Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь"

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь""

ПАВЛОВ ЕВГЕНИЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

Специальность 25.00.17 — Разработка и

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ПАВЛОВ ЕВГЕНИЙ ГЕННАДЬЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ООО «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ»

Специальность 25.00.17 — Разработка и

эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Работа выполнена в территориально-производственном предприятии «Когалымнефтегаз» (ТПП «Когалымнефтегаз») ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» НК «ЛУКОЙЛ».

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Андреев Вадим Евгеньевич

Официальные оппоненты: доктор физико-математических наук,

профессор Федоров Константин Михайлович

доктор технических наук Хазипов Рим Халитович

Ведущая организация: