Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации пласта с подстилающим водоносным горизонтом

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации пласта с подстилающим водоносным горизонтом"

На правах рукописи

0034Т3638

ДРУГОВ АЛЕКСЕЙ ВИКТОРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТА С ПОДСТИЛАЮЩИМ ВОДОНОСНЫМ ГОРИЗОНТОМ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 8о

■'Яиз

Тюмень - 2009

003473638

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

Научный руководителе - доктор технических наук, профессор

Зозуля Григорий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, доцент

Сохошко Сергей Константинович

- кандидат технических наук, доцент Савастьин Михаил Юрьевич

Ведущая организация - Общество с ограниченной ответственностью

«Тюменский нефтяной научный центр» (ООО «ТННЦ»)

Защита диссертации состоится 25 июня 2009 года в 12.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ, по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38, ауд. 225.

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

Автореферат разослан 25 мая 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор —^— Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы.

Большинство месторождений нефти и газа Западной Сибири, где добывается две трети нефти и более 90 % российского газа, а пробуренный фонд скважин составляет около 150 тысяч, находятся, либо вступают в позднюю стадию разработки.

Поэтому для современного этапа добычи углеводородного сырья характерно ухудшение структуры и увеличение доли трудноизвлекаемых запасов из сложно построенных коллекторов, рост обводненности (до 94 %) добываемой продукции, ухудшение технического состояния эксплуатационного фонда скважин, более 40 % которых требует ремонта или простаивает как нерентабельные.

В таких условиях представляется целесообразным исследование причин снижения производительности добывающих скважин на основе анализа накапливающейся с начала их эксплуатации информации, включающей результаты промысловых, гидродинамических и лабораторных исследований скважин и пластов с учетом применяемых геологических и гидродинамических моделей фильтрации жидкостей в неоднородных коллекторах.

Основной особенностью поздней стадии разработки является прогрессирующее техногенное воздействие на продуктивные коллектора в результате развития системы поддержания пластового давления (ППД) за счет увеличения объемов закачивания воды.

Поэтому проблема разработки новых рентабельных технологий обработки прискважинных зон с целью сохранения или увеличения продуктивности пластов в условиях высокой обводненности продукции и выработанности запасов приобретает особую актуальность.

Цель работы.

Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин и ее адаптация для совместного отбора продукции объекта (нефтяного пласта) с подстилающим водоносным горизонтом с целью увеличения его нефтеотдачи.

Основные задачи исследований.

1. Анализ причин изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и свойств пластовых флюидов с целью разработки объективного решения по выбору оптимального ГТМ, направленного на повышение КИН (коэффициента нефтеизвлечения) и снижение обводненности скважинной продукции;

2. Уточнение трехмерной модели процесса разработки сложнопостроенных нефтяных залежей с подстилающим водоносным горизонтом для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки;

3. Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон продуктивного пласта с целью увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритоков;

4. Оценка эффективности предлагаемой технологии на скважинах, основной причиной обводнения которых является поступление подстилающей пластовой воды.

Научная новизна.

1. Уточнены трехмерные модели процесса разработки нефтяных залежей ряда месторождений Западной Сибири с подстилающим водоносным горизонтом в соответствии с полученными результатами исследования процесса конусообразования подошвенной воды;

2. Получены аналитические зависимости соотношения высоты поднятия конуса и нефтенасыщенной толщины от соотношения проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта, а также радиуса конуса воды от вертикальной и горизонтальной составляющей проницаемости объекта эксплуатации;

3. Разработан новый дифференцированный подход к оценке степени выработанности запасов из водонефтяных зон сложнопостроенных коллекторов, основанный на оптимальном выборе интервала перфорации.

Практическая ценность.

1. Разработана новая технология одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон объекта эксплуатации, обеспечивающая эффективный совместный отбор продукции и

способствующая приросту добычи нефти без изменения величины обводненности и поднятия конуса;

2. Предложен способ вторичного вскрытия перфорацией продуктивного пласта с подстилающим водоносным горизонтом, обеспечивающий наибольший отбор нефти при условии стабилизации забойного давления на всем интервале перфорации;

3. По разработанной технологии на нефтяных месторождениях выполнено 17 скважино-операций, в результате которых среднесуточный прирост добычи нефти на каждую скважину составил 3,8 т/сут. Эффективность выполненных работ составила 82,4 %, а технологический - 12087 т дополнительно добытой нефти.

Реализация результатов работы.

Результаты проведенных исследований вошли составной частью в проектные технологические документы на разработку ряда месторождений и внедрены в производство на предприятиях ООО «Лукойл - Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз» в конкретных геолого-физических условиях работы ряда добывающих скважин, эксплуатирующих продуктивные пласты с подстилающим водоносным горизонтом.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Третьей Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2002); Региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень,

2005); Региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому региону» (г. Тюмень,

2006); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society Of

Petroleum Engineers (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); Межрегиональной научно-практической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Индустриального института и 10-летию кафедры Ремонт и восстановление скважин «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований, приложения. Изложена на 136 страницах машинописного текста и содержит 58 рисунков, 5 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ Во введении мотивируется актуальность темы диссертации, определяются цели и основные задачи исследований, кратко обосновываются научная новизна, достоверность результатов и их практическая ценность, сведения об апробации работы и внедрении ее результатов в производство.

Первый раздел посвящен обобщению и анализу проблем преждевременного обводнения продукции добывающих скважин, вскрывающих пласты с подстилающим водоносным горизонтом. Установлено, что одной из основных проблем при разработке водонефтяных зон (ВИЗ) является вопрос об оптимальной степени вскрытия пласта. При наличии контакта между нефтеносной и водоносной зонами пласта быстрое обводнение продукции скважин, как правило, происходит неизбежно из-за процесса конусообразования.

Конкретными вопросами конусообразования и предотвращения преждевременного обводнения при эксплуатации водонефтяных пластов рассматривались Р.Г. Абдулмазитовым, И.И. Абызбаевым, В.Е. Андреевым, В.А. Блажевичем, Р.Г. Габдуллиным, С.И. Грачевым, С.Н. Закировым, И.И. Клещенко, Ю.А. Котеневым, Е.В. Лозиным, Р.И. Медведским, Р.Х. Муслимовым, Р.Я. Нугаевым, В.М. Орлинским, М.М. Сатгаровым, СВ. Сафроновым, Р.Г. Сулеймановым, С.А. Султановым, А.П. Телковым, В.Г. Уметбаевым, K.M. Федоровым, Н.Ш. Хайрединовым, В.А. Харьковым и другими учеными.

