Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе систематизации объектов разработки

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе систематизации объектов разработки"

На правах рукописи УДК 622.276.6

ФРОЛОВ АЛЕКСАНДР ИВАНОВИЧ

ПРИМЕНЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ НА ОСНОВЕ СИСТЕМАТИЗАЦИИ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ

Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма - 2004 г.

Работа выполнена в Нефтегазодобывающем Управлении «Иркеннефть» Открытого Акционерного Общества «Татнефть»

Научный руководитель:

доктор геолого-минералогических наук, академик РАЕН Хисамов Раис Салихович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, с.н.с. Фазлыев Рабис Тимерханович,

кандидат технических наук Гильманова Расима Хамбаловна

Ведущее предприятие:

ГУЛ «НИИНефтеотдача» АН РБ

Защита состоится 27 мая 2004 г. в 12— часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТагНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г.Бугульма, ул. М Джалиля, 32

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть.

Автореферат разослан 26 апреля 2004 г.

диссертационного совета

Ученый секретарьР

доктор технических наук, с.н с.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Интенсивная выработка запасов заводнением большинства нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское, Шкаповское, Арланское, Первомайское, Мамонтовское, Самотлорское) привели к опережающему отбору нефти из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов и как следствие, произошло ухудшение структуры запасов нефти в сторону резкого увеличения доли трудноизвлекаемых. . Этому способствовали характерные для перечисленных месторождений высокая расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, их прерывистость и проницаемостная неоднородность, которые и повлияли на неравномерность выработки запасов. Постоянное пополнение информации путем исследования и анализа состояния разработки объектов расширяет возможность оценки текущих параметров разработки нефтяной залежи и позволяет совершенствовать технологии выработки запасов. В первую очередь это относится к месторождениям с высокой накопленной информацией, находящимся в эксплуатации более 40 лет. Непрерывный анализ состояния выработки запасов, например, для площадей Ромашкинского месторождения с многопластовыми объектами, показывает, что рациональное применение информации об объекте путем гидродинамических и физико-химических методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи пластов может значительно повысить эффективность разработки объекта. Однако эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов в особенности для низкопроницаемых и низкопродуктивных коллекторов недостаточно высока из-за отсутствия эффективных методик оценки степени выработанности пласта. Поэтому в большей степени эффективность технологии МУН определяется степенью достоверности выбора участков с соответствующими геологическими и

гидродинамическими характеристиками, величиной остаточных запасов и планируемой технологии МУН. Поэтому дальнейшее совершенствование технологии повышения нефтеотдачи пластов как гидродинамических, так и физико-химических методов, путем применения для месторождений в поздней стадии разработки обоснованных методик выбора участков является крайне актуальной задачей.

Цель работы.

Повышение эффективности применения технологий нефтевытеснения физико-химическими методами в неоднородных по проницаемости коллекторах на основе систематизации объектов разработки.

Основные задачи исследовании.

1. Разработать методику систематизации объектов и оценить эффективность применяемых технологий выработки остаточных запасов.

2. Выбрать мегод математического анализа для разукрупнения объекта и оценки степени выработанности запасов.

3. Исследовать возможность дальнейшей интенсификации выработки запасов разукрупненных участков (ячеек) методами гидродинамического и физико-химического воздействия на пласт.

4. Организовать испытание вновь созданных технологий в промысловых условиях.

5. Оценить технологическую и экономическую эффективность и дать предложения по их внедрению на объектах ОАО «Татнефть».

Научная новизна выполненной работы.

1. Предложена методика систематизации участков по геолого-технологическим параметрам, характеризующим текущее состояние разработки объекта.

2. Разработана методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления фактических текущих и прогнозных значений КИН, полученных определением уровня взаимосвязи независимых параметров геолого-физических характеристик пласта по регрессионной модели.

3. Установлена корреляция между величиной остаточных извлекаемых запасов, обводненности по значению водонефтяного фактора и гидродинамических характеристик ПЗП, определяющих МУН.

4. Разработана математическая модель работы добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико-химического воздействия на пласт в пространственно-неоднородном пласте, с учетом зависимости коэффициента продуктивности и проницаемости при нелинейном законе фильтрации жидкости.

Основные защищаемые положения.

1. Методика систематизации разукрупненных участков залежи по степени их выработанное™.

2. Методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления проектного и текущего КИН но независимым параметрам геолого-физических характеристик пласта.

3. Методика определения фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико-химического воздействия в пространственно-неоднородном пласте.

4. Результаты промышленных испытаний разработанных рекомендаций по п. 1,2,3, в промысловых условиях (Патенты РФ №№ 2105871,2108451,2103492).

Достоверность полученных данных обеспечена путем применения современных методов математического моделирования численного исследования и апробации результатов на данных показателей разработки объектов.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработан метод выбора участков, обеспечивающий эффективное применение МУН.

2. Предложен новый способ разработки нефтяных залежей защищенных четырьмя патентами (Патенты РФ №№ 2063936,2103492,2105871,2108451).

3. По результатам исследований разработана программа расчета параметров закачки нефтевытесняющего агента в пласт и инструкция на производство работ при

. внедрении технологии физико-химического воздействия на пласт.

4. Выполненные разработки и рекомендации внедрены на объектах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть» что позволило в 1997-2000 г.г. дополнительно добыть 14,092 тыс.т нефти с экономическим эффектом 1070,14 тыс.руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на Технических Советах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть», НПО «Нефтегазтехнология» (1996 - 2002 г.г.) на ученом Совете института «ТатНИПИнефть» (2000-2003 г.г.) на Всероссийских и региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (1999-2002 г.г.) в городах Уфа, Казань, Самара. Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 6 научных статей и 5 патентов РФ, разработано 2 методических руководства. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология» ( 1999-2003 гг.), специалистами НГДУ «Иркеннефть» и ОАО «Татнефть» (1995-2003 г.г.). В работах, выполненных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач исследований, обоснования методики выбора участков для испытания технологий в промысловых условиях и авторский надзор за внедрением рекомендации.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Изложена на 148 страницах машинописного текста, в числе которых 41 рисунок, 32 таблицы. Содержит список литературы из 123 наименований и приложения.

Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту д.т.н. Хисамутдинову Н.И., а также к.т.н. Буторину О.И., к.ф-м.н. Владимирову И.В., к.т.н. Гильмановой Р.Х., к.т.н. Ахметову Н.З., к.т.н. Абдулмазитову Р.Г., к.т.н. Галимову Р.Х., главному геологу НГДУ «Иркеннефть» Файзуллину И.Н., научному руководителю д.г-м.н. Хисамову Р.С. и работникам институтаТатНИИнефть за помощь в подготовке диссертационной работы.

Содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы, определены цель и задачи исследования, научная новизна, защищаемые положения, практическая ценность и результаты реализации рекомендаций в промысловых условиях.

В первом разделе рассмотрено состояние изученности и применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов по результатам научных исследований и опытно-промышленных работ, выполненных в различных научно-исследовательских организациях и предприятиях. Отмечается, что по этой проблеме накоплен значительный опыт в России и за рубежом, приведенных в трудах Р.Х.Алмаева, И.Д.Амелина, Л.К.Алтуниной, В.Е.Андреева, , Г.А.Бабаляна, Д.В.Булыгина, А.Ш.Газизова И.Ф.Глумова, А.Т.Горбунова, Г.И.Григоращенко, С.В.Гусева, С.А. Жданова, Р.Р.Ибатуллина, Г.З.Ибрагимова, В.Д Кочеткова, В.В.Кукина, Б.И. Леви, ИЛ.Мархасина, И.Т.Мищенко, Р.Х.Муслимова, А.Г.Телина, В.И. Титова, М.Л.Сургучева, Р.Н. Фахретдинова, Р.СХисамова, Н.И.Хисамутдинова, И.А.Швецова и многих других. Дается краткий обзор опубликованных работ механизма формирования остаточной нефти в поздней стадии разработки, анализ технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением поверхностно-активных веществ, загущающих растворов, комбинированных технологии многофункционального действия. Подробно проведен анализ технологий увеличения нефтеотдачи пластов горизонта Д1 Абдрахмановской Ромашкинского месторождения, как наиболее насыщенный и представтельный объект по испытанию различных технологий МУН в ОАО «Татнефть». На базе обобщения результатов применения 28 технологий МУН по 459 нагнетательным скважинам, охватывающими 43,5 % всех перебывавших под закачкой объектов, получена эмпирическая зависимость удельного эффекта технологий ПНП от параметров, характеризующих состояние разработки пласта. Полученная зависимость показывает, что основным параметром, определяющим эффективность технологии являются остаточные запасы, при этом предельный рентабельный дебит от технологии МУН составил 6,7 т/сут, а текущие извлекаемые запасы на одну скважину -21 тыс.т и более . Отсюда сделан вывод о том, что выбор участка для технологии МУН является определяющим фактором.

