости отношения коэффициентов извлечения нефти при нестационарном и стационарном режимах работы добывающей скважины КИНнст/КИНст от продолжительности периодов работы и

продолжительность периода работы, отн.ед.

Рисунок 6 - Зависимость отношения КИН|1СТ/КИНСТ от продолжительности периода работы скважины в цикле Т„ог!с для различных значений Тйор (периода простоя) при нестационарном режиме работы

(¿к =4, А0=80%) /Л,

Результаты расчетов для соотношения =4 и стартовой

/И,

обводненности 80 % показали, что при циклической работе период остановки скважины должен быть меньше периода работы. Это связано с тем, что для повышения эффективности выработки запасов нефти из низкопроницаемого слоя при нестационарном воздействии необходимо организовать работу добывающей скважины таким образом, чтобы поток нефти в основном был направлен из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемый. При этом необходимо обеспечить транспорт

перетекшей нефти по высокопроницаемому слою к забою добывающей скважины. В общем случае положение максимума эффективности циклической работы добывающей скважины зависит от многих параметров. Для условий рассматриваемой задачи соотношение длительности периода работы скважины к длительности периода простоя, соответствующее максимальной эффективности нестационарного воздействия, изменяется от 5 до 10, причем, если время простоя больше 1 отн.ед., то данное соотношение всегда рано 5.

С ростом продолжительности цикла (время простоя + соответствующее ему оптимальное время работы скважины) эффективность периодической работы добывающей скважины снижается и приближается к стационарному значению.

В работе показано, что кривые зависимости эффективности применения ЦЭДС имеют экстремальный характер, при этом отношение длительности периодов работы и простоя скважины в цикле, соответствующее максимуму эффективности лежит в интервале [5:10]. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллектора с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

В четвертой главе рассмотрены порядок принятия решения и обоснование эффективности применения технологии нестационарного воздействия (со стороны нагнетательных и добывающих скважин) в условиях пласта Д4 Росташинского месторождения.

Как показал анализ геологического строения залежи, нефтенасьпценные коллектора пласта Д4 Росташинского месторождения отличаются существенной зональной и послойной неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик коллектора. На залежи сформирована развитая система ППД со значительным ресурсом по закачке воды. Действующая в настоящее время система заводнения позволяет достичь максимальный эффект от применения нестационарных технологий. В то же время, стационарное заводнение коллектора пласта Д4 привело к прогрессирующему обводнению продукции части добывающих скважин. Все это делает данные залежи нефти классическим объектом для применения нестационарного заводнения в сочетании со сменой направления фильтрационного потока.

В качестве объекта применения нестационарного воздействия выбран участок залежи пласта Д, в районе нагнетательной скважины №861, характеризующийся наибольшей активностью добывающих скважин. Текущая обводненность добываемой продукции скважин данного района изменяется в широких пределах, от 20% (скв. 952) до 97% (скв. 869) (рисунок 7).

Условные обозначения:

Плотность текущих подвижных запасов нефти, тыс.т/га

403 Добывающая скважина

Нагнетательная скважина

В Ikb.cm- 50000 куб.м. жидкости

Рисунок 7 - Фрагмент карты плотности текущих подвижных запасов нефти пласта Д4 с действующим фондом добывающих и нагнетательных скважин в районе скважины №861 по состоянию на 01.01.2011 г.

В качестве критериев выбора участка для ОПР по

нестационарному заводнению можно назвать следующие положения:

1. Наличие системы ППД.

2. Быстрый рост обводненности.

3. Имеются значительные остаточные извлекаемые запасы нефти (более 50 тыс.т на скважину).

4. Имеются достаточно мощные (не менее 5 метров) по разрезу и выдержанные по площади пласты, содержащие остаточные запасы нефти. Отмечается значительная неоднородность пропластков внутри пластов, по проницаемости, особенно по разрезу (отношение работающей мощности к перфорированной менее 0.5).

5. Реализовано максимально полное вскрытие эффективной нефтенасыщенной толщины в добывающих и нагнетательных скважинах (отношение перфорированной мощности к эффективной более 0.5).

6. Существует локализованный участок залежи, без существенных фактических и планируемых ГТМ, характеризующийся стабильной динамикой показателей в течении 3-х месяцев.

7. Существует техническая возможность организации циклической закачки на данном участке с учетом наземной системы водоводов и насосных агрегатов.

В соответствии с критериями:

• По данному участку пласта Д4 Росташинского месторождения расположение нагнетательной и окружающих добывающих скважин позволяет организовать проведение циклического заводнения.

• Выработка запасов участка пласта Д4 отстает от обводненности более чем на 20%.

• Геологические характеристики пласта Д4 соответствуют критериям эффективного циклического воздействия.

