Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой"



На правах рукописи

КОРОВИН КОНСТАНТИН ВЛАДИМИРОВИЧ

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ С ДВОЙНОЙ СРЕДОЙ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003068476

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

кандидат технических наук, доцент Севастьянов Алексей Александрович

доктор технических наук Андреева Наталья Николаевна

кандидат технических наук Бодрягин Александр Владимирович

Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита диссертационной работы состоится 26 апреля 2007 г. в 9 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-инфор-мационном центре при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, каб. 32.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Автореферат разослан 26 марта 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наугс4 профессор

В. П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Практика разработки показывает, что вода в добывающих скважинах появляется значительно раньше и в больших объемах, особенно при внутриконтурном заводнении, чем это предусмотрено в прогнозах, в основу которых положено представление о поровом строении коллектора. Наблюдаемая несогласованность отборов нефти и жидкости зависит, прежде всего, от степени фильтрационной неоднородности, исследованиям и моделированию которой не всегда уделяется должное внимание. Так, например, при недостаточном объеме исследований коллекторских свойств различных литотипов, как правило, ограничиваются общей петрофизической основой для интерпретации материалов геофизических исследований скважин и количественных определений подсчетных параметров. Авторы прогнозов в последующем уточняют поля параметров, исходя из режимов работы скважин и динамики обводнения, при этом часто используют не вполне корректные и физически обоснованные приемы.

Превышение отборов жидкостей над добычей нефти характерно для слоисто-неоднородных пластов, когда первыми обводняются пропластки с высокой проницаемостью, и пока в них идет процесс отмывки остаточной нефти, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пластов с высокой вариацией проницаемости характеризуется низкой нефтеотдачей при высокой обводненности продукции. Пример пластов такого рода — эксплуатационный объект ЮК10 п на Талинском месторождении. За двадцать лет разработки из этого объекта извлечено около 12 % нефти, в то время как обводненность достигла 90-95 %.

Взаимосвязи текущей нефтеотдачи и обводненности в пластах, сложенных пропластками с различной проницаемостью и разделенных друг от друга глинистыми перемычками, посвящено много работ. Однако кроме вертикальной, пласт характеризуется еще и площадной неоднородностью, а именно — наличием в пласте протяженных высокопроницаемых каналов и окружающих их низкопроницаемых линз.

Наличие высокопроницаемых каналов в терригенных коллекторах подтверждается гидродинамическими, трассерными и про-мыслово-геофизическими исследованиями на многих месторож-

дениях. Высокопроницаемые каналы или, как их еще называют, каналы с низкими фильтрационными сопротивлениями, могут быть представлены трещинами, однако для условий терриген-ных коллекторов это положение ряд исследователей подвергают сомнению. В то же время накоплено достаточно фактов по результатам изучения кернового материала, свидетельствующих о наличии в терригенных коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири различных видов трещиноватости.

Наличие резко выраженной фильтрационной неоднородности значительно снижает эффективность выработки запасов и требует принятия адекватных технологических решений. Понимание природы образования высокопроницаемых каналов дает ключ к решению данной проблемы. При оказании внешнего воздействия система высокопроводящих каналов может менять свою геометрию (ориентацию, густоту, проводимость) в зависимости от технологий и интенсивности воздействия. Анализ материалов геофизических и промысловых исследований позволяет прогнозировать ареал их возможного развития, что немаловажно при обосновании плотности сетки скважин и их взаимного расположения. В свою очередь, неучет этих факторов значительно снижает эффективность выработки запасов нефти, о чем свидетельствует состояние разработки ряда эксплуатируемых месторождений. Зачастую этим вопросам не уделяется должного внимания по ряду причин: недостаточный объем необходимых исследований для прогнозирования добычи нефти и обоснования технологических решений, неясность природы образования трещин и их трансформации в процессе разработки.

Поэтому в данной работе сформулированы и решены задачи, позволяющие повысить эффективность использования запасов нефти Западной Сибири на базе учета фильтрационной неоднородности продуктивных пластов.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефти из пластов с двойной средой по результатам оценки их фильтрационной изменчивости.

Основные исследуемые задачи

1) Изучение особенностей строения двойной среды, влияющих на эффективность технологических решений.

2) Оценка степени фильтрационной неоднородности и ее влияние на характер выработки запасов.

3) Анализ ранее предложенных методик прогнозирования выработки запасов и их недостатки в условиях пластов с двойной средой.

4) Определение оптимальных объемов закачиваемой в пласт воды на основании оценки согласованности отборов нефти и жидкости.

Научная новизна

1) Обоснован метод унификации кривых падения дебита нефти для оценки характера выработки запасов и степени фильтрационной неоднородности объекта разработки на основе безразмерных параметров.

2) Разработана модификация метода прогнозирования добычи нефти из пластов с двойной средой «АЛГОМЕС-2» и доказана ее состоятельность на 52-х объектах 23-х месторождений ХМАО-Югры.

3) Выявлена закономерность между соотношением закачиваемой воды и добытой нефти на эффективность выработки запасов.

Практическая значимость результатов исследований

Результаты исследований были использованы при составлении проектных документов на разработку Песчаного (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 414), Омбинского (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 560), Северо-Конитлорского (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 685) месторождений. Реализация предложенных автором технологических решений по оптимизации системы воздействия позволила стабилизировать объемы добычи нефти и снизить темпы роста обводненности продукции.

Метод прогнозирования добычи нефти применяется для оценки энергетического потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Югры по заданию Правительства округа в рамках планирования социально-экономического развития региона.

Используя разработанные приемы, проводились экспертизы выполнения проектных решений на разработку крупных нефтяных компаний округа (ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Юганскнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз») в период 2000-2006 гг.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: IX научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО»

(Ханты-Мансийск, 2005); научно-практических семинарах, организованных ЗАО Издательство «Нефтяное хозяйство» (Сургут, 2005, Нефтеюганск, 2006); IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005); IV, V и VI научно-практических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры (Когалым, 2003, Ханты-Мансийск, 2005-2006); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2003); II Международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006).

Публикации

Основные положения работы изложены в 9 печатных работах.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций. Работа изложена на 141 странице машинописного текста и содержит 77 рисунков, 4 таблицы. Список используемых источников включает 117 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе приводятся результаты работ ряда авторов, исследования которых посвящены изучению порово-трещи-новатых коллекторов и пластов с двойной средой.

Математическое описание процессов фильтрации в подобных коллекторах разработано Г. И. Баренблаттом и Ю. П. Желтовым.

Среди зарубежных исследователей можно выделить работы таких авторов, как Т. Голф-Рахта, Р. Гуднайта, В. Мори, П. Пол-ларда, П. Рута, Дж. Уоррена, Дж. Фатта, Д. Фурменто. Из отечественных авторов, работы которых посвящены трещиноватости нефтяных месторождений Западной Сибири, можно отметить А. В. Бодрягина, Г. К. Боярских, А. Н. Василевского, Е. Д. Глух-манчука, А. Т. Горбунова, В. А. Клыкова, Р. М. Курамшина,

Р. И. Медведского, А. Д. Митрофанова, К. Г. Оркина, А. А. Севастьянова, В. П. Сонича, А. С. Трофимова, И. Н. Шустефа, К. С. Юсупова, А. М. Юрчука.

Анализ кернового материала крупных месторождений ХМАО-Югры (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Быстринское, Сол-кинское) в период начальной стадии их разработки показал, что во многих исследованных разрезах скважин имеются развитые системы макро- и микротрещин.

Керновые материалы прямо подтверждают наличие трещи-новатости в коллекторах, однако они характеризуют незначительный объем продуктивного пласта. Поэтому в дополнение к изучению керна автор обратился к результатам сейсморазведочных работ, которые имеют более широкий охват исследованиями.

Интерпретация результатов сейсморазведочных работ более чем по 30-ти месторождениям Западной Сибири позволило Е. Д. Глух-манчуку и А. Н. Василевскому выявить наличие локальных тектонических деформаций, образующих блоковое строение пласта, размеры блоков при этом оцениваются порядка 1,2-2 км.

Нарушения образуют вокруг себя зоны дробления породы, ширина которых достигает 100 метров. По опыту разработки ряда месторождений Западной Сибири участки разрывов являются зонами с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами.

С целью оценки влияния трещиноватости пород коллекторов на процесс выработки запасов проведено обобщение результатов индикаторных исследований.