Во втором разделе приведены результаты исследования причин низкой выработанности разрабатываемых объектов и методы повышения их эффективности путем разукрупнения залежи на участки и ячейки.

Разукрупнение объекта проводилось методом совместного рассмотрения полей давления, карт остаточной нефтенасыщенности, проницаемости и результатов лабораторных исследований по нефтевытеснению, гидродинамических характеристик пласта с использованием известной теории нечетких множеств и методами теории графов. По данной методике восемь пластов Абдрахмановской площади разбиты на более чем 500 гидродинамически обособленных участков, которые анализировались как самостоятельные объекты разработки на данный период. Необходимо отметить, что алгоритм выделения участков справедлив лишь для рассматриваемого периода времени., так как поля давлений изменчивы во времени. Классификация участков и исследование зависимости степени выработанности запасов нефти по текущему коэффициенту нефтеотдачи в зависимости от от геолого-физических свойств пласта и показателей разработки проведены по 24 параметрам с использованием метода множественного регрессионного и дискриминантного анализа. В число параметров включены:

1. средняя начальная нефтенасыщенная толщина участка (Н), м;

2. средневзвешенная по балансовым запасам нефти проницаемость коллектора (К), мкм2;

3. средневзвешенная по балансовым запасам нефти глинистость коллектора (О), %;

4. послойная неоднородность проницаемости пласта (У21), д.ед.;

5. зональная неоднородность проводимости пласта (У22), д.ед.;

6. объемная доля неколлектора в пласте на рассматриваемом участке (М), д.ед;

7. плотность сетки скважин (8), км2/скв.;

8. накопленный показатель использования пробуренного на участке фонда в качестве добывающих скважин (N(1), дед., определяемый как отношение числа скважин, перебывавших в качестве добывающих нефть с данного пласта к числу пробуренных скважин на данном участке;

9. накопленный показатель использования пробуренного на участке фонда в качестве нагнетательных скважин (N2), д.ед., определяемый как отношение числа скважин, перебывавших под закачкой на данный пласт к числу пробуренных скважин на данном участке;

10. отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих работавших на данный пласт на данном участке (т), д ед.;

11. средний текущий дебит по нефти (дой), т/сут.;

12. средний текущий дебит по жидкости (дИд), т/сут.;

13. средний коэффициент продуктивности скважин, работающих на данный пласт на данном участке (Крг), т/(сут-10'' МПа);

14. показатель неоднородности коэффициентов продуктивности скважин, работающих на данный пласт на данном участке (DKpr), д.ед.

15. средняя по участку текущая обводненность добываемой продукции из рассматриваемого пласта (агХд.ед.

16. неоднородность параметра обводненности добываемой продукции по скважинам данного участка (Да2),д.ед.

17. средний для данного участка водожидкостной фактор (В), д.ед.

18. неоднородность водожидкостного фактора (ДВ), д.ед.

19. текущая среднесуточная закачка воды в данный пласт нагнетательными скважинами данного участка,

20. текущая компенсация отборов закачкой по данному пласту на данном участке (compt),

д.ед.

21. накопленная компенсация отборов закачкой по данному пласту на данном участке (comp nak) д.ед.

В качестве зависимых и классифицирующих величин выбирались следующие показатели:

1. текущий коэффициент нефтеизвлечения (kin+tk), д.ед.

2. темп отбора от текущих извлекаемых запасов нефти (oniz), д.ед.

3. соотношение текущего и проектного коэффициентов нефтеизвлечения, д.ед.

Проектный КИН определялся как отношение проектных извлекаемых запасов нефти к балансовым запасам. Текущий коэффициент извлечения нефти отражает фактическую выработку запасов нефти на участке и равен отношению накопленной добычи нефти с данного пласта и данного участка к балансовым запасам.

Множественный регрессионный анализ, проведенный для оценки связи 24 параметров 519 исследуемых участков со значениями текущих коэффициентов нефтеизвлечения показал, что линейная регрессионная модель описывает связь между зависимой переменной KIN_tek и 21 независимой переменной в виде:

KINjek -lff3(-0.9H+ 0.8G+ 0.8qoil+ 0.7DKpr - DB+ 0.2compJ-comp_nak)+ +ia'(0.2Kpr + 0.3DA2)+ 0.2K- 0.1V21-0.2V2z + 0.1 W- O.SS + O.SNd-- 0.2Ni +Ö./WI +Hr30.5qliq + Ö.4A2 - 0.2*B - lO^qzak (1)

Высокое значение R2 указывает на то, что подобранная регрессионная модель объясняет 90.5638% всех изменений зависимой переменной KIN_tek. Стандартная ошибка оценки показывает, что стандартное отклонение остатков равно 0.123009. Средняя абсолютная ошибка равная 0.094754, представляет собой усредненную величину остатков. Статистика Duibin-Watson проверяет на наличие корреляции между остатками и порядком расположения данных в базе данных.

Последовательным исключением были выведены из модели следующие независимые переменные: DA2, DB, qoil, qliq, DKpr, qzak, V21, W, comp_t. Переменные DA2, DB, DKpr исключены из модели как зависимые от параметра зональной неоднородности участка. Переменная, отражающая долю неколлектора на участке W, выведена из модели за счет процедуры формирования контуров участков, которая предусматривает исключение областей с минимальной скоростью фильтрации (зоны неколлектора). Исключение составляет параметр послойной неоднородности пласта V21, который является важным для показателя выработки запасов нефти. Взаимосвязь 12 независимых переменных и KIN_tek преобразованных из (1) описывается уравнением:

KINjek = l(f1(0.9G-H-сотр_пгк) + 0.2К-0.2V2z - 0.SS + O.SNd- 0.2Nz +

Полученная регрессионная модель в исследуемом диапазоне изменения независимых переменных адекватно описывает зависимость текущего показателя выработки балансовых запасов нефти от 12 параметров, характеризующих как фильтрационно-емкостные свойства участков, так и их показатели разработки (таблица 1).

Таблица 1 - Доля независимых переменных в общей изменчивости величины текущего •

коэффициента нефтеизвлечеиия

Параметр Обозначение Доля, %

Средняя начальная нефтенасыщенная толщина участка, м Н 4,5

Средневзвешенная по балансовым запасам нефти проницаемость коллектора, мкм1 К 9,1

Средневзвешенная по балансовым запасам нефти глинистость коллектора, % G 0,3

Зональная неоднородность проводимости пласта, д.ед V2z 9,3

Плотность сетки скважин, км2/скв. S 19,9

Накопленный показатель использования пробуренного на участке фонда в качестве добывающих скважин, д.ед. Nd 18,5

Накопленный показатель использования пробуренного на участке фонда в качестве нагнетательных скважин, д.ед. Nz 9.1

Отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих, д ед. m 4,4

Средний коэффициент продуктивности скважин, т/(сут*Атм) Kpr 1.2

Текущая обводненность, д.е A2 15,1

Водо-жидкостной фактов, д.е В 8

Компенсация отборов закачкой, д.е сошр nak 0,5

Итого: 100

Показано, что согласно уравнению множественной регрессии увеличение проницаемости (К), доли использования пробуренного фонда в качестве добывающих скважин (Кё), соотношения количества нагнетательных и добывающих скважин (т), коэффициента продуктивности (Крг), текущей обводненности (А2), глинистости (О) сопровождается увеличением текущего КИН.

Зависимости текущего КИН от К, Кё, т, Крг хорошо известны, и полученные здесь Зависимости текущего КИН от К, Кё, т, Крг хорошо известны, и полученные здесь результаты вполне согласуются с известными представлениями. Переменная А2 сама является в какой то степени показателем выработки запасов нефти. Поэтому ее увеличение соответствует и увеличению текущего КИН.

Множественный регрессионный анализ, приведенный выше, показал, что ряд параметров модели являются статистически незначащими. Показано, что эти параметры несут дополнительную информацию, которая может быть существенной при группировании участков по ряду признаков. В качестве одного из методов, позволяющих исследовать структуру данных исследуемых объектов, использован иерархический кластерный анализ.