Существует техническая возможность организации циклической закачки на данном участке с учетом наземной системы водоводов и насосных агрегатов.

Основной особенностью рассматриваемого участка - это наличие значительного объема текущих подвижных запасов нефти при значительной обводненности добываемой продукции, что свидетельствует о неравномерной выработке запасов по разрезу пласта. На рисунке 8 представлен фрагмент карты подвижных запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях коллектора и имеющих гидродинамическую связь с высокопроницаемыми пропластками в районе скважины №861.

Плотность подвижных запасов нефти, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях, тыс.т/га

0.0 0.1 0.3 0.5 1.0 2.0 3.0

Рисунок 8 - Фрагмент карты подвижных запасов, сосредоточенных в низкопроницаемых прослоях коллектора в районе скважины №861

Как видно в районе самой нагнетательной скважины сосредоточено большое количество запасов нефти в низкопроницаемых слоях, которые даже при имеющемся контакте с высокопроницаемыми слоями не вырабатываются.

Предлагаемая технология нестационарного воздействия включает в себя периодическую работу нагнетательной скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин с остановкой их на период времени, определяемый по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации участка залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности.

Периодичность работы добывающих и нагнетательных скважин в одном цикле приведена в следующей таблице 1.

Таблица 1

Скважины Периоды цикла

1 2 3 4

Нагнетательные + + - +

Добы- 1-ой группы - - - +

ваю- 2-ой группы + - + +

щие 3-ей группы + + + +

Примечание: «+»- скважины работают, «-»- скважины не работают.

Определение продолжительностей четырех периодов, составляющих технологический цикл, проводят на основе рассчитанных значений времен эксплуатации и простоя (периодов понижения и восстановления пластового давления) по каждой скважине.

Цикл начинается с отключения высоко обводненной скважины первой группы - №№ 869, 2001 и 971. В первом периоде (т.е. в течение 8 суток с момента отключения скважины первой группы) продолжают работать скважины второй и третьей групп и нагнетательная скважина. По истечении первого периода дополнительно к скважине первой группы отключают из эксплуатации скважины второй группы - № 962. В течение второго периода, составляющего также 8 суток, работают

нагнетательная и добывающая скважина третьей группы № 952. По истечении второго периода (т.е. через 16 суток после начала технологического цикла) отключается нагнетательная скважина и одновременно с этим вводится в эксплуатацию скважина второй группы - № 962.

В течение третьего периода (9 суток) работают только скважины второй и третьей групп. По истечении третьего периода (т.е. через 25 суток после начала технологического цикла) начинают закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и вводят в эксплуатацию скважины первой группы. В течение четвертого периода (7 суток) работают нагнетательная и добывающие скважины всех групп. Продолжительность технологического цикла составила 32 суток.

В целом по участку динамика технологических показателей приведена на рисунке 9.

-база - нефть -циклика - нефть -база - обводненность ™циклика - обводненность

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 номер цикла

9 11 13 15 17 19 21 23 номер цикла

I 2000

11 13 15 17 19 21 23 номер цикла

Рисунок 9 - Динамика технологических показателей в целом по участку для базового варианта и варианта с нестационарной работой скважин (а, б) и для базового варианта и варианта с модифицированной цикликой (в, г)

Расчеты показывают, что в данном варианте применения технологии НЗ накопленные показатели по добыче нефти за двухлетний период практически сравниваются — 54796 т для базового варианта и 54301 т для модифицированного варианта циклического воздействия. Для сравнения отметим, что для предыдущего варианта применения НЗ эта разница более существенна - 54796 т для базового варианта и 52440 т для циклического воздействия. Однако, при этом изменяются и показатели по закачке и добыче попутной воды. Для базового варианта данные значения составляют 679459 мЗ и 544244 т, соответственно. Для циклического воздействия - 378661 м3 и 199560 т. Для модифицированного циклического воздействия — 484735 м3 и 316230 т. Видно, что модифицированное циклическое воздействие занимает промежуточное положение по накопленным показателям, т.к. является комбинацией циклического и стационарного режимов работы скважин. Вместе с тем, данная модифицированная технология НЗ наиболее соответствует техническим возможностям разработки залежи.

В заключение необходимо отметить, что нестационарное воздействие имеет положительную эффективность с точки зрения добычи нефти только в начальный период работы. В дальнейшем, в связи с продолжительным периодом простоя высокообводненных скважин, темпы добычи нефти по предлагаемой технологии становятся ниже относительно базового варианта. Однако, периодическая эксплуатация высокообводненных скважин позволяет сократить значительные объемы попутно добываемой воды и закачиваемой воды. Поэтому, предпочтительный вариант разработки должен оцениваться с

цикл

Рисунок 10 - Динамика изменения накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия при различных вариантах разработки участка нагнетательной скважины №861, пласт Д4

Таким образом, рекомендуемый к внедрению вариант модифицированного циклического воздействия позволит за расчетный период (24 цикла - около 2 лет) без дополнительных затрат на реализацию метода добыть 54.3 тыс.т нефти при сокращении объемов добываемой воды более чем на 200 тыс.т и уменьшении объемов закачиваемой в пласт воды на 195 тыс.м3. Экономическая эффективность от предлагаемого варианта нестационарного воздействия составит 15.3 млн.руб.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработка ряда участков залежей пластов Росташинского месторождения на сегодня прекращена в результате окончания фонтанирования добывающих скважин. Это связано как с началом обводнения добываемой продукции, так и с падением пластового давления. Важным является продление периода фонтанирования добывающих скважин.

2. Для пласта Д» в настоящее время характерно резкое нарастание обводненности добываемой продукции, что связано прежде всего с выработкой высокопроницаемых пропластков. Для повышения эффективности выработки текущих запасов нефти необходимо применение технологий нестационарного заводнения в сочетании с ИНФП, а также технологий СВИ и потокоотклоняющих технологий.

3. Показано, что увеличение доли воды в продукции добывающих скважин приводит к увеличению плотности жидкости, заполняющей ствол скважины, что обуславливает возрастание гидростатического давления на забое, противодействующего пластовому давлению. Отключение большинства скважин месторождения произошло при увеличении обводненности до 30-40 %, что указывает на прорыв закачиваемых воды по наиболее проницаемому пропластку и формирование остаточных запасов нефти в низкопроницаемых прослоях.

4. Форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации на естественном режиме не допустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления компенсации отборов закачкой минимум на 50 %.

5. Своевременное и адресное принятие мер (серии последовательных обработок с целью селективной изоляции обводненных пропластков) по снижению доли воды в продукции добывающих скважин способствует увеличению

сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

6. Эффективность применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. Для вязких нефтей эта зависимость более выражена. Зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности равной 80-85%.

7. Установлено, что для эффективного применения ЦЭДС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается.

8. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллектора с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

9. Предложен для нестационарного воздействия участок залежи пласта Д4 Росташинского месторождения, характеризующийся высокой неоднородностью поля проницаемости как по латерали, так и по разрезу пласта, а также высокой неравномерностью выработки запасов нефти. Для повышения эффективности выработки запасов нефти на данном участке подобрана технология нестационарного воздействия, предусматривающая периодическую работу нагнетательной скважины и деление реагирующих добывающих скважин на группы в зависимости от степени выработанности запасов. Для каждой группы добывающих скважин назначается индивидуальный режим работы.

10. Рекомендуемый к внедрению вариант модифицированного циклического воздействия позволит за расчетный период (24 цикла - около 2 лет) без дополнительных затрат на реализацию метода добыть 54.3 тыс.т нефти при сокращении объемов добываемой воды более чем на 200 тыс.т и уменьшении объемов закачиваемой в пласт воды на 195 тыс.м3. Экономическая эффективность от предлагаемого варианта нестационарного воздействия составит 15.3 млн.руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Сагитов Д.К, Кан А.Г., Пицюра Е.В., Еникеев P.P. Опыт повышения эффективности системы поддержания пластового давления в условиях разгазирования // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -№1.-2010.-С. 71-75.

2. Орехов В.В., Пицюра Е.В., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Регулирование энергетического состояния залежи на примере Колганского объекта Вахитовского нефтяного месторождения НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». -№1.-2010. -С. 75-79.

3. Владимиров И.В., Пицюра Е.В., Лепихин В.А., Кравец Д.А. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП // НТЖ Нефтепромысловое дело. — №1. - 2011. -С. 4-6.

4. Владимиров И.В., Сагитов Д.К. Фирсов В.В., Пшеничников В.В., Пицюра В.В. Моделирование процессов нефтеизвлечения при газовом воздействии и заводнении нефтенасыщенного пласта с изотропным коллектором // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - №8. -2010.-С. 27-34.

5. Пицюра Е.В. Восстановление энергетического потенциала залежи заводнением с целью продления безводного периода эксплуатации фонтанным способом // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №11.- 2010.-С. 57-61.

6. Пицюра Е.В., Хальзов A.A., Владимиров И.В., Сагитов Д.К. Регулирование режимов и увеличение сроков фонтанирования добывающих скважин на Росташинском месторождении // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - №10. - 2010. - С. 24-27.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 18.03.2011 г. Бумага писчая. Заказ № 10. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пицюра, Евгений Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗУЕМЫХ СИСТЕМ ЗАВОДНЕНИЯ ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕХНОЛОГИЙ ИЗМЕНЕНИЯ НАПРАВЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ.

1.1. Причины формирования остаточных запасов нефти.

1.2. Методы повышения эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов.

1.3. Современные представления о возможностях повышения эффективности систем заводнения путем использования физико-химических потокоотклоняющих технологий.

1.4. Современные представления о технологиях нестационарного заводнения.

1.5. Выводы.

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ РОСТАШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Общие положения.

2.2. Геологическое строение пласта Д4 Росташинского месторождения.

2.3. Детализация строения залежей нефти. Построение карт плотности начальных геологических и подвижных запасов нефти.

2.4. Анализ текущего термодинамического состояния залежей нефти Росташинского месторождения.

2.5. Анализ выработки запасов нефти из продуктивных пластов Росташинского месторождения.

2.6. Выводы к главе.

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРОВ.

3.1. Восстановление энергетического потенциала залежи заводнением с целью продления безводного периода эксплуатации фонтанным способом.

3.2. Регулирование режимов и увеличение сроков фонтанирования добывающих скважин на Росташинском месторождении.

3.3. Определение оптимальных параметров технологии нестационарной работы добывающей скважины на основе моделирования процессов нефтеизвлечения из послойно неоднородного пласта.

3.4. Выводы к главе.

ГЛАВА 4. РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТОВ РОСТАШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1. Рекомендации по проведению нестационарного заводнения на Росташинском месторождении.

4.2. Рекомендации по вовлечению в разработку остаточных запасов продуктивных пластов Росташинского месторождения с применением технологии селективной водоизоляции.

4.3. Выводы к главе.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов"

Актуальность проблемы.

Опережающая выработка запасов нефти, сосредоточенных в высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторах, формирование остаточных запасов в низкопроницаемых зонах коллекторов, быстрый рост обводненности и снижение темпов отбора, все эти явления создали необходимость совершенствования применяемых технологий заводнения и нефтевытеснения, так как традиционные снизили свою эффективность. Неравномерной выработке запасов нефти способствовали высокая неоднородность и расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, а также неравномерный охват заводнением в силу значительного различия приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин как по площади, так и по разрезу эксплуатационных объектов. В конечном счете, при вступлении месторождений на позднюю стадию разработки активное заводнение способствует образованию многочисленных застойных зон, тупиков, слабо вырабатываемых участков и слоев с отличающимися по объемам значениями остаточных запасов нефти и промытых зон. В этих условиях отмечается повышенный объем отбираемой жидкости, что влечет к резкому росту затрат на электроэнергию, транспорт и переработку добываемой продукции. Регулирование объемов закачки воды и отбора жидкости в заключительной стадии разработки и повышение эффективности нефтеизвлечения является одной из главных проблем снижения затратной части при добыче нефти. Поэтому задачи создания и применения технологий, позволяющих снизить энергозатратность процесса нефтедобычи, являются актуальными и приоритетными проблемами нефтяной промышленности.

Представленная работа посвящена изучению проблемы совершенствования реализованных систем заводнения существующим фондом скважин и создания более эффективных технологий нефтеизвлечения.

Цель работы.

Совершенствование технологий нефтеизвлечения с целью повышения эффективности работы действующих систем разработки на основе детального анализа выработки остаточных запасов нефти в неоднородных коллекторах и выбора объектов для внедрения комплекса эффективных геолого-технических мероприятий.

Основные задачи исследования. 1. Анализ причин формирования остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и обзор существующих технологий повышения нефтеотдачи в результате изменения направления фильтрационных потоков.

2. Геолого-технологический анализ совместной разработки нефтенасыщенных слабопроницаемых и высокопроницаемых коллекторов, вскрытых общим фильтром и раздельно на примере пласта Д4 Росташинского месторождения.

3. Исследование причин прекращения фонтанирования послойно неоднородных по проницаемости коллекторов и разработка рекомендация для продления времени фонтанирования.

4. Исследование нестационарного воздействия на послойно-неоднородные по проницаемости коллектора со стороны добывающей скважины.

5. Разработка комплексных мероприятий по совершенствованию процесса извлечения нефти из неоднородных коллекторов с применением технологий селективной водоизоляции и нестационарного воздействия.

Методы исследований.

Решение поставленных проблем основано на использовании современных методов обработки статистической информации по истории разработки месторождения, использования методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах с применением современных вычислительных методов, обобщение разработанных рекомендаций и проведения промышленных испытаний созданных технологий.

Научная новизна.

1. Показано, что форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации на естественном режиме не допустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления накопленной компенсации отборов закачкой воды минимум до 50 %.

2. Своевременное и адресное выполнение серии последовательных обработок ПЗП добывающих скважин с целью селективной изоляции обводненных пропластков (даже при низкой текущей обводненности) способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

3. Эффективность применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. Для вязких нефтей эта зависимость более выражена. Зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности равной 80-85%.