Во втором разделе изучаются условия применения математического моделирования процессов извлечения нефти и газа для обоснованного принятия оптимальных решений при разработке месторождений углеводородов.

Для определения оптимальных режимов эксплуатации добывающих скважин, вскрывающих пласт с подстилающим водоносным горизонтом, проведено численное исследование процесса конусообразования на модельной задаче. Рассмотрена изотермическая фильтрация двухфазной сжимаемой жидкости без учета капиллярных сил в замкнутом резервуаре. Исследования проведены на двух моделях пласта - радиальной, с одной добывающей скважиной в центре, а также прямоугольной - с одной добывающей и одной нагнетательной, введенной для поддержания пластового давления на объекте. Скважины расположены в диаметрально противоположных углах исследуемой области. Пласт двухслойный: верхний нефтенасыщенный слой подстилается снизу водоносным. Фильтрационные свойства пласта определялись для каждого слоя.

Установлено, что на высоту поднятия конуса (hI() в значительной степени влияет отношение абсолютных проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев k„/kB и расстояние от ВНК до интервала перфорации. На рисунке 1 представлен график зависимости высоты конуса hK , отнесенной к мощности нефтенасыщенного слоя hH, от значений k„/kB. При этом под высотой конуса принято принимать расстояние от ВНК до верхней точки изосаты (со значением 0.5).

Кн/Кв

Рисунок 1 - Зависимость соотношения высоты поднятия конуса и нефтенасыщенной толщины от соотношений проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта

Анализ результатов показал, что с увеличением проницаемости нефтенасыщенного слоя, по отношению к проницаемости водонасыщенного, высота поднятия конуса уменьшается. При проницаемости водонасыщенного слоя в 100 раз больше нефтенасыщенного, конус подошвенной воды практически достигает кровли пласта. При проницаемости нефтенасыщенного пласта в 100 раз большей водонасыщенного, высота конуса составляет 37.5% от нефтенасыщенной мощности (Ьк/Ьи = 0.375), то есть конус не достигает интервала перфорации скважины. В данном примере значение Ьк/Ь„ = 0.5 соответствует условию достижения конусом нижних перфорационных отверстий интервала перфорации.

В результате анализа данных на рисунке 2 было выявлено, что зависимость "стационарного" значения обводненности от соотношения проницаемостей обоих слоев подчиняется логарифмическому закону распределения.

Данные, представленные на графике, были рассчитаны для максимальной депрессии на добывающей скважине (эксплуатация скважины осуществляется

о

0.4 J

£ 0.5

о

о

« 0.7 -х

о

£ 0.8

у = -0.1009Ьп(х) +0.7402 И2 = 0.823

0 2 4

6

8

10 12

Кн/Кв

Рисунок 2 - Зависимость конечной обводненности продукции скважины от соотношений проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта

при давлении, близком к давлению насыщения). Значение 50% обводненности достигается при значениях проницаемости нефтенасыщенного слоя, в два раза большем проницаемости водоносного горизонта. При соотношении проницаемостей к„/к8 = 100 скважина работает без воды, однако на практике данное соотношение фактически не реализуется. На рассматриваемом объекте нефтяного месторождения только в 6 из 47 скважин с конусом, кн больше кв, причем лишь в одной (№ 2731) к„ = 4к„, а рост обводненности на данной скважине происходил в течение двух лет. Таким образом, время, за которое происходит достижение критической обводненности, зависит как от отношения к„/кв, так и от заданной депрессии на объект эксплуатации в скважине.

На рисунке 3 представлен пример зависимости радиуса конуса от соотношения проницаемостей к2/кх, рассчитанной для частного случая вскрытия пласта и режима эксплуатации скважины, из которой следует, что с увеличением вертикальной составляющей проницаемости радиус конуса может уменьшиться в несколько раз. При подходе к добывающей скважине фронта закачиваемой воды, радиус и высота конуса увеличиваются, практически вся

I Кг'Кх

1______________

Рисунок 3 - Зависимость радиуса конуса (Як) от соотношения вертикальной

(Кг) и горизонтальной (Кх) проницаемостей

вода поступает в скважину по конусу, обводненность скважины возрастает и может достигать 100% при любых параметрах пласта.

Расчеты с различными вариантами вскрытия а у)оу)спЬпласта показали, что наибольшая добыча нефти достигается при перфорации всей мощности пласта (как нефтенасыщенной, так и водонасыщенной), при этом не наблюдается образования конуса воды.

Положительный эффект в виде прироста дебита нефти выявлен при дополнительном перфорировании на всю мощность пласта и последующем выходе на установившийся режим работы скважины. На рисунке 4 показаны и сравниваются четыре варианта вскрытия пласта, когда выявленный эффект фиксируется в виде резкого изменения дебита нефти.

Сравнение эксплуатационных характеристик скважины показывает, что наилучшие показатели получены при перфорации всей мощности пласта, в том числе и при дополнительном перфорировании всей мощности через год (рисунок 5). Доля воды в общем объеме жидкости (рисунок 6) в обоих случаях одинаковая, как и при частичном вскрытии пласта только нефтенасыщенной или только водонасыщенной толщи.

р. на всю мощность пласта

- перф. верхнего интервала гоиста (1/4 нефтенас-го слоя)

- перф. верхнего инт-ла+дополнительная перф. всей мощности ч/з год

- обратный конус (перф. весь водонас-ый слой)

10 12 14 Время, мес

16 18 20 22 24

Рисунок 4 - Изменение дебита нефти скважины при различных вариантах

вскрытия пласта

к н

и

я

сЗ

3 ю о

4

30

25 -

«

«

Я Я

и Ц

с о И ев

К

5 2 20

ю

и 15

10

- перфорация всей мощности пласта

- перф. верхнего интервала пласта

- перф. верхнего интервала пласта + дополн. перф. всей мощное

- обратный конус

10 15

Время, мес

20

25

Рисунок 5 - Изменение во времени накопленного отбора нефти скважины при

различных вариантах вскрытия пласта

Ч 0.8

ч

л

§0.6 х

X

|0.4

о «

8 0.2

о

а а в а а а

-перфорация всей мощности ■ перф. верхнего интервала пласта

-перф. верхнего интервала пласта + дополн. перф. всей мощности ч/згод ^обратный конус

10

15 20 Время, мес

25

30

Рисунок 6 - Изменение во времени обводненности продукции скважины при различных вариантах вскрытия пласта

В третьем разделе изучаются различные технологии и методы борьбы с обводнением, основной целью которых является уменьшение притока воды без снижения притока нефти. При реализации технологии водо-изолирующих работ (ВИР) добывающая скважина временно работает в качестве нагнетательной. В этой ситуации вполнее вероятно, что водоограничивающий состав попадет в основном в вертикальные раскрытые трещины, чем в горизонтальный обводненный пропласток, даже если этот пропласток имеет большую поровую проницаемость, по сравнению с поровой проницаемостью нефтенасыщенных интервалов пласта. Таким образом, водоограничивающий состав часто не изолирует источник поступления воды.

Из выше изложенного вытекает необходимость разработки такой технологии ВИР, которая обеспечивала бы регулируемую гидродинамическую связь в системе "скважина - призабойная зона пласта" в процессе эксплуатации добывающей скважины, т.е. необходима технология, которая являлась бы альтернативой применяемым методам ВИР.

Поэтому наиболее подходящими, в качестве прототипов для разработки новой технологии ограничения водопритоков, являются методы одновременно раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной. Гипотезой для

данной технологии является переход от традиционных методов эксплуатации скважин с перфорацией в верхней нефтенасыщенной части пласта (рисунок 7-а). к усовершенствованию технологии путем применения новых схем перфорации (рисунок 7-6), а также их преобразованию (рисунок 7-в) за счет внедрения «нетрадиционных» технических средств эксплуатации скважин.

На рисунке 8 приведена схема расположения оборудования для раздельной эксплуатации пласта с применением центробежного электронасоса. По данной технологии сначала спускают двухсекционный пакер 8 со шлипсовым якорем 9. После спуска и установки пакера поднимают посадочный инструмент и на колонне насосно-компрессорных труб 2 в скважину спускают насос 3 с дистанционно регулируемым забойным штуцером 6 и стационарными глубинными приборами (дебитомером 7 и манометром 5). Над насосом на трубах устанавливают якорь 1.

а) б) в)

Рисунок 7 - Варианты эксплуатации скважины.

В процессе реализации технологии, давление жидкости из насосно-компрессорных труб передается на механизм штуцера через трубку 4. Продукция нижнего пласта по центральной трубке в сердечнике пакера поступает через глубинный дебитомер, забойный штуцер и далее - в эксплуатационную колонну скважины на прием насоса.

Продукция из верхней части пласта по кольцевому каналу в сердечнике пакера поступает через корпус забойного штуцера в эксплуатационную

Рисунок 8 - Схема расположения оборудования для раздельной эксплуатации пласта с применением центробежного электронасоса.

колонну, где смешивается с продукцией из нижней части пласта.

При условии дистанционной калибровки клапана в забойном штуцере в реальном времени, происходит дифференцированное поступление флюида из нефтяной и водоносной зон продуктивного пласта в скважину. При этом объективно происходит перераспределение и выравнивание полей давлений в водонысыщенных и нефтенасыщенных пропластках, что препятствует образованию конуса пластовой воды.

Следует отметить, что приведенная схема эксплуатации при смешивании продукции в эксплуатационной колонне приводит к тому, что показатель обводненности становится менее информативным. Вследствие того, что водоносный интервал имеет большую удельную продуктивность по сравнению с нефтеносным, следует осуществлять отбор воды в больших объемах с целью сохранения или восстановления начального профиля ВНК.

В условиях дифференцированной добычи, когда отбор ведется непосредственно из водоносной части пласта с большей интенсивностью, изменение коэффициента обводненности становится сопоставимым с характером обводнения скважин за счет конуса пластовых вод и может достигать 90-95%. Следует отметить, что данный показатель может уменьшаться или увеличиваться, то есть поддается управлению за счет регулировки клапана забойного штуцера с целью повышения продуктивности скважины.

В таких условиях, для увеличения добычи нефти необходимо не только увеличить подачу насоса, но и установить в соответствующее положение клапан штуцера. Таким образом, при соблюдении указанных условий минимизируется возможность образования как прямых, так и обратных конусов, а линия ВНК имеет тенденцию к сохранению своего начального положения (рисунок 9).

Насыщенность пласта флюидом:

Нефть 3.50 0.76 1.ооВода

Рисунок 9 - Положение ВНК при ОРЭ.

При этом, следует уточнить, что данная технология может быть включена в категорию ремонтно-изоляционных мероприятий, т.к. позволяет работать не только на скважинах, с начального момента эксплуатации добывающих безводную продукцию, но и дает возможность восстанавливать преждевременно (или своевременно) обводнившееся скважины. На рисунке 10

1 Ысыщснностъ пласта флюидом:

Нефть э.50 0.75

а) до внедрения ОРЭ

1.ооВода

Насыщенность пласта флюидом:

Нефть з.во

0.75 1.ооВода

б) после внедрения ОРЭ Рисунок 10 - Положение ВНК при использовании технологии ОРЭ.

представлена ситуация, когда технология ОРЭ была применена через год после того, как скважина была запущена в работу.

При этом, в отличие от традиционных РИР, использование ОРЭ не дает разрушающего или «загрязняющего» воздействия на пласт. Все операции

производятся в стволе скважины, что не оказывает отрицательного влияния на коллскторские свойства пласта и в целом не изменяет геологическую и гидродинамическую связь в системе «скважина-пласт». Рассматриваемая технология дает возможность проведения капитального ремонта скважин на участках пласта в случае ухудшения его коллекторских свойств, например, вследствие отложения парафинов или образования пробок в ПЗП.

Что касается дальнейшего прогноза развития технологии, то следует отметить, что установка погружного винтового электронасоса для одновременной раздельной эксплуатации нефтяной и водоносной зон пласта в настоящее время находится в процессе разработки. При этом возможен вариант, возможен вариант применения ШГНУ для ОРЭ. Однако, есть все основания полагать, что предпочтительно все же применение УЭЦН, при котором осуществляется процесс непрерывной добычи флюида. Таим образом, разработанный метод эксплуатации (ОРЭ) ориентирован преимущественно на позднюю стадию разработки месторождений.

В четвертом разделе приведен и обобщен опыт промышленного применения новых схем одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин, разрабатывающих залежи нефти в условиях наличия ВИЗ.

В качестве объекта для испытания новой технологии (схемы) эксплуатации пласта в добывающих скважинах выбран пласт АВ одного из нефтяных месторождений Западной Сибири.

Выбор данного участка обусловлен особенностями геологического строения залежей нефти и наличием скважин, добывающих продукцию с разной накопленной и текущей обводненностью, что свидетельствует о неравномерной выработке запасов нефти. Такие скважины, при вводе в эксплуатацию, либо не имели безводного периода добычи нефти, либо этот период был непродолжительным (от одного до шести месяцев). Схематизация и систематизация типов строения залежей нефти ВИЗ

позволили выделить общие тенденции в динамике технологических показателей разработки и с большой достоверностью определить наиболее вероятные причины обводнения продукции скважин. На основании данных промысловых исследований, было определено, что наиболее вероятной причиной обводнения продукции большинства скважин является подтягивание к забоям скважин подошвенной воды и образование водяного конуса, что неизбежно привело к потерям части подвижных запасов нефти.

Работы по новой технологии вторичного вскрытия и эксплуатации пласта были проведены на скважинах действующего добывающего фонда (2002 - 2004 гг). Большинство из выбранных скважин эксплуатируют либо участки залежей с контактной ВНЗ (водоплавающие), либо залежи с наличием условно непроницаемого экрана между нефтенасыщенным и водоносыщенным интервалами пласта. Несколько скважин находятся в чисто нефтяной зоне. Вместе с тем, в последней группе одна скважина имела пропласток с низкой начальной нефтенасыщенностью (54,6 %), что предполагает наличие в пласте значительного объема подвижной воды. Другие скважины чисто нефтяной зоны залежи характеризуются значительной послойной неоднородностью фильтрационно-емкостных параметров пропластков горизонта, что предполагает избирательное заводнение высокопроницаемых пропластков и формирование искусственной водонефтяной зоны. Скважины были разделены на две группы: 1) скважины, в которых новая схема эксплуатации была применена после первичной перфорации; 2) скважины, в которых новая схема эксплуатации была применена при вторичной перфорации (дострел и перестрел пластов).

Определение параметров предлагаемой схемы эксплуатации осуществлялось в следующей последовательности:

1. Для выбранной скважины предварительно анализировались данные о проведенных ГИС, ГДИС, исследованиях керна для установления

численных значений следующих характеристик: вязкости нефти и воды в пластовых условиях; начальном пластовом давлении; водо- и нефтенасыщенных толщинах пропластков; критических (предельных) значений насыщенностей по воде и нефти, при которых прекращается движение соответствующей фазы; абсолютных и фазовых проницаемостях, нефтенасыщенности, пористости пород каждого из пропластков.

2. На основе данных о геологическом строении залежи ВНЗ и о физических свойствах пластовых флюидов строилась геолого-гидродинамическая модель залежи.

3. Расчетные варианты с различными интервалами перфорации формировались посредством изменения продуктивности фильтрационного блока, моделирующего призабойную зону водонасыщенного пропластка.

4. Для каждого варианта рассчитывались поля изменения давления и насыщенности, строились графики динамики основных показателей разработки (дебиты по нефти, воде и жидкости, коэффициента заводнения, КИН и др.). Полученные варианты сравнивались по характеристикам вытеснения для выбора соотношения плотностей перфорации с максимальным показателем накопленной добычи нефти при достижении предельного уровня обводненности.

На рисунке 11 приведены результаты расчета технологической эффективности применения предлагаемой схемы эксплуатации скважин.

В качестве критерия экономической эффективности был применен накопленный чистый дисконтированный поток наличности (£ЫРУ). На рисунке 12 приведена динамика прироста за счет технологии накопленного чистого дисконтированного потока наличности. Так как эффект от мероприятий продолжается, то оценивается текущее значение таК) на

01.09.2006 г. экономическая эффективность от внедрения составила 11679 тыс.р.

30

25

>, 20 О

ь 15

5 0

Г

14

М

100

60

40

1270 2020 2130 2220 2330 3270 3280 3320 3330 3350 3690 3700 6040 850 1233 4005 4002 Номер скважины

□ Дебит нефти до ГТМ

□ Дебит жидкости до ГТМ — Обводненность до ГТМ

□ Дебит нефти после ГТМ

□ Дебит жидкости после ГТМ — Обводненность после ГТМ

20 О

Рисунок 11 - Технологическая эффективность применения предлагаемой схемы

эксплуатации скважин

Рисунок 12 - Динамика дополнительного (за счет ГТМ) накопленного чистого дисконтированного дохода предприятия

14000 12000 10000 «000 6000 4000 2000

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и свойств пластовых флюидов предложен дифференцированный подход к оценке степени выработанности запасов из водонефтяных зон сложнопостроенных коллекторов, включающий исследование характеристик изучаемого объекта посредством проведения математического моделирования процесса разработки, который обеспечивает рациональное и эффективное планирование ГТМ с целью увеличения КИН.

2. Получены аналитические зависимости соотношения высоты поднятия конуса и нефтенасыщенной толщины от соотношения проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта, а также радиуса конуса воды от вертикальной и горизонтальной составляющей проницаемости объекта эксплуатации. Это позволило уточнить трехмерные модели процесса разработки ряда месторождений Западной Сибири, имеющих залежи с подстилающим водоносным горизонтом и находящихся на поздней стадии разработки.

3. Разработана технология одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон продуктивного пласта, реализующая совместный отбор их продукции, при котором достигается увеличение нефтеотдачи и снижение уровня отборов воды при условии стабилизации забойного давления на всем интервале перфорации. Она рекомендуется на добывающих скважинах с возможным образованием конусов пластовой воды как метод, направленный на оптимизацию системы разработки нефтяных месторождений.

4. Технология испытана на 17 добывающих скважинах, эксплуатирующих залежи ряда нефтяных месторождений Западной Сибири. Технологический эффект составил 12087 т дополнительно добытой нефти. Сравнительный технико-экономический анализ показал, что рассмотренная технология капитального ремонта скважин является экономически выгодной, так как эффективность от ее внедрения составила 11679 тыс.р.

Основное содержание диссертации опубликовано в 14 печатных работах:

1. Другов A.B. Технологии обработки призабойной зоны пласта при ремонте скважин / A.B. Другов, В.В. Другов, Г.П. Зозуля, Е.М. Пьянкова //

Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий. Матер. Третьей Всеросс. науч.-практич. конф., посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень: Издательство «Вектор Бук», 2002. - с. 146-148.