Число кластеров получено на основе экспертной оценки исходной базы данных при проведении дискриминантного анализа исследуемых объектов. В качестве классифицирующих признаков использованы следующие параметры участков: Н, К, О, У21, У22, "Г, 8, Ш, N2, т, доИ, Крг, ЭКрг, А2, ЭА2, В, ЭВ, д2ак, сотр_1, сотр_пак, КШ_1ек, ОШ2,

Проведенное объединение объектов в кластеры показало, что центроиды кластеров наиболее закономерно разделяются по следующим классифицирующим параметрам участков: текущий КИН (три группы кластеров: 1 - с ТКИН менее 0.2, (27 % всего числа участков), 2-е ТКИН 0.35 - 0.4 (51 %), 3-е ТКИН более 0.45 (22%)), обводненность (три группы кластеров: 1 - с А2 менее 0.6, (1 % всего числа участков), 2 - с А2 0.7 - 0.8 (21 %), 3 - с А2 более 0.9), плотность сетки скважин 8, показатель отбора от начальных извлекаемых запасов О№2, водожидкостной фактор В, зональная неоднородность "УЪ.

Используя метод построения линейных дискриминантных функций (ЛДФ), обеспечивающих при определенных условиях минимум критерия средней вероятности ошибочной классификации, все участки были разбиты на 6 групп, характеризуемые признаками конкретных геолого-технических мероприятий.

В первую группу отнесены участки, характеризующиеся высокой плотностью начальных балансовых запасов нефти, коллектора которых имеют среднюю по площади

проницаемость, с высокой зональной и послойной неоднородностью. При этом плотность сетки для этой группы участков составляет 15.5 га/скв, что превосходит аналогичный показатель по другим группам. Участки данной группы характеризуются большим значением водожидкостного фактора (ВЖФ) и текущей обводненности по сравнению со средними по площади значениями, а также невысоким показателем (п) использования пробуренного фонда. Для данных участков характерно интенсивное заводнение. Показатель выработки балансовых запасов значительно меньше возможного КИН. Для таких участков основными мероприятиями для повышения уровня выработки запасов являются уплотнение сетки скважин, водоизоляционные работы, смена направлений фильтрационного потока с оптимизацией системы заводнения, перевод при выполнении соответствующих условий транзитных скважин на добычу нефти с данного пласта, применение технологий нестационарного нефтеизвлечения.

Во вторую группу входят участки с низкой средней проницаемостью, высокой зональной неоднородностью, низкой продуктивностью коллектора, со средней степенью разбуренности и низким показателем использования пробуренного фонда. Участки характеризуются низкими показателями текущей и накопленной обводненности. Показатель выработки балансовых запасов значительно меньше возможного КИН.

Для таких участков основными мероприятиями для повышения уровня выработки запасов являются: уплотнение сетки действующих скважин, оптимизация режимов работы скважин, мероприятия по улучшению фильтрационных свойств коллектора.

В третью группу отнесены участки, для которых характерны средние показатели для групп участков с низким уровнем выработки запасов. Для таких участков применимы мероприятия, предлагаемые как для первой, так и для второй групп.

Пятая группа объединяет участки с высокой плотностью начальных балансовых запасов нефти. Коллектора участков обладают самой высокой проницаемостью среди рассматриваемых групп. Участки характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, разбурены с плотностью сетки скважин 12.7 га/скв, коэффициент использования пробуренного фонда скважин достигает 0.6 - 0.7. Скважины участков обладают максимальной продуктивностью среди рассматриваемых групп. Обводненность участков достигает 96 % при разбросе данного параметра 0.02, т.е. участки обводнены достаточно равномерно. Водожидкостной фактор имеет высокое значение и превышает средний по площади показатель. Основные ГТМ направлены на приращение текущих извлекаемых запасов нефти за счет применения технологий физико-химических методов совместно с заводнением, а также оптимизация системы разработки с целью уменьшения энергозатрат и снижения объемов попутно добываемой воды.

Шестая группа участков характеризуется набором параметров близки к средним показателям в целом по площади. Для данной категории участков сохраняют эффективность стандартные технологии заводнения пластов. Вместе с тем, для этой группы могут также использоваться и мероприятия, характерные для пятой группы участков.

Четвертая группа как бы отделяется от основных в связи с тем, что это самая малочисленная группа, основной особенностью которой являются существенные отклонения от средних по площади значений параметров глинистости (до 8%), зональной неоднородности (0.9), показателя использования пробуренного фонда (0.79). При достигнутом КИН 0.386, отбор от НИЗ составляет 96 % при текущей обводненности 44 % и водожидкостном факторе 46 %. Для таких редких на данной площади участков трудно подобрать статистически значимое решение. Тем не менее, основываясь на опыте разработки других площадей, можно предположить, что основными мероприятиями для данной группы участков должны быть мероприятия, связанные с разглинизацией коллекторов. Обобщение участков и пример формирования групп для пласта «а» Абдрахмановской площади приведен на рисунке, а сводные данные по классификации групп и технологий интенсификации нефтеизвлечения в таблице 2.

В третьем разделе приведены методические приемы прогнозирования приемистости нагнетательных и моделирование фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающих скважин выделенного участка перед технологиями МУН.

Показано, что прогнозная приемистость нагнетательных скважин планируемых под перевод на закачку растворов химреагентов или воды после возобновления закачки или длительной остановки для расчета объема закачиваемой с воды (жидкости с технологиями МУН) часто бывает неопределенной. Метод основан на анализе результатов исследования кривых падения давления на устье нагнетательных скважин и профиля приемистости.

Приведены результаты анализа и обобщения промысловых исследований выполненных ЦНИПРом НГДУ "Иркеннефть" по определению данных профилей приемистости, замерам устьевых и забойных давлений, расходов по 259 скважинам Абдрахмановской площади за период 1981 - 2001 г.г. В результате анализа, установлены зависимости коэффициента приемистости от гидропроводности по скважинам, в которых замеренные параметры имели одновременную фиксацию.

Рисунок 1. Площадное разбиение пласта «а» Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения на участки по группам.

Таблица 2 - Классификация групп и технологий интенсификации нефтеиз влечения

Группы Удельные запасы, отнесенные к скважине, тыс.т/ска Проницаемость, 10° мим' Зональная неоднородность, долиед. Послойная неоднородность, долиед. Сетка скважин, Б,га/схв Водожид-костной фактор, мЗ/мЗ Текущая обводненность, % Показатель использования пробуренного фонда, п, доли ед. Заводнение, долиед. Последовательность рекомендуемых мероприятий и технология МУН

Первая Не менее 35,0 Более 230,0 Не более 0,45 Не более 0,01 Не меньше 15,5 0,85 80-90 Не ниже 0,65 ДО 0,7 [ .Восстановление сетки 2. Изоляция водопритока по критериям Л-2.6. 3. МУН с СПС или ПДС

Вторая Не менее 43,0 Менее 130,0 Не менее 0,55 0,01 и выше Более 36,0 0,55 до 30 Не ниже 0,90 До 0,55 1.Уплотнение сетки скважин 2.0ПЗ скважин 3. МУН с ПАВ или растворителями

Третья Не менее 43,0 Менее 130,0 Не менее 0,55 До 0,01 в выше Более 36,0 0,6 до 60 Не ниже 0,85 0,45 1 .Уплотнение сетки скважин 2-Нестационарпое заводнение З.МУ11 с ПАВ или растворителями

Четвертая Не менее 20,0 Менее 100,0 Не менее 0,60 До 0,01 я выше Не более 30,0 0.75 до 70 Не ниже 0,85 До 0,4 1.Разглинизация добываю-щих я нагнет, скважин 2.Нестационарное заводнение 3. МУН с ПАВ или растворителями

Пятая Не менее 20,0 Более 200,0 Не более 0,55 Не более 0,10 Не более 30,0 0,95 t до 90 Не ниже 0,80 До 0,8 1 .Изоляцияводопритока 2 ЛУН с ОЭЦСПС.ПДС 3 .Нестационарное заводнение 4. Изоляция высокоприемистых пластов нагнет.скаажин

Шестая Не менее 33,0 Более 200,0 Не более 0,55 Не более 0.10 Не более 30,0 0,85 до 90 Не ниже 0,65 0,5 1 .Оптимизация сетхи скважин 2. Нестационарное заводнение 3.МУН с ОЭЦ, СПС, ПДС

Анализ данных промысловых исследований зависимости коэффициента приемистости от гидропроводности показал, что для разных интервалов проницаемости пласта изменение коэффициента приемистости от гидропроводности происходит не только по линейной, но и по логарифмической и полиномной зависимостям, что определяется величиной достоверности аппроксимации. Установлено, что для коллекторов с проницаемостью от 0,1 до 1 мкм2 изменение коэффициента приемистости в зависимости от гидропроводности происходит по линейной зависимости, до 0,1 мкм2 - по логарифмической зависимости, для коллекторов с проницаемостью свыше 1 мкм2 - по зависимости определяемой полиномом второй степени. Нарушение линейной зависимости коэффициента продуктивности от гидропроводности вызваны закачкой пресных вод с содержанием КВЧ и бактерий, а в сточной - мехпримесей, нефтепродуктов и биозаражепия в количествах значительно превышающих нормативные пределы по ПДК.

Используя графическую или эмпирическую зависимости коэффициента приемистости от гидропроводности предложено прогнозировать приемистость нагнетательной скважины, вводимой под закачку по величине гидропроводности.

Приведена аналитическая связь между расстояниями зоны нагнетания и зоны отбора перед проведением работ по интенсификации вытеснения нефти с технологиями МУН на базе гидродинамических исследований скважин (ГДИС).

На основе численного решения уравнений фильтрации однородной жидкости в пространственно-неоднородном пласте изучено соответствие модельных параметров пласта с параметрами, определенными с помощью методик обработки ГДИС путем сопоставления и анализа которых возможно определение причин снижения продуктивности добывающих скважин выделенного участка.

Для моделирования неоднородного пласта в призабойной зоне добывающей скважины в области 25-30 м, она разбита на 9 квадратных ячеек, каждая из которых характеризуется своими значениями пористости, проницаемости и толщины пласта.

В результате аналитических исследований получено, что продуктивность пласта с ростом изменения величины дебита уменьшается с возрастающим темпом. Это связано с тем, что воронка депрессии, а значит и изменение пластовой проницаемости с ростом дебита распространяется в глубь пласта, так как на начальном участке кривых изменения пропицаемостей (при малых дебитах) областью фильтрации является небольшая зона пласта (проницаемость на забое пласта совпадает с расчетной проницаемостью пласта), сравнимая с ПЗП, то с увеличением дебита в зону фильтрации попадает все большая область пласта, что соответствует большему расхождению кривых проницаемостей.

Анализ индикаторной кривой для пластов с разной степенью зональной неоднородности параметров проницаемости, толщины и пористости показал, что при близких значениях расчетной проницаемости в сравнении со средней модельной проницаемостью возрастание показателя зональной неоднородности приводит к снижению коэффициента продуктивности. Регрессионной зависимостью получено аналитическое выражение связи коэффициента продуктивности со средней модельной проницаемостью и коэффициентом зональной неоднородности

В четвертом разделе описаны результаты испытания разработанных рекомендаций в промысловых условиях. Реализована технология повышения нефтеотдачи пластов закачкой загущенных растворов на базе ПДС (Патент РФ № 2108451).

Данная технология МУН основанная на нагнетании растворов полимер-дисперсных систем (ПДС), достаточно широко известная в ОАО «Татнефть», усовершенствована с целью увеличения удельной работы закачиваемого раствора по нефтевытеснению.

Технология включает отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента (вода) и раствора полимера путем перевода части обводнившихся добывающих скважин, отнесенных к пятой группе в нагнетательные, в которых проводятся гидродинамические исследования, определяется приемистость, а затем последовательно закачивают раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента приемистости данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи. При этом обеспечивают равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров к среднему значению вязкости закачиваемых растворов в целом по площади:

где К, - коэффициент продуктивности >ой скважины, м3/сут.МПа;

Кср- среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку, м3/сут.МПа; (1, - вязкость закачиваемого раствора в ьой скважине, Пах;

- среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па с.

По данной технологии закачку растворов ПДС осуществлялась в два очага скважин №№ 17240 и 17250 бобриковско-радаевского горизонта, включающие в ячейке девять добывающих скважин №№ 9052,14293,17238,17239,17240,27866,27869,27992,17241.

Всего по ячейке скв. 17240 было закачано с расчетной вязкостью 1200 м3 раствора ПДС, а в ячейку 17250 - 1300 м3. Результаты внедренной технологии приведены ниже.

Добыча Закачка воды,мЗ

нефти,т жидкости.т

до вкедреина после прирост до внедрен ни после прирост ДО внедрен и> после прирост

8461 17488 9027 22834 38049 15215 9111 21922 12811

Показано, что технологическая эффективность определенная по характеристикам вытеснения для ячеек с нагнетательными скважинами №№ 17240,17250 выполнена со следующим обоснованием. По 15 известным видам моделей расчета характеристик вытеснения производилась их адаптация (модели Назарова С.Н., Сипачева Н.В., Камбарова Г.С., Сазонова Б.Ф., Максимова М.И., Ткаченко И.А., Пермякова И.Г. и других). После их адаптации на заранее известных участках с устойчивой представительностью данных определялась относительная ошибка в расчетах и модель дающая наименьшую ошибку бралась за базовую. Одновременно принятая характеристика вытеснения проверялась путем математического моделирования, учитывающим влияние и взаимовлияние скважин и пластов, по результатам которой была подтверждена устойчивость одной из выбранных характеристик. По данной технологии дополнительная добыча нефти за 1997 год составила 4, 958 тыс.т, за 1998 - 1999 г.г. - 4,01 тыс.т. Дополнительно от оптимизации режимов откачки в добывающих скважинах добыто 58 т или суммарно - 9,027 тыс.т. Экономический эффект от внедрения технологии по патенту РФ № 2105871 составил 264,59 тыс.руб.

Также приводятся результаты испытания технологии повышения коэффициента вытеснения нефти закачкой оторочек последовательно раствора ПАВ (Аф9-12), растворителя (дистилат), ПАВ (Патент РФ N° 2103492).

По этой технологии исследуется влияние основных параметров пласта и флюидов на эффективность нефтевытесняющих свойств растворов поверхностно-активных веществ во второй группе вырабатываемости (таблица 2) представленной ячейкой скважин (нагнетательная и окружающие добывающие). В качестве опытной ячейки выбрана группа добывающих ( №№753Д, 754, 9145, 15156, 23904) и нагнетательная (№ 23724) скважины. Ячейка характеризуется достаточно низкой проницаемостью коллекторов, высокими остаточными запасами, низким темпом отбора и средней обводненностью. Добывающие скважины исследованы на определение гидродинамических характеристик призабойной зоны путем расшифровки и анализа кривых восстановления давления по методике, приведенной в разделе диссертации 3.2. По результатам исследований установлено, что снижение продуктивности в зонально-неоднородном пласте за счет изменения средней

проницаемости на дату исследования от базовой не выявлено. Поэтому принято, что в данной ячейке изменение проницаемости от выпадения АСПО или механических примесей в призабойной зоне не отмечается, которое подтверждается и данными анализа полей давлений, построенных для данной ячейки за 1985, 1990, 1998 г.г. Показано, что пластовое давление в зоне ячейки скв. № 23724 ниже 16,0 МПа не наблюдалось, а забойные давления были не ниже 7,5 - 8,0 МПа. В связи с этим сделано заключение о том, что закачка нефтевытесняющего агента (оторочки АФ,Л12 + ШФЛУ+ ПАВ АФ,.Л2) будет в основном направлена на увеличение коэффициента вытеснения и частично на увеличение коэффициента охвата.

Показано, что технология воздействия на пласт по предложенному методу отличается тем, что закачку первой оторочки раствора ПАВ проводят при постепенном снижении давления закачки и сохранении приемистости скважины, а закачку оторочек ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) проводят на установившемся режиме.

В результате испытания технологии дополнительная добыча нефти составила 1250 т. Однако при принятых в ОАО «Татнефть» индексах доходности на МУН данная технология может найти широкое применение при условии существенного снижения стоимости реагентов.

Также приведены результаты испытания комплексной технологии путем уплотнения сетки с одновременным выравниванием соотношения количества добывающих и нагнетательных скважин (Патент РФ № 2108451).

Экспериментальный участок объединял 11 скважин, относящихся ко второй группе по степени выработанности и коллекторским характеристикам пласта. На экспериментальном участке исследуется влияние соотношения добывающих и нагнетательных скважин (т, таблица 1), а также плотности сетки скважин (8) на эффективность выработки запасов. В данном случае задача решается путем размещения скважин по площадной системе заводнения, в которых вначале скважины после бурения переводят под закачку после обработки призабойной зоны раствором поверхностно-активного вещества с целью очистки забоя и восстановления приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин.