4. Установлено, что для эффективного применения ЦЭДС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается.

5. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллектора с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей. Основные защищаемые положения.

1. Разработаны принципы оптимального применения технологии циклической эксплуатации добывающей скважины.

2. Предложен методический подход к определению оптимальных параметров технологии селективной водоизоляции пластов с разной проницаемостью, имеющих гидродинамическую связь друг с другом.

3. Разработана усовершенствованная технология нестационарного воздействия на локальный участок залежи, включающая элементы нестационарной и стационарной работы добывающих и нагнетательных скважин.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Практическая ценность.

Результаты, полученные в диссертационной работе, используются в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на месторождениях Оренбургской области. От внедрения разработанных рекомендаций в период 2008-2010 г.г. получен экономический эффект в сумме 3,250 тыс.рублей. Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология», УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2008-2010 гг.), Научно-техническом совете ОАО «Оренбургнефть» (2009-2010 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2010 г.).

Публикации результатов и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ из них 6 - в изданиях, входящих в перечень ВАК. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 108 наименований. Работа изложена на 156 страницах, в том числе содержит 21 таблицу, 62 рисунка.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пицюра, Евгений Владимирович

Основные выводы и рекомендации

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. Разработка ряда участков залежей пластов Росташинского месторождения на сегодня прекращена в результате окончания фонтанирования добывающих скважин. Это связано как с началом обводнения добываемой продукции, так и с падением пластового давления. Важным является продление периода фонтанирования добывающих скважин.

2. Для пласта Д4 в настоящее время характерно резкое нарастание обводненности добываемой продукции, что связано прежде всего с выработкой высокопроницаемых пропластков. Для повышения эффективности выработки текущих запасов нефти необходимо применение технологий нестационарного заводнения в сочетании с ИНФП, а также технологий СВИ и потокоотклоняющих технологий.

3. Показано, что увеличение доли воды в продукции добывающих скважин приводит к увеличению плотности жидкости, заполняющей ствол скважины, что обуславливает возрастание гидростатического давления на забое, противодействующего пластовому давлению. Отключение большинства скважин месторождения произошло при увеличении обводненности до 30-40 %, что указывает на прорыв закачиваемых воды по наиболее проницаемому пропластку и формирование остаточных запасов нефти в низкопроницаемых прослоях.

4. Форсирование отборов одновременно с началом закачки, после периода длительной эксплуатации на естественном режиме не допустимо. Необходим реабилитационный период от нескольких месяцев до нескольких лет с целью восстановления компенсации отборов закачкой минимум на 50 %.

5. Своевременное и адресное принятие мер (серии последовательных обработок с целью селективной изоляции обводненных пропластков) по снижению доли воды в продукции добывающих скважин способствует увеличению сроков фонтанирования и сдерживанию темпов обводнения скважин.

6. Эффективность применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины слабо зависит от «стартовой» обводненности для маловязких нефтей. Для вязких нефтей эта зависимость более выражена. Зависимость эффективности циклической эксплуатации добывающей скважины (ЦЭДС) от «стартовой» обводненности имеет экстремальный характер с максимумом при «стартовой» обводненности равной 80-85%.

7. Установлено, что для эффективного применения ЦЭДС время работы скважины в цикле должно быть больше времени простоя. С увеличением продолжительности цикла (период работы + период простоя) эффективность от применения ЦЭДС снижается.

8. Относительный эффект от применения нестационарного воздействия со стороны добывающей скважины на коллектора с маловязкой нефтью имеет меньшее значение, чем для вязких нефтей.

9. Предложен для нестационарного воздействия участок залежи пласта Д4 Росташинского месторождения, характеризующийся высокой неоднородностью поля проницаемости как по латерали, так и по разрезу пласта, а также высокой неравномерностью выработки запасов нефти. Для повышения эффективности выработки запасов нефти на данном участке подобрана технология нестационарного воздействия, предусматривающая периодическую работу нагнетательной скважины и деление реагирующих добывающих скважин на группы в зависимости от степени выработанности запасов. Для каждой группы добывающих скважин назначается индивидуальный режим работы.

10. Рекомендуемый к внедрению вариант модифицированного циклического воздействия позволит за расчетный период (24 цикла - около 2 лет) без дополнительных затрат на реализацию метода добыть 54.3 тыс.т нефти при сокращении объемов добываемой воды более чем на 200 тыс.т и уменьшении объемов закачиваемой в пласт воды на 195 тыс.мЗ. Экономическая эффективность от предлагаемого варианта нестационарного воздействия составит 15.3 млн.руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Таким образом, в работе было показано, что в настоящее время вопросы доразработки неоднородных по проницаемости коллекторов приобретают особую значимость в связи с быстрым обводнением высокопроницаемых прослоев. Приведенные в работе результаты исследований позволили ответить на ряд наиболее острых вопросов в разработке пласта Д4 Росташинского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пицюра, Евгений Владимирович, Уфа

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

2. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 1.- М.: ВНИИОЭНГД995.-491 с.

3. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань. Изд-во Казанского госуниверситета, 2003.- 596 с.

4. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань.: КГУ.-1979.-210 с.

5. Ахметов Н.З., Фадеев В.Г., Салихов М.М., Газизов И.Г. Причины ухудшения проницаемости призабойной зоны добывающих скважин во времени по Восточно-Сулеевской площади. ОАО ВНИИОЭНГ. НТЖ «Нефтепромысловое дело»,- 2003.-№ 12.-С.31-35.

6. Ахметов Н.З.,Хусаинов В.М., Салихов И.М., Владимиров И.В., Буторин О.И. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001.-С.41-43.

7. Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и др. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников девона. // Нефтяное хоз-во.- № 6.-1982,- С.34-37.

8. Глумов И.Ф. Зависимость нефтенасыщенности и нефтеотдачи пород горизонта Д1 Ромашкинского месторождения от проницаемости и пористости. // Тр.ТатНИИ.-1961.-Вып.Ш.- С.221-222.

9. Ковалева О.Б. Влияние различных факторов на изменение состава остаточной нефти. //Тр.Гипровостокнефть. -1990.-С. 103-104.

10. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра.-1992.-270 с.

11. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах./Под редакцией Н.И.Хисамутдинова, Г.З.Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994,- т.1 240 е., т.П - 272 е., т. III - 149 е., т. IV -263 с.

12. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме явления ухода раствора. ДАН АзССР, 1953, т.9, №4,- С.203-205.

13. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 208 с.

14. Валиханов A.B., Мухарский Э.Д., Муслимов Р.Х., Суханов H.A. Разработка малопродуктивных коллекторов. Казань. Таткнигоиздат,-1972.-92 с.

15. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982,- 312 с.

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

17. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ВНИИОНГ.-2001.-184 с.

18. Непримеров H.H. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань. Изд-во Казанского ун-та. -1978.-216 с.

19. Жеребцов Е.П., Ахметов Н.З., Хисамутдинов А.И., Хабибуллин И.Т., Тазиев М.З., Халимов Р.Х. Расчет времени восстановления температуры охлаждения зоны после прекращения подачи холодной воды.// Нефт.хоз-во.-№8.-2001.-С.67-68.

20. Амирханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.-1980.-48 с.

21. Бабалян Г.А., Комаров B.JL, Морозов Р.Б. О формах связанной воды в нефтяном коллекторе //Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности.-М.:«Гостоптехиздат».-1963.-С.187-194.

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

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

24. Дерягин Б.В. Поверхностные силы в тонких пленках и дисперсных системах.-М.: «Наука», 1972.-209с.

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

26. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.-340 с.

27. Фахретдинов Р.Н. О химической стабильности НПАВ в пластовых условиях при нефтевытеснении // ДАН ССО,- 1988.- № 2,- С.18-20.

28. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения. М.: ВНИИОЭНГ, 1989.- Вып.21.-41 с.

29. Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизолирующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях / Докторская диссертация. М.:ВНИИ им. акад. А.П.Крылова, 1994.

30. Кольницкая Т.Н., Михайлов H.H. Влияние циклических режимов эксплуатации скважин на изменение состояния нефтегазовых пластов. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2002, № 5.- С. 81-84.

31. Кольницкая Т.Н., Михайлов H.H. Поведение глинистых пород при циклических нагрузках. Геология нефти и газа, 2000, №2.- С. 46-51.

32. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Каюмов М.Ш., Галимов Р.Х., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф. О некоторых причинах разрушения коллекторов при эксплуатации скважин. М.: ОАО ВНИИОЭНГ НТЖ «Нефтепромысловое дело».- 2002.- № 9.- С. 13-16.

33. Тронов A.B. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений: Диссерт.на соиск.ученой степ.док.техн.наук, Бугульма.ТатНИПИнефть.-2001.-317 с.

34. Телин А.Г, Хакимов A.M., Скороход А.Г., Хисамутдинов Н.И., Погонищев В.И., Артемьев В.Н., Ефремов И.Ф. Оценка факторов, влияющих на коэффициенты вытеснения нефти для условий месторождений АО «Юганскнефтегаз».// Нефт. Хоз-во. 1994.- №2. — С.32-35.

35. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 184 с.

36. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л. и др. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных пластов. — М.: Гостоптехиздат, 1962 г. 284 с.