Многочисленные трассерные исследования, проводимые А. С. Трофимовым и коллективом А. В. Бодрягина на большом количестве продуктивных пластов нефтяных месторождений ХМАО-Югры, выявили наличие обширных гидродинамически связанных каналов с аномально низким фильтрационным сопротивлением, приводящих к непроизводительной закачке воды и снижению коэффициента охвата пласта разработкой. Природа образования высокопроницаемых каналов связывается авторами этих исследований как с естественной, так и с техногенной трещино-ватостью.

Техногенная трещиноватость формируется в процессе разработки нефтяных месторождений, когда на горные породы, из которых сложены продуктивные пласты, оказываются много-

кратные воздействия, в том числе при бурении скважин, проведении гидроразрывов пласта, заводнении, изменении пластового давления при отборе пластовых флюидов и т.д.

Одним из основных факторов, оказывающих влияние на формирование техногенной трещиноватости в поровом коллекторе, является нагнетание воды под давлением, превышающим давление разрыва пласта. При этом вокруг нагнетательных скважин формируются каналы, по которым преимущественно движется вода в сторону добывающих скважин, в то время как между ними остаются «целики» слабодренируемой нефти. Вышеперечисленные положения легли в основу струйной теории вытеснения нефти водой Р. И. Медведского, чьи труды стали базовыми для настоящей работы.

Установлено, что образование техногенной трещиноватости происходит при воздействии, превышающем величину напряженности горных пород в продуктивном пласте, которая оценивается разными исследователями в диапазоне от 0,4 до 0,8 д.ед. от величины горного давления.

Для более полного понимания процессов образования и условий формирования трещин проведены аналогии с трещинооб-разованием в металлах. В соответствии с механизмом образования и роста трещины рассмотрены факторы, влияющие на эффективность выработки запасов, а также снижающие негативное влияние трещинообразования.

Несмотря на многочисленные работы, посвященные наличию трещиноватости в осадочном чехле Западно-Сибирского региона, проектирование разработки нефтяных месторождений велось и ведется на основании представления о поровом типе коллектора, и реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют геологическим (структурно-механическим) особенностям строения продуктивных пластов, что сказывается на полноте выработки запасов нефти.

Во втором разделе на примере Песчаного нефтяного месторождения рассматриваются проблемы разработки пластов тюменской свиты, имеющих сложное геологическое строение, обусловленное резкой изменчивостью и неоднородностью по площади и разрезу. Опыт разработки таких месторождений невелик, однако с некоторой долей уверенности можно говорить о том,

что в условиях высокой фильтрационной неоднородности коллекторов использование систем воздействия с жестко-водонапорным режимом разработки при компенсации отборов жидкости закачиваемой водой свыше 100 % будет неэффективно.

Продуктивные отложения Песчаного месторождения представлены, в основном, образованиями переходных субфаций — от континентальных к мелководно-морским, что предопределяет высокую геологическую и гидродинамическую неоднородность.

Еще на стадии опытно-промышленной эксплуатации Песчаного месторождения были отмечены такие явления, как нестабильная работа добывающего фонда, быстрая реакция (2-3 месяца) добывающих скважин на закачиваемую воду и длительное неравномерное распределение пластового давления. В связи с этим на месторождении был проведен ряд исследовательских работ по выявлению геолого-гидродинамических особенностей продуктивных пластов.

Данными интерпретации ЗБ-сейсморазведки, трассерными и гидродинамическими исследованиями, проведенными на Песчаном месторождении в период 2003-2005 годов, было доказано наличие в продуктивных пластах ЮК2 3 и ЮК4 системы высоко-проводящих каналов.

К сожалению, эти методы являются косвенными и не позволяют однозначно судить о природе их происхождения.

В 2004-2005 годах, когда поддерживались высокие уровни компенсации отборов жидкости закачкой воды (144 % в 2004, 170 % в 2005 году), влияние двойной среды на характер выработки запасов прослеживалось достаточно явно и отражалось на быстром росте обводненности продукции (8-10 % в год).

На основании оценки материального баланса было установлено, что на Песчаном месторождении при реализации запроектированной обращенной семиточечной системы воздействия в условиях пластов, осложненных дизъюнктивными нарушениями, около 40 % закачиваемой воды расходуется непроизводительно. Сопоставление этого значения с величиной, полученной при проведении трассерных исследований в 2003 году (7,5-15 %), свидетельствует о росте объемов непроизводительной закачиваемой воды с 2003 по 2005 годы на 20-25 %.

Таким образом, чрезмерная компенсация отборов жидкости, осуществляющаяся на месторождении с 2003 г., не только не

способствует эффективной выработке запасов, но и приводит к формированию сквозных каналов бесполезной циркуляции закачиваемой воды.

При освещении этих проблем на заседании территориального отделения Центральной Комиссии по разработке ХМАО было отмечено, что методические основы разработки подобных залежей нефти в терригенных коллекторах, характеризующихся наличием двойных сред с резкой зональной и вертикальной неоднородностью, отсутствуют, а технологические решения по извлечению углеводородов требуют научного обоснования. К подобным объектам можно отнести продуктивные пласты месторождений Шаимского района — Лазаревское, Ловинское, Фи-липповское, Шушминское, а также Ершовое, Хохряковское, Омбинское, Западно-Асомкинское и ряд других месторождений Среднего Приобья, в том числе ожидающих освоения.

Поиск и обоснование принципиальных технологических решений, позволяющих повысить эффективность выработки запасов из пластов с двойной средой, является важной задачей отраслевого масштаба. При этом анализ опыта разработки подобных объектов будет основным аргументом.

В третьем разделе на примере пласта ЮС2 Омбинского месторождения анализируется эффективность технологических решений при выработке запасов нефти из коллекторов с двойной средой.

Керновыми исследованиями в разрезе продуктивного пласта выделено два типа коллекторов: поровый и порово-трещинный, при этом трещиноватость имеет тектоническое и, возможно, литогенетическое происхождение.

По результатам интерпретации гидродинамических исследований разведочных скважин Омбинского месторождения выявлено наличие в пласте ЮС2 высокопроводящих каналов, что в сочетании с исследованиями кернового материала позволяет идентифицировать их как трещины. Причем на этапе пробной эксплуатации трещинная пористость чрезвычайно мала по сравнению с пористостью матрицы.

Установлено, что формирование системы воздействия в условиях пласта с двойной средой в совокупности с проведением ГРП в значительной степени повлияло на обводненность продук-

ции. На многих скважинах месторождения, находящихся в зоне активной разработки, наблюдается одна и та же тенденция обводнения, когда время реакции добывающей скважины на закачиваемую воду в соседние нагнетательные скважины сокращается — с 1,5-2 лет в начале формирования системы воздействия до 2-3 месяцев при активной закачке. Рост обводненности можно объяснить хорошей гидродинамической связью, обусловленной наличием в пласте как естественной, так и искусственно созданной трещиноватости. Снижение времени реакции на закачиваемую воду может свидетельствовать о развитии трещинной системы в пласте, а именно, об укрупнении блоков матрицы, когда нагнетаемая вода циркулирует, в основном, по крупным сквозным трещинам между нагнетательной и добывающими скважинами, тогда как в блоках могут оставаться не освоенные — не связанные трещины.

Причиной образования искусственной трещиноватости может быть самопроизвольный гидроразрыв пласта при нагнетании воды в пласт с давлением выше предела разрыва.

Особый интерес представляют кривые падения давления нагнетательных скважин Омбинского месторождения, по которым можно проследить процесс трещинообразования за счет повышенного давления нагнетания воды в пласт.

Перед снятием кривой падения давления в скважины производилась нагнетание воды с давлением на устье 180 атм. Интерпретация КПД с использованием метода Полларда четко выявляет работу двух сред. На начальном этапе прекращения нагнетания происходит распределение давления в трещинах, проницаемость которых оценивается 1,7-2,3 мкм2, затем подключаются менее проницаемые разности.

Сопоставляя эти значения с результатами, полученными в процессе испытания разведочных скважин, отмечен рост трещинной проницаемости.

Значения абсолютной проницаемости, определенные на керне и по ГИС для этих скважин, составили 2-4*1 О*3 мкм2. Согласно результатам лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой, относительная проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности не превышает 0,2 д.ед. и фазовая проницаемость по воде в промытой зоне составит 0,8 *10~3 мкм2. Из

этого следует, что поровые блоки в районе нагнетательной скважины будут блокированы внедрившимся со стороны трещинной системы объемом воды.

Полученные результаты свидетельствуют об освоении существующих не связанных трещин и формировании единой высо-копроводящей системы.

Кроме самопроизвольного трещинообразования при чрезмерных объемах закачиваемой воды в пласт для поддержания пластового давления, на характер выработки запасов нефти пласта ЮС2 Омбинского месторождения оказывает влияние множество других факторов. Анализ выработки запасов показал, что основными из них являются: проведение комплекса мероприятий по мало- (до 20 т проппанта на 1 операцию) и болыпеобъемным (свыше 40 т проппанта) гидроразрывам пласта и формирование систем разработки с различными плотностями сеток скважин.

На основе имеющихся представлений об особенностях строения пласта для обоснования технологических решений была проведена серия гидродинамических расчетов на модели порово-тре-щиноватого коллектора. Рассматривались варианты, отличающиеся разными режимами работы пласта (с компенсацией отборов жидкости 80 %, 100 % и 120 %) и применением гидродинамических методов воздействия на пласт — смены фильтрационных потоков, форсированных отборов жидкости и циклического воздействия.

Сравнение вариантов с различной компенсацией отборов жидкости закачиваемой водой позволило установить разницу в достигаемых коэффициентах нефтеизвлечения — вариант со смешанным режимом (компенсация 80 %) лучше варианта с жестко-водонапорным на 2 %, а варианта с перекомпенсацией на 4 %.

Сочетание смешанного режима и смены фильтрационных потоков также позволило получить дополнительный эффект.

Исходя из анализа энергетического состояния залежи, динамики отбора жидкости, закачки воды и обводненности продукции, можно сделать вывод о необходимости формирования щадящей площадной системы воздействия, то есть компенсация отборов жидкости закачкой воды должна быть не более 100 %. Это позволит избежать опережающего обводнения продукции скважин в условиях порово-трещиноватого пласта.

Естественно, что на данном этапе изученности Омбинского месторождения в процессе формирования системы воздействия трудно установить детали механизма вытеснения нефти. Однако указанные факты, свидетельствующие о высокой гидродинамической связи между скважинами, необходимо учитывать при принятии технологических решений.

В четвертом разделе анализируются методы прогнозирования показателей разработки.

Среди множества видов прогнозирования, предложенных отечественными и зарубежными авторами (Дж. Арпсом, С. Баклеем, Ю. Е. Батуриным, С. Билом, А. А. Казаковым, Г. С. Камбаровым, В. С. Ковалевым, М. Левереттом, С. Л. Лейбензоном, В. Д. Лысенко, X. Льюисом, В. П. Майером, Р. И. Медведским, А. X. Мирзад-жанзаде, Э. Д. Мухарским, С. Ньюсом, И. Г. Пермяковым, А. М. Пир-вердяном, Е. Хадсоном, С. И Чарноцким, А. Н. Юрьевым и др.), выделяются два — детерминированный и промыслово-статисти-ческий.

Рассматривая недостатки и достоинства детерминированных методов прогнозирования, отмечается, что при нехватке керно-вых, промысловых, геофизических, гидродинамических, физико-химических исследований и при своей многофакторности модели далеко не всегда могут гарантировать достоверный прогноз технологических показателей разработки, тем более в порово-трещиноватых пластах.

Промыслово-статистические методы описываются в виде неких соотношений, имеющих под собой физическую основу, представленную аналитическим выражением, коэффициенты которого находятся с использованием современной статистики. Существует достаточно большой спектр зависимостей между накопленными и текущими отборами нефти, жидкости и воды, имеющих название «характеристики вытеснения» и служащих для определения величины дренируемых запасов нефти и краткосрочного прогнозирования показателей разработки. Наиболее широкое применение получила экспоненциальная зависимость (1), которая теоретически была обоснована С. Л. Лейбензоном для режима растворенного газа, а затем статистически была получена С. Билом и X. Льюисом, а также Дж. Арпсом. Зависимость (1) следует из решения уравнения материального баланса при

линейном поведении упругих свойств пласта и насыщающих его жидкостей и может быть использована для условий однородного пласта или залежи, разработка которой происходит как в условиях упругого режима фильтрации, так и при поддержании пластового давления

где t — время, Qнм. Q — соответственно накопленная добыча нефти и жидкости, (2р — начальные дренируемые запасы, которые можно получить умножением геологических запасов, подсчитанных объемным методом, на коэффициенты вытеснения и охвата разработкой.

Для описания падения дебита нефти из пластов, неоднородность которых характеризуется одним максимумом на гистограмме распределения проницаемости, можно использовать зависимость Р. И. Медведского и А. А. Севастьянова «АЛГОМЕС-1»

где п — параметр, характеризующий геологическую неоднородность, режим работы залежи и интенсивность воздействия на нее, определяется статистической обработкой фактических данных за предшествующий период разработки. При стремлении параметра к бесконечности характер поведения зависимости приближается к экспоненциальному.

Апробация зависимости (2) на большом количестве объектов разработки показала, что в некоторых случаях «АЛГОМЕС-1» не может удовлетворительно описать падение дебита нефти, что объясняется наличием на данных объектах двойной среды.

Пренебрежение наличием высокопроводящей среды в тер-ригенных коллекторах при прогнозировании показателей разработки приводит к существенному отличию результатов расчета от фактического поведения показателей и выражается обычно в несогласованности отборов нефти и жидкости.

(1)

ч

/

(2)

Если принимать во внимание тот факт, что выражение (1) позволяет прогнозировать добычу нефти в условиях однородного пласта, то можно предположить, что для описания выработки запасов нефти из пластов с двойной средой зависимость должна быть двухэкспоненциальной.

Р. И. Медведским и А. А. Севастьяновым была предложена зависимость «АЛГОМЕС-2», показавшая хорошие результаты по описанию выработки запасов из пластов с двойной средой:

Коэффициенты а и Д характеризуют здесь выработку запасов из высокопроводящих каналов и низкопроницаемых линз соответственно и имеют размерность, обратную времени. Коэффициент у — величина, также обратно пропорциональная времени и характеризующая перетоки между двумя средами.

Зависимость (3) математически обоснована для условий пластов с двойной средой, однако при ее использовании для прогнозирования добычи нефти автором были внесены следующие изменения. Так, было установлено, что коэффициенты а и Р кроме интенсивности выработки запасов учитывают еще и промывку дренируемых запасов каждой среды для конкретного объекта разработки. Модификация сводится к выделению из коэффициентов а ир отношения добычи жидкости к дренируемым запасам каждой среды, что позволяет в явном виде задавать темпы отбора жидкости. Также отмечено, что коэффициент у при неизменном режиме работы пласта практически не оказывает влияние на модельную кривую выработки запасов, в противном случае он должен задаваться переменным, что повышает неопределенность прогноза.

Для прогнозирования выработки запасов нефти из пластов, представленных двойной средой, предлагается модификация математической модели «АЛГОМЕС-2», имеющей следующий вид

() (А у-Л ../л а-у в(л - е

(3)

где 1 — (21=(22 — доля дренируемых запасов нефти, приходящаяся на проводящую и подпитывающую среду, соответственно.

В итоге выражение (4) является функциональной зависимостью между безразмерными комплексами — выработкой дренируемых запасов нефти, с одной стороны, и промывкой проводящей и подпитывающей сред — с другой. Для выбора корректного математического решения в настоящей работе обосновывается диапазон вариации коэффициентов, входящих в (4).

Кривые выработки запасов из коллекторов, представленных двойной средой, имеют специфический вид с приблизительно одинаковым характером падения, который можно разделить на: 1) период стабильной добычи нефти, длится непродолжительное время и зачастую связан с разработкой залежи на естественном режиме; 2) резкое падение добычи нефти (период обводнения продукции); 3) стабилизация кривой падения на уровне 0,1-0,15 д.ед. от начальных отборов нефти (период бесполезной циркуляции закачиваемой воды).

Для обобщения и выявления особенностей механизма выработки запасов был предложен метод унификации кривых падения дебита нефти, позволяющий привести к одному масштабу разнородные фактические материалы.

Необходимость разработки такого метода возникла в связи с неоднозначностью результатов прогноза при использовании характеристик вытеснения вследствие «зашумления» кривой выработки запасов накладывающимися друг на друга эффектами от различного рода мероприятий.

Для снижения влияния динамики фонда скважин на характер выработки запасов предлагается перейти к динамике показателей осредненной скважины, характрезующей либо объект разработки в целом, либо отдельную его литолого-фациальную зону.

жать влияния неточности промысловых замеров в случае анализа каждой конкретной скважины (рисунок 1, б).

Использование средней добычи нефти

жидкости

скважину позволяет также избе-

-Добыча нефти за год (тыс.т) -Добыча жидкости за год (тыс.т}

*

СХ

•Дебит нефти, т/сут -Дебит жидкости, т/сут /

I 1961 1995 1Н7 Ш» 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003

Время, годы

1911 1983 198S 1987 1999 4991 1993 199S 1997 1999 2001 *О0Э бремя, ГОДЫ

h.

чГ(т> -

Q(f)

ч (о)

dO"

ск

• Дебит нефти -Дебит жидкости

В)

Ч 0.9 tt

н

«0 0,7

| ел

I"

| е.»

I 6.2

0

1 0.1

- - Дебит нефти (qH(iyqO), лея ■ „ -Дебит жидкости (q{t)/qO), д.ед

sM р/яё'

<7,(0) Ч О.

1931 1983 1985 1W7 1489 1991 1993 1995 199? 1999 2001 2W3 Время, ГОДЫ

9.2 0.Э 0.4 0.9 0.5 0-7 0.» 0 3 1. Коэффициент промывки {Q/Qpl, д ед.

Рисунок 1 — Прием унификации кривой падения дебита нефти

С целью минимизации фактора наложения друг на друга эффектов от проводимых геолого-технических мероприятий по оптимизации режима работы скважины и интенсификации отборов предлагается преобразовать дебит жидкости в постоянную вели-

<2,(0

чину посредством введения приведенного времени т :

<7,

До)'

ко-

торое будет избирательно масштабировать шкалу времени. Приведенное время представляет собой отношение накопленной дог

бычи жидкости б;(0= к отбору жидкости в начальный

о

момент времени д, . Так, при увеличении дебита жидко-

сти относительно начального приведенное время будет больше реального и наоборот (рисунок 1, в).

Таким образом, остается выразить дебит нефти относитель-

уверенностью можно оценить эффективность ГТМ.

Для сравнительного анализа выработки запасов нефти по пластам со подобными геолого-физическими свойствами предлагается унифицировать кривые падения дебита нефти, представив их в безразмерном виде от кратности промывки дрени-

циальных дренируемых запасов £)р можно определить, используя одну из зависимостей (1), (2) и (4).

Зависимость, которая дает лучшую сходимость, следует использовать для прогноза, при этом ее выбор будет обусловлен неоднородностью объекта разработки и режимом работы залежи.

При использовании зависимости (4) для анализа выработки запасов определялись параметры Qp, , а, /3, таким образом, чтобы функция имела минимальное квадратическое отклонение от фактической динамики выработки запасов. Для нахождения минимума применяется метод наискорейшего спуска с использованием стандартных программ. Четыре степени свободы затрудняют выбор адекватного математического решения, описывающего физические процессы, протекающие в пласте. Несмотря на это, выбрать правильное решение возможно при соблюдении ряда критериев, которые представляются вполне логичными. Первый из них — отношение объемов запасов проводящей <21 и подпитывающей ()2 сред — может быть различным, но в сумме их доля в пласте не должна превышать единицы. Второй — сумма коэффициентов а, ¡3, характеризующих эффективность промывки двух сред или коэффициент полезного действия от отбора жидкости, также не должен быть больше единицы, но возможны случаи, когда эта величина будет немного больше единицы, что связано с увеличением интенсивности перетоков нефти при ограничении объемов закачиваемой воды. Третий критерий — коэффициент выработки дренируемых запасов при достижении обводненности 98 % (коэффициент завод-

но приведенного времени — д"(т) = ——, после чего с большей

руемых запасов

(рисунок 1, г). Величину потен-

нения) — должен стремиться к единице и быть не ниже 0,9 д.ед, так как его низкое значение будет свидетельствовать о завышенной величине дренируемых запасов.

После достижения удовлетворительной аппроксимации фактических данных проверяется согласованность коэффициента заводнения и обводненности продукции при больших значениях промывки, и затем оцениваются параметры фильтрационной неоднородности и величина потенциальных извлекаемых запасов нефти.

На основании предлагаемых приемов унификации установлен характер выработки запасов по нескольким группам пластов Сургутского свода: АС4 8, АС9, АС1012, БС18, БС1(М2. В анализе использованы материалы по 52 объектам разработки 23 месторождений.

На многих объектах при перекомпенсации отборов жидкости закачиваемой водой фактическая кривая добычи нефти значительно отклоняется от модельной зависимости (2). Главная причина таких отклонений — наличие высокопроводящей среды, по которой происходит опережающее продвижение фронта закачиваемой воды и наступает преждевременное обводнение продукции.

Следует также отметить, что на начальном этапе формирования систем воздействия вода закачивалась в объемах, значительно превышающих отборы жидкости, которая положительно сказалась на отборах нефти. Далее при достижении некоторого значения выработки дренируемых запасов эффект от закачиваемой воды становится отрицательным, что связано, прежде всего, с выработкой запасов высокопроницаемых разностей. Установлено, что для ряда объектов разработки к моменту начала неэффективной работы закачиваемой воды отбирается около 70 % запасов нефти из высокопроницаемой части пласта. Эта величина коррелируется с исследованиями Маскета, Херста, Фея, Пратса и Ароновского, установивших, что коэффициент охвата на момент прорыва воды в однородном пласте при равной подвижности флюидов и соотношении нагнетательных и добывающих скважин 1:1 составляет 72 %.

Данный вывод позволяет выявить границу эффективных объемов закачиваемой воды, приводящей к интенсификации добычи нефти. Для рассмотренных групп пластов полезный объем закачиваемой воды оценивается на следующем уровне: ЕС1012 ~ 0,148;

БСЬ8 - 0,182; АС4 9 - 0,06; АС10_12 ~ 0,130 д.ед. по отношению к геологическим запасам нефти.

Последующее снижение объемов закачиваемой воды до уровня добычи жидкости на ряде проанализированных месторождений приводило к росту добычи нефти.

Результаты анализа эффективности выработки запасов нефти по 52 объектам разработки, приуроченных к пластам Сургутского свода, представлены в таблице 1.

Из рассмотренных групп пластов наибольшие удельные дренируемые запасы нефти на скважину имеют пласты БС1а и БС10 — около 200 тыс. т/скв., наименьшая удельная величина дренируемых запасов была оценена по объектам разработки пластов АС10_12 — около 80 тыс. т/скв.

Оценка параметров двойной среды показала, что большинство групп пластов характеризуются близкими значениями доли запасов в высокопроницаемой среде (рисунок 2) от 0,5 до 0,65 д.ед., за исключением пластов АСд, где на высокопроницаемую среду приходится 0,27 д.ед.

Таблица 1 - Результаты анализа выработки запасов по объектам разработки

Группа пластов Параметр

0р. 0! а Р а Р КИН, д.ед.

тыс.т д.ед. баланс прогноз Д

АС4_8 134,4 0,495 0,588 0,214 3,2 0,287 0,227 -0,060

АС, 89,8 0,27 0,455 0,199 3,1 0,324 0,309 -0,016

АС ю-12 79 0,632 0,593 0,181 3,3 0,304 0,307 0,003

БС^з 197,9 0,532 0,676 0,212 14,3 0,430 0,413 -0,017

БС10-12 204,5 0,542 0,682 0,240 5,3 0,365 0,346 -0,019

На рисунке 3 представлена обобщенная оценка коэффициентов нефтеизвлечения по выделенным группам пластов, согласно которой стоящий на балансе Всероссийского Геологического Фонда КИН будет достигнут только по объектам АС10 . По объектам АСд, БС18 и БС10 расхождение между прогнозным и балансовым КИН составит менее 0,02 д.ед., по объектам АС4_з — 0,06 д.ед.

я

ь г

1 '1

? 5 Ш

5 3

100

50

- Выработанноегь дреьиру*мых заиас«« |||||!П)11р1ИКШК1Ш<01 1 Высокшфонкиа^мис 01

Рисунок 2 - Оценка величины дренируемых запасов и их качества по 52 объектам разработки пластов Сургутского свода

■ Текущий КИП

Рисунок 3 — Оценка коэффициентов извлечения нефти 52 объектов разработки пластов Сургутского свода

Установлено влияние накопленной компенсации отборов жидкости закачиваемой водой на отклонение от утвержденного КИН. По длительно разрабатываемым месторождениям можно говорить о том, что при накопленной компенсации отборов жидкости свыше 70 % утвержденный КИН достигнут не будет.

Таким образом, по результатам проведенной оценки по 33 из 52 объектов разработки при существующей системе разработки КИН достигнут не будет, если своевременно не принять

соответствующие меры. По 12-ти объектам прогнозируемый КИН превысит балансовую величину более чем на 0,04 д. ед.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказана состоятельность предложенной модификации метода прогнозирования добычи нефти «АЛГОМЕС-2» на основании проведенного исследования по 52 объектам разработки. Установлено, что данный метод применим для прогнозирования добычи нефти из пластов с двойной средой.

2. Нормирование дебита нефти относительно начального отбора жидкости в масштабе «приведенного времени» позволяет унифицировать кривые падения дебита. Унификация кривых падения дебита дает возможность установить характер выработки запасов, оценить объемы высоко- и низкопроницаемых сред, определить эффект от проводимых на объекте геолого-технических мероприятий, а также разделить эффекты от интенсификации и увеличения нефтеотдачи.

3. На многих объектах разработки кривые безразмерного дебита нефти при высоких значениях промывки пласта стабилизируются на уровне 5-10 % от начального, что обусловлено наличием вертикальной и площадной неоднородности, причем в строении многих пластов можно выделить как минимум две среды различной проводимости — высокопроницаемую (проводящую) и низкопроницаемую (подпитывающую).

4. Анализ согласованности отборов нефти и жидкости позволяет выделить оптимальные объемы эффективной закачиваемой воды в пласт. По результатам анализа выработки запасов длительно разрабатываемых месторождений можно говорить о том, что при накопленной компенсации отборов жидкости свыше 70 % утвержденный КИН достигнут не будет.

5. Результаты анализа выработки запасов по объектам длительно разрабатываемых месторождений Сургутского свода показали, что коэффициент извлечения нефти в значительной степени зависит от доли запасов в высокопроницаемой среде.

6. Установлено, что основное влияние на эффективность интенсификации отборов нефти закачиваемой водой оказывает доля

высокопроводящей среды. Для ряда объектов разработки к моменту начала неэффективной работы закачиваемой воды отбирается около 70 % запасов из высокопроницаемой части пласта.

7. Для эффективной выработки запасов нефти в условиях по-рово-трещиноватого пласта рекомендуется формирование щадящей площадной системы воздействия для избежания опережающего обводнения продукции скважин. На начальном этапе разработки для интенсификации отборов нефти можно допустить превышение объемов закачиваемой воды над отборами жидкости, при этом не допуская превышения давления нагнетания 0,60,7 д.ед. от горного давления. После отбора около 70 % запасов нефти из высокопроницаемой части пласта закачку воды рекомендуется ограничить на уровне отбора нефти.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Медведский Р. И. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой / Р. И. Медведский, А. А. Севастьянов, К. В. Коровин / / Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. - 2005. - № 15. - С. 49-53.

2. Севастьянов А. А Обоснование технологических решений для повышения эффективности выработки запасов нефти / А. А. Севастьянов, К. В. Коровин, А. Н. Карнаухов // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: Материалы П Междунар. науч.-техн. конф. г. Тюмень - Тюмень, ТюмГНГУ, 2006. - С. 174-178.

3. Севастьянов А. А. Особенности выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой на примере пласта ЮС2 Омбинско-го месторождения / А. А. Севастьянов, К. В. Коровин, А. Н. Карнаухов // Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании: Материалы II Междунар. науч.-техн. конф. г. Тюмень - Тюмень, ТюмГНГУ, 2006. - С. 178-182.

4 Севастьянов А.А. Оценка коэффициентов охвата по промысловым и геологическим данным / А. А. Севастьянов, К. В. Коровин // V конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры: Тез. докл.- Уфа: Монография, 2005 - С. 184-186.

5. Коровин К. В. Влияние геологических и технологических факторов на величину дренируемых запасов / К. В. Коровин, А. Г. Копытов, А. А. Севастьянов // Материалы IV науч.-практ. конф. молодых ученых и специалистов нефтяной и геолого-разведочной отрасли ХМАО: Тез. докл. - Уфа: КогалымНИПИнефть, 2003. - С. 106-109.

6. Коровин К. В. Влияние геологических факторов на эффективность гидроразрыва пласта в среднеюрских отложениях Песчаного месторождения (тезисы) / К. В. Коровин, А. Г. Копытов // Неф^ь и газ Западной Сибири: Материалы Междунар. науч. техн. конф. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2003. - С. 82-83.

7. Копытов А. Г. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП / А. Г. Копытов, С. И. Грачев, К В. Коровин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2005. -№ 2. - С. 41-46.

8. Медведский Р. И. Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с высокой фильтрационной неоднородностью / Р. И. Медведский, А. А. Севастьянов, К В. Коровин, Т. Н. Печерин // Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа: Материалы IX науч. конф. - Ханты-Мансийск, изд-во «ИздатНаукаСервис», 2005- Т. 1. - С. 390-400.

9. Севастьянов А. А. Необходимость учета двойной среды в терригенных коллекторах при обосновании технологических решений / А. А. Севастьянов, К. В. Коровин, А. Н. Карнаухов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2006. - С. 261-270.

Соискатель

К. В. Коровин

Подписано в печать 19.03.2007. Тираж 100 экз. Объем 1,0 уч.-изд. л. Формат 60x84/16. Заказ 192.

Издательство Тюменского государственного университета 625000, г. Тюмень, ул. Семакова, 10. Тел./факс (3452) 45-56-60, 46-27-32 E-mail: izdatelstvo@utmn.ru

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Коровин, Константин Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

2. ПРОБЛЕМЫ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

С РЕЗКОЙ ФИЛЬТРА! {ИОННОЙ НЕОДНОРОД1ЮСТЬЮ.

3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ВЫРАБОТКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ С ДВОЙНОЙ СРЕДОЙ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА 10С2 ОМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1 Исследования кернового материала по пласту ЮС2 Омбинского месюрождения.

3.2 Анализ резулыатов гидродинамических исследований скважин.

3.3 Формирование системы воздействия.

3.4 Факторы, определяющие обводнение добывающих скважин при формировании системы воздейс1вия.

3.5. Использование детерминированной модели для оценки эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи в двойных средах.

4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ И ПУТИ ПОВЫШЕ11ИЯ ЕЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ.

4.1 Подходы к npoi позированию показа1елей разработки в условиях неопределенности геоло1 ического строения пласюв.

4.2 Унификация кривых вырабожи запасов и идентификация двойной среды.

4.3 Прием оценки текущего коэффициента охват на примере слоисю-неоднородно!о пласта.

4.4 Прием iipoi позирования распределения подвижных остаточных запасов нефш но классам коллекюров на примере Стрежевского месюрождения.

4.5 Анализ зффективносж выработки запасов и обоснование полезных объемов закачки воды в пласт.

4.6 Прием получения опюеительных модифицированных проницаемостей по промысловым данным.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой"

Актуальность работы

Практика разработки показывает, что вода в добывающих скважинах появляется значительно раньше и в больших объемах, особенно при внутрикоптурном заводнении, чем это предусмотрено в протозах, в основу которых положено представление о норовом строении коллектора. Наблюдаемая несогласованность отборов нефти и жидкости зависит, прежде всего, от степени фильтрационной неоднородности, исследованиям и моделированию которой не всегда уделяется должное внимание. Так, например, при недостаточном объеме исследований коллекторских свойств различных литотипов, как правило, офапичиваются общей петрофизической основой для интерпретации материалов геофизических исследований скважин и количественных определений подсчетных параметров. Авторы прогнозов в последующем уточняют поля параметров, исходя из режимов работы скважин и динамики обводнения, при этом часто используют не вполне корректные и физически обоснованные приемы.

Превышение отборов жидкостей над добычей нефти характерно для слоисю-пеоднородных пластов, когда первыми обводняются проплас1Ки с высокой проницаемостью, и пока в них идет процесс отмывки остаточной нефти, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пласюв с высокой вариацией проницаемости характеризуется низкой нефтеотдачей при высокой обводненности продукции. Пример пластов такого рода - эксплуатационный объект ЮКШ п на Талинском месторождении. За двадцать лет разработки из этого объекта извлечено около 12% нефти, в то время как обводненность достигла 90-95%.

Взаимосвязи текущей нефтеотдачи и обводненности в пластах, сложенных проплааками с различной проницаемостью и разделенных друг от друга глинистыми перемычками, посвящепо много рабок Однако кроме вертикальной, пласт характеризуется еще и площадной неоднородностью, а именно - наличием в пласте прожженных высокопроницаемых каналов и окружающих их низкопропицаемых линз.

Наличие высокопроницаемых каналов в терршенпых коллекторах подтверждав 1ся гидродинамическими, трассерными и промыслово-геофизическими исследованиями на mhoihx месторождениях. Высокопроницаемые каналы или, как их еще называют, каналы с низкими фильтрационными сопротивлениями, могут бьпь представлены грегцинами, однако для условий герригенных коллекторов эю положение ряд исследователей подвергают сомнению. В то же время накоплено достаточно факюв по результатам изучения кернового материала, свидетельствующих о наличии в герригенных коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири различных видов трещиноватое i и.

Наличие резко выраженной фильтрационной неоднородности значигельно снижает эффективность выработки запасов и фебует принятия адекватных техноло1 ических решений. Понимание природы образования высокопроницаемых каналов дает ключ к решению данной проблемы. При оказании внешнего воздействия система высокопроводящих каналов можег менять свою геометрию (ориентацию, 1"устоту, проводимость) в зависимости от технологий и интенсивности воздействия. Анализ материалов геофизических и промысловых исследований позволяет прогнозировать ареал их возможного развития, чю немаловажно при обосновании плотности сетки скважин и их взаимного расположения. В свою очередь, неучет эшх факторов значигельно снижает эффективное п> выработки запасов нефти, о чем свидетельствует состояние разработки ряда эксплуатируемых месторождений. Зачасчую этим вопросам не уделяется должного внимания по ряду причин: недостаточный объем необходимых исследований для npoi позирования добычи нефти и обоснования гехнологических решений, неясность природы образования трещин и их трансформации в процессе разработки.

Поэтому в данной работе сформулированы и решены задачи, позволяющие повысить эффективноеib использования запасов нефти Западной Сибири на базе учета фильтрационной неоднородности продуктивных пластов.

Цель работы

Повышение эффективности выработки запасов нефти из пласюв с двойной средой по результатам оценки их фильтрационной изменчивости.

Основные исследуемые задачи

1) Изучение особенностей строения двойной среды, влияющих на эффективность технологических решений.

2) Оценка степени фильтрационной неоднородности и ее влияние на характер выработки запасов.

3) Анализ ранее предложенных методик npoiпозирования выработки запасов и их недостатки в условиях пластов с двойной средой.

4) Определение оптимальных объемов закачиваемой в пласт воды на основании оценки согласованности отборов нефти и жидкости.

Научная новизна

1) Обоснован метод унификации кривых падения дебита нефти для оценки характера выработки запасов и степени фильтрационной неоднородности объекта разработки на основе безразмерных параметров.

2) Разработана модификация метода прогнозирования добычи нефти из пластов с двойной средой «АЛГОМЕС-2» и доказана ее состоятельность на 52-х объектах 23-х месторождений ХМАО-Югры.

3) Выявлена закономерность между соотношением закачиваемой воды и добьпой нефти на эффективность выработки запасов.

Практическая значимость результатов исследований

Результаты исследований были использованы при составлении проектных документов на разработку Песчаного (протокол ТО ЦКР по ХМАО №414), Омбинского (проюкол ТО ЦКР по ХМАО №560), Северо-Конитлорского (проюкол ТО ЦКР по ХМАО №685) месторождений. Реализация предложенных автором технологических решений по оптимизации системы воздействия позволила стабилизировать объемы добычи нефти и снизить темпы роста обводненности продукции.

Метод прогнозирования добычи неф1И применяется для оценки энсргешческого потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Ю1ры по заданию Правительства округа в рамках планирования социально-экономического развития региона.

Используя разрабо1анные приемы, проводились экспер1изы выполнения проектных решений на разработку крупных нефтяных компаний округа (ОАО «Сургутнеф1е1аз», ОАО «K)i анскнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз») в период 2000-2006 гг.

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Ilyin реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Хан1ы-Мансийск, 2005), на паучно-пракгических семинарах, организованных ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» (Сургут, 2005, Неф1еюганск, 2006), на IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005), на IV, V и VI научно-практических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды дея1ельности, связанной с пользованием учас1ками недр на территории ХМАО-Югры (Когалым, 2003, Ханты-Мансийск, 2005-2006), на Международной научио-технической конференции «Нефть и i аз Западной Сибири», посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2003), на II Международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефгетовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006).

Публикации

Основные положения работы изложены в 9 печатных работах.

Благодарности

Aniop выражает искреннюю благодарность за ценные советы и замечания своему научному руководителю, к-iy гехп. наук, Севастьянову А.А., и д-ру техн. наук, профессору Медведскому Р.И.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Коровин, Константин Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказана состоятельность предложенной модификации меюда прогнозирования добычи неф ж «АЛГОМЕС-2» на основании проведенного исследования по 52 объектам разработки. Установлено, что данный метод применим для прогнозирования добычи нефти из пласгов с двойной средой.

2. Нормирование дебит нефш отосигельно начального отбора жидкоеiи в масштабе «приведенного времени» позволяет унифицировать кривые падения дебига. Унификация кривых падения дебита дает возможность установи ib характер выработки запасов, оценить объемы высоко- и низкопроницаемых сред, определип> эффем oi проводимых на объекте 1еолого-технических мероприятий, а также раздели ib эффекты oi ишенеификации и увеличения нефтеотдачи.

3. На многих объектах разработки кривые безразмерною дебит нефти при высоких значениях промывки пласта стабилизируются на уровне 5-10 % от начальною, чю обусловлено наличием вертикальной и площадной неоднородности, причем в строении mhoihx пласюв можно выделип> как минимум две среды различной проводимости - высокопроницаемую (проводящую) и низкопроницаемую (подпитывающую).

4. Анализ согласованности отборов нефти и жидкости позволяет выделить оптимальные объемы эффективной закачиваемой воды в пласт. По результатам анализа выработки запасов длительно разрабатываемых месторождений можно ювори1ь о юм, что при накопленной компенсации отборов жидкости свыше 70 % утвержденный КИН достигнут не будет.

5. Результаты анализа выработки запасов по объемам длительно разрабатываемых месторождений Сургутского свода показали, что коэффициент извлечения нефти в значительной степени зависит от доли запасов в высокопроницаемой среде.

6. Установлено, что основное влияние на эффективность интенсификации отборов нефти закачиваемой водой оказывает доля высокопроводящей среды. Для ряда объемов разработки к момешу начала неэффективной работы закачиваемой воды отбирается около 70 с/с запасов из высокопроницаемой части пласта.

7. Для эффемивпой вырабо1Ки запасов нефти в условиях порово-трещиноваюю пласта рекомендуется формирование щадящей площадной системы воздействия для избежания опережающею обводнения продукции скважин. На начальном -лапе разрабо1ки для интенсификации отборов нефти можно допустиib превышение объемов закачиваемой воды над оiборами жидкости, при этом не допуская превышения давления нагнетания 0,6-0,7 д.ед. от горною давления. После отбора около 70 % запасов нефти из высокопроницаемой часж iuiacia закачку воды рекомендуется ограничить на уровне отбора нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Коровин, Константин Владимирович, Тюмень

1. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. // Trans., AIME. 1945. pp. 228247.

2. Chen, Sh., "A generalized hyperbolic decline equation vim rate-time and rate-cumulative relationships," SPE 81427 presented SPE 13ch Middle East Show & Conference held in Bahrain 5-8 April 2003.

3. Chen, Sh., "A generalized hyperbolic decline equation with rate-time dependent function," SPE 80909 presented at me SPE Production and Operations Symposium held in Oklahoma City, Oklahoma, USA. 22-25 March 2003.

4. DeSorcy, G. J., Determination of oil and gas reserves, Petroleum Society Monograph No. 1, Second Edition, Canada, 2004.

5. Fetkovich, M.J., "Decline curve analysis using type curves," paper SPE 4629 presented at the SPE 48m Annual Fall Meeting, Las Vegas, Nev., Sept. 30-0ct. 3.1973.

6. Gentry R.W. and Mc.Gray A.W. The effect of reservoir and fluid properties on production decline curves "JPT", Sept. 1978, p. 1327-1341.

7. Goodknight R.C., Klykoff W.A., Fatt J.H. Nonsteady-state flow and diffusion in porous media containing dead-end pore volume The Journal of Physical Chemistry. 64. no. 9, 1960.

8. Hayatdavoudi A., "Effect of Water-soluble gases on production decline, production simulation, and production management," SPE 50781 presented at the 1999 SPE International Symposium Oilfield Chemistry held in Houston 16-19 Feb., 1999.

9. Hudson E.J, Ncuse S.H. Cutting through the mystery of reserve estimates. "Oil and Ga/ J", 25 March, v.83, No. 12, p. 103 106, 1985.

10. Hudson E.J, Neuse S.H. Depiction stage determines most effective methods for reserve estimate integrity. "Oil and Gaz J", Apr.l, v.83, No. 13, p.80 -90, 1985.

11. Kabir, M. I., "Normalized Plot A Novel technique for reservoir characterization and reserves estimation," SPE 37031 presented at the 1996 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference held in Australia, 28-31 Oct. 1996.

12. Khaled Abdel Fattah, Kh. A., "Predicting production performance using a simplified model," World Oil J., April 2006, pp 147-151.

13. Koederitz, C. F., A. H. Harvery and M. Hanarpour, Introduction to petroleum reservoir analysis, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1989.

14. Lee, J. and Wattenbarger, R. A, Gas Reservoir Engineering, 1st Ed., Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, 1996.

15. Lin Chung and Rowland, D. A. "Determining the constants of hyperbolic production decline by a linear graphic method," Unsolicited, SPE 11329.

16. Long, D. R., and M. J. Davis, "A new approach to mc hyperbolic curve." JPT", Vol. 40,1988, pp. 909-912.

17. McNulty R.R. and Knapp R.M. Statistical decline curve analysis, Paper SPE. 10279 presented an the 1981 SPE Annual. Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Oct.5-7

18. Nind, T.E.W., "Principles of oil well production," 2nd Ed., McGraw-Hill Inc., New York. 1981.

19. Purvis, R.A., "Further analysis of production-pcrformancc graphs", J. Canadian Petroleum Technology, April 1987, pp. 74-79.

20. Roberston, S., "Generalized hyperbolic equation," Unsolicited, SPE 18731.1988.

21. Rowland D.A., Lin Ch. New linear method gives constants of hyperbolic decline. "Oil and Gas Г.1985, v.83, № 2, p. 86-90.

22. Rowland, D. A. and L. Chung: "Computer Model Solution Proposed, Oil and Gas J., Jan. 21, 1985. pp. 77-80.

23. Shirman, E. L, "Universal approach to the decline curve analysis," J.

24. Canadian Petroleum Technology, Vol 38, No. 13, 1999, pp. 1-4.

25. Slider H.C. A simplified method of hyperbolic decline curve analysis. "JPT", 1968, v.20, march, p.235-236.

26. Slider, H. G, World-wide practical petroleum reservoir engineering methods,Pennwell Publishing Co., Tulsa, Oklahoma, 1983.

27. Spivey, J. P., "A new algorithm for hyperbolic decline curve fitting" Paper SPE 15293 presented at petroleum Industry Application of Microcomputer, Silver Greek, June 18-20, 1986.

28. Thompson, R.S., J. D. Wright and S. A. Digert, "The Error in estimating reserves using decline curves," Paper SPE 16925, presented at the SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium,Texas, March 2-3.1987.

29. Towler, B. F., and S., Bansal, "Hyperbolic decline-curve analysis," J. of Petroleum Sciencc and Technology, 1993, pp. 257-268.

30. Амелин И.Д. Определение извлекаемых запасов нефш по характериешкам вьпеспеиия с учеюм эксплуатации залежей до предела рентабельности // Нефтепромыслое дело. 1982. - № 5.

31. Амелин И.Д., Давыдов А.В. Применение характеристик вьпеснении для прогнозирования разработки зале1аемой нефш Зан. Сибири на поздней стдии» В сб. Особенность освоения Месторождений Тюменского Заполярья. Сб.научп.тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1985.

32. Амелин И.Д., Давыдов А.В., Методика прогноза показателей разрабожи залежей нефш при водонапорном режиме на поздней стадии. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1987. - №.4. - С. 17-22.

33. Амелин И.Д., Давыдов А.В., Субботина Е.В. Определение извлекаемых запасов нефти, в залежах на поздней стадии разрабожи по характеристикам вытеснения нефти водой. ПТИС сер, Нефтепромысловое дело и ipaHcnopi нефш, вып.З, М., ВНИЮЭНГ, 1985, с. 1-5

34. Афанасьев А.В., Горбунов А.Т., Шуетеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях nai иегаиия.- М: Недра.- 1975.

35. Баренблатт Г.И., Желюв Ю.П. Об основных представлениях 1еориифилырации однородных жидкости в грещиновашх породах. ПММ, i.24, вып. 5, 1960.

36. Бокссрман Л. Л., Жслтов К). П., Кочетков А. А. О движении пеемешивающихея жидкоаей в фещиноваю-иориеюй среде. Доклады АН СССР, № 6, 1964.

37. Бочаров В.А. Некоюрые общие закономерносчи и особенности поведения характеристик вытеснения длительно разрабатываемых залежей. //Неф1яное хозяйство. 1997.-№7.-С. 41 -43.

38. Бочаров Т.Ю. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по данным отбора нефти и воды отдельных скважин. Изв. АН АзССР, 1977, № 4, с.39-42.

39. Гайсин Д.К. Метод прогноза технологических показателей и нефтеотдачи пластов по промысловым данным на поздней стадии разработки. // Тр. БашНИПИнефть. 1988. - Вын.64.- С.70 -74.

40. Гарипов О.М., Лукин А.Е. Дилатантная трещиноватость: Сборник трудов/ СибНИИНП. Тюмень, 1992. - С. 74 - 81.

41. Гаттенбергер Ю. П. и др. О гидравлической взаимосвязи основных продуктивных пластов на месторождениях CypiyTCKOlO нефтеносною района (Западная Сибирь). Нефтегазовая геология и геофизика, № 5, 1966, М.

42. Геологический словарь. Москва: «11едра», 1973, т.2, с. 324.

43. Глухманчук Е.Д., Бакуев О.В. Соотношение типов темонических деформаций в фундаментном и чехольном комплексах пород севера Западной Сибири. Геология и геофизика, 1992, №3, с,35-39.

44. Голф-Рахт ТсД. Основы неф1епромысловой 1еоло1ии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.

45. Горовов В.И., Распопов А.В., Шустеф И.Н. Приближенный метод расчета показателей разработки месторождений Нефтяное хозяйсгво, 1988, №6, июнь, с. 25-27.

46. Григорьев С.Н. О динамике запасов неф г и, дренируемых скважинами, в водный период разработки залежей. Изв.ВУЗов "Нефть и газ", 1978, № 12, с.28-30

47. Гурари Ф. Г. и др. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях ЗападноСибирский низменнос1и. Геоло1 ия нефш и iаза, № 2, 1966.

48. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефти и газов. М.: Недра, 1969.

49. Гусев Д.Г., Бриллианг JI.C., Ревенко В.М. Влияние давления iiai истаиия на характер подключения пластов горизонта БВ Самотлорского месторождения при их совмесшом вскрыши. // Проблемы нефти и газа Тюмени. Выи. 56, 1982г.

50. Гусейнов Г.П. Анализ меюдов upoi позирования показагелей процесса разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов. // Азербайджанское нефтяное хозяйспю. 1981. - №7. - С. 26 - 30.

51. Гусейнов Г.П., Алмамедов Д.Г., Керимов А.Г., Махмудова Т.Ю. Анализ меюдов upoi позирования показа1елей разработки и определение начальных извлекаемых запасов месторождения. //Азербайджанское неф1яное хозяйсчво. 1989. - №8. - С. 29 - 52.

52. Дорофеева Т. В. Распределение максимумов грещиноваюсти горных пород на структурах Южно-Минусинской впадины. Тр. II Всесоюзною совещания по фещиииым коллекюрам нефш и газа. Изд-во «Недра», М., 1965.

53. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1968.

54. Желтов 10.II. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра,1986.

55. Ишкаев Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. Уфа 1998.

56. Казаков А.А. IIpoi позирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой// РНТС Нефтепромысловое дело.- 1976. -вып. -с. 5-7.

57. Казаков А.А. Статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство 1976, № 6, с.25-28,

58. Казаков А.А., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. М.: ВПИИОЭПГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1977.

59. Камбаров Г.С., Алимамедов Д.Г., Махмудова Т.О. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. - №3. - С. 22 - 24.

60. Кляровский Г.В., Парахин В.Г., Об ошимальных объемах закачки воды на поздней стадии разработки нефтяной залежи. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. -№6.-С. 16- 19.

61. Ковалев В. С., Житомирский В. М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. М., «Недра», 1976. 247 с.

62. Ковалевский Г. JI. и др. О дизъюнктивных дислокациях и осадочном чехле Западно-Сибирской плиш. Геолотия и 1еофизика СО АН СССР, №9, 1965.

63. Копыюв А.Г., Грачев С.И., Коровин К.В. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП. Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, 2005. -№ 2. - С. 41 -46

64. Коровин К.В., Копытов А.Г. Влияние геоло1 ичееких факторов на эффективность гидроразрыва пласта в среднеюрских оиюжениях Песчаного месторождения (тезисы). Нефть и i аз Западной Сибири: Тр. Междунар. науч. техн. конф. Тюмень, 2003. - С. 82-83.

65. Курамшин P.M., Духовная П.А., Вязовая М.А., Бобылева И.В. результаты проведения i идравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1997. - №4. - С. 43-47

66. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. М.: Недра, 1964.

67. Лысенко В.Д. Когда режим истощения лучше режима заводнения. //Нефтяная и газовая промышленность. Геология, 1еофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. - №11. - С. 46 - 49.

68. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993.

69. Максимов М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефш на конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой. // Геология нефти и газа. 1959. - № 3. - С. 42 - 44.

70. Масленникова Г. В. Литологические факторы, влияющие на коллекюрские свойства пород IX—XVII пласюв Усгь-Балыкского месторождения. Неф1е1азовая теология и геофизика, вып. 2., ВНИИОЭПГ, М., 1966. Текущая информация.

71. Материалы но теологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений CypiyicKoio и Пижневарювскою нефтегазоносных районов Тюменской области (Труды. Вып. XIII). Под редакцией Г.К. Боярских. Тюмень, 1969 г.

72. Медведский Р.И. Концепция смруйною вытеснения нефти водой. Вестник Удмуртскою университета. Ижевск: 2002, №9, с. 121-129.

73. Медведский Р.И. Ручейковая теория вытеснения пефш водой. // Извесшя высших учебных заведений. Пефгь и 1аз. 1997. - №6. - С. 69.

74. Медведский Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период ею падения//Гехнико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири/Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. - 1987. - С. 26 - 35.

75. Медведский Р.И., Абдуллин Р. А. Резулыаты эксперимент циклическою заводнения па Трехозерном нефтяном месторождении, Пефгь и Газ Тюмени, Вып 12, 1971.

76. Медведский Р.И., Абдуллин Р. А. Роль трещинова i ос i и в поглощении закачиваемой воды. Тр. Гипрогюменнефтегаза, Выи 29, 1971.

77. Медведский Р.И., Ишин А.В. Увеличение нефтеотдачи пугем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти. Изв. ВУЗ. Нефть и газ №6, 2000г., с, 24-28.

78. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Стсюк М.Е. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1992.

79. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Моделирование разработки залежи нефш при упругом расширении законтурной воды. // Известия высших учебных заведений. Нефи» и газ. 1998. - №6. - С. 16-21.

80. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Санкг-Петербург: Недра.-2004.- 192 с.

81. Медведский Р.И., Севастьянов А. А., Коровин К.В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вес шик недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. Тюмень. - 2005. -№15.-С.49-53.

82. Мансийск: Изд. «Изда1НаукаСервис», 2005.- Т.1.- с. 390-400

83. Медведский Р.И., Севастьянов Л.А., Коровин К.В. Upoi позирование вырабо1ки запасов из пласюв с двойной средой // Вестник недропользователя Хашы-Мансийскою автономною округа. Тюмень. - 2004. -№13.-С. 54-59.

84. Медведский Р.И., Юсупов К.С. Трансформация структуры пласта при нагнетании воды. // Проблемы развития топливно-энергетическою комплекса на современном этапе / ТюмГПГУ, Изд. Слово, 2003.

85. Микуленко К. И., Острый Г. Б. Типы грещиноваюсги и их влияние на коллекюрские свойства пород осадочною чехла Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, I. 165, №3, 1965.

86. Мирзаджанзаде А. X., Амеюв И. М., Битов В. М., Рыжик В. М. Подземная i идродинамика: задачи и возможности Нефтяное хозяйство, 1987, №12, декабрь, с. 30-35.

87. Мори В., Фурмешо Д., Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи. Москва: Мир, 1994, с.416.

88. Муслимов Р.Х., Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Адаптивный способ краткосрочного прогнозирования показателей разработки обводняющихся нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйспю. 1983. - № 12.- С. 40-43.

89. Наливкин В. Д. и др. Дизъюнктивные нарушения в осадочном чехле Западно-Сибирской низменности. ДАН СССР, т. 158, № 6, 1964.

90. Нестеров В.Н., Шлснкип С.И., Шленкин В.И. и др. Оценка запасов нефти, основанная на аппроксимации графиков добычи дифференциальным уравнением второго порядка // Пути реализации пефтегазовою потенциала

91. ХМАО / Шесчая научно-пракшческая конференция. Ханты-Мансийск.-2()()3. -Т.2. -С.306-311.

92. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в tcxhojioihh и 1ехнике добычи нефти. Москва: «Недра», 1967.

93. Острый Г. Б. О трещиноватости мезозойских пород ЗападноСибирской низменное i и. Нефтегазовая 1еология и 1еофизика, вып. 2, 1965, Текущая информация.

94. Отчет о ПИР. «Анализ разработки Песчапою месторождения». ООО «НПО Сиб1ехнефть». Тюмень, 2005.

95. Отчет о НИР. «Технологическая схема разработки Стрежевскою месторождения», ТомскНИПИнефть, Томск, 1994 г.

96. Отчет о НИР. Проведение грассерных исследований с целью определения iидродинамической обстановки па Песчаном месторождении. Этап №1. Интерпретация результатов за 6 месяцев отбора проб. ЗАО «Тюмень-Техноло1 ия». Тюмень-11я1 ань, 2004.

97. Пермяков И.Г. Экспресс мемод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений, М.: Недра 1975.

98. Перозио Г. Н. Об эпигенетических изменениях в терригенных породах мезозоя центральной час ж Западно-Сибирской низменности. Тр. СНИИГГИМСа, вып. 14, 1961.

99. Перозио Г. Н. Эпитеиетические преобразования в песчаниках и алевролшах юры и мела Западно-Сибирской низменности. Литология и полезные ископаемые, № 3, 1966.

100. Пирвердян A.M. и др. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попушой воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов. Азербайджанское нефтяное хозяйство, .1970, № 11.

101. Прозорович Г. Э., Рудкевич М. Я. Об условиях образования продуктивных пластов в неокомских отложениях Суртутского свода (ЗападноСибирская низменность). Нефтегазовая 1еоло1ия и геофизика, № 10, 1967.

102. Соколовский Э.В., Соловьев Г.Б., Трончиков Ю.И. Индикаюрные методы изучения нефтяных пластов. М: Недра.- 1962.

103. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: «Недра», 1965, с.952.

104. Умперович Н. В. и др. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле Западно-Сибирской плиты по материалам метода отраженных волн. Геоло1 ия и геофизика. Изд-во СО, АН СССР, № 1, 1966.

105. Финкель В.М. Портрет трещины. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Металлургия, 1989.- 192с.

106. Хасанов M.M., Галеев P.M., Мухамедшин P.K., Лепехин А.Г. К обоснованию выбора характеристик вытеснения нефш водой. // Нефтепромысловое дело. -1998. №6. - С. 2 - 6.

107. Черников О. А. К вопросу о вторичных изменениях осадочных пород. Лиюлогия и полезные ископаемые, № 1, 1963.

108. Щепежин Ю. В., Осфый Г. Б. Микрогрещиноватость пород мезозойскою чехла Западно-Сибирской низменное i и. Неф газовая теология и геофизика. Текущая информация, вып. 1, М., 1968.

109. Якушев В. П., Смирнов Н. В. Результаты экспериментальных исследований по уплотнению и цементации песчаных коллекюров. Сб. «Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месюрождений». Изд-во «Наука», М, 1964.