2. Карнаухов M.J1. Исследования скважин методом кривых восстановления давления / M.J1. Карнаухов, Е.М. Пьянкова, А.Г. Сидоров, A.B. Другов // Геолого-промысловые исследования скважин и пластов. Матер, науч.-практич. конф. -Екатеринбург: Издательский Дом «ИздатНаукаСервис», 2003. - с. 81-83.

3. Зозуля Е.К. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин / Е.К. Зозуля, А.Б. Тулубаев, A.B. Другов, Ф.С. Потехин, C.B. Кисев // Сборник трудов ИНиГ. Нефтегазовое направление. 2004 г -с. 115-118.

4. Карнаухов J1.A. Износ породоразрушающих элементов одношарошечных долот / Л.А. Карнаухов, M.J1. Карнаухов, В.В. Майер, A.B. Другов, В.В. Другов // Сборник трудов ИНиГ. Нефтегазовое направление. 2004 г-с. 137-143.

5. Ваганов Ю.В. К вопросу о селективной изоляции водоносных пластов / Ю.В. Ваганов, A.B. Другов, Ф.С. Потехин, C.B. Кисев // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. ИНиГ и матер, регион, науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2005. Т. 2.-С.231 -234.

6. Зозуля Е.К. Исследование перспективных реагентов для обработки технологических жидкостей для освоения и ремонта скважин / Е.К. Зозуля, Ж.С. Попова, М.К. Петрова, М.В. Листак, C.B. Кисев, A.B. Другов // Инновации и эффективность производства. Материалы региональной научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень, 2006 г — с. 161-162.

7. Зозуля Е.К. Разработка составов для изоляции водопритоков в нефтяных и газовых скважинах / Е.К. Зозуля, Ф.С. Потехин, C.B. Кисев, A.B. Другов, Е.Г. Казаков // Инновации и эффективность производства. Материалы региональной

научно-технической конференции, посвященной 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета. - Тюмень, 2006 г-с. 151-152.

8. Кустышев A.B. Многосекционная труболовка для извлечения из скважины оборванных колонн труб / A.B. Кустышев, Т.И. Чижова, Ю.В. Ваганов, C.B. Кисев, A.B. Другов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. и матер.межрегион. науч.-практич. конф. студентов, аспирантов и молодых ученых нефтегазового направления, посвященной 50-летию ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007 Т.1 - с. 185-189.

9. Обиднов В.Б. Отрицательные аспекты традиционных технологий гидравлического разрыва пласта / В.Б. Обиднов, A.B. Афанасьев, A.B. Кустышев, A.B. Другов, Е.Г. Казаков // Там же - с. 232-233.

Ю.Ткачев P.A. Плавное глушение пакерующих газовых скважин / P.A. Ткачев, В.Б. Обиднов, A.B. Кустышев, Ю.В. Ваганов, A.B. Другов // Там же - с. 238-240.

П.Серебренников И.В. Применение классификационных схем при анализе разработки месторождений / И.В. Серебренников, Е.К. Зозуля, С.П. Власов, A.B. Другов, Ф.С. Потехин // Известия вузов. Нефть и газ. 2007. № 4. С. 26-29.

12. Зырянов B.C. Опыт и эффективность применения технологии струйного ГРП / B.C. Зырянов, И.В. Лесь, В.М. Шенбергер, A.B. Другов // Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. тр. и матер, межрегион, науч.-практич. конф. с междунар. участием, посвященной 45-летию Индустриального института и 10-летию кафедры «Ремонт и восстановление скважин». - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008 Т.1 - с. 53-67.

13. Казаков Е.Г. Особенности ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Е.Г. Казаков, Ж.С. Попова, Д.А. Шаталов, A.B. Другов // Там же - с. 80-84.

14.Ягафаров А.К. О гидродинамической связи прискважиной зоны пласта и скважины / А.К. Ягафаров, A.B. Другов, В.М. Медведев, Б.А. Ерка, И.В. Серебренников // Там же - Т.2 - с. 21-28.

Соискатель

A.B. Другов

Подписано в печать 20.03.09. Формат 60x84/16. Бумага Ballet. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,00. Тираж 100. Заказ 172.

Отпечатано с готового набора в типографии ООО «Вектор Бук». Лицензия ПД № 170003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмнь, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Другов, Алексей Викторович

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ ОПЫТА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВОДОНЕФТЯНЫМИ ЗОНАМИ.

1.1 Краткие геолого-физические характеристики водонефтяной зоны пласта.

1.2 Особенности генезиса водонефтяного контакта и переходных зон.

1.3 Схематизация водонефтяного контакта в прискважинной зоне пласта 19 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА КОНУСООБРАЗОВАНИЯ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН.

2.1 Моделирование процесса статического конусообразования.

2.2 Математическая модель статического конусообразования Маскета-Чарного.

2.3 Экспериментальное изучение процессов образования конусов.

2.4 Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов.

2.5 Исследование процесса конусообразования.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИЧИН И ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОБВОДНЕНИЕМ СКВАЖИН.

3.1 Причины преждевременного обводнения скважин.

3.2 Методы борьбы с обводнением скважин.

3.3 Классификация изоляционных работ и методов изоляции.

3.3.1 Технология и материалы для изоляции отдельных обводненных пластов.

3.3.2 Технология и материалы для отключения отдельных обводненных интервалов пористого пласта.

3.3.3 Технология и материалы для ограничения притока воды в трещиноватых и трещинно-поровых коллекторах.

3.4 Технология и материалы для регулирования профиля приемистости воды в нагнетательных скважинах.

3.5 Обоснование новой технологии производства водоизоляционных работ

3.6 Технология одновременно раздельной эксплуатации двух пластов одной скажиой через НКТ и затрубное пространство.

3.7 Обоснование технологии для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяной и водоносной зон пласта погружным центробежным электронасосом.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4 ОБОСНОВАНИЕ СХЕМ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН, РАЗРАБАТЫВАЮЩИХ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ С ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗОНОЙ.

4.1 Определение причин конусообразования в пласте АВ нефтяного месторождения Западной Сибири.

4.2 Обоснование способа эксплуатации добывающей скважины, работающей на залежи с ВНЗ.

4.3 Применение новой технологии одновременно раздельной эксплуатации добывающих скважин, разрабатывающих залежи нефти с ВНЗ.

4.4 Геолого-технические мероприятия опробованные и внедренные в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации пласта с подстилающим водоносным горизонтом"

Актуальность проблемы.

Большинство месторождений нефти и газа Западной Сибири, где добывается две трети нефти и более 90 % российского газа, а пробуренный фонд скважин составляет около 150 тысяч, находятся либо вступают в позднюю стадию разработки.

Для современного этапа добычи углеводородного сырья характерно ухудшение структуры, увеличение доли трудноизвлекаемых запасов из сложно построенных коллекторов и ухудшение технического состояния эксплуатационного фонда скважин — более 40 % требует ремонта или остановлены как нерентабельные. В соответствии с принятыми закономерностями разработки месторождений с применением системы поддержания пластового давления, вытесняющий нефть агент (вода) с низким фильтрационным сопротивлением движется по направлению к добывающим скважинам, в связи с чем, происходит рост обводненности добываемой продукции (до 94 %).

В таких условиях представляется целесообразным исследование причин снижения производительности добывающих скважин на основе анализа накапливающейся с начала их эксплуатации информации и включающей результаты промысловых, гидродинамических и лабораторных исследований как скважин, так и пластов, с учетом геологических и гидродинамических моделей фильтрации жидкостей в неоднородных коллекторах.

Основной особенностью поздней стадии разработки залежей нефти является прогрессирующее отрицательное техногенное воздействие на продуктивные коллектора с подстилающими водами из-за воздействия системы поддержания пластового давления (ПГТД), в том числе с применением методов одновременно-раздельной эксплуатации пластов (ОРЭ).

Поэтому проблема разработки технологий ОРЭ нефтяных пластов для сохранения или увеличения их продуктивности в условиях высокой обводненности скважинной продукции и выработанности запасов сохраняет свою актуальность.

Цель работы.

Увеличение добычи нефти за счет разработки и внедрения технологии одновременно-раздельной эксплуатации скважин в условиях совместного отбора продукции из одного объекта с подстилающим водоносным горизонтом.

Основные задачи исследований.

1. Анализ причин изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и свойств пластовых флюидов для принятия объективного решения по выбору оптимальных технологий водоизоляционных работ, повышения КИН (коэффициента не фтеизв лечения) и снижения обводненности скважинной продукции.

2. Совершенствование трехмерной модели процесса разработки сложнопостроенных нефтяных залежей с подстилающим водоносным горизонтом на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

3. Разработка технологии одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон продуктивного пласта.

4. Оценка эффективности предлагаемой технологии.

Научная новизна.

1. Уточнена трехмерная гидродинамическая модель разработки Фёдоровского нефтяного месторождения и получена зависимость обводнённости продукции от соотношения проницаемостей коллекторов нефте- и водонасыщенных зон, что позволило оптимизировать режим эксплуатации продуктивных залежей с подстилающим водоносным горизонтом.

2. Установлена зависимость изменения фронта продвижения водонефтяного контакта (ВНК) и радиуса конуса обводнения в водонефтяных зонах сложнопостроенных коллекторов в процессе одновременно-раздельной эксплуатации, при различных методах их вторичного вскрытия.

Практическая ценность.

1. Разработана технология одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон объекта эксплуатации, обеспечивающая эффективный совместный отбор продукции и способствующая добыче нефти без изменения величины обводненности и поднятия конуса.

2. Предложен способ вторичного вскрытия перфорацией продуктивного пласта с подстилающим водоносным горизонтом, обеспечивающий отбор нефти при условии стабилизации забойного давления на всем интервале перфорации.

3. По разработанной технологии на Федоровском нефтяном месторождении НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» выполнено >17 скважино-операций, в результате которых существенно снижен отбор добываемой воды. Эффективность выполненных работ составила 82,4 %.

Реализация результатов работы.

Результаты проведенных исследований вошли составной частью в проектные технологические документы на разработку месторождений НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз», и на предприятиях ООО «Лукойл - Западная Сибирь» в конкретных геолого-физических условиях работы ряда добывающих скважин, эксплуатирующих продуктивные пласты с подстилающим водоносным горизонтом.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: третьей Всероссийской научно-практической конференции, посвященной 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета (г. Тюмень, 2002); региональной научно-практической конференции «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005); региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии — нефтегазовому региону» (г. Тюмень, 2006); межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2006); 1-ой Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society Of Petroleum Engineers (SPE) «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); межрегиональной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2007); межрегиональной научно-практической конференции с Международным участием, посвященной 45-летию Индустриального института и 10-летию кафедры Ремонт и восстановление скважин «Подготовка кадров и современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (г. Тюмень, 2008).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 8 печатных работ, в том числе одна в издании, рекомендованном ВАК РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов и рекомендаций, заключения, списка использованных источников, включающего 112 наименований. Изложена на 136 страницах машинописного текста и содержит 58 рисунков, 5 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Другов, Алексей Викторович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Предложена методика оценки степени выработанности запасов из водонефтяных зон сложнопостроенных коллекторов, включающая: исследование характеристик изучаемого объекта; уточнение гидродинамической модели процесса разработки; рациональное и эффективное планирование ГТМ для увеличения КИН.

2. Получены зависимости соотношения высоты поднятия конуса и нефтенасыщенной толщины от соотношения проницаемостей нефте- и водонасыщенного слоев пласта и обводненности продукции, а также радиуса конуса воды от вертикальной и горизонтальной составляющей проницаемости объекта эксплуатации. Уточнены трехмерные модели процесса разработки Федоровского месторождения НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» имеющего залежи с подстилающим водоносным горизонтом и находящегося на поздней стадии разработки для рационального выбора режимов работы добывающих скважин.

3. Разработана технология одновременно-раздельной эксплуатации нефтенасыщенной и водонасыщенной зон продуктивного пласта, реализующая совместный отбор их продукции. При ее реализации достигается снижение уровня отборов воды. Она применима при условии стабилизации забойного давления на всем интервале перфорации на добывающих скважинах с возможным образованием конусов пластовой воды.

4. Технология испытана на 17 добывающих скважинах, эксплуатирующих залежи Федоровского нефтяного месторождения НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Сравнительный технико-экономический анализ показал, что эффективность от ее внедрения составила 11679 тыс.р.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Другов, Алексей Викторович, Тюмень

1. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс.

2. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф. и др. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана,- Уфа: изд-во "Китап", 1994.-180 с.

3. Абызбаев ИИ. Группирование пластовых залежей нефти по основным геолого-промысловым параметрам / Геология нефти и газа. 1985. - № 3. - С. 54-56.

4. Абызбаев ИИ., Леей Б.И. Повышение эффективности разработки водо- нефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978.-72 с.

5. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.:Недра, 1982. - 408 с.

6. Амиров А. Д., Карапетов К. А., Лем-беранский Ф. Д. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. -М., Недра, 1979, с. 309.

7. Андреев В.В., Уразаков К.Р., Далимов В.У. Справочник по добыче нефти / Под ред. К.Р. Уразакова. 2000. 374 е.: ил.

8. Аширое КБ. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья. Геология нефти и газа, 1960, № 6. С. 20-24.

9. Бадьянов В. А. Методы компьютерного моделирования нефтяных месторождений в задачах нефтепромысловой геологии/ Диссер. на соиск. учен, степ, докт. геолого-мин, наук. Тюмень. 1998. - 172 с.

10. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водо-нефтяных зон пластов. / Тр. ВНИИнефть, Вып. 54. Изд. Недра, 1968, С. 147-155.

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

12. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002. — 584 с.

13. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидродинамика.-М.: Недра, 1993.- 416 с.

14. Бейли Б. Диагностика и ограничение водопритоков / М. Крабтри, Дж.Тайри, Ф. Кучук, К. Романо, JI. Рудхарт, Дж. Элфик // Нефтегазовое обозрение. 2001. - № 1. - С. 44-67.

15. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев ВТ. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. -М: Недра. 1981.-232 с.

16. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г., Юсупов И.Г. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины. — М.: Недра, 1976.-176 с.

17. Владимиров А.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.: «ВНИИОЭНГ», 2007. - 360 с.

18. Владимиров И.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н, Лазеев А.Н., Булгаков P.P., Караваев СВ. Определение оптимальных интервалов перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. 2005, № 2.-С.

19. Владимиров ИВ., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 1.С. 30-38.

20. Габдуллин Т.Г. Дистанционная техника и технология термогидродинамических исследований при разработке нефтяных месторождений/Диссер. на соиск. учен, степ, доктора техн. наук. Уфа. ВНИИнефтепромгеофизика. - 1990. - 443 с.

21. Газизов А.Ш. Исследование и применение полимерцементных растворов для разобщения продуктивных пластов нефтяных скважин / / Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. — Уфа: УНИ, 1971.-165 с.

22. Газизов А.Ш. Методы изоляции обводнившихся пластов в скважинах / М.Г. Быков, А.К. Арсенов // РНТС. Нефтепромысловое дело. -1976. -№ 9. -С. 66-68.

23. Газизов А.Ш. О выборе скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ / В.К. Петухов, А.Ю. Юмадилов // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1976. — № 6. - С. 24—29.

24. Газизов А.Ш. Применение нефтесернокислотной смеси для изоляции притока вод в скважины / И.Ф. Глумов, В.Д. Кочетков и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело. 1978. - № 9. - С. 26-27.

25. Газизов А.Ш., Газизов А. А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 285 е.: ил.

26. Газизов А.Ш., Клеев A.M., Калашников Б.М. О результатах изоляции нижних пластовых вод цементными суспензиями на Сулеевской и Алькеевской площадях Ромашкинского месторождения / / РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1973. — № 10. — С. 3—6.

27. Глушнев А.П.Оценка эффективности изоляционных работ в скважинах, обводненных закачиваемой водой на Ромашкинском месторождении / А.Ш. Газизов, И.Г. Юсупов и др. / / РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1973. —№ 1. — С. 25—27.

28. Грей Форест. Добыча нефти / Пер. с англ. М.: ЗАО "Олимп-Бизнес", 2006. - 416 е.: ил. - (Серия "Для профессионалов и неспециалистов").

29. Дальберг Э. Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа Изд. Недра, 1985, 149 с.

30. Данилов В.Л., Кац P.M. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980.- 264 с.

31. Закиров С.Н., Закиров Э.С, Закиров КС, Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

32. Закиров СИ., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. -М.: Изд. Дом "Грааль", 2000, 642 с.

33. Закон Российской Федерации "О недрах" (с изменениями от 10 февраля 1999 г.).

34. Зозуля Е.К., Тулубаев А.Б., Другов А.В., Потехин Ф.С., Кисев С.В. Разработка биополимерных солевых растворов для бурения боковых стволов из эксплуатируемых скважин. Сборник трудов ИНиГ. Нефтегазовое направление. 2004 г — с. 115-118.

35. Ибрагимов Г.З., Артемьев В.Н., Иванов А.И., Кононов В.М. Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа: Учеб. пособие. Под ред. д-ра техн. наук, проф. Ю.Н. Захарова. М.: Изд-во МГОУ, 2005.

36. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов B.C., Пекин С.С. Скважинные насосные установки для добычи нефти. М: ГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. - 824 е.: ил.

37. Исследование в открытом стволе нефтяных и газовых скважин / Венделыитейн Б.Ю., Ильина В.М., Лимбергер Ю.А., Козина З.К. /под ред. Савостьянова Н. А. / М: Недра. 2002. - 270 с.

38. Казаков А.А., Казаков В.А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон. ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело, Вып. 9., М.: ВНИИОЭНГ, 1982, С. 19-22.

39. Казаков Е.Г., Попова Ж.С., Шаталов Д.А., Другов А.В. Особенности ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Там же — с. 80-84.

40. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140 с.

41. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999.- 213 с.

42. Карнаухов Л.А., Карнаухов М.Л., Майер В.В., Другов А.В., Другов В.В. Износ породоразрушающих элементов одношарошечных долот. Сборник трудов ИНиГ. Нефтегазовое направление. 2004 г с. 137-143.

43. Кац P.M., Андриасов А.Р. Математическая модель трехфазной фильтрации в трещиновато-пористой среде.// Сб. науч. тр. ВНИИ.-М., 1986.-Вып. 95.- С. 61-66.

44. Каюмов М.Ш., Салихов М.М. Рафиков Р.Б., Тазиев ММ. , Владимиров КВ., Бушорин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. 2005. - № 8. С. 30-36.

45. Кисель В.А., Абрамов ЮС. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М.: Недра, 1978, 192 с.

46. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при закачивании и эксплуатации нефтяных скважин. — М.: Недра, 1998.-267 с.

47. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Демичев С.С. и др. Новые способы ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах // — Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1990.

48. Комаров B.JI. Выделение эффективных мощностей и переходной зоны водо-нефтяных пластов. / Тр. УфНИИ, Уфа, 1969.

49. Косков В.К, Косков Б.В. О роли ВНК и переходной зоны при изучении гидродинамической связанности геологических тел / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003, № 10. - С. 44-45.

50. Краснова Т.Д. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997, № 4. - С. 38-43.

51. Краснова Т.Л., Телков А.П. Расчет безводного периода работы несовершенной скважины и нефтеотдачи по удельному объему дренирования / Нефтепромысловое дело. 1997, № 8-9. - С. 8-11.

52. Крец В.Г., Лене Г.В. Основы нефтегазодобычи: Учебное пособие / Под ред. канд. геол.-минер. наук Г.М. Волощука. — Томск: Изд-во Том. Унта, 2000. 220 с.

53. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования.- М.: Недра, 1979.- 303 с.

54. Кшкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень. Издательство "Вектор Бук", 1998.-212 с.

55. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа: Башкирское книжное издательство, 1987. - 152 с.

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

57. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1965.

58. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений.- М.: Недра, 1976.-264 с.

59. Мамлеев Р.Ш., Тимонин В.И. Результаты испытания "переходной зоны" на Павловской и Зеленогорской площадях. // Геология нефти и газа, № 4, 1960. С. 38А1.

60. Марков П.П. Экспериментальное исследование сопротивления несовершенных скважин. Тр. ВНИИ, вып. 8, 1956.

61. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер. с англ.). М.: Гостоптехиздат, 1953.- 606 с.

62. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат. - 1963.

63. Мерзляков В.Ф. Обоснование и совершенствование технологий разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.- 267 с.

64. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования (утв. 21.06.99, № ВК 477).

65. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов. — Казань: Отечество, 2001. — 252 с.

66. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: изд-во Казанского университета, 2003. - 596 с.

67. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М. Недра, 1977.

68. Орлинский Б.М., Князев СВ., Булгаков В.Н. Изменение обводненности продукции скважин при разработке залежей нефти с подошвенной водой. / Тр. ТатНИПИ нефть, Казань, Вып. XXX, 1975. -С. 128134.

69. Переяслова И.Г. Статистика. Серия "Высшее образование" / Е.Б. Колбачев, О.Г. Переяслова. Ростов н/Д: "Феникс", 2003. - 288 с.

70. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов/ И.Д. Амелин, В.А.Бадьянов, Б.Ю. Венделыптейн I под редакцией В.В. Ста- сенкова, И.С. Гутмана/ М.: Недра. -1989. 270 с.

71. Проект разработки Ватьеганского месторождения, 2008 г.

72. Регуш Б.Б. Битуминозные песчаники Ромашкинского месторождения. Тр. ТатНИПИнефть, вып. VIII, Недра, 1965, С. 34-38.

73. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. - 335 с.

74. Саттаров М.М. и др. Особенности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Тр. УфНИИ. - Вып. 27. - 1969, С. 117-133.

75. Серебренников И.В., Зозуля Е.К., Власов С.П., Другов А.В., Потехин Ф.С. Применение классификационных схем при анализе разработки месторождений. Известия вузов. Нефть и газ. 2007. № 4. С. 26-29.

76. Система автоматизированной обработки геолого-физических данных на ПЭВМ Гинтел. ВНИГИК-Тверь. 1993.-75 с.

77. Стандарт по интерпретации ГИС. Алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений республики Татарстан. Казань. - 1999.-28 с.

78. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений Часть 2. Тюмень. ООО НИПИКБС-Т, 2001. 482 с.

79. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1965. - 164 с.

80. Уметбаев В.Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 215 с.

81. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы.-Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 2000. -424 с.

82. Хайрединов Н.Ш., Андреев BE., Федоров К.М. и др. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. Уфа: Гилем, 1997. 106 с.

83. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии в применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // Нефтепромысловое дело. 1996. - № 5. - С. 4-6.

84. Хисамутдинов Н.И., Владимиров И.В., Казакова Т.Г. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки. СПб: ООО "Недра", 2007. - 232 с.

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

86. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963.380 с.

87. Шалимов Б.В., Швидлер М.И. О влиянии сетки на точность расчета гидродинамических показателей при численном моделировании пласта.// Сб. науч. тр. ВНИИ.- Вып. 106. М, 1991.-С.25-38.

88. Швидлер М.И., Леви Б.И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М.: Недра, 1970. - 156 с.

89. Ягафаров А.К., Другов А.В., Медведев В.М., Ерка Б.А., Серебренников И.В. О гидродинамической связи прискважиной зоны пласта и скважины // Там же — Т.2 — с. 21-28.

90. Aziz К. Notes for petroleum reservoir simulation. — Stanford University, Stanford, California. 1994. - 471 pp.

91. Ertekin Т., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic applied reservoir simulation. Richardson, Texas. - 2001. - 406 pp.103. http://www.msalimov.narod.ru/Woda.htm104. http://www.slb.com

92. Joshi . Основы технологии горизонтальной скважины / пер. с англ. и ред.: В.Ф. Будников, Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков. — Краснодар: «Сов. Кубань», 2003. — 424 е.: ил.

93. Kuchuk F. Oilfield Water: A Vital Resource / F. Kuchuk, M. Sengul, M. Zeybek // Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22, 1999). С 413.

94. Kuchuk F. Water Waching / F. Kuchuk, SK. Patra, JL. Narasimhan, S. Ramanan, S. Banerji // Middle East Well Evaluation Review 22 (November 22, 1999). С 14-23.

95. Mattax C.C., Dalton R.L. Reservoir simulation. SPE Monograph vol. 13. - Richardson, Texas. - 1990. - 174 pp.

96. Peaceman D.W. Fundamentals of numerical reservoir simulation. -Amsterdam Oxford - New York: Elsevier Scientific Publishing Company, 1977. -176 pp.

97. Peaceman D.W. Representation of horizontal well in numerical reservoir simulation. // SPE 21217 Advanced technology Series, April 1993. V.I, №1.-P. 153-162.

98. Stone H.L. Rigorous black-oil pseudofunctions.// Paper SPE 21207.1991.J

99. Todd M.R., Longstaff W.J. The development, testing and application of a numerical simulator for predicting miscible flood performance.// J. Petrol. Technol. -1972. V. 24, № 7. - P . 874-882.