Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование технологии извлечения остаточных запасов нефти высокопродуктивных залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование технологии извлечения остаточных запасов нефти высокопродуктивных залежей"

ШУБИН АЛЕКСАНДР СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ВЫСОКОПРОДУКТИВНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

з О ИЮН 2011

Тюмень - 2011

4851223

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Медведев Юрий Андреевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно -

Защита состоится 15 июля 2011 года в 13.00 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-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 15 июня 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Мулявин Семен Федорович

исследовательского и проектного института нефтяной промышленности Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»)

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Ухудшение структуры запасов высокопродуктивных залежей нефти, обусловленное их значительной степенью выработки, сопровождается увеличением количества бездействующих скважин, снижением дебитов нефти и прогрессирующей обводненностью добываемой продукции (98-99 %). Добыча углеводородного сырья в таких условиях становится технологически и экономически малоэффективной. При этом доля остаточных подвижных запасов нефти в коллекторах, имеющих однородное строение может достигать 15-20 % от начальных.

Например, объект БВ8 Аганского месторождения эксплуатируется длительный период времени, добыто более 90% от начальных извлекаемых запасов нефти, показатели разработки характеризуются дебитами по нефти менее 10т/сут, обводненностью добываемой продукции на уровне 95%. По мере истощения запасов нефти, ухудшается структура фонда скважин. В частности, значение коэффициента использования скважин ниже нормативного и составляет 0,78. Применяемые на месторождении современные технологии бурения боковых стволов, ремонтно-изоляционные работы, форсированный отбор жидкости имеют адресный, локальный характер, и не решают задачи по оптимизации всей системы разработки в целом. Причина, которая объясняет сложившуюся ситуацию, связана в первую очередь с отсутствием ясности о структуре остаточных запасов нефти, условиями ее локализации по площади и разрезу продуктивной залежи.

Таким образом, совершенствование существующей системы воздействия объекта БВ8 Аганского месторождения, находящегося на поздней стадии разработки и содержащего около 40 % текущих извлекаемых запасов нефти месторождения, является весьма актуальной.

Цель работы

Повышение эффективности разработки объекта БВ8 Аганского месторождения за счет изучения застойных и слабодренируемых зон высокопродуктивных залежей и обоснование принципиальных положений адаптации системы разработки к структуре остаточных запасов нефти.

Основные задачи исследований

1. Определение влияния структурного фактора на механизм формирования остаточных запасов нефти для пластов, характеризующихся слаборасчлененным и монолитным строением, на примере объекта EBS Аганского месторождения.

2. Создание способа идентификации застойных зон разрабатываемого объекта, содержащих на поздних стадиях разработки остаточные запасы нефти.

3. Разработка и внедрение программы мероприятий на основе принципов системной оптимизации процесса разработки для слаборасчлененных, высокопродуктивных залежей нефти, на примере объекта БВ8 Аганского месторождения.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтенасыщенный пласт БВ8 Аганского месторождения и вскрывшие его скважины; предметом - методологические и технологические основы повышения эффективности разработки нефтяных пластов.

Научная новизна выполненной работы

1. Доказано влияние локальных форм структурной поверхности высокопродуктивного объекта БВ8 Аганского месторождения, характеризующегося слаборасчлененным монолитным типом строения, на особенности выработки запасов нефти.

2. Найден способ определения слабодренируемых зон для высокопродуктивных залежей нефти, находящихся на заключительных стадиях разработки, с применением непрерывного вейвлет-преобразования структурной поверхности.

3. Обоснованы принципы системной оптимизации процесса разработки объекта БВ» Аганского месторождения с учетом структурного фактора.

Практическая ценность и реализация

1. Разработана и внедрена программа дальнейшего развития системы разработки объекта BBS Аганского месторождения, которая была утверждена ЦКР Роснедра в рамках работы «Авторский надзор за реализацией Проекта разработки

Аганского месторождения» (2006 г).

2. Реализованы критерии рационального планирования геолого-технологических мероприятий для условий объекта БВЯ Аганского месторождения. В частности, автором произведена оптимизация существующей рядной системы в 15 замкнутых элементов, окаймляющих участки повышенной концентрации нефти. Выполнено обоснование бурения 20 горизонтальных скважин и восьми боковых стволов. Это обеспечивает прирост добычи нефти 7268 тыс.т, прирост КИН по отношению к существующей системе составит не менее 3,0%.

Основные защищаемые положения

1. Особенности локализации остаточных запасов нефти с учетом литолого-фациальной неоднородности и структурного фактора объекта БВЯ Аганского месторождения, характеризующегося слаборасчлененньт, монолитным типом строения.

2. Инструмент для идентификации и определения местоположения участков объекта, перспективных для освоения на поздней стадии разработки.

3. Технологические решения для совершенствования системы воздействия нефтяных месторождений на поздней стадии разработки с учетом структурного фактора, на примере объекта БВ8 Аганского месторождения.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методов прогнозирования остаточных запасов нефти и технологии регулирования фильтрации в слаборасчлененных высокопродуктивных залежах с целью повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно пункту 5: «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целыо эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая

имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов»

Апробация результатов исследований

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: VII Научно-производственной конференции, посвященной поиску новых путей повышения эффективности нефтеизвлечения (Ханты-Мансийск, 2003 г.); на научно-практическом семинаре «Новые решения по управлению разработкой нефтяных месторождений с использованием геолого-гидродинамических моделей» (Самара, 2004 г.); на научно-производственных советах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», ОАО «НГК «Славнефть», ОАО «Роснефть», ОАО «Руснефть», семинарах и заседаниях кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 гт.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе в 3 изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 10 таблиц, 30 рисунков. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 98 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, определены цель

и задачи исследований, показана научная новизна и практическая ценность, сформулированы основные защищаемые положения.

В первом разделе проведен анализ состояния изученности проблемы совершенствования системы разработки нефтяных месторождений.

Исследованию данной проблемы посвящены работы многих отечественных и зарубежных ученых. Среди них: Батурин Ю.Е., Борисов Ю.П., Боксерман A.A., Бриллиант JI.C., Гарушев А.Р., Грайфер В.И., Гиматудинов Ш.К., Жданов М.А., Желтов Ю.П., Крылов А.П., Крылов А.П., Медведский Р.И., Мухарский Э.Д., Ревенко В.Н., Сургучев M.JI., Пирвердян A.M., Щелкачев В.Н., Bukley J,E., Botset

H.G., Graid F.F., Leveret M.C. и др. Большинство авторов сходятся во мнении, что для более эффективного извлечения запасов нефти система должна быть максимально адаптирована к особенностям геологического строения и структуре остаточных запасов нефти на каждом временном шаге или стадии разработки месторождения. Несмотря на очевидность изложенного, у большинства месторождений при изменяющихся представлениях о геологическом строении объекта и структуре запасов, реализованная система разработки остается в течение длительного периода времени без соответствующих изменений.

В результате на значительном числе разрабатываемых объектов запроектированные и осуществляемые системы воздействия путем заводнения к настоящему времени не могут рассматриваться как достаточно эффективные по причине наличия большого количества бездействующего и простаивающего фонда скважин. Рост доли неработающих эксплуатационных скважин приводит к разбалансированию системы разработки месторождений и выборочной отработке запасов нефти. В конечном счете, все это ведет к безвозвратным потерям извлекаемых запасов нефти. По оценкам экспертов в подобной ситуации конечная нефтеотдача может снизиться от 15 % до 35 %. Основной причиной низкой эффективности проводимых мероприятий является отсутствие достоверных представлений о структуре остаточных запасов нефти и условиях их локализации по площади и разрезу месторождения.

Таким образом, решение проблемы адаптации системы разработки к структуре остаточных запасов нефти является весьма актуальной, поскольку позволяет значительно повысить нефтеизвлечение в так называемых тупиковых и застойных зонах, где слабодренируемые запасы нефти практически не охвачены вытеснением. Кроме того, изучение структуры запасов позволит сократить затраты на бурение дополнительных уплотняющих скважин за счет исключения их попадания в практически выработанные участки.

Второй раздел посвящен изучению объекта БВ8 Аганского месторождения и предполагает выполнение следующих этапов:

- структурное моделирование изучаемого объекта;

- геологическое моделирование;

- литолого-фациальное моделирование;

- классификацию запасов нефти по выделенным на основе литолого-фациального анализа типам коллекторов, отличающихся фильтрационно-емкостными свойствами;

- изучение распределения остаточных запасов нефти по результатам проведенных геолого-промысловых исследований с учетом выделенных элементов неоднородности объекта.

Предложенный комплексный подход заключается в изучении особенностей пространственных форм структурного каркаса залежи, геометрии песчаных тел, связанных с ними условиями локализации остаточных запасов и распределением их по площади и разрезу объекта.

Геометризация геологической модели продуктивного разреза объекта БВз начиналась с построения границ структурного каркаса. Этот каркас образуют поверхности баженовской и кошайской пачек глин, обусловленные региональными закономерностями смены условий осадконакопления. Выполненный анализ опорных (сейсмических) поверхностей и кровли изучаемого объекта, говорит о сравнительно спокойном характере структуры, унаследовательности режимов осадконакопления и возможности их использования при корреляции и расчленении пластов. На данном этапе выполнен анализ качества инклинометрических измерений. По результатам проведенных исследований, основанных на эволюции трендовых поверхностей, было отбраковано и направлено на повторную инклинометрию 220 скважин. Итоговая структурная поверхность кровли объекта БВ8 Аганского месторождения, построенная с учетом результатов сейсмических и кондиционных геофизических исследований осложнена многочисленными локальными куполовидными поднятиями и прогибами, которые обусловлены природными геологическими особенностями объекта БВ8.

Основу трехмерной геологической модели пласта БВ8 составляет каркас, в узлах которого по данным значений в скважинах рассчитываются значения

параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). Размерность геологической модели составила 5 623 020 ячеек. Шаг сетки по вертикали принят равным 0,4 м, исходя из минимальной толщины проницаемого прослоя, выделенного по результатам интерпретации ГИС.

Анализ трехмерной геологической модели показал, что в разрезе пласта БВ8 отчетливо прослеживается массивное песчаное тело и прослои песчаников, невыдержанных по площади в кровельной и подошвенной частях пласта. В целом наблюдается относительно однородное и выдержанное по площади строение пласта БВ8.

За методическую основу при проведении фациального анализа изучаемого разреза принята классификация обстановок осадконакопления B.C. Муромцева. По результатам литолого-фациалыюго моделирования в разрезе изучаемого объекта выделены три фациальных комплекса: морская фация баров (МФБ), морская фация пляжей (МФП), морская фация мелководного шельфа (МФМШ).

