Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка водонефтяных зон месторождений с применением горизонтальных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка водонефтяных зон месторождений с применением горизонтальных скважин"

УДК 622.276

На правах рукописи

ООЗА гг>о хи

САРВАРОВ АИДАР РАСИМОВИЧ

2 О АВГ 2ддд

РАЗРАБОТКА ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН (на примере Самотлорского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2009

003475310

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-производственное объединение «Нефтегазтехнология»

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

■ кандидат технических наук Сарваретдинов Рашит Гасымович

■ доктор технических наук, профессор Карамышев Виктор Григорьевич

Ведущая организация

■ кандидат технических наук Вафин Риф Вакилович

- Центр химической механики нефти Академии наук Республики Башкортостан

Защита состоится 11 сентября 2009 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 10 августа 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук (¿^И^^---—- Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Бурно развивающиеся в последние десятилетия технологии горизонтального бурения и широкие перспективы применения горизонтальных скважин (ГС) в разработке водонефтяных зон (ВНЗ) месторождений поставили задачу поиска оптимальных схем размещения стволов горизонтальных скважин в залежах с водонефтяной зоной. Поэтому данная тема является актуальной.

Цель работы - последовательное и научное обоснование оптимальных схем размещения стволов горизонтальных добывающих (ДГС) и нагнетательных скважин (НГС) в залежах с ВНЗ, направленных на вовлечение ранее неразрабатываемых подвижных запасов и способствующих повышению коэффициента нефтеотдачи объекта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ существующих технологий разработки водонефтяных залежей нефти с применением горизонтальных скважин;

2. Гидродинамическое моделирование ГС в неоднородном пласте контактной водонефтяной зоны при наличии и отсутствии переходной зоны (ПЗ);

3. Поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин по латерали и по разрезу пласта водонефтяной зоны;

4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения ГС на залежах нефти с ВНЗ Самотлорского месторождения.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий горизонтального бурения в разработке залежей нефти с ВНЗ.

Научная новизна результатов работы

1. Научно обоснована универсальность эффективного применения «перекрестного» расположения стволов горизонтальных скважин в пластах с контактной ВНЗ, при котором добывающая ГС расположена в прикровельном интервале нефтенасыщенного слоя, а нагнетательная - в приподошвенном интервале водонасыщенного слоя коллектора.

2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны.

3. При разработке системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин контактных ВНЗ с переходными зонами, как с однородным по проницаемости коллектором, так и с послойно-неоднородным, в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации обладает наибольшей эффективностью.

Основные защищаемые положения

1. Вывод о том, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти, при этом большее влияние на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) оказывает расположение ствола нагнетательной ГС.

2. Необходимость учета наличия переходной зоны в ВНЗ при определении коэффициентов извлечения нефти, что позволит дать более точные объемы начальных извлекаемых запасов нефти.

3. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющий максимально повысить эффективность выработки остаточных запасов нефти пласта БВв1'3 Самотлорского месторождения в результате бурения боковых горизонтальных стволов.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки боковых горизонтальных скважин (БГС) в водонефтяных зонах пластов АВ13, АВ2-з, БВв1"3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» и УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2007-2008 гг.), в нефтяной компании «ТНК-ВР» (г. Москва, 2007-2008 гг.).

Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 6 научных работах, в т.ч. 4 - в ведущих рецензируемых

научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Личный вклад автора. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 161 наименований. Работа изложена на 197 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 109 рисунков.

Автор выражает глубокую признательность сотрудникам НПО «Нефтегазтехнология»: д.т.н., проф. Хисамутдинову Н.И., д.т.н. Владимирову И.В., к.т.н. Сарваретдинову Р.Г. - за постоянный интерес и ряд рекомендаций по написанию диссертационной работы. Огромное спасибо к.ф.-м.н. Казаковой Т.Г. за консультации по численным алгоритмам и программированию.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

Первая глава посвящена аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам применения горизонтальных скважин в разработке водонефтяных зон месторождений.

Вопросами изучения особенностей разработки водонефтяных зон занимались и продолжают заниматься большинство ведущих нефтяных и научных центров страны: Татарстана (ТатНИПИнефть, Татнефть, малые предприятия и научно-внедренческие компании), Башкортостана (БашНИПИнефть, Башнефть), Западной Сибири (ТюменНИИгипрогаз, Тюменский государственный нефтегазовый университет, корпорация «СибИНКОР», ОАО «СибНИИНП»), Москвы (ВНИИнефть, ИПНГ РАН, РМНТК «Нефтеотдача»), ученые и производственники Уфы, Казани, Волгограда, Перми, Самары и других городов.

В теоретическом плане задачи минимизации обводнения скважинной продукции сводятся к определению характера продвижения водонефтяного контакта (ВНК) в зависимости от степени неоднородности и анизотропии пласта, оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации, а также допустимой депрессии на пласт. Решением этих задач в разное время занимались Н.Ф. Иванов,

В.Д. Лысенко, M. Маскет, Д.М. Миллионщиков, Н.С. Пискунов,

A.П. Телков, И.А. Чарный и другие исследователи.

Вопросы конусообразования и предотвращения преждевременного обводнения при эксплуатации водонефтяных пластов рассматривались Р.Г. Абдулмазитовым, И.И. Абызбаевым,

B.Е. Андреевым, В.А. Блажевичем, Р.Г. Габдуллиным, С.Н. Закировым, И.И. Клещенко, Ю.А. Котеневым, Е.В. Лозиным, Р.Х. Муслимовым, Р.Я. Нугаевым, В.М. Орлинским, М.М. Саттаровым, C.B. Сафроновым, Р.Г. Сулеймановым, С.А. Султановым, А.П. Телковым, В.Г. Уметбаевым, Н.Ш. Хайрединовым, В.А. Харьковым и другими учеными.

Анализ литературных источников показывает, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке водонефтяных зон месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и ориентации стволов горизонтальных скважин относительно ВНК (по вертикали), внешнего контура нефтеносности (по латерали) и скважин действующего фонда. Поэтому продолжение данных исследований применительно к ВНЗ конкретных месторождений остается актуальной задачей.

Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений с водонефтяными зонами показывает, что залежи с ВНЗ обычно характеризуются менее привлекательными технико-экономическими показателями разработки. Такие объекты разработки отличаются значительной обводненностью добываемой продукции, пониженными величинами коэффициентов извлечения нефти, длительным сроком окупаемости затрат в связи с низкими значениями накопленных объемов добытой нефти по скважинам. Поэтому активное применение технологий горизонтального бурения в разработке ВНЗ - это единственный путь рентабельной эксплуатации водоплавающих залежей нефти.

При этом ряд оптимизационных и технологических задач, связанных с особенностями разработки обширных водонефтяных зон площадного развития и малой нефтенасьпценной толщины, технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов, подстилаемых водой, установления режимов отбора нефти и технологии их осуществления, разработки и испытания новых технологий отбора в добывающих скважинах, требуют дальнейшего совершенствования и развития.

Во второй главе приведены результаты теоретических исследований, связанных с поиском оптимальных решений по перфорации вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и

применению горизонтальных скважин в разработке контактных водонефтяных зон нефтяной залежи.