37. Крылов А.П. Новые методы разработки нефтяных месторождений. — Вестн. АН СССР, 1969.- №6.-С. 79-89.

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

39. Андреев В.Е. Комплексное геолого-техническое и технико-экономическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи ./ Диссер. на соиск. уч.степени докт.техн.наук, Тюмень, 1998.-341 с.

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

41. Астахова А.Н. Выбор участков и обоснование применения потокоотклоняющих технологий при извлечении нефти из неоднородных коллекторов. Дисс. канд. техн. наук. Уфа, 2004. - 146 с.

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

43. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа: Китап, 1994. — 180 с.

44. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения. ЗАО "Тюменский нефтяной научный центр", компания "ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед". — Тюмень-Москва, 2005.

45. Галеев Ф.Х. Исследование и научное обоснование технологий доразработки низкопроницаемых коллекторов Самотлорского нефтяного месторождения. Дисс. канд. техн. наук. — Тюмень, 2004. — 226 с.

46. Петров H.A., Кореняко A.B., Янгиров Ф.Н., Есипенко А.И. Ограничение притока воды в скважинах. М.: Недра, 2005. - 130 с.

47. Повышение качества строительства скважин. Межд. науч.-техн. конф. УГНТУ.- Уфа: Монография, 2005. - 360 с.

48. Инструкция по технологии ограничения притока вод и интенсификации добычи нефти многокомпонентной пеной на основе силиката натрия и хлористого кальция. РД 39-11221-84. - Москва, ВНИИнефть, 1985. - 22 с.

49. Руководство по отключению отдельных обводненных интервалов пласта и отдельных пластов в скважинах месторождений Башкирии. РД 39-0147276-012ВНИИ-86. - Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 135 с.

50. Инструкция по промышленному внедрению метода регулирования разработки и повышения нефтеотдачи месторождений путем воздействия на призабойную зону пласта вязкоупругими составами. — РД 39-0148311-209-86. Самара, Гипровостокнефть, 1986. -64 с.

51. Методическое руководство по селективной закупорке микробной биомассой высокопроницаемых пропластков с целью увеличения охвата пласта заводнением. — РД 39-0147276-204-85. Уфа, БашНИПИнефть, 1986. - 48 с.

52. Инструкция по изоляции зон поглощения и водопроявления с применением тампонажных смесей с высокими структурно-механическими свойствами и концентрациями разноразмерных наполнителей. РД 39Р-0135648-009-91. - Уфа, БашНИПИнефть, 1992. -87 с.

53. Комплексная техника и технология водоизоляции пластовых вод при заканчивании скважин строительством. — РД 153-39.1-204-03. Бугульма, ТатНИПИнефть, 2003. - 24 с.

54. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990.

55. Петров H.A., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. и др. Ограничение водопритока в нефтяные скважины (обзор, информ.). -М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 64 с.

56. Боксерман A.A., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков A.A., Оганджанянц В.Г., Сургучев M.JI. Способ разработки нефтяных месторождений. Авт. свид. № 193402, 1967.

57. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хамзин Р.Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана. НТЖ. Геология, гофизика и разработка нефтяных месторождений, № 8, 1993. С.29-37.

58. Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Е.И., Шефер A.B. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

59. Бочаров В.А., Сургучев M.JI. Исследование влияния изменения направления фильтрационных потоков на показатели разработки нефтяного месторождения // НТС ВНИИ, 1974, №49.

60. Инструкция по совершенствованию технологии циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. Рук. Горбунов А.Т, Шавалиев A.M. РД 390147035-232-88. ВНИИ, ТатНИПИнефть, 1988, 90 с.

61. Метод изменения направлений фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. Обзор промысловых работ. М.: ВНИИОЭНГ, 1976.

62. Руководство по проектированию и применению технологии разработки нефтяных месторождений на базе замкнутого нестационарного заводнения. Рук. Батурин Ю.Е., Павлов Н.Е. РД 39-0148463-88. СибНИИНП, 1988, 66 с.

63. Руководство по проектированию и применению циклического заводнения. Авторы Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Цынкова О.Э. и др. РД 39-1-72-78. ВНИИ, 1978. 100с.

64. Сазонов Б.Ф. и др. Методы нестационарного заводнения на месторождениях Куйбышевской области. Нефтяное хозяйство № 12, 1988. с.29-33.

65. Березаев А.Н. Эффективность циклической закачки и изменения направления фильтрационных потоков на Вишенском месторождении // Тр. Укргипрониинефть, 1978, вып.ХХ1, с.20-24.

66. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - 216 с.

67. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.ВНИИОЭНГ, 1995, 496 с.

68. Цынкова О.Э., Мясникова H.A. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты. Тр. ВНИИ, вып.94, 1986, М.с.53-64.