Наибольшее площадное развитие в контуре нефтеносности рассматриваемого объекта (100 %) отмечается для коллекторов, представленных морской фацией баров. Морская фация пляжей развита в восточной части залежи и занимает около 49 % площади. Фация мелководного шельфа получила распространение в западной и центральной части залежи. Площадь распространения составляет 57 %. Наиболее высокопроницаемой частью разреза характеризуются коллектора, отнесенные к морским фациям баров, среднее значение коэффициента проницаемости составляет более 0,500 мкм2. Наименее проницаемый интервал разреза относится к коллекторам, представленным морской фацией мелководного шельфа - 0,041 мкм2.

В рамках построения литолого-фациальной модели объекта БВ8 Аганского месторождения по выделенным элементам произведена оценка балансовых запасов. Согласно полученному распределению, наибольшая доля запасов нефти 91,7 % приходится на высокопродуктивную морскую фацию баров. Наименьшим объемом характеризуется морская фация мелководного шельфа - 2,2 %, к морским фациям пляжей, приурочено 6,1 % запасов.

Оценка текущего состояния выработки запасов нефти объекта БВ8 Аганского месторождения осуществлялась на основе комплексного обобщения результатов геолого-промысловых исследований скважин с учетом полученных представлений о его геологическом строении. В работе впервые предложено изучать условия подключения в работу элементов неоднородности выделенных на основе литолого-фациального анализа в условиях совместного и раздельного вскрытия. Результаты потокометрических исследований, отражающие характер выработки изучаемого объекта по разрезу, представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Сопоставительный анализ результатов потокометрических исследований относительно выделенных элементов неоднородности объекта БВ8 Аганского месторождения

Коэффициент работающей толщины, д.ед.

Фация Фонд скважин Раздельная Совместная Относительное

эксплуатация эксплуатация изменение, %

Морская фация бара Нагнетательный 0,922 0,913 1

Добывающий 0,861 0,798 7

Весь фонд 0,909 0,884 3

Морская фация пляжа Нагнетательный - 0,741 -

Добывающий 1,000 0,612 39

Весь фонд 1,000 0,683 32

Морская Нагнетательный - 0,402 -

фация Добывающий - - -

мелководного Весь фонд - 0,482 -

Объект в целом Нагнетательный 0,922 0,868 6

Добывающий 0,879 0,743 15

Весь фонд 0,912 0,833 9

Совместная эксплуатация фациальных комплексов приводит к значительному снижению коэффициентов работающей и принимающей толщины. Например, для коллекторов, представленных морскими фациями пляжей, значение данного параметра при одновременной работе с более высокопродуктивной фацией морских баров снижается на 39 %. В то же время отмечается высокий коэффициент охвата для элементов разреза, представленных фациями пляжа и бара, при условии их раздельной эксплуатации. Коэффициент

работающей толщины в этом случае составляет - 1,0 и 0,9 соответственно. Таким образом, можно утверждать, что выработка коллекторов, представленных МФП, в условиях совместного вскрытия с МФБ происходит неравномерно. Учитывая повсеместное распространение совместной эксплуатации фациальных комплексов МФБ, МФП и МФМШ, можно предположить о наличии остаточных запасов нефти, сосредоточенных в кровельной и подошвенной части объекта БВ8, приуроченных к морским фациям пляжей и мелководного шельфа. Данное предположение также подтверждается многочисленными результатами геофизических исследований, проводимых в скважинах на всем протяжении периода разработки.

С целью подтверждения различного характера выработки фациальных комплексов выполнен анализ результатов исследований ИННК по определению характера насыщенности в районе скважины № 112Б, расположенной между нагнетательным и первым рядом добывающих скважин третьего блока. В этой зоне разрез залежи представлен двумя фациальными комплексами: морской фацией бара (МФБ) и морской фацией мелководного шельфа (МФМШ). По результатам замеров ИННК отмечено, что основная выработка запасов осуществляется в пределах монолитной части разреза, представленного баровыми отложениями преимущественно в средней и подошвенной его части. Отставание выработки происходит в кровельной части барового тела и в подошвенной части пласта, представленной фацией мелководного шельфа. Остаточные нефтенасыщенные толщины в кровельной части барового комплекса достигают 46 метров, в условиях, когда окружающие скважины остановлены по причине высокой обводненности.

Закономерность выработки высокопродуктивной части разреза (МФБ) объекта БВв хорошо укладывается в классическое представление о характере продвижения фронта закачиваемой воды в условиях однородного пласта. Опережающее продвижение по подошвенной и отстающее в кровельной части пласта, ряд отечественных и зарубежных исследователей объясняют влиянием на процесс фильтрации гравитационных сил. В работе выполнены аналитические

расчеты с применением разработанной Медведским Р.И. и Мулявиным С.Ф. одномерной модели слоистого пласта с косо-направленным движением жидкости, обусловленное действием сил гравитации, результатом которого является быстрое обводнение пропластков в подошвенной части пласта.

При решении данной задачи предполагается, что вытеснение нефти водой имеет характер, близкий к поршневому. Это позволяет рассматривать единственное уравнение движения для смеси жидкости в горизонтальном направлении, которое в границах ¡-го пропластка будет иметь вид

^,/д = кгь- А,. • (Рк - Рс)!{цв ■ *,)), (1)

где q¡ - горизонтальный дебит (горизонтальная компонента скорости фильтрации в, умноженная на величину поперечного сечения пласта), м3/сек; А", - проницаемость ¡-го пропластка по латерали, м2, Ь, Ь - ширина и длина пласта, м; /г, - толщина пропластка, м; (Р^— РС) = АР- перепад давления между зонами нагнетания и отбора, Па; /Лв • л:,- + //„ ■ (Ь — х^) - вязкость «смеси», зависящая от положения фронта вытеснения х,, м2/сек.

Для учета гравитационной составляющей введен дебит жидкости в вертикальном направлении

Чг,1 ('. К1) = К2,1' Ь ■ - *м | • Ау/{мв + Мн )> (2)

где К21 - проницаемость пласта в вертикальном направлении, м2; Ау -

разность плотностей фильтрующихся фаз (как аналог перепада давления), кг/м3.

Система уравнений модели слоистого пласта с учетом гравитационных сил замыкается уравнением, аналогичным уравнению неразрывности

сЫ

ЧМЛ) + Ч:.г (3)

Результаты расчетов подтверждаются данными промыслово-геофизических исследований. В качестве примера, на рисунке 1 по скважине № 490К показаны результаты оценки характера насыщения методом ИННК, согласно которым кровельная часть объекта наиболее перспективна для последующего изучения в вопросах доизвлечения остаточных запасов.

Пласт Фация НКГ.усл.ед. 1.1 5.0 Лв 9.01 1.0 |И1,СИ1» )|о 0 »« 0 мает "П фация хара ктер нз 1С ыщсн ияИШ Шт

-?7- ( —"Ч^-" яшшшш н—— 198; 19ЙЭ 1994 1999

[ л щ БВ8 МФБ

МФБ

•V Б88(МФБ) 1

\ БВ8 МФБ

БВ8 МФБ

БВ8 МФБ

БВ8 МФБ

■ ВВЯ МФБ

ББ8 МФБ

иии ш БВ8 МФБ

ЫУ'У>! ¡'РМи.' ЕВ8 МФМИ

Условные обозначения: | | [ - развитие морской фации бара (МФБ) / мелководного шельфа (МФМШ); ЩШ - характер насыщения по данным ГИС - «нефть»;

- значение потенциала собственной поляризации Апс;

- сопротивление насыщенной породы Рп;

: - характер насыщения по данным ИННК «нефть» / «вода»;

Рисунок 1 - Аганское месторождение. Пласт БВ8. Изменение характера насыщения по разрезу скважины № 490К

Анализ результатов электрометрии скважин, пробуренных в заводненных зонах, также свидетельствует о наличии запасов между эксплуатационными скважинами, не вовлеченных в разработку, несмотря на высокую, близкую к предельной, обводненность добываемой продукции.

Наличие остаточных запасов нефти отмечается в кровельной части монолитного песчаного тела (МФБ) и подтверждается результатами перевода девяти добывающих скважин с объектов БВ9, БВ^ь ЮВ; в период с 2000-2002 гг. Скважины эксплуатировались с дебитами по нефти 12,2 т/сут, обводненностью продукции 93,6 %. Накопленная добыча нефти за неполных 3 года составила 6,2 тыс.т на одну скважину. Выявлено, что остаточные запасы нефти сосредоточены преимущественно в небольших куполовидных поднятиях массивного барового тела. В зонах локальных прогибов, наблюдаются места пониженного насыщения или полностью заводненные интервалы разреза.

Анализ результатов промыслово-геофизических исследований однозначно

указывают на неравномерный охват пласта разработкой по разрезу залежи. Запасы нефти локализуются преимущественно, в кровельной части горизонта и чаще всего контролируются его изометрической поверхностью.

Проведение анализа структурной поверхности объекта и его элементов, обусловлено спецификой локализации остаточных запасов нефти объекта БВ8. Основным инструментом, используемым при анализе, являлась карта локальной составляющей по кровле пласта или любого другого тела, суть, которой состоит в отличиях детальной, выверенной карты параметра относительно трендовой поверхности. Для построения последней применялись такие математические методы, как вейвлет-преобразования и сглаживание поверхности объекта.

Формализация процедуры по обоснованию оптимального размера окна усреднения может осуществляться на основе вейвлет-преобразования. Учитывая, что вид вейвлета определяет, каким именно деталям сигнала будет уделено внимание, для данного конкретного случая выбрана процедура непрерывного вейвлет-преобразования на основе вейвлета «мексиканская шляпа»

УМН[а,т){{) ~

Г , .2Л Л<~1)2

. а

V

■е 2°2 , (4)

л/2л/я-

где «-коэффициент масштабирования (при а>1 исходный вейвлет расширяется, при а<1 - сжимается); г-смещение (при т<0 исходный вейвлет смещается влево при т>0 - вправо); / - время (в случае поверхности представляет координаты X и У в метрах или ячейках сетки), а, ги ( имеют одинаковую размерность.

Процедура вейвлет преобразования определяется следующим выражением

1 +0° —л-л

^^реобразование^ /(а>г) = Л | /Ы^Л, (5)

л! а а

где /(/) - исходный сигнал; /(а, г) - преобразованный сигнал (отклик). Вид функции материнского вейвлета «мексиканская шляпа» (а= 1; г=0)

представлена на рисунке 2

I 2 «

U и

И II

I ^

S С

I ■3.5 -3 -2.5 -2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

/ (время (с), расстояние (м) или порядковый номер значения в сигнале)

Рисунок 2 - Вид материнской функции вейвлета «мексиканская шляпа»

При постоянном а (размер деталей, коэффициент масштабирования) получается сигнал, равный по размерности исходному, и являющийся откликом сигнала на действие вейвлета, соответствующего масштабу а во всех точках t. Экстремум функции f(a, т) означает, что именно в этой точке t в масштабе а исходный сигнал f{t) наиболее «синхронен» («похож») с вейвлетом хр.

В ходе проведения анализа выбиралась «поверхность отклика» (масштаб а), для которой отмечается наибольшая абсолютная и относительная разница характеристик «удельная накопленная добыча нефти на скважину -обводненность» по группам скважин, расположенных в локальных поднятиях (группа 1) и прогибах (группа 2). В данном случае под локальным куполовидным поднятием/прогибом понимается участок структурной поверхности с положительным/отрицательным откликом. По результатам анализа «поверхность отклика», дающая наибольшее различие характеристик «удельная накопленная добыча нефти на скважину - средняя обводненность» (рисунок 3) получена при коэффициенте а равном 15, что при размере ячейки сетки в плане 100 м, соответствует размеру локального купола/прогиба 1500 м.

В результате проведения вейвлет преобразования структурной поверхности выявлены локальные амплитудные изменения (купол/прогиб), определены их границы, а также установлен характерный размер структурных элементов, исходя

из которого, задается размер окна усреднения 15x15 ячеек (или 1500x1500 м) для построения искомой трендовой поверхности методом математического сглаживания.

Итоговая карта локальной составляющей по баровому комплексу, представлена на рисунке 3.

_20

купол -—-—"7"- " ^ ^^^ |. 15

прогибН

■30

Амплитуда, м ■■ 40

Рисунок 3 - Карта локальной составляющей по выделенному элементу разреза, представленного морскими фациями баров для объекта БВ8 Аганского месторождения

Наблюдаемые на карте участки с положительными/отрицательными значениями анализируемого параметра интерпретируются как локальные купола/прогибы, и могут дополнительно охарактеризовываться таким параметром, как амплитуда.

Всего для барового комплекса выявлено 14 основных куполовидных поднятий, которые занимают около 60 % площади объекта, и восемь локальных прогибов, которые распространены на 40 % площади.

Значения амплитудных колебаний поверхности относительно тренда находятся в диапазоне от минус 40 до плюс 30 метров. Распределение локальных поднятий по величине амплитуды представлено на рисунке 4.

50% 40%

§ 20%

(

I 10%

I ОХ

I

Рисунок 4 - распределение локальных поднятий по амплитуде. Объект БВ8 Аганское месторождение

1 Проведенный анализ по оценке извлекаемых запасов показал, что в

1 дальнейшем разница между выделенными группами скважин 1 и 2 по накопленной добыче нефти может достигнуть 26 - 30%.

В третьем разделе приводятся результаты применения технологий трехмерного математического моделирования с целью изучения влияния структурного фактора на распределение остаточных запасов нефти.

Согласно полученным результатам, основная доля (87 %) текущих

I

геологических запасов нефти объекта БВ8 приходится на высокопродуктивную фацию бара. При этом около 35 % остаточных запасов нефти приурочены к ее кровельной части и характеризуются максимальной плотностью запасов 2800 т/га. Отмечаются незначительные участки повышенной нефтенасыщенности в зонах локальных прогибов, показанных на графике в области отрицательных значений амплитуды поверхности. Подобная ситуация возникает вследствие оттеснения

I нефти из куполков в прогибы закачиваемой водой (рисунок 5).

Концентрация остаточных запасов нефти объекта БВ« Аганского месторождения, перспективных для доразработки, отмечается в кровле барового

4 тела, преимущественно в куполовидных поднятиях.

По результатам структурного, литолого-фациального и геолого-фильтрационного анализа для объекта БВ8 выявлена общая закономерность локализации остаточных запасов нефти по площади и разрезу горизонта, исходя из которой в данной работе рассмотрено несколько возможных направлений

10.0%

1.5Ш

1.1 % 0.4% 0.1%

-25-1-20)-20-(-15)-15-1-10) -10-1-5) -5-0 0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 Амплтуца локального поднятия, м

повышения эффективности системы заводнения.

40%

• 30%

й

I 10%

28.0%

18.0%

иГ

< -25-1-20) -20-(-15) -15-1-10) -10-(-5) -5-0 0-5 5-10 10-15 15-20 20-25 >

Аыгтлтуца локального поднятия, м

Рисунок 5 - Распределение текущих подвижных запасов нефти барового комплекса по локальным поднятиям различной амплитуды

Учитывая, что участки с пониженными абсолютными отметками кровли пласта на текущий момент времени характеризуются высокой степенью выработки, вполне целесообразно для организации новых элементов системы заводнения максимально использовать фонд добывающих скважин, размещенных в пределах этих зон. Действующий фонд скважин группы 2 характеризуются высокой, близкой к предельной обводненностью добываемой продукции (97-98%) и низкими дебитами по нефти, не превышающими значения 2 т/сут.

Четвертый раздел посвящен обоснованию программы мероприятий направленной на повышение эффективности разработки объекта БВ8 Аганского месторождения.

Полученные выводы послужили основой для совершенствования технологии заводнения объекта БВ^ Аганского месторождения путем формирования новых 15 замкнутых элементов, окаймляющих участки повышенной концентрации запасов нефти. Размещение дополнительных 34 нагнетательных скважин осуществлялось в местах локальных прогибов. Это позволило сформировать компактные зоны стягивания, и сократить объем недренируемых запасов нефти с 138501 тыс.т до 135350 тыс.т. Проведенный анализ коэффициента охвата показал, что он увеличился с 0.910 до 0.929.

Дальнейшее повышение нефтеотдачи предполагается получить, путем усиления вертикальной составляющей фильтрации, за счет бурения 20

горизонтальных скважин н восьми боковых горизонтальных стволов на участках пласта, представленных куполовидными поднятиями амплитудой не менее 10 метров, а также организацией форсированного отбора жидкости на 117 добывающих скважинах. Кроме этого, в комплексе с вышеперечисленными мероприятиями, рекомендуется применение интегрированных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе адресного воздействия (ИТНАВ).

-^Доъем дополнительной добычи нефти относительно существующей системы составляет 7268 тыс.т, прирост КИН оценивается в 3,6%. В том числе, по методам увеличения нефтеизвлечения: реконфигурация системы разработки - 1,8%; форсированный отбор нефти (ФОЖ) - 1,0%; бурение ГС и БГС -0,3%; применение интегрированных технологий - 0,5%.

Ожидаемый конечный коэффициент извлечения нефти превысит утвержденный - 0,590 и составит 0,604.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Условия локализации остаточных запасов нефти в гранулярных коллекторах при выходе эксплуатационного объекта на заключительную стадию разработки, возможно выявить лишь на основе изучения его литолого-фациальной неоднородности и влияния структурного фактора.

2. Разработан инструмент - карта локальной составляющей, который показал высокую точность определения местоположения остаточных запасов нефти для конкретных горно-геологических условий объекта БВ» Аганского месторождения.

3. Предложенные в работе принципы адаптации системы разработки к выявленным представлениям о характере типов коллекторов и амплитуды куполовидных поднятий, позволяет дополнительно извлечь 7268 тыс.т. нефти по отношению к существующей системе, и обеспечить достижение коэффициента извлечения нефти 0,604.

4. Полученные критерии выделения перспективных участков локализации остаточных запасов нефти могут быть справедливы для других геологических объектов со сходным типом строения и палеоусловиями формирования.

Например, Самотлорское (БВю), Ватьеганское (БВ»), Покачевское (АВ|.3), Варьеганское (БВ8), Соколовогорекое (Di-V), Тарасовекое (БП8) месторождения.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Шубин A.C. Изучение структуры остаточных запасов нефти по результатам геолого-промысловых исследований объекта БВ8 Аганского месторождения / A.C. Шубин, JI.C. Бриллиант, Т.В. Майер, Ю.В. Хамзина // VII Науч.-практ. конф: Сб. науч. тр. - Ханты-Мансийск, 2003. - С. 95.

2. Шубин A.C. Применение новых методов геолого-промыслового анализа по изучению структуры остаточных запасов на примере объекта БВ8 Аганского месторождения / A.C. Шубин, JI.C. Бриллиант, Н.И. Филатова, Е.В. Ефремова // Там же. - С. 103.

3. Шубин A.C. Изучение структуры остаточных запасов нефти объекта BBg Аганского месторождения на основе гидродинамического моделирования / A.C. Шубин, Л.С. Бриллиант, А.И. Рыков Н Новые решения по управлению разработкой нефтяных месторождений с использованием геолого-гидродинамических моделей: Сб. науч. тр. I Междунар. науч.-практ. семинара. - Самара, 2004. - С. 67.

4. Бриллиант JI.C. Перспективы применения интегрированных методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения объекта БВ8 Аганского месторождения / JI.C. Бриллиант, A.C. Шубин, А.О. Гордеев, А.И. Рыков, Боксерман A.A., Билинчук A.B. // VIII Международная научно-практическая конференция: Сб. науч. тр - Самара, 2004. - С. 127.

5. Бриллиант JI.C. Результаты практического применения ПК «ТРАСТ» для оценки качества построения геолого-технологических моделей / Бриллиант JI.C., Шубин A.C., Волков В.П., Рыков А.И., Шевелев А.П. и др, всего 6 человек // Состояние тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области: Материалы науч.-практ. конф. - Тюмень, 2005. - Т. II. - С. 34.

6. Шубин A.C. Учет структурно-гравитационного фактора при совершенствовании технологии доизвлечения остаточных запасов нефти на поздней стадии разработки / A.C. Шубин, J1.C. Бриллиант, А.И. Рыков, Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук // Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи: Сб. науч. тр. IV междунар. технологического симпозиума РАГС при Президенте РФ. - М., 2005. - С. 45-52.

7. Шульев Ю.В. К вопросу о качестве построений геолого-технологической модели - основы мониторинга разработки нефтяных месторождений / Ю.В. Шульев, A.B. Билинчук, В.П. Волков, А.И. Рыков, A.C. Шубин, Л.С. Бриллиант//ВестникЦКР.-2007.- С. 104.

8. Пичугин О.Н. Оптимизация разработки месторождений на основе бурения боковых стволов. Концепция, методика, инструментарий / О.Н. Пичугин, C.B. Никифоров, A.C. Шубин, И.Н. Санников, В.В. Богданова // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. - 2008. - № 7. - С. 38-45.

9. Лисовский H.H. Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений / H.H. Лисовский, JI.C. Бриллиант, A.C. Шубин, М.А. Антипин, А.П. Девятков // Нефтяное хозяйство.-2008. -С. 49-53.

10. Медведев Ю.А. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на основе структурно-гравитационного анализа / Ю.А. Медведев, A.C. Шубин, Л.С. Бриллиант И Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. - JVs 3. - С. 50-52.

Соискатель

A.C. Шубин

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 04.06.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 278.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД№ 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шубин, Александр Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ И МЕТОДОВ ИХ ОПТИМИЗАЦИИ.

Выводы по разделу 1.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПОДХОДОВ И МЕТОДОВ ПО ИЗУЧЕНИЮ СТРУКТУРЫ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

2.1. Описание горно-геометрических особенностей объекта БВв Аганского месторождения на основе статической трехмерной геологической модели.