В результате использования технологии по патенту РФ № 2105871 за 1997 г. получен технологический эффект - 1,841 тыс.т, а экономический - 347,17 тыс.руб. Эффект как технологический, так и экономический продолжается. Дополнительная добыча нефти за 1998 г. составила 1,993 тыс.т, а экономический эффект 372,88 тыс.руб. Данная технология нефтевытеснения за счет уплотнения сетки скважин и выравнивания соотношения добывающих и нагнетательных скважин ближе к единице с последовательной очисткой и

разглинизацией забоев скважин оказалась в условиях ОАО «Татнефть» одной из самых эффективных. Но несмотря на это бурение новых скважин для уплотнения, учитывая что это достаточно затратное мероприятие в существующих экономических условиях в ОАО «Татнефть» может быть применена только на участках с низкой проницаемостью, высокой неоднородностью коллекторов, где низка эффективность заводнения, а также с высокой остаточной нефтенасыщенностью и запасами по объектам второй и третьей групп.

Основные выводы и рекомендации.

1. Научно обоснована и предложена методика систематизации выбора участков для МУН путем исследования степени выработанности нефтевытесняющего коллектора с применением множественного регрессионного и дискриминантного анализа.

2. На основе кластерного анализа установлены закономерности объединения объектов в группы (кластеры) и исследованы расположение кластеров в пространстве параметров участков. С помощью дискриминантного анализа на примере обучающей выборки установлены правила разбиения объектов на группы и формирование классифицирующих функций для всей генеральной совокупности объектов. Для каждой из групп назначены характерные комплексы методов воздействия на пласт с целью интенсификации нефтеизвлечения.

3. .Исследована зависимость показателя выработки запасов нефти от ряда геолого-физических параметров участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения и установлено, что основная доля в определении величины текущего КИН приходится на технологические показатели - плотность сетки скважины (19.9%) и долю использования пробуренного фонда в качестве добывающих (18.5%), а на показатель текущей обводненности участка приходится 15.1% всей изменчивости. Вклады средней проницаемости, зональной неоднородности, доли пробуренного фонда, используемого в качестве нагнетательных скважин, и водожидкостного фактора приблизительно одинаковы и составляют 8-9%. На доли толщины пласта и соотношения количества нагнетательных и добывающих скважин приходится 4.4% и 4.5%, соответственно. Остальные показатели (глинистость, коэффициент продуктивности, накопленная компенсация отборов закачкой воды) имеют малый вклад в общую изменчивость текущего КИН.

4. Получена формула зависимости текущего КИН от ряда параметров участка, которая позволяет установить возможность прогнозирования величины предельно достижимого КИН для данного участка и формирование МУН для увеличения нефтеизвлечения.

5. Предложена методика детализации степени выработанности участков, разбитых на группы путем анализа состояния нефтеизвлечения в участке, образованным единичной нагнетательной скважиной с окружающими добывающими, в виде номограммы, включающей связь изменения удельных текущих извлекаемых запасов нефти, водожидкостного фактора, текущей обводненности и темпов отбора от текущих извлекаемых запасов, которая определяет МУН.

6.Разработана методика моделирования нелинейных процессов фильтрации в пласте позволяющая получить индикаторные кривые, не совпадающие с прямыми, что хорошо согласуется с рядом промысловых наблюдений. Установлено, что процессы, приводящие к нелинейности законов фильтрации, имеют пороговый характер, которые отображаются на индикаторной кривой в виде излома.

7. Проведены испытания на объектах Абдрахмановской площади усовершенствованных технологий воздействия на пласт с целью увеличения нефтеизвлечения, за счет которых достигнута дополнительная добыча нефти 14,092 тыс.т с экономическим эффектом 1070,14 тыс.руб., которые могут широко внедряться на объектах ОАО «Татнефть».

Основные положения диссертации опубликованы в следующих печатных работах:

1. Ахметзянов А.В., Кулибанов В.Н., Фролов А.И., Хисамов Р.С. Выбор оптимальных режимов отбора жидкости из многопластовых нефтяных месторождений / Автоматика и телемеханика.- М.:Наука.-1998.-№6.-С.67-75.

2. Патент РФ № 2065936. МПК Е21В 43/20. Способ разработки неоднородной нефтяной залежи / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Р.СХисамов, М.З.Тазиев, А.И.Фролов / Бюл Изобретения, № 19.-1996.

3. Патент РФ № 2160368. МПК Е21В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Ш.Ф.Тахаутдинов, Р.СХисамов, А.И.Фролов, М.З.Тазиев / Бюл.Изобретения, № 12.-1996.

4. Патент РФ № 2103492. МПК Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Р.СХисамов, М.З.Тазиев, А.И.Фролов, И.И. Рябов / Бюл.Изобретения, № 8.-1997.

5. Патент РФ № 2105871. МПК Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Р.СХисамов, Э М.Тазиева, В ИЛапицкий, А.И.Фролов/ Бюл.Изобретения, № 6.-1997.

6. Патент РФ № 2108451. МПК Е21В 43/22,43/30. Способ разработки нефтяной залежи /Р.С. Хисамов, М.З.Тазиев, А И Фролов, Е.П.Жеребцов / Бюл.Изобретения, № 10.-1998.

7. Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в режиме

. установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте / НТЖ

Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 2003.-Ж7.-С. 15-22.

8. Фролов А.И. Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании геолого-технических мероприятий в пласте /НТЖ Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 2003.-№6.- С.31-35.

9. Фролов А.И., Салихов М.М., Газизов И.Г. и др. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи на площадях НГДУ «Джалильнефть» / НТЖ Нефтепромысловое. дело.М.:ВНИИОЭНГ.-2003.-№12.-С.73-77.

10. Фролов А.И., Салихов М.М., Фархутдинов Г.Н. и др. Экспресс-метод выбора участков для применения МУН, ОПЗ и ВИР / НТЖ Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ,-2003.-№12.- С.82-87.

11. Хисамов Р.С., Фролов А.И., Тазиев М.З., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Управление схемой заводнения и технологиями . повышения нефтеотдачи пластов / НТЖ Нефтепромысловое дело. М: ВНИИОЭНГ.- 2003.-№б. С. 19-26.

12. Методическое руководство по выбору скважин для проведения работ по стимуляции добычи нефти (ОПЗ), водоограничению и методам повышения нефтеотдачи пластов. -Уфа.-2003.- 59 с. /Утвер.гл.геологом ОАО «Татнефть», д.г.-м.н. Хисамовым Р.С. 15 мая 2003 г.

13. Методическое руководство по анализу и оптимизации заводнения многопластовых объектов на поздней стадии. -Уфа.-2003,- 64 с/ Утвер.гл.геологом ОАО «Татнефть», Д.Г.-М.Н. Хисамовым Р.С. 15 мая 2003 г.

№-98 99

Отпечатано в секторе оперативной полшрафии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» Подписано Б печать 22.04.2004 г. Заказ № 123 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фролов, Александр Иванович

ВВЕДЕНИЕ.

1 СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ И ПРИМЕНЕНИЯ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ .г.

1.1 Общие положения.

1.2 Краткий обзор о формировании остаточной нефти в поздней стадии разработки.

1.3 Технологии повышения нефтеотдачи пластов на базе поверхностно-активных веществ.

1.4 Технологии на базе загущающих растворов.

1.5 Комбинированные технологии многофункционального действия.

1.6 Анализ эффективности технологий увеличения нефтеотдачи пластов горизонта

Д1 Абдрахмановской площади.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН НИЗКОЙ ВЫРАБОТКИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ И МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ИХ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗУКРУПНЕНИЕМ.

2.1 Краткая характеристика изучаемого объектк.

2.2 Алгоритмы разукрупнения объекта и выделения гидродинамически несвязанных участков.

2.3 Анализ взаимосвязи геолого-физических свойств коллектора и показателей разработки с состоянием выработки запасов нефти участков Абдрахмановской площади.!.

2.4 Группирование объектов. Кластерный анализ.

2.5 Построение правил выбора объектов. Дискриминантный анализ.

2.6 Метод выбора ячеек в системе «нагнетание-отбор» для планирования технологий воздействия на пласт.

3 ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И

МОДЕЛИРОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В ЯЧЕЙКЕ ПЕРЕД ТЕХНОЛОГИЯМИ

3.1 Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании технологий МУН в ячейке.

3.2 Моделирование работы добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в пространственно- неоднородном пласте.

3.2.1 Общие положения.

3.2.2 Однородный пласт.

3.2.3 Зонально-неоднородный пласт.

4 РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЯ РАЗРАБОТАННЫХ РЕКОМЕНДАЦИЙ

В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ.

4. 1 Технология повышения нефтеотдачи пластов закачкой загущенных растворов на базе ПДС (Патент РФ № 2108451).