В главе рассмотрены модели контактной ВНЗ с переходной зоной и без нее. Наличие переходной зоны моделировалось в приближении трехфазной фильтрации, где фильтрующимися фазами являются нефть, вода и окисленная нефть. Окисленная (загущенная) нефть обладает повышенными вязкостью и плотностью. Рассматривались случаи однородного и неоднородного по проницаемостным свойствам коллектора.

Показано, что при эксплуатации контактной ВНЗ без переходной зоны вертикальными скважинами в условиях заводнения наиболее эффективной является «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная - на водонасьпценный интервал. При этом не важно, однороден или неоднороден по проницаемости пласт ВНЗ. Даже в наиболее неблагоприятных условиях, когда водонасьпценный интервал пласта обладает наибольшей проницаемостью, а нефть сосредоточена в низкопроницаемом слое, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает наилучшие условия для вытеснения нефти из коллектора ВНЗ. Эффективность данной схемы связана с комбинированием горизонтального (т.е. вдоль напластования) вытеснения с вертикальным (т.е. перпендикулярно напластованию). Так как водонефтяной контакт обладает огромной поверхностью, то создание условий равномерного движения контакта в сторону нефтенасыщенной части значимо увеличит эффективность выработки запасов нефти.

Дальнейшая детализация строения залежей ВНЗ, выделение переходной зоны как отдельного объекта исследования способствуют углублению знаний о характере движения пластовых флюидов. В работе на примере водонефтяного пласта с переходной зоной рассмотрены задачи о притоке пластовых флюидов к забою скважины.

Хорошо известно, что разработка контактных водонефтяных зон также осложняется разнородностью (как по вертикали, так и по латерали) свойств нефти.

Анализ структуры геологических запасов нефти ряда месторождений показал, что значительные доли запасов нефти расположены в контактной водонефтяной зоне. Исследования свойств проб глубинной нефти показывают, что изменения этих свойств по месту отбора проб статистически значимы. В распределении четко выделяются две группы - с меньшими и большими значениями вязкости. Выявленная зависимость вязкости нефти от ее плотности в пластовых условиях указывает на наличие хорошей корреляции между этими свойствами. Анализ мест отбора проб нефти с повышенными

значениями плотности и вязкости показывает, что они в основном отбирались из контактных ВНЗ.

Таким образом, нефть в ВНЗ не является однородной, ее плотность и вязкость зависят от условий залегания залежи (контактная, неконтактная ВНЗ).

Исследования на модели ВНЗ с переходной зоной показали следующее. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта отличается от разработки идеализированного объекта, в котором ВНК представляет собой четко выраженную границу между нефтью и водой, а свойства флюида (нефти) однородны по разрезу. Эффективность выработки запасов нефти из ВНЗ с ПЗ ниже, чем из ВНЗ без ПЗ. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны (рисунок 1). Проведенные расчеты показывают, что наличие переходной зоны ВНЗ должно учитываться в определении коэффициентов извлечения нефти, что позволит дать более точные объемы начальных извлекаемых запасов нефти.

обводненность, д.ед.

Рисунок 1 - Зависимость коэффициента извлечения нефти

от обводненности добываемой продукции для разработки контактной водонефтяной зоны с различными объемами переходной зоны (у!=2у2)

Рассмотренные различные случаи строения пласта контактной ВНЗ с переходной зоной и варианты заводнения однозначно показали, что наибольшей эффективностью обладает «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная - на водонасыщенный

интервал. Это связано с оптимальным сочетанием процессов вытеснения нефти по вертикали и вдоль напластования.

В работе рассмотрен процесс извлечения нефти из ВНЗ с переходной зоной с применением горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Использовалась профильная модель пласта. Ствол горизонтальной добывающей скважины располагается на расстоянии £дгс от подошвы пласта, а ствол нагнетательной горизонтальной скважины - на расстоянии Zm•c■ Стволы скважин параллельны друг другу и находятся на расстоянии Ьх. Пласт относится к контактной ВНЗ с переходной зоной. Рассматриваемая модель пласта представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 - Профильная линейная модель пласта водонефтяной зоны с переходной зоной (изолиниями показано поле насыщенности третьей фазы (загущенной) окисленной нефти)

Обобщенная зависимость конечного КИН от положений стволов добывающей и нагнетательной ГС представлена на рисунке 3. На рисунке видно, что наибольший КИН обеспечивается расположением нагнетательной скважины в водонасыщенной части пласта ВНЗ. При этом зависимость от положения ствола ДГС более слабая, что позволяет надеяться на эффективную выработку запасов нефти при организации «перекрестной» схемы заводнения пласта. Вместе с тем, при расположении ствола нагнетательной ГС в нефтенасыщенной части пласта зависимость КИН от положения ствола ДГС становится более значимой.

Рисунок 3 - Обобщенная зависимость конечного КИН от положений

стволов добывающей и нагнетательной ГС (контактная ВНЗ с переходной зоной, проницаемость коллектора - 1 мкм2)

Полученные результаты позволяют сделать следующие выводы. Расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта ВНЗ с переходной зоной существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти.

Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с ПЗ «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной, что и подтверждают выводы работы.

Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя

оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллекторов. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.

В третьей главе рассматриваются особенности геологического строения и состояние разработки пласта БВ^1"3 Самотлорского месторождения. В настоящее время проблемы стремительного обводнения добываемой продукции и сосредоточения остаточных запасов в низкопроницаемых интервалах коллектора пласта являются крайне актуальными. Разработка данного объекта осложнена, помимо прочего, наличием обширных контактных водонефтяных зон.

Проведена структуризация запасов по следующим основным показателям: проницаемости, послойной неоднородности, зональной неоднородности коллектора. Интервалы изменения показателей, делящие исследуемые величины на группы, определялись на основе статистических распределений параметров фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В качестве примера на рисунке 4 представлено распределение геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти по показателю послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора по всем рассматриваемым залежам пласта БВ813.

Анализ полученных данных позволяет сделать следующие заключения. Подавляющий объем геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти пласта БВ8'"3 (80 % геологических и 84 % извлекаемых) сосредоточен в коллекторах с проницаемостью более 100 мД. При этом на долю высокопроницаемых коллекторов с проницаемостью более 500 мД приходится 29.0 % геологических и 32.8 % извлекаемых запасов нефти.

Распределение запасов нефти по неоднородности проницаемостных свойств коллектора показывает, что большая часть запасов нефти (около 96 %) сосредоточена в неоднородных коллекторах (рисунок 4). Из них на долю сильно неоднородных по разрезу коллекторов (послойная неоднородность более 1) приходится около 62 % геологических и 53 % извлекаемых запасов нефти. Это означает, что при одновременной эксплуатации прослоев выработка запасов происходит крайне неравномерно. В такой ситуации применение технологий, направленных на увеличение охвата воздействием (потокоотклоняющие, нестационарные технологии), может дать значительный технологический эффект.

1

интервалы изменения послойной неоднородности, отн. ед.

Рисунок 4 - Распределение начальных геологических, подвижных

и извлекаемых запасов нефти пласта БВв1"3 Самотлорского месторождения по интервалам значений послойной неоднородности проницаемостных свойств коллектора

Таким образом, анализ структуры запасов нефти залежей пласта БВ81_3 Самотлорского месторождения показывает, что объект разработки характеризуется сложным строением, разнородностью свойств коллекторов по пластам, высокой послойной и зональной неоднородностью, наличием обширных водонефтяных зон. Все это предполагает неравномерную выработку запасов. Для увеличения охвата заводнением и вовлечения в процесс разработки ранее недренируемых зон необходимо применение потокоотклоняющих, нестационарных технологий и зарезка боковых горизонтальных стволов. Более половины запасов нефти сосредоточено в водонефтяных залежах. Вязкость нефти в пластовых условиях в 4 раза превышает вязкость воды. В данных условиях предпочтительной является разработка объекта с заданной обводненностью при рентабельных дебитах скважин. Перспективным является применение технологий горизонтального бурения для интенсификации выработки запасов нефти из водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных залежей пласта БВа1"3.

На основе проведенного анализа состояния разработки залежей нефти пласта БВ8'"3 Самотлорского месторождения можно сделать следующие выводы. Сформированная система разработки пласта БВ813 Самотлорского месторождения позволяет осуществлять относительно

эффективную выработку запасов данного объекта, однако различающиеся фильтрационно-емкостные свойства коллектора и различная эффективность сформированной системы поддержания пластового давления (ППД) предопределили неравномерную выработку объекта на текущий момент времени. Рассмотренные нефтяные залежи характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Особенно актуально это в отношении Северо-Сенчинской и Северо-Западно-Черногорской залежей. Низкие показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при недостаточных объемах закачки и низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций (рисунок 5).

Обводненность, %

Рисунок 5 - Зависимость текущего КИН от обводненности добываемой продукции Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВв'"3 (район скважины 1235р)

В результате длительной эксплуатации пласта БВ8ЬЗ образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. Анализ особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации показал, что для выработки остаточных запасов пласта БВ813 требуется бурение боковых горизонтальных стволов.

Большая часть запасов пласта БВ813 сосредоточена в залежах типа ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше

150т/сут, т.к. на основе анализа промысловых данных было установлено, что большие значения дебитов жидкости приводят к резкому обводнению продукции скважин (рисунок 6).

Для повышения эффективности бурения БГС необходим детальный анализ режима эксплуатации выбранного участка. На основании проведенного анализа рекомендуется формирование комплексной системы геолого-технических мероприятий, направленной на увеличение конечной нефтеотдачи пласта. В частности, необходимо рассмотреть возможность оптимизации сложившейся системы ППД (организация дополнительных очагов заводнения, увеличение приемистости работающих скважин, организация нестационарного заводнения, применение потокоотклоняющих технологий).

Обводненность, %

Рисунок 6 - Зависимость обводненности добываемой продукции от дебита по жидкости для скважин Северо-Западно-Черногорской залежи пласта БВ«1"3 (район скважины 1235р)

В четвертой главе предложен комплекс геолого-технических мероприятий для повышения эффективности действующей системы разработки, основным элементом которого стали зарезки боковых горизонтальных стволов.

Описан алгоритм принятия решения об интенсификации выработки частично заводненных водонефтяных залежей бурением горизонтальных стволов. Он состоит из ряда ветвей решений, основными из которых являются выбор участка для бурения горизонтальной скважины и выбор скважины для зарезки БГС (рисунок 7).

Объекты, разрабатываемые с помощью горизонтальных технологий, относятся к сложно построенным. Поэтому одной из составляющих успешности бурения ГС является хорошая изученность объекта, высокая информативность базы геофизических исследований скважин (ТИС) и детальная геологическая модель объекта. Отметим, что низкая вертикальная проницаемость снижает эффективность ГС. В пластах с высокой степенью расчлененности и наличием непроницаемых разделов целесообразнее бурение наклонных скважин, гарантированно пересекающих все пропластки.

В - вода; Н - нефть; ЧНЗ - чистонефтяная зона; ВНЗК - водонефтяная зона контактная

Рисунок 7 - Критерии выбора скважины для зарезки БГС

Одним из вопросов, возникающих при проектировании систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных стволов скважин, является оптимальное расположение ГС относительно других скважин эксплуатационного и нагнетательного фонда. Бурение ГС не всегда является предпочтительнее использования вертикальной или

наклонной скважины. На основе численного моделирования необходимо определение оптимального направления бурения и длины ствола скважины.

Зарезка бокового ствола из существующей скважины существенно снижает затраты на бурение. Поэтому необходимо рассмотреть, в первую очередь, возможность зарезки БГС в скважинах, дальнейшая эксплуатация которых невозможна по причине высокой обводненности или аварийности, а остаточные запасы в зоне их дренирования достаточно высоки. Скважины, рекомендуемые для бурения вторых горизонтальных стволов, выбирались с учетом особенностей геологического строения областей, дренируемых данными скважинами, и основных технологических показателей эксплуатации скважин.

На основании полученных выше результатов были сформированы первоочередные ГТМ по повышению эффективности разработки рассматриваемого участка (таблица 1).

Таблица 1 - Оценка технологической эффективности бурения рекомендуемых БГС

Залежь № скважины Дата проведени яГГМ Тех. показатели после ГТМ Добыча за 5 лет, тыс. т

дебит нефти, м3/сут обводненное ть, д.ед. нефти жидкое ти

Западно-Черногорская 50643-2 01.02.2010 19.85 0.60 9.68 76,78

50607-2 01.02.2010 24.55 0.51 17.33 76,78

5716-2 01.02.2010 9.53 0.81 7.75 76.78

50596-2 01.02.2010 12.58 0.75 7.63 76.78

Южно-Сенчинская 61361-2 28.02.2010 36.63 0.63 12.69 151.30

50815-2 28.02.2010 12.77 0.87 6,57 151.30

Северо-Западно-Черногорская залежь (р-н СКВ. 1235р) 51118-2 28.02.2010 20,55 0,79 15,61 151,21

51111-2 28.02.2010 63.38 0.37 34.86 151.21

Северо-Западно-Черногорская залежь (р-н СКВ. 1243р) 61714-2 28.02.2010 33.45 0.50 14.04 100.61

61706-2 28.02.2010 26.21 0.61 14.36 100.61

Итого 140.53 1113.37

В целом по рассматриваемым залежам пласта БВ8" за счет бурения БГС за 30 лет, по оценкам, объем дополнительно добытой нефти составит 519.6 тыс. т. Коэффициент нефтеизвлечения составит 0.635 д.ед. против 0.631 д.ед. по базовому варианту.

Актуальной является оценка предельных величин стоимости нефти, при которых разработка пласта из нерентабельной переходит в рентабельную и при которых рекомендуемые в работе мероприятия становятся экономически эффективными. Такой расчет был проведен в условиях неизменности налоговой базы. Результаты приведены на рисунке 8. Из полученных данных видно, что уже при цене на нефть в 45 ШБ/бар. разработка пласта по рекомендуемому варианту станет рентабельной, но менее эффективной, чем при базовом варианте. И только при возрастании цены на нефть до 65 иББ/бар. бурение рекомендуемых БГС становится экономически привлекательным и эффективным.

ш £ я а

X X X о. о в О. О

О 2

о 8»

г я а

но а

II

609.0 403.0 209.0 9.0 -209.0 -401.0 -£09.0 -809.0 -1009.0

40 45 50 55 у/ 65 70 75 80

цена на нефть, иБО/бар.

Рисунок 8 - График зависимости прироста накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД) за счет бурения БГС относительно базового варианта цены на нефть

Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВД АВ2.з, БВ813, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные выводы и рекомендации

1. При разработке контактных водонефтяных зон в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая

скважина перфорирована на нефтенасьпценный интервал, а нагнетательная - на водонасыщенный интервал, обладает наибольшей эффективностью. При этом не важно, однороден или неоднороден по проницаемости пласт ВНЗ. Даже в наиболее неблагоприятных условиях, когда водонасыщенный интервал пласта обладает наибольшей проницаемостью, а нефть сосредоточена в низкопроницаемом слое, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает наилучшие условия для вытеснения нефти из коллектора ВНЗ.

2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны. Эффективность выработки запасов нефти из ВНЗ с ПЗ ниже, чем из ВНЗ без ПЗ. Исследование возможности применения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в разработке однородной по проницаемости контактной ВНЗ с переходной зоной показало, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти. Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с переходной зоной «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной.

3. Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллектора. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.

4. Проведенный анализ состояния разработки залежей нефти пласта БВ813 Самотлорского месторождения показал, что в результате длительной эксплуатации пласта образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. В результате

рассмотрения особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации выявлено, что для выработки остаточных запасов пласта BBg1"3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов. При этом большая часть текущих запасов пласта BBg1'3 сосредоточена в залежах типа контактная ВИЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, а стволы БГС (нагнетательных и добывающих) располагать по «перекрестной» схеме, эксплуатацию добывающих БГС вести с заданной обводненностью при рентабельных дебетах.

5. Предложен алгоритм принятия решения о выборе участка и скважин-кандидатов для зарезки БГС.

6. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов АВП, АВ2.з, БВ8'"3, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн руб.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Сарваров А.Р. Анализ причин преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих пласты группы AB Самотлорского месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2009. -№ 1. - С. 22-25.

2. Сарваров А.Р., Литвин В.В., Владимиров И.В., Тюфякова О.С., Казакова Т.Г. Влияние расположения ствола горизонтальной скважины на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - № 12. -С. 61-63.

3. Хисамутдинов Н.И., Литвин В.В., Батрашкин В.П., Сарваров А.Р., Андреев Е.Ю. Моделирование процессов нефтеизвлечения из послойно-неоднородного пласта при разработке залежи с применением горизонтальных скважин // Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер. научн.-практ. конф. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромышленников России 26-29 мая 2009 г. -Уфа, 2009.-С. 226-231.

4. Батрашкин В.П., Хисамутдинов Н.И., Сарваров А.Р., Торопчин О.П. Методические подходы применения технологий воздействия на призабойную зону пласта // Проблемы ресурсо- и

i /"* /

энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов и газа. Матер, научн.-практ. конф. в рамках VIII Конгресса нефтегазопромыпшенников России 26-29 мая 2009 г. -Уфа, 2009.-С. 218-223.

5. Литвин В.В., Сарваров А.Р., Владимиров A.B., Хальзов A.A. Особенности разработки контактных водонефтяных пластов при наличии переходных зон // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 2009. - № 2. -С. 52-56.

6. Сарваров А.Р., Михеев Ю.В., Антонов М.С., Сагитов Д.К. Выработка запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -М.: ВНИИОЭНГ, 2009. -№ 5. -С. 26-29.

Лицензия №223 от 03.08.2000 г. Подписано к печати 06.08.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага типографская № 1. Компьютерный набор. Печать офсетная. Усл.-печ. л. 1.36 Тираж 100 экз. Заказ № 224 Отпечатано в типографии ООО «Штайм» Республика Башкортостан, 450005, г. Уфа, ул. 8-е марта, 12/1.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сарваров, Айдар Расимович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРОБЛЕМЕ РАЗРАБОТКИ

ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН.

1.1 Общие положения.

1.2 Понятие о водонефтяном контакте и переходной зоне.

1.3. Процессы фильтрации пластовых флюидов в водонефтяпых зонах месторождений нефти.

1.4. Обобщение опыта разработки водонефтяных зон месторождений нефти.

1.5. Новые подходы к разработке водонефтяных залежей с помощью горизонтальных скважин.

1.6. Выводы к разделу.

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ

ФИЛЬТРАЦИИ В ПОСЛОЙНО-НЕОДНОРОДНЫХ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРАХ КОНТАКТНОЙ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗОНЫ.

2.1. Общие положения.

2.2. Математическая модель трехфазной фильтрации пластовых флюидов в неоднородных по проницаемости коллекторах.

2.3. Задачи притока пластовых флюидов к забою скважины в контактных водонефтяных зонах.

2.3.1. Однородный по проницаемостным свойствам пласт контактной ВНЗ. Двухфазная фильтрация (нефть, вода).

2.3.2. Неоднородный по проницаемостным свойствам пласт контактной ВНЗ. Двухфазная фильтрация (нефть, вода).

2.3.3. Однородный по проницаемостным свойствам пласт контактной ВНЗ с переходной зоной. Трехфазная фильтрация (нефть, вода, окисленная нефть).

2.3.4. Однородный по проницаемостным свойствам пласт контактной ВНЗ с переходной зоной. Трехфазная фильтрация (нефть, вода, окисленная нефть). Разные схемы перфорации скважин.

2.3.5. Неоднородный по проницаемостным свойствам пласт контактной ВНЗ с переходной зоной. Трехфазная фильтрация (нефть, вода, окисленная нефть). Разные схемы перфорации скважин.

2.4. Оптимальное применение горизонтальных стволов скважин в разработке контактных водонефтяных зон месторождений нефти.

2.5. Выводы к разделу.

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА BBg1"3 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

3.1. Общие положения.

3.2. Геологическое строение пласта БВв1"3 Самотлорского месторождения.

3.3. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов пласта BBg1"3 Самотлорского месторождения. Показатели неоднородности ФЕС коллектора.

3.4. Свойства и состав нефти, газа и воды.

3.5. Детализация строения залежей нефти. Методические основы построения карт плотности начальных геологических, подвижных и извлекаемых запасов нефти.

3.6. Анализ текущего состояния разработки.

3.7. Анализ охвата существующим фондом скважин дренируемых запасов нефти.

3.8. Выводы к разделу.

ГЛАВА 4. БУРЕНИЕ БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ НА

ОТДЕЛЬНЫХ УЧАСТКАХ ПЛАСТА BBg1"3 САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1. Размещение и пространственное профилирование боковых горизонтальных стволов.

4.2. Оценка технологической эффективности бурения боковых горизонтальных стволов.

4.3 Технико-экономический анализ вариантов разработки пласта BBs "

Самотлорского месторождения.

4.4. Выводы к разделу.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка водонефтяных зон месторождений с применением горизонтальных скважин"

Огромные запасы нефти на территории России, в том числе и на месторождениях Сибири, расположены в водонефтяных зонах. По данным работы [1] анализ геологического строения 49 крупных нефтяных месторождений платформенного типа показал, что площадь первоначальных водонефтяных зон (ВНЗ) занимает от 31 до 80.3 % общей площади нефтеносности. При этом по разным оценкам до 53 % всех активных запасов нефти расположены в водонефтяных зонах.