2.2. Экспертиза построения геологической модели.

2.3. Построение литолого-фациальной модели объекта. Оценка структуры запасов.

2.4. Анализ выработки запасов на основе результатов геолого-промысловых и геофизических исследований.

2.5. Анализ амплитудных колебаний структурной поверхности объекта БВв Аганского месторождения.

Выводы по разделу 2.

3. ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ТРЕХМЕРНОГО МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ОСОБЕННОСТЕЙ ЛОКАЛИЗАЦИИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1. Основные этапы построение трехмерной геолого-фильтрационной модели.

3.1.1. Обоснование геометрических параметров фильтрационной модели.

3.1.2. Описание начальных параметров объекта.

3.1.3. Описание физико-химических параметров пластовых флюидов и прочностных характеристик пород.

3.1.4. Описание модифицированных относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды.

3.1.5. Описание краевых условий на границах области фильтрации.

3.1.6. Адаптация модели.

3.2. Экспертиза геолого-фильтрационной модели.

3.3. Анализ выработки запасов нефти.

Выводы по разделу 3.

4. СОЗДАНИЕ КОНЦЕПЦИИ ДОРАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА БВ8 АГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ

ПРЕДЛОЖЕННЫХ МЕРОПРИЯТИЙ.

Выводы по разделу 4.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шубин, Александр Сергеевич

Основные выводы по разделу 4

1. Предложенная на основе полученных представлений о локализации остаточных запасов нефти, концепция дальнейшего развития системы разработки объекта БВ8 Аганского месторождения, согласно выполненным расчетам, позволит не только стабилизировать, но и в дальнейшем обеспечить наращивание объемов добычи нефти, а также создать предпосылки для превышения утвержденного КИН на 3-4%.

2. Проведенный технико-экономический анализ показал высокую эффективность предложенных мероприятий, несмотря на значительную выработку объекта. Кроме того, выявление структуры запасов позволило значительно сократить затраты на бурение дополнительных уплотняющих скважин, за счет исключения их попадания в практически выработанные участки.

3. Полученные в результате проведенного анализа критерии выделения перспективных участков локализации остаточных запасов нефти на основе структурного и литолого-фациального анализа, могут быть справедливы и для других объектов Западной Сибири, характеризующихся схожим геологическим строением с рассматриваемым в данной работе объектом БВ8 Аганского месторождения. t

31

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Условия локализации остаточных запасов нефти в гранулярных коллекторах при выходе эксплуатационного объекта на заключительную стадию разработки, возможно выявить лишь на основе изучения его литолого-фациальной неоднородности и влияния структурного фактора.

2. Разработан инструмент - карта локальной составляющей, который показал высокую точность определения местоположения остаточных запасов нефти для конкретных горно-геологических условий объекта БВ8 Аганского месторождения.

3. Предложенные в работе принципы адаптации системы разработки к выявленным представлениям о характере типов коллекторов и амплитуды куполовидных поднятий, позволяет дополнительно извлечь 7268 тыс.т. нефти по отношению к существующей системе, и обеспечить достижение коэффициента извлечения нефти 0,604.

4. Полученные критерии выделения перспективных участков локализации остаточных запасов нефти рекомендуются для других геологических объектов со сходным типом строения и палеоусловиями формирования. Например, Самотлорское (БВю), Ватьеганское (БВ8), Покачевское (АВ1.3), Варьеганское (БВ8), Соколовогорское (D2-V), Тарасовское (БП8) месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шубин, Александр Сергеевич, Тюмень

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 2000.

2. Аширов К.Б, Гавура В.Е., Сафронов A.B. Геологическое строение, нефтеносность и основы разработки девонских залежей нефти месторождений Куйбышевской области // Труды Гипровостокнефть, вып. 15, 1971.

3. Сургучев M.JI. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во «Недра», 1968.

4. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 1978.

5. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Войнов О.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородностей//-М, изд-во "НЕДРА", 1976.

6. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 1975.

7. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений // -М, изд-во «Недра», 2000.

8. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении // М, изд-во "НЕДРА", 1974.

9. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки // -М, 1947.

10. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ // В кн.: «Опыт разработки нефтяных месторождений» -М, изд-во «Гостоптехиздат, 1957.

11. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача» // М, изд-во «Грааль», 2002.

12. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Вахрушев В.В. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения // Лангепас Тюмень, 2001.

13. Вайншток С.М., Калинин В.В., Тарасюк В.М., Некрасов В.И. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского района // -М, изд-во Академии горных наук, 1999.

14. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири // Лангепас Уфа, 2001.

15. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов B.K. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин // Тюмень, 2004.

16. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрываемых ими пластов // -М, ГУЛ изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001.

17. Хисамутдинов И.И., Ибрагимов Г.З., Разработка нефтяных месторождений / том 4 Закачка и распределение технологических жидкостей по объектам разработки // -М, ВНИИОЭНГ, 1994.

18. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии (том V) II -М, ВНИИОЭНГ, 1994.

19. Дон Уолкот Разработка и управление месторождениями при заводнении (пер. с англ.) // -М, 2001.

20. Телков А.П., Ланчаков Г.А., Кучеров Г.Г., Ткачев А.Е., Пазин А.Н. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта // -Тюмень, 2002.

21. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного пласта // -М, изд-во "НЕДРА", 1971.

22. Сургучев М.Л. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов // Тр. ВНИИнефть -М, Гостоптехиздат, 1959.

23. Боксерман, A.A., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков A.A., Оганджанянц В.Г., Сургучев М.Л. Способ разработки нефтяных месторождений//-М, 1967.

24. Боксерман A.A., Гавура Ю.П., Желтов Ю.П. Упруго-капиллярный циклический метод разработки месторождений // -Mi ВНИИОЭНГ, 1968.

25. Эффективность применения интегрированной технологии нестационарного адресного воздействия на пластах Ермаковского месторождения /Джафаров И.С., Боксерман A.A., Лейбин ЭЛ. и др.//Нефт. XO3-BO.-2000.- № 9.-С.65-68.

26. Сургучев М.Л. О принципах регулирования совместной разработки неоднородных пластов // Тр. Гипровостокнефть, -М, изд-во «Недра», 1964, вып. 7.

27. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты // -М, изд-во "НЕДРА", 1988.

28. Горбунов,А.Т. и др. Циклическое заводнение нефтяных пластов // -М, ВНИИОЭНГ, 1977.

29. Сур1учсв М.Л., Цынкова О.Э., Шарбатова И.Н. и др. Циклическое заводнение нефтяных пластов // -М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 1977.

30. Цынкова О.Э. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта // Тр. ВНИИнефть -М, Гостоптехиздат, 1979, вып. 68.

31. Ибрагимов Н.Г., Хисматудинов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования // -М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.

32. Акулыдин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 1988.

33. Сатаров М.М. Метод расчета темпов обводнения, залежи в условиях водонапорного режима // Тр. БашНИПИнефть, 1961, вып. 7.

34. Пермяков И.Г., Саттаров М. М., Генкин И. Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений // -М, изд-во «Гостоптехиздат», 1962.

35. Пирвердян A.M., Никитин П.И. Листенгартен Л.Б. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений // -М, изд-во "НЕДРА", 1975.

36. Козлова Т.В., Орлов B.C. Методы прогноза процесса обводнения нефтяных месторождений // -М, ОАО «ВНИИОЭНГ», 1973.

37. Перспективы применения Интегрированных методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения объекта БВ8 Аганского месторождения. VIII Международная научно-практическая конференция. Сборник статей. Самара, 2004 г.

38. Гусейнов Г.П. Анализ методов прогнозирования показателей процесса разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов // Азерб. нефтяное хозяйство, № 7, 1981.

39. Казаков A.A. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой // РНТС Нефтепромысловое дело, № 8, 1976.

40. Меркулова Л.И., Гинзбург A.A. Графические методы анализа пр добычи нефти // -М, изд-во "НЕДРА", 1986.

41. Медведский Р.И. Универсальный закон падения дебита скважины по нефти в период его падения // Технико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр., Тюмень, 1987.

42. Медведский Р.И., Севастьянов A.A. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным // -С-П, изд-во «Недра», 2004.

43. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем // -М, изд-во "НЕДРА", 1982.

44. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов // -М, "Институт компьютерных исследований", 2003.

45. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа // М, изд-во «Грааль», 2001.

46. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа /Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др.- М.: Ин-т проблем нефти и газа РАН, 2004.-519 с.

47. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика // -Москва-Ижевск, 2005.

48. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика // -М, изд-во «Недра», 1993.

49. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах // -М, изд-во «Недра», 1982.

50. Турчак Л.И., Плотников П.В. Основы численных методов // -М, "Физматлит", 2002.

51. Самарский A.A., Вабищевич П.Н., Самарская Е.А. Задачи и упражнения по численным методам // -М, изд-во "УРСС", 2003.

52. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде // -Екатеринбург, изд-во,1Путиведь", 2000.

53. Медведев Ю.А., Никифоров C.B. Влияние фациального строения на эффективность применения потокоотклоняющих технологий воздействия на пласт // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. -Тюмень: Издательско-полиграф. центр «Экспресс», 2005.

54. Захаров В.В., Халиулин И.И., Никифоров C.B. Применение фациального анализа к проектированию разработки нефтяных месторождений //Пути и реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа: Сб. науч. тр. Ханты-Мансийск, 2002.

55. Халиулин И.И., Мясникова Н.И., Пичугин О.Н. Никифоров C.B. Комплексный подход к обоснованию бурения вторых стволов на Вать2000.

56. Методические указания по проведению геолого-промысловый анализа разработки нефтяных и гзонефтяных месторождений // -М, 2002.

57. Пат. 2225941 РФ, МКИ 7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи С.Ф. Мулявин, Р.И. Медведский, В.И. Леонов, A.B. Бяков (Россия). -№ 2002123265/03; Заявлено 29.08.2002; Опубл. 20.03.2004; Бюл. № 8.- С.12.

58. Мулявин С.Ф., Медведский Р.И. Метод прогноза добычи нефти и воды с учетом их гравитационного разделения при движении по пласту // Изв.вузов. Нефть и газ.- Тюмень. -1999. -№ 3.- С. 30-36.

59. Шубин A.C., Бриллиант Л.С. Совершенствование системы заводнения высокопродуктивных объектов на поздней стадии разработки, на примере объекта БВ8 Аганского месторождения // Сборник статей. VII Научно-практическая конференция. Ханты-мансийск. 2003.

60. Лисовский H.H., Бриллиант Л.С., Шубин A.C., Антипин М.А., Девятков А.П. Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. Москва,

61. Медведев Ю.А. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на основе структурно-гравитационного анализа / Ю.А. Медведев, A.C. Шубин, Л.С. Бриллиант // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2008. №3.-С. 50-52.2008.