4.2 Технология повышения коэффициента вытеснения закачкой оторочки

ПАВ (Аф9.[2) - растворителя (дистиллат) - ПАВ (Патент РФ № 2103492).

4.3 Технология уплотнения сетки с равным соотношением количества добывающих и нагнетательных скважин (Патент РФ №2105871).

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов на основе систематизации объектов разработки"

Актуальность проблемы.

Интенсивная выработка запасов заводнением большинства нефтяных месторождений У рало-Поволжья и Западной Сибири (Ромашкинское, Туймазинское, Ново-Елховское, Шкаповское, Арланское, Первомайское, Мамонтовское, Самотлорское) привели к опережающему отбору нефти из высокопроницаемых и высокопродуктивных коллекторов и как следствие, произошло ухудшение структуры запасов нефти в сторону резкого увеличения доли трудноизвлекаемых. Этому способствовали характерные для перечисленных месторождений высокая расчлененность нефтенасьпценных коллекторов, их прерывистость и проницаемостная неоднородность, которые и повлияли на неравномерность выработки; запасов. Постоянное пополнение информации путем исследования и анализа состояния разработки объектов расширяет возможность оценки текущих параметров, разработки нефтяной залежи и позволяет совершенствовать технологии выработки запасов. В первую очередь это относится к месторождениям с высокой накопленной информацией, находящимся в эксплуатации! более 40 лет. Непрерывный анализ состояния выработки запасов, например, для площадей Ромашкинского месторождения с многопластовыми, объектами, показывает, что рациональное применение информации об объекте путем гидродинамических и физико-химических. методов воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи пластов может значительно повысить эффективность разработки объекта. Однако эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов в особенности для низкопроницаемых и низкопродуктивных коллекторов недостаточно высока из-за отсутствия эффективных методик оценки степени выработанности пласта. Поэтому в большей степени эффективность технологии МУН определяется степенью достоверности выбора участков, с соответствующими, геологическими; и гидродинамическими характеристиками, величиной остаточных запасов и планируемой технологии: МУН. Поэтому дальнейшее совершенствование технологии повышения нефтеотдачи пластов как гидродинамических, так и физико-химических методов, путем применения для месторождений в поздней стадии разработки обоснованных методик выбора участков является крайне актуальной задачей.

Цель работы.

Повышение эффективности применения технологий нефтевытеснения физико-химическими методами в неоднородных по проницаемости коллекторах на основе систематизации объектов разработки.

Основные задачи исследования.

1. Разработать методику систематизации объектов и оценить эффективность применяемых технологий выработки остаточных запасов.

2. Выбрать метод математического анализа для разукрупнения объекта и оценки ; степени выработанности запасов.

3. Исследовать возможность дальнейшей интенсификации выработки запасов разукрупненных участков (ячеек) методами гидродинамического и физико-химического воздействия на пласт.

4. Организовать испытание вновь созданных технологий в промысловых условиях.

5. Оценить технологическую и экономическую эффективность и дать предложения по их внедрению на объектах ОАО «Татнефть».

Научная новизна выполненной работы.

1. Предложена методика систематизации участков <■ по геолого-технологическим параметрам, характеризующим текущее состояние разработки объекта.

2. Разработана методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления фактических текущих и прогнозных значений КИН, полученных определением уровня взаимосвязи независимых параметров геолого-физических характеристик пласта по регрессионной модели.

3. Установлена корреляция; между величиной остаточных извлекаемых запасов, обводненности по значению водонефтяного фактора и гидродинамических характеристик ПЗП, определяющих МУН.

4. Разработана математическая модель работы добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико-химического воздействия на пласт в пространственно-неоднородном пласте, с учетом зависимости коэффициента продуктивности и проницаемости при нелинейном законе фильтрации жидкости.

Основные защищаемые положения.

1. Методика систематизации разукрупненных участков залежи по степени их выработанности.

2. Методика выбора участков для технологий МУН путем сопоставления проектного и текущего КИН по независимым параметрам геолого-физических характеристик пласта.

3. Методика определения фильтрационных характеристик призабойной зоны добывающей скважины в режиме установившейся фильтрации в период физико-химического воздействия в пространственно-неоднородном пласте.

4. Результаты промышленных испытаний разработанных рекомендаций по п.1,2,3, в промысловых условиях (Патенты РФ №№ 2105871,2108451,2103492).

Достоверность полученных данных обеспечена путем применения современных методов математического моделирования численного исследования и апробации, результатов на данных показателей разработки объектов.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Разработан метод выбора участков, обеспечивающий эффективное применение МУН.

2. Предложен новый способ разработки нефтяных залежей защищенных четырьмя патентами (Патенты РФ №№ 2063936, 2103492,2105871,2108451).

3. По результатам исследований разработана программа расчета параметров закачки нефтевытесняющего агента в пласт и инструкция на производство работ при внедрении технологии физико-химического воздействия на пласт.

4. Выполненные разработки и рекомендации внедрены на объектах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть» что позволило в 1997-2000 г.г. дополнительно добыть 14,092 тыс.т нефти с экономическим эффектом 1070,14 тыс.руб.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы и результаты исследований докладывались и обсуждались на Технических Советах НГДУ «Иркеннефть» ОАО «Татнефть», НПО «Нефтегазтехнология» (1996 - 2002 г.г.) на ученом Совете института «ТатНИПИнефть» (2000-2003 г.г.) на Всероссийских и региональных конференциях, семинарах, школах передового опыта (1999-2002 г.г.) в городах Уфа, Казань, Самара.

Публикации. ,

По теме диссертации опубликовано 11 работ, в том числе 6 научных статей и 5 патентов РФ. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология» ( 1999-2003 гг.), специалистами НГДУ «Иркеннефть» и ОАО «Татнефть» (1995-2003 г.г.). В работах, выполненных в соавторстве, соискателю принадлежит постановка задач исследований, обоснования методики выбора участков для испытания технологий в промысловых условиях и авторский надзор за внедрением рекомендации.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов и заключения. Изложена на 148 страницах машинописного текста, в числе которых 41 рисунок, 32 таблицы. Содержит список литературы из 123 наименований и приложения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фролов, Александр Иванович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований можно сделать следующие выводы.

1.Научно обоснована и предложена методика систематизации выбора участков для МУН путем исследования степени выработанности. нефтевытесняющего коллектора с применением множественного регрессионного и дискриминантного анализа.

2. На основе кластерного анализа установлены закономерности объединения. объектов в группы (кластеры) и исследованы расположение кластеров в пространстве параметров участков. С помощью дискриминантного анализа на примере обучающей выборки установлены правила разбиения объектов на группы и формирование классифицирующих функций; для всей генеральной совокупности объектов. Для каждой из; групп назначены характерные комплексы методов воздействия на пласт с целью интенсификации нефтеизвлечения.

3.Исследована зависимость показателя выработки запасов нефти от ряда геолого-физических параметров участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения и установлено, что основная доля в определении величины текущего КИН приходится на технологические показатели - плотность сетки скважины (19.9%) и долю использования пробуренного фонда в качестве добывающих (18.5%), а на показатель текущей обводненности участка; приходится 15.1% всей изменчивости. Вклады средней ; проницаемости,' зональной неоднородности, доли г пробуренного фонда, используемого в качестве нагнетательных скважин, и водожидкостного фактора приблизительно одинаковы и составляют 8-9%. На доли толщины пласта и соотношения количества нагнетательных и добывающих скважин приходится 4.4% и 4.5%, соответственно. Остальные показатели (глинистость, коэффициент продуктивности, накопленная компенсация » отборов закачкой воды) имеют малый вклад в общую изменчивость текущего КИН.

4.Получена формула зависимости текущего КИН от ряда параметров участка, которая позволяет установить возможность прогнозирования величины предельно достижимого КИН для данного участка и формирование МУН для увеличения нефтеизвлечения.

5. Предложена. методика детализации степени выработанности участков, разбитых на группы путем анализа состояния нефтеизвлечения в участке, образованным единичной нагнетательной скважиной с окружающими добывающими, в виде номограммы, включающей связь изменения удельных текущих извлекаемых запасов нефти, водожидкостного фактора, текущей обводненности и темпов отбора от текущих извлекаемых запасов, которая определяет МУН.

6.Разработана методика моделирования нелинейных процессов фильтрации в пласте позволяющая получить индикаторные кривые, не совпадающие с прямыми, что хорошо согласуется с рядом промысловых наблюдений. Установлено, что процессы, приводящие к нелинейности законов фильтрации, имеют пороговый характер, которые отображаются на индикаторной кривой в виде излома.