69. Патент РФ № 2162141. Способ разработки нефтяной залежи / Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Жеребцов В.Е., Нурмухаметов P.C., Салихов И.М., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В. Опубл. Б.И.№ 2, 2001.

70. Нурмухаметов P.C. Исследование и разработка технологий повышения эффективности нефтеизвлечения из трещиновато-поровых коллекторов. Дис. канд. техн. наук, Бугульма 2001 г. 154с.

71. Буторин О.И., Владимиров В.И., Нурмухаметов P.C., Ахметов Н.З., Юнусов Ш.М. Совершенствование технологий разработки карбонатных коллекторов с учетом преимущественного направления трещинноватости // Нефтяное хозяйство. — № 2.-2002. -С.53-60.

72. Ахметов Н.З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из многопластового объекта циклическим заводнением. Дис. канд. техн. наук, Альметьевск, 2003 г., 155 с.

73. Дополнение к технологической схеме разработки Росташи-Конновского нефтяного месторождения. Отчет. ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюмень, 2009. 530 стр.

74. Разработка комплексных геолого-технических мероприятий и МУН на объекты Росташинского месторождения. Отчет по договору №475 от 27.05.2010г. ООО НПО «Нефтегазтехнология», Уфа, 2010. 353 стр.

75. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов Д0 и Дх Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. — 2003. № 12. — С.9-14.

76. Буторин О.И., Петрякова H.H. Временное методическое руководство по обоснованию коэффициента нефтеотдачи нефтяных месторождений терригенных отложений девона Татарии. Бугульма, 1980, 32 с.

77. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1987, 246с.

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

79. Тазиев М.З., Федотов Г.А., Авраменко А.Н., Хисамутдинов Н.И., Мукминов Ф.Х., Хабибуллин И.Т., Численные расчеты по оценке потерь нефти в пласте при закачке холодной воды. НТЖ «Нефтепромысловое дело», 2000, № 11, стр. 27-29.

80. Тазиев М.З., Федотов Г.А., Авраменко А.Н., Хисамутдинов Н.И., Мукминов Ф.Х., Хабибуллин И.Т., Аналитические расчеты по оценке потерь нефти в пласте при закачке холодной воды. НТЖ «Нефтепромысловое дело», 2000, № 11, стр. 52-55.

81. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Халиуллин Ф.Ф., Хисамутдинов А.И. Расчет температурных полей при закачке холодной воды в нагнетательную скважину // Нефтепромысловое дело — 2003. — № 7. С.25-28.

82. Хисамов P.C., Ибрагимов Н.Г., Салихов М.М., Хисамутдинов А.И., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Исследование изменения температурных полей в зоне активного заводнения по Восточно-Сулеевской площади // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12.

83. Манапов Т.Ф., Титов А.П., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Потери подвижных запасов нефти в неоднородном по проницаемости пласте в результате охлаждения. НТЖ «Геология, геофизика, разработка.». М.:ВНИИОЭНГ 2008- №2. - С.25-26.

84. Сагитов Д.К. Опережающая компенсация добычи закачкой. Материалы научно-практического семинара ООО НПО «Нефтегазтехнология», Уфа 2009 г., 25с.

85. Пакет TEMPEST-MORE. Техническая документация, (пер. с англ.)

86. Пицюра E.B. Восстановление энергетического потенциала залежи заводнением с целью продления безводного периода эксплуатации фонтанным способом. НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений», №11, 2010 г., с. 57-61

87. Гафаров Ш.А., Фаизов Р.Г., Кабиров М.М. Повышение эффективности циклического воздействия на неоднородные нефтяные пласты. Уфа «Монография» 2007, 74 с.

88. Владимиров И.В., Салихов М.М., Булгаков P.P., Луценко A.A., Савельева И.П. Использование методов Data Mining в поиске объектов для успешного применения технологий нестационарного заводнения // Нефтепромысловое дело. 2005. — № 2. — С. 26-32.

89. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982, 407 с.

90. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М.: Высшая школа.-1990.-544 с.

91. Патент РФ № 2266403, Е21 В 43/25. Способ глубокой очистки призабойных зон нефтяных скважин / Репин Д.Н., Буторин О.О., Ерилин С.А. и др. Опубл. 20.12.2005. -Бюл. № 35.

92. Цынкова О.Э. Нестационарные режимы нагнетания и отбора жидкости как фактор снижения обводненности продукции слоистых нефтяных пластов. Тр.ВНИИ "Вопросы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений", № 100, М.1987, с.71-90.

93. Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Батрашкин В.П., Титов А.П. Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов. Нефтепромысловое дело. -2008.- № 7.-С.61-64.

94. Akima Н. Scattered-data surface fitting that has the accuracy of a cubic polynomial. TOMS 22,3 (Sep 1996) 362