Особенностям эксплуатации и обобщению опыта разработки водонефтяных зон уделено достаточное внимание [например, 1-4]. На основе анализа работ установлено, что выработка запасов ВНЗ происходит в 1,5-2 раза медленнее по сравнению с чисто нефтенасыщенными участками. В зонах ВНЗ происходит быстрый прорыв воды в добывающие скважины. Водонефтяной фактор на скважинах оказывается в 2-3 раза выше, чем в первоначально чисто нефтяных участках. Появление воды в продукции с начала эксплуатации скважин и интенсивное их обводнение в дальнейшем обусловлены близостью забоев скважин к начальному положению водоносной части пласта. Т.к. при разработке залежей, подстилаемых подошвенной водой, достигается относительно низкий коэффициент нефтеизвлечения, причем разработка сопровождается большим отбором попутно добываемой воды, то это позволяет традиционно относить запасы нефти в ВНЗ к трудно извлекаемым запасам.

Все более возрастающая доля применения горизонтальных скважин (ГС) в разработке нефтяных месторождений ставит перед нефтяной наукой вопросы о возможности эффективного их применения в выработке запасов нефти из водонефтяных зон. Работы, посвященные этой проблеме (например, [5]), закладывают солидную научную базу для проектирования систем разработки залежей нефти с водонефтяными зонами на основе строительства горизонтальных стволов скважин.

Актуальность работы. Бурно развивающиеся в последние десятилетия технологии горизонтального бурения и широкие перспективы применения горизонтальных скважин в разработке водонефтяных зон месторождений поставили задачу поиска оптимальных схем размещения стволов ГС в залежах с ВНЗ. Поэтому данная тема является актуальной.

Целью данной работы является последовательное и научное обоснование оптимальных схем размещения стволов горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в залежах с ВНЗ, направленных на вовлечение ранее неразрабатываемых подвижных запасов и способствующих повышению коэффициента нефтеотдачи объекта.

Основные задачи исследований. 1. Анализ существующих технологий разработки водонефтяных залежей нефти с применением горизонтальных скважин.

2. Гидродинамическое моделирование ГС в неоднородном пласте контактной водонефтяной зоны при наличии и отсутствии переходной зоны (ПЗ).

3. Поиск оптимальных схем расположения стволов горизонтальных скважин по латерали и по разрезу пласта водонефтяной зоны.

4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности применения ГС на залежах нефти с ВНЗ Самотлорского месторождения.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач базируется на анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации и на математическом моделировании многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследованиях и обобщении результатов промышленных испытаний различных технологий горизонтального бурения в разработке залежей нефти с ВНЗ.

Научная новизна результатов работы.

1. Научно обоснована универсальность эффективного применения «перекрестного» расположения стволов горизонтальных скважин в пластах контактной ВНЗ, при котором добывающая ГС расположена в прикровельном интервале нефтенасьпценного слоя, а нагнетательная — в приподошвенном интервале водонасыгценного слоя коллектора.

2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны.

3. При разработке системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин контактных ВНЗ с переходными зонами, как с однородным по проницаемости коллектором, так и с послойно-неоднородным, в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации обладает наибольшей эффективностью.

Основные защищаемые положения.

1. Вывод о том, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти, при этом большее влияние на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) оказывает расположение ствола нагнетательной ГС.

2. Необходимость учета наличия переходной зоны в ВНЗ при определении коэффициентов извлечения нефти, что позволит дать более точные объемы начальных извлекаемых запасов нефти.

3. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющий максимально повысить эффективность выработки остаточных запасов нефти пласта БВв1"3 Самотлорского месторождения в результате бурения боковых горизонтальных стволов.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору скважин

3 13 кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов ABi , АВ2з, БВ8 , оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн. руб. Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах НПО «Нефтегазтехнология» и УфаНИПИнефть (г. Уфа, 2006-2008 гг.), научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2006-2007 гг.) и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (2007-2008 гг.), в нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2007-2008 гг.).

Публикация результатов и личный вклад автора.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 6 печатных работах, в т.ч. 4 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях. Структура и объем работ.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 161 наименования. Работа изложена на 197 страницах машинописного текста, содержит 8 таблиц, 109 рисунков.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сарваров, Айдар Расимович

Основные выводы и рекомендации

1. При разработке контактных водонефтяных зон в условиях заводнения «перекрестная» схема перфорации, когда добывающая скважина перфорирована на нефтенасыщенный интервал, а нагнетательная - на водонасыщенный интервал, обладает наибольшей эффективностью. При этом не важно, однороден или неоднороден по проницаемости пласт ВНЗ. Даже в наиболее неблагоприятных условиях, когда водонасыщенный интервал пласта обладает наибольшей проницаемостью, а нефть сосредоточена в низкопроницаемом слое, «перекрестная» схема перфорации обеспечивает наилучшие условия для вытеснения нефти из коллектора ВНЗ.

2. Выработка запасов нефти при наличии переходной зоны и разнородности свойств нефти в разрезе разрабатываемого пласта характеризуется более низкой эффективностью. При этом эффективность выработки запасов нефти тем ниже, чем больше объем переходной зоны. Эффективность выработки запасов нефти из ВНЗ с ПЗ ниже, чем из ВНЗ без ПЗ. Исследование возможности применения горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в разработке однородной по проницаемости контактной ВНЗ с переходной зоной показало, что расположение стволов добывающей и нагнетательной ГС по толщине пласта существенно влияет на эффективность выработки запасов нефти. При этом большее влияние на конечный КИН оказывает расположение ствола нагнетательной ГС. При оптимальном расположении ствола нагнетательной ГС в водонасыщенной части пласта ошибки в проводке ствола добывающей ГС в нефтенасыщенной части пласта ВНЗ с ПЗ не приведут к значительным потерям извлекаемых запасов нефти. Расчеты показывают, что для случая разработки однородного по проницаемости пласта ВНЗ с переходной зоной «перекрестная» схема расположения стволов ГС является наиболее эффективной.

3. Рассмотренные модели пластов показали универсальность эффективного применения «перекрестной» схемы расположения стволов добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин как в однородных по проницаемости пластах ВНЗ с переходной зоной, так и в послойно-неоднородных пластах. Необходимо отметить, что при расположении ствола НГС в подошвенной части водонасыщенного слоя оптимальное положение ДГС в нефтенасыщенном слое пласта по-разному определяется для однородного и неоднородного по проницаемости коллектора. Если в однородном пласте зависимость конечного КИН от размещения ДГС в нефтенасыщенном слое слабая, то в неоднородном по проницаемости пласте она выражена более ярко, особенно в пластах с низкопроницаемым нефтенасыщенным слоем.

1-3

4. Проведенный анализ состояния разработки залежей нефти пласта BBg" Самотлорского месторождения показал, что в результате длительной эксплуатации пласта BBg1"3 образовались области, не вовлеченные в процесс разработки существующим фондом скважин. В результате рассмотрения особенностей геологического строения данных областей и основных показателей эксплуатации выявлено, что для выработки остаточных запасов пласта BBg1"3 требуется бурение боковых горизонтальных стволов. При этом большая часть текущих запасов пласта BBg1"3 сосредоточена в залежах типа контактная ВНЗ. Поэтому для избежания отсечения части запасов из процесса разработки в результате быстрого обводнения скважин подошвенной водой рекомендуется устанавливать отборы жидкости не выше 150 т/сут, а стволы БГС (нагнетательных и добывающих) располагать по «перекрестной» схеме, эксплуатацию добывающих БГС вести с заданной обводненностью при рентабельных дебитах.

5. Предложен алгоритм принятия решения о выборе участка и скважин-кандидатов для зарезки БГС.

6. Внедрение комплекса мероприятий, включающего в себя работы: по выбору

3 13 скважин-кандидатов для зарезки БГС в водонефтяных зонах пластов ABi , АВ2.з, БВ8'°, оптимальной проводке стволов горизонтальных скважин, позволило дополнительно добыть 5210 т нефти с экономическим эффектом в 6.250 млн. руб.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ литературных источников показывает, что в настоящее время не всегда используется весь потенциал горизонтальных технологий при освоении и разработке водонефтяных зон месторождений. Результаты ряда работ подтверждают, что повышение эффективности разработки месторождений возможно на основе оптимального (по критерию максимизации КИН) выбора местоположения, профиля и ориентации стволов горизонтальных скважин относительно ВНК (по вертикали), внешнего контура нефтеносности (по латерали) и скважин действующего фонда. Поэтому продолжение данных исследований применительно к ВНЗ конкретных месторождений остается актуальной задачей.

Накопленный опыт разработки нефтяных месторождений с водонефтяными зонами показывает, что залежи с ВНЗ обычно характеризуются менее привлекательными технико-экономическими показателями разработки. Такие объекты разработки отличаются значительной обводненностью добываемой продукции, пониженными величинами коэффициентов извлечения нефти, длительным сроком окупаемости затрат в связи с низкими значениями накопленных объемов добытой нефти по скважинам. Поэтому активное применение технологий горизонтального бурения в разработке ВНЗ - это единственный путь рентабельной эксплуатации водоплавающих залежей нефти.

При этом ряд оптимизационных и технологических задач, связанных с особенностями разработки обширных водонефтяных зон площадного развития и малой нефтенасыщенной толщины, технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов, подстилаемых водой, установления режимов отбора нефти и технологии их осуществления, разработки и испытания новых технологий отбора в добывающих скважинах, требуют дальнейшего совершенствования и развития.

Полученные в работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы:

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сарваров, Айдар Расимович, Уфа

1. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б.: О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов. / Тр. ВНИИнефть, вып. 54. Изд. Недра, 1968, с. 147-155.

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

3. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978, 72 с.

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

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

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

7. Кисель В.А., Абрамов Ю.С. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М.: Недра, 1978,192 с.

8. Косков В.Н., 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.

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

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

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

12. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: ГТТН, 1963. - 380 с.

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

14. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс. на соиск. уч. ст. докт. техн. наук. Бугульма: 2003. - 268 с.

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

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

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

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

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

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

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

22. 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.

23. Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Тазиев М.М., Владимиров И.В., Буторин О.О. Оптимизация выработки остаточных запасов нефти из низкопродуктивных коллекторов регулированием зон дренирования // Нефтепромысловое дело. — 2005. -№ 8. С. 30-36.

24. Мамлеев Р.Ш., Тимонин В.И.: Результаты испытания "переходной зоны" на Павловской и Зеленогорской площадях. // Геология нефти и газа, №4, 1960, с. 38-41.

25. Комаров B.JL: Выделение эффективных мощностей и переходной зоны водонефтяных пластов. / Тр. УфНИИ, Уфа, 1969.

26. Косков В.Н., 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.

27. Дальберг ЭЛ.: Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Изд. Недра, 1985, 149 с.

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

29. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень. Издательство «Вектор Бук», 1998.-212 с.

30. Аширов К.Б. К вопросу о времени формирования нефтяных и газовых залежей Среднего Поволжья. Геология нефти и газа, 1960, №6, с.20-24

31. Казаков А.А., Казаков В.А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон. ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело, вып.9., М.: ВНИИОЭНГ, 1982, с. 19-22.

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

33. Курбанов А.К., Ланитина А.А., Король М.М. Экспериментальное изучение заводнения нефтяного пласта с подошвенной водой. // Нефт. хоз., № 1, 1967, с. 46-48.

34. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Чубанов О.В., Кисиленко Б.Е., Ентов В.М., Чурбанов Р.С., Качалов О.Б., Иванов В.А.: Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов. Изд. Недра, 1975, 232 с.

35. Yeung К., Farong Ali S.M.: "How to waterflood reservoirs with a water leg".//JCPT, №1, 1994.

36. Yeung K., Farong Ali S.M.: "Waterflooding reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process". // JCPT, №7,1995, p. 50-57.

37. Shirif E., Elkaddifi K., Hzomek J.J.: "Waterflood performance under bottom water conditing: experimental approach". // SPE Reservoir Eval. and Eng., vol. 6, № 1, 2003, p. 28-33.

38. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ваганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М. ВИНИТИ, 2004, 520 с.

39. Muskat М., Wyckoff R.: "An approximate theory of water-coning in oil production". / AIME Trans. Petr. Dev. Technol., 1935, vol. 114.

40. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983.-463 с.

41. Лапук Б.Б., Брудно А. Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в газовых залежах. // Газ. промышленность, 1961, № 2.

42. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. // Нефт. хоз., 1961, № 5.

43. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е.: О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

44. Чарный И.А.: О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях. / Тр. совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Баку, 1953.

45. Chaperon I.: "Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates". / Paper SPE 15430 presented at ATCE. New Orleans, 1986, Oct. 5-8.

46. Weiping Jang, Watterbarger R.A.: Water coning calculations for vertical and horizontal wells. / Paper SPE 22931 presented at the SPE ATCE. Dallas, 1991,Oct. 6-9.

47. Boyun Guo, Molinard J.E., Lee R.L.: "A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells". / Paper SPE 25050 presented at the EUROPEC. Cannes, 1992, Nov. 1618.

48. Joshi, S.D.: Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company, Tulsa, 1991.-533 pp.

49. Weiping Jang, Watterbarger R.A.: Water coning calculations for vertical and horizontal wells. / Paper SPE 22931 presented at the SPE ATCE. Dallas, 1991,Oct. 6-9.

50. Телков А. П., Русских B.H. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебитов. // Татарская нефть, № 6, 1962.

51. Сучков Б.М., Зеленин А.А. Обработка призабойной зоны пластов, подстилаемых подошвенной водой. //Нефт. хоз., №7, 1986, с. 44-47.

52. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. -М: изд. Струна, 1998, 626 с.

53. Крылов В.А.: Особенности конусообразования при разработке месторождений нефти и методы борьбы с ними. Канд. диссерт. ИПНГ РАН, 2003.

54. Клещенко И.И., Кустышев А.В., Телков А.П. Приближенный способ расчета времени безводной эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1998. - № 3. - С. 21-23.

55. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Гейхман М.Г. и др. Составы для ограничения водопритоков в нефтяные и газовые скважины / Нефть и газ. 2003. - № 3. - 33-37.

56. Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У., Телков А.П., Вылегжанина JI.A. Водоизоляционные работы при разведке нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 59 с.

57. Краснова Т.Л., Телков А.П. Обоснование технологических режимов работы несовершенных скважин, дренирующих нефтегазовые залежи с подошвенной водой / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 4-5. - С. 2-9.

58. 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.

59. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами / Нефтепромысловое дело. 1997. - № 8-9. - С. 4-7.

60. Закиров С.Н., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами / Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. - № 12. - С. 7-11.

61. Князев С.В. Расчет характеристики вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта с подошвенной водой / Геология и разработка нефтяных месторождений, физика и гидродинамика пласта. Тр. ТатНИПИнефть. - № 26. - 1974. - С. 252-259.

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

63. Абызбаев И.И., Леви Б.И. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений Башкирии. Башкирское книжное издательство, Уфа, 1978, 72 с.

64. Абызбаев И.И. Особенности и проблемы разработки девонских залежей нефти Башкирии, находящихся в поздней стадии эксплуатации // Тр. БашНИПИнефть. -Вып. 51.-С. 3-15.

65. Ефремов Ф.М. Некоторые вопросы разработки водонефтяных зон Манчаровского месторождения. Тр. УфНИИ. - Вып. 27. - 1969. - С. 135-145.

66. Кравченко И.И., Иманаев Н.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 64 с.

67. Орлинский Б.М., Князев С.В., Булгаков В.И.: Изменение обводненности продукции скважин при разработке залежей нефти с подошвенной водой. / Тр. ТатНИПИ нефть, Казань, вып. XXX, 1975, с. 128-134.

68. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г.: Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том I, Изд. ВНИИОЭНГ, 1995,490 с.

69. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М.: Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения). // Нефт. хоз., №5, 1974, с. 32-36.

70. Щелкачев В.Н., Золоев М.Т., Михайловский Н.К.: Некоторые особенности перемещения границы между нефтью и водой при законтурном заводнении в пологозалегающих пластах. / Тр. МНИ им.Губкина, вып. 12, Гостоптехиздат, 1953, с. 126-139.

71. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959,213 с.

72. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Б.: Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Изд. ВНИИОЭНГ, 1996,440 с.

73. Султанов С.А.: Контроль за заводнением нефтяных пластов. Изд. Недра, 1974,223 с.

74. Юрин И.Я., Полуян И.Г., Гайнаншина A.M.: О некоторых явлениях перемещения нефти и воды на Бавлинском месторождении при его длительной разработке. // Нефт. хоз., №12, 1976, с. 23-27.

75. Лозин Е.В., Пантелеев В.Г.: Экспериментальная оценка полноты извлечения нефти, донасытившей обводненный нефтяной пласт. // Нефтепромысловое дело, №6, 1995, с. 36-38.

76. Пияков Т.Н., Усенко В.Ф., Кудашев Р.И., Мазитова Н.И.: Изменение остаточной нефтенасыщенности при повторном насыщении нефтью заводненного пласта. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти № 4 1984, с. 5-6.

77. Усенко В.Ф., Пияков Г.Н., Кудашев Р.И.: Изменение нефтенасы-щенности после повторного нефтенасыщения заводненных пластов. // Нефт. хоз., № 6, 1982, с. 25-29.

78. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Ключарев B.C., Панова Р.К., Тимашев Э.М.: Проектирование крупных нефтяных месторождений. Изд Недра 1969,237 с.

79. Сергеев В.Б.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу во-донефтяных зон залежей Арланского месторождения. //Нефт. хоз., № 2, 1985, с. 23-28.

80. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М.: Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа, Изд. Китап, 1993,280 с.

81. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: Недра, 2002. 639 с.

82. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. Дисс. на соиск. уч. ст. докт. техн. наук. — Бугульма: 2003. -268 с.

83. Абдулмазитов Р.Г., Баймухаметов К.С., Викторин В.Д. и др. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т. 1. - 280 с.

84. 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.

85. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Теоретическое обоснование параметров изотермического заводнения пластов // НТС ИПТЭР АН РБ.-Уфа, 1997.-С.46-49.

86. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Выбор жидкости глушения скважин для условий нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб.науч.тр.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.-С.88-98.

87. Волочков Н.С., Зейгман Ю.В., Рогачев М.К. и др. Испытания новых химических составов ЖГС на предприятиях АНК «Башнефть» / Межвузов, сб.статей «Нефть и газ».- Уфа: УГНТУ, 1997.-№ 1.-С.31-34.

88. Зейгман Ю.В., Мавлютов М.Р., Муслимов Р.Х. и др. Новые химические составы жидкостей для глушения нефтяных скважин / Башкирский химический журнал,- Уфа: Изд-во «Реактив», 1995.-Т.2, № 3-4.- С. 58.

89. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. -М.: Недра, 1990.-267 с.

90. Смирнов В.И. Анализ возможностей и схем обводнения водоплавающих рифовых залежей по прикровельным интервалам / НТЖ Нефтепромысловое дело. 2000. - № 3. -С. 10-14.

91. Патент РФ № 2146760, Е21 В 43/20. Способ разработки водонефтяного пласта / Галеев Г.Г., Абдулмазитов Р.Г., Шаяхметов А.Ш. Заявл. 12.01.98. БИПМ № 8. -2000. - 5 е., 1 л. ил.

92. Патент РФ № 2149984, Е21 В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой / Хисамов Р.С., Юсупов И.Г., Сулейманов Э.И. и др. Заявл. 15.06.1998.-Опубл. 27.05.2000.-БИПМ № 15.-С. 365.

93. Патент РФ № 2151860, Е21 В 43/20. Способ разработки залежи нефти с подошвенной водой / Абдулмазитов Р.Г., Хасанов Я.З., Галимов Р.Х. и др. Заявл. 03.12.1999. -Опубл. 27.06.2000.-БИПМ № 18.-С. 380.

94. Патент РФ № 2174595, Е21 В 43/32, 33/138. Способ изоляции водонасыщенных пластов эксплуатационных скважин / Ишкаев Р.К., Поляков В.Н., Кузнецов B.C. и др. -Заявл. 29.03.2000. Опубл. 10.10.2001. - БИПМ. № 28. - С. 246.

95. Владимиров И.В., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 2007, 360 с.

96. Газизов А.Щ., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: Недра, 1999. -285 с.

97. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. -М.: Изд. ИРЦ Газпром, 1996, 51 с.

98. Юб.Курбанов А.К., Кац P.M., Шерстняков В.Ф., Кундин А.С. Исследование влияния анизотропии на конусообразование в подгазовых залежах нефти с подошвенной водой. / Тр. ВНИИнефть, вып.75, изд. Недра, 1981,с. 63-68.

99. Ю7.Курбанов А.К., Ланитина А.А., Король М.М. Экспериментальное изучение заводнения нефтяного пласта с подошвенной водой. // Нефт.хоз., № 1, 1967, с. 46-48.

100. Ю8.Курбанов А.К., Мухаметзянов Р.Н., Вайгель А.А. Опыт регулирования разработки широкой иодгазовой зоны объекта АВг+з Самотлорского газонефтяного месторождения при заводнении. // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1984, вып. 8.

101. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой. / Сб. Добыча нефти, вып. 24, Изд. Недра, 1964.

102. ПО.Курбанов А.К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. // Изв. ВУЗов, серия Нефть и газ, № 6, 1958.

103. Hang В.Т., Ferguson W.I., Kudland Т. "Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones?" / Paper SPK 22929 presented at the ATCK. Dallas, 1991, Oct. 6-9.

104. Закиров И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП им. И.М.Губкина, 1985, вып. 192.

105. Закиров И.С. Особенности задач регулирования разработки нефтяных месторождений. / Сб. Фундаментальный базис новых технологии нефт. и газ. промышленности. М. ГЕОС, 2002, с. 308-313.

106. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.

107. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. // Нефт. хоз., 1988, №2.

108. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И., Нгуен Хыу Чунг: Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. / Препринт № 9 ИПНГ РАН, Москва, 1991.

109. Афанасьев В.А., Денисов В.Г., Юсупов А.Т. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4-8 Федоровского месторождения. // Нефт. хоз., № 9, 2001, с. 103-105.

110. Батурин Ю.Е., Медведев Н.Я., Сонич В.И., Юрьев А.Н. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов. // Нефт. хоз., №6, 2002, с. 104-109.

111. Медведев Н.Я., Батурин Ю.Е. Новые технологии нефтеизвлечения из залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научн.-практ. конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).

112. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр, 1991.

113. Bringedal В., Ingebzetsen Т., Haugen К.: "Subsea separation and reinjection of produced water". //JPT, №4, 2000, p. 48-51.

114. Henriques A., Apeland O., Orker P.: "Development of large gas reservoir with oil rim". / Paper presented at the International Conference. Krasnodar, 1990, May 29-June 2.

115. Statoil assumes operatorship of big Troll field. // OGJ, July I, 1996, p. 40-41.

116. Wennemo S.E., Вое О., Olsen G.: "Production experience boots further oil development on the Troll field". / Paper presented at the 9th European Symposium on Improved Oil Recovery. The Hague, 20-24 Oct. 1997.

117. Zakirov S. Coning effects examined for oil-rim horizontal wells. // Oil and Gas Journal, 1995, June 26.

118. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатнонефтяных месторождений Западной Сибири. -М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980.

119. Цынкова О.Е., Мясникова Н. А., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. M.-JI: 1993.

120. Ekrann S. "On the protection against coning provided by horizontal barriers of limited lateral extent". / Paper presented at the 6th European IOR-Symposium in Stavanger, Norway, May 21-23, 1991.

121. Hanssen J.E., Dalland M.: "Foam barriers lor thin oil rims: gas blockage at reservioir conditions". / Paper presented at the 6th European IOR Symposium in Stavanger, Norway, 1993, May 21-23.

122. Mirzadshanzade A.Kh, Ametov I.M., Shandin S.P, Cherskaya N.O. "Isolation of gas with the self- sealing compositions". / Paper presented at the 8th European IOR Simposium in Vienna, 1995, May 15-17.

123. De Ghetto G., Kossack Ch.: "Control of water and gas coning by dynamic preassure barrier: application to a carbonate reservoir." Paper presented at the 8th European IOR -Simposium in Vienna, 1995, May 15-17.

124. Lien S.C., Seines K., Havig S.O., Kudland T. "The first long-term horizontal-well test in the Troll thin oil zone". // JIT, 1991, № 8.

125. Зиновьева JI.A., Курбанов A.K., Садчиков П.Б. Особенности разработки залежей с активной подошвенной водой. / Ежегодник "Добыча нефти". Изд. Недра, 1964, с. 240-255.

126. Активное вовлечение в разработку нефтетазоконденсатных залежей Уренгойского месторождения (Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Пономарев А.И. и др.). М.: МИНХ и ГПим. Губкина, 1981.

127. Гутников А.И., Закиров И.С. Совместный приток газа и жидкости к скважине. / Экспресс-инф. Геология, бурение и разр. газ. мест. Изд. ВНИИЭГазпром, вып. 16,1981.

128. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Внешторгиздат, 1998. 335 с.

129. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. M.-JI.: Недра, 1989.

130. Юсуфзаде Х.Б., Дурмишьян А.Г. Пути рациональной разработки газоконденсатного месторождения Бахар. // Нефт. хоз., 1975, № 1.

131. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ № 2112868, приоритет от 8 сент. 1997 / Закиров С.Н., Закиров Э.С.

132. Патент РФ № 2145665, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах / Грачев С.И., Сохошко С.К., Гаврилов Е.И. и др. Заявл. 10.04.98. -Опубл. 20.02.2000.-БИПМ № 5 - С. 395.

133. Патент РФ № 2182965, Е21 В 43/32. Способ изоляции пластовых вод в горизонтальных нефтяных скважинах (варианты) / Медведский Р.И., Грачев С.И., Сохошко С.К. Заявл. 19.03.2000 - Опубл. 27.05.2002.-БИПМ № 15 - С. 266.

134. Патент РФ № 2206733, Е21 В 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Сохошко С.К., Штоль В.Ф. Заявл. 17.07.2000 - Опубл. 20.06.2003.-БИПМ.- № 17 - С. 733.

135. Сохошко С.К., Грачев С.И. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами / Нефть и газ. 1999. - № 1. - С. 21-24.

136. Патент РФ № 2136858, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Зайцев С.И., Крючков Б.Н. Заявл. 16.07.1998. - Опубл. 10.09.1999. - БИПМ № 25. - С. 427.

137. Патент РФ № 2144612, Е21 В 43/16, 43/00. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б.Н., Зайцев С.И. Заявл. 16.07.1998. - Опубл. 20.01.2000.-БИПМ № 2.-С. 242.

138. Патент РФ № 2153575, Е21 В 43/16. Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи / Крючков Б.Н., Зайцев С.И. Заявл. 26.04.1999. - Опубл. 27.07.2000. - БИПМ № 21.-С. 500.

139. Азис X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408с.

140. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области. ОАО «ЦГЭ», Москва. - 2001.

141. Тазиев М.З., Каюмов М.Ш., Салихов М.М., Владимиров И.В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки // Нефтепромысловое дело. 2003. - № 12. - С.9-14.

142. Сарваров А.Р. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело». — №1. — 2009, С.22-25.

143. Экспресс-методика расчета технологических показателей эксплуатации залежей нефти / Владимиров И.В., Литвин В.В., Сарваров А.Р., Горобец Е.А., Кан А.Г., Михеев Ю.В. Уфа: ООО «Выбор», 2007. - 44 с.

144. П1пан В.Я., Вафин Б.И., Сагитов Д.К., Литвин В.В., Сарваров А.Р. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы. М.: ВНИИОЭНГ, НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2008. - № 6, С. 21-25.

145. Литвин В.В. Интенсификация выработки запасов нефти с применением горизонтальных скважин (на примере Самотлорского месторождения): дисс. на соиск. уч. ст. канд. техн. наук. Уфа: ГУН «ИПТЭР», 2009. - 177с.