7. Проведены испытания на объектах Абдрахмановской площади усовершенствованных технологий воздействия на пласт с целью увеличения нефтеизвлечения, за счет которых достигнута дополнительная добыча нефти 14,092 тыс.т с экономическим эффектом 1070,14 тыс.руб., которые могут широко внедряться на объектах ОАО «Татнефть».

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фролов, Александр Иванович, Бугульма

1. Алмаев Р.Х. и др. Влияние минерализации воды на реологические свойства раствора полиакриламида.//Нефт.хоз-во, 1982.-№ 10.-С.41 -42.

2. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Нугайбеков , Федоров 'K.M. и др. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах. Учебное пособие. Изд-во УГНТУ.- Уфа.- 1997.-137 с.

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

4. Алтунина Л.К., Кувшинов В .А. Физико-химическое регулирование фильтрационных потоков в нефтяном пласте гелеобразующими системами / Материалы III Международной конференции по химии нефти, 2-5.12.1997.- Томск.-т.2.- С.5-6.

5. Амелин И.Д., Сургучев МЛ., Давьщов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994.- 308 с.

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

7. Ахметзянов A.B., Кулибанов В.Н., Фролов А.И., Хисамов P.C. Выбор оптимальных режимов отбора жидкости из многопластовых нефтяных месторождений /I

8. Автоматика и телемеханика.- М.:Наука.-1998.-№6.-С.67-75.\

9. Бабалян Г.А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. М.:Недра.-1983.-216 с.

10. Бабалян Г.А., Тумасян А.Б., Пантелеев В.Г., Леви Б.И., Халимов Э.М. Применение карбонизированной воды для увеличения нефтеотдачи. М.:Недра.-1976.-143 с.

11. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы -новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти./НТЖ.- Нефтепромысловое дело. -1995.-№2-3.-С.38-41.

12. Боровиков В.Г. STATISTICA. Искусство анализа данных на компьютере. СПб.: Питер.-2003.-687 с.

13. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М: «Высшая школа», 1990.- 544 с.

14. Борисов Ю.В., Нигматуллин И.Г. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды.// Нефт.хоз-во, 1998.- № 2.- С.24-28.

15. Бородин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтеизвлечения. //Нефт.хоз-во, 1990.-№7.-С.27-29.

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

17. Булыгин Д.В. , Медведев Н.Я., Кипоть В.JI. Моделирование геологического строения и разработка залежей нефти Сургутского свода. Казань. Изд-во «ДАС».-2001.-191 с.

18. Булгаков Р.Т., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. и др. Повышение нефтеотдачи пластов. Казань. Таткнигоиздат.-1978.-120 с.

19. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996.-382 с.

20. Бурдынь Т.А., Жданов С.А., Коцонис А.Н. и др. Исследование процесса вытеснения остаточной нефти с образованием мицеллярной системы в пласте// Нефт.хоз-во, 1983.-№ 1.-С. 17-20.

21. Веревкин К.И. и др. Исследование полимерных растворов через пористые среды. Тр. ТатНИПИнефть.Вып.26. Казань.-1974.- С.291-296.

22. Владимиров И.В., Фролов А.И. Моделирование работы скважины в режиме установившейся фильтрации в пространственно-неоднородном пласте / НТЖ Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 2003.-№7.-С.15-22.

23. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ.-1995.-496 с.

24. Гайдьинев И.С. Анализ и обработка данных. Специальный справочник. СПб.: Питер.-2001.-751 с.

25. Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Оценка эффективности .технологии применения полимер-дисперсной системы по результатам промысловых исследований. //Нефт.хоз-во, 1990.- № 7.-С.49-52.

26. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.КубК-а.- 1997.-352 с.

27. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов A.B. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида.//Нефт.хоз-во.-1996-.№2.-С.32-34.

28. Глумов И.Ф. и др. Закачка серной кислоты в пласт для увеличения нефтеотдачи на опытном участке Первомайского месторождения. Тр.ТатНИПИнефть.Вып.16. Л.:Недра, 1972.-С.248-256.

29. Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Зацарина Л.А. Опыт применения НПАВ на месторождениях Татарии при разработке трудноизвлекаемых запасов. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений; Татарстана./ Сб.научных трудов. Бугульма.- 2000.- С. 153-157.

30. Головко С.Н., Захарченко Т.А., Романов Г.В. Проблемы комплексного освоения-трудноизвлекаемых запасов нефти и ■ природных битумов (добыча и переработка). /Сб. тр.Междунар.конф. Казань, ИОФХ КНДР АН, 4-8, 10.94. Т.2.-С.657-662.

31. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н: Щелочное заводнение. М.:Недра.-1989.-С.160.

32. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и» др. Применение полимеров в добыче нефти. М.:Недра.-1978.

33. Гусев В.И., Петухов В.К. Опыт работы НПО «Союзнефтепромхим» по химизации технологических процессов добычи нефти.// Нефт.хоз-во.- 1983.-№ 12.-С.20-24.

34. Гусев C.B. и др. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи месторождений Сибири. Основные направления н.и.работ в нефтяной промышленности Западной Сибири./ АООТ «СибНИИ» нефт.пром-ти. Тюмень.- 1995.-С.79-88,127.

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

36. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Учебный курс. Спб.: Питер.-2001.-366 с.

37. Джавадян А.Н., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии к месторождениям Российской федерации.// Нефт.хоз-во.-1993, №10.-С.-6.

38. Жданов С.А., Кулапин А.Я., Сафронов В.И. и др. Подбор технологий реализации методов увеличения нефтеизвлечения. //Нефт.хоз-во, 1990.-№ 10.-С.46-48.

39. Ибатуллин P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождения заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана). Дисс.на соиск.уч.степени док.техн.наук -М.: ГАНГ-1995.-280 с.

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

41. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т. Интенсификация добычи нефти. М.:Нефть и газ. 1996-478 с.

42. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. -М.гВНИИОЭНГ, 2001. 210 с.

43. Камьянов В.Ф. Проблемы и достижения в исследовании нефти. Томский филиал СО PAHi Томск. 1990.-С.65-99.

44. Кащавцев В.Е. Оценка влияния методов увеличения нефтеотдачи на отложение солей.// Нефт.хоз-во, 1988.-№ 5.-С.38-43.

45. Кирпиченко Е.А. Граничные слои высоковязких жидкостей. Коллоидный журнал 1995.Т.47/- № 3.-С.600-601.

46. Кисаев В.В. Адсорбция и потеря реагента при щелочном заводнении. ВНИИОЭНГ.-1983.-№ 9.-С.5-6.

47. Кисляков Ю.П. Применение ПАВ на месторождении Узень. //Нефт.хоз-во, 1983.-№ 7.-С.37-39.52: Клещенко И.И., Ягофаров А.К., Шарипов А.У. и др. Водоизолирующие работы при разведке месторождений Западной Сибири. М.:ВНИИОЭНГ.-1994.- С.59.

48. Ковалев А.Г., Ковалева О.В., Козлов Т.А., Маслов С.А. Перспективы выделения промытых продуктивных пластов при внутриконтурном заводнении по данным анализа керна.// Нефт.хоз-во.-1989. №10.-С-78-79.

49. Ковалева О.В. Влияние различных факторов на изменение остаточной нефти. Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений. Сб.научн.тр Гипровостокнефть. Куйбьппев,1990.-С.103-114.

50. Ковалева О.В. Калери Н.Б., Меренкова Н.В. Изучение характера вытеснения нефти по пласту Ci Мухановского месторождения. /Проблемы разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западного Казахстана. Куйбышев.- 1988.-С.99-112.

51. Козлов А.Г., Ковалева О.В. Окисление нефтей в процессе фильтрации через пористую среду./ Сб. научн.тр.М.ВНИИ.-1987.Вып.100.-С. 150-161.

52. Кочетков В.Д. и др. Технологическая схема проведения опытно-промышленных работ по испытанию серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов. Тр.ТатНИПИнефть. Вып.30. Казань.-1975.-С.335-339.

53. Кочетков В.Д., Глумов И.Ф. Коэффициент вытеснения водой нефти бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения и влияние серной кислоты на доотмыв остаточной нефти. Тр.ТатНИИ. Вьш.20.- Куйбышев.- 1971.

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

55. Кубарев Н.П. Исследования и промышленные испытания полимерного заводнения на месторождениях ,Татарстана./Сб.»Геоло гая, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана». Юб.вып.посв.40-летию ТатНИПИнефть. Бугульма.-1996.-C. 128-131.

56. Лозин Е.В., Б.И. Леви, Алмаев Р.Х. Механизм вытеснения нефти слабоконцентрированными растворами ПАВ.// Нефт.хоз-во, 1986.- № 3.-С.41-43.

57. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.-1991.

58. Лысенко В.Д. и др. Межфазное натяжение на границе водных растворов сульфоэтоксилатов алкилфенолов с углеводородом.// Нефт.хоз-во, 1985.-№ 5.-С.65-66.

59. Лютин Л.В., Бурдынь Т.А., Олейник И.П. Влияние асфальто-смолистых веществ на смачиваемость и фильтрацию. Тр.ВНИИ. Серия «Добыча нефти». М.: Недра.-1964 .С. 175-182.

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

61. Мельников А.И., Николаев С.С., Сафин P.E. и др. Первые результаты закачки высококонцентрированного раствора щелочи на Трехозерном месторождении. //Нефт.хоз-во, 1988.-№10. -С.32-35.

62. Милешина А.Г., Калинко М.К., Сафонова Г.И. Изменение нефтей при фильтрации через породы. М.:Недра.-1983 .-175 с.

63. Мирсаяпова Л.И. Исследование химического взаимодействия серной кислоты с нефтью. Тр.ТатНИПИнефть.Вып.20.- Куйбышев.-1971.-С.

64. Муслимов Р.Х. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том П. М.: ВНИИОЭНГ.-1995.-С.286,

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

66. Муслимов Р.Х., Зайдуллин Г.Н., Кудрявцев Г.В. и др. Результаты опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Ромашкинском месторождении. //Нефт.хоз-во, 1985.-№7.-С.25-27.

67. Мухаметзянов А.К., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов: Г.З. Простое и комбинированное физико-химическое циклическое заводнение.// Нефт.хоз-во, 1984.- №9.-С.23-27.

68. Патент РФ № 2103492. МПК Е21В 43/22. Способ,разработки нефтяной залежи / Р.С.Хисамов, М.З.Тазиев, А.И.Фролов, И.И. Рябов / Бюл.Изобретения, № 8.- 1997.

69. Патент РФ № 2105871. МПК Е21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Р.С.Хисамов, Э.М.Тазиева, В.И.Лапицкий, А.И.Фролов/ Бюл.Изобретения, № 6.1997.

70. Патент РФ № 2108451. МПК Е21В 43/22,43/30. Способ разработки нефтяной залежи /P.C. Хисамов, М.З.Тазиев, А.И.Фролов, Е.П.Жеребцов / Бюл.Изобретения, № 10.1998.

71. Патент РФ № 2160368. МПК Е21В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Ш.Ф.Тахаутдинов, Р.С.Хисамов, А.И.Фролов, М.З.Тазиев / Бюл.Изобретения, № 12.- 1996.

72. 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 с; т.Ш- 149 c.;t.IV- 263 с.

73. Рахимкулов И.Ф., Алмаев Р.Х., Галлямов М.Н., Исламов Ф.Я. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения. //Нефт.хоз-во, 1982.-№ 5:-С.50-54.

74. Рыжик В.М., Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. Влияние минерализации пластовых вод на эффективность вытеснения нефти полимерными растворами.// Нефт. хоз-во, 1982.-Ж7.-С.42-45.

75. Самарский A.A., Гулин A.B. Численные методы. М.: Наука, 1989.- 432 с.

76. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на; месторождениях Башкортостана. РИЦ АНК Башнефть Уфа!-1977.-240 с.

77. Симаев Ю.М. Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биоПАВ и биополимера Симусан. М.: ВНИИОЭНГ /НТЖ,- Нефтепромысловое дело № 5.- 1994.- С.21-22.

78. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения s нефтеотдачи пластов. М.:Недра.-1985.-308 с.

79. Сургучев МЛ., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.:Недра.-1991.-347 с.

80. Сургучев МЛ., Жданов С.А., Малютина Г.С. Оценка риска в принятии решений по применению методов повышения нефтеотдачи. //Нефт.хоз-во, 1983.-№ 2.-С.43-46.

81. Сургучев МЛ., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефт.хоз-во, . 1988.-№9.-С.31-36.

82. Сургучев МЛ., Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах. //Нефт.хоз-во, 1988.-№9.-С.31-36.

83. Сургучев M.JL, Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для повышения нефтеотдачи пластов. М.:Недра, 1977.-С.

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

85. Титов В.И., Жданов С.А. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений (Обзор). //Нефт.хоз-во, 1988.- № 8,- С.26-28.

86. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З. Карачурин Н.Т. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М,:ВНИИОЭНГ.-2000-104 с.

87. Тульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти.и газа. М.: Недра.-1979.

88. Унгер Ф.Г., Андреева JI.H. Фундаментальные аспекты химии нефти. Новосибирск. Наука, СО РАН.- 1995.-192 с.

89. Фаткуллин А.Х. и др. Изучение физико-химических свойств водных растворов полиакриламида и гипана. Тр.ТатНИПИнефть.Вып.2б.Казань.-1974.- С.278-285.

90. Фаткуллин А.Х. и др. Изучение эффективности вытеснения нефти полимерными растворами. Тр. ТатНИПИнефть.Вып.2б. Казань.- 1974.- С296-302.

91. Фаткуллин А.Х. и др. Промысловый эксперимент по закачке воды с оторочкой раствора полимера. Тр.ТатНИПИнефть.Вып.34. Бугульма.-l 976.-С.203-209.

92. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторожденбий. М.:Недра.-1979.-254 с.

93. Фахретдинов Р.Н., Давыденко Н.В., Старцева Р.Х. и др. Остаточные нефти и способы их извлечения// Нефт. хоз-во. 1992.-№ 4.-С.25-27.

94. Фролов А.И. Прогнозирование приемистости нагнетательных скважин при формировании геолого-технических мероприятий в пласте /НТЖ Нефтепромысловое дело. М: ВНИИОЭНГ.- 2003.-№б.-С.

95. Фролов А.И., Салихов М.М., Газизов И.Г. и др. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи на площадях НГДУ «Джалильнефть» / НТЖ Нефтепромысловое дело.М.:ВНИИОЭНГ.-2003.-№12.-С.

96. Фролов А.И., Салихов М.М., Фархутдинов Г.Н. и др. Экспресс-метод выбора участков для применения МУН, ОПЗ и ВИР / НТЖ Нефтепромысловое дело. М. :ВНИИОЭНГ.-2003 .-№ 12.-С.

97. Хавкин А.Я. Моделирование диспергирования нефти при вытеснении ее в поровом пространстве. Наука и технология углеводородных систем. Материалы 1-го Междунар.симп.29-31.10.1997. М,:ГАНГ.-1997.-С.25.

98. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде.

99. М.ВИЭМС, обзорная информация. Сер.»Геология, геофизика и разработканефтяных месторождений». -1991.-С.60.

100. Хисамов P.C. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань.-Мониторинг.-1996.-228 с.

101. Хисамов P.C., Фролов А.И., Тазиев М.З., Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Управление схемой заводнения и технологиями повышения нефтеотдачи пластов пласте / НТЖ Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ.- 2003.-Ж7.-С.

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

103. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ОАО ВНИИОЭНГ.-2001.-184 с.

104. Швецов И.А. и др. Эффективность полимерного воздействия на Орлянском месторождении. //Нефт.хоз-во, 1986.-№ 3.-С.38-40.

105. Швецов И.А. Пути совершенствования полимерного заводнения. Нефтяная промышленность. Вып.21 (41). ВНИИОЭНГ.-1989.-С.

106. Швецов И. А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара. Изд.»Самарский Университет».-2000.-336 с.

107. Юлбарисов Э.М., Жданова Н.В. О микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов.// Нефт.хоз-во, 1984.-№ 3.- С.28-33.

108. Юлбарисов Э.М., Жданова Н.В. О микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов. //Нефт.хоз-во, 1984.-№ 3.-С.28-33.

109. Юлбарисов Э.М., Халимов Э.М. Биотехнология извлечения нефти из неоднородных пластов, обводненных при разработке. //Нефт.хоз-во, 1986.- № 5.-С.33-36.

110. Юркив Н.И. О механизме нефтеизвлечения.// Нефт.хоз-Во.-№ 4.-1997.- С. 10-11.

111. Hegeman P.S., Hallford D.L., Joseph J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE FE (Sept. 1993). 201 -207.

112. Tariq S.M., Ramey H.J. Drawdown behavior of a well. with storage and skin effectcommunicating with layers of different radii and other characteristics // SPE 7453. (Oct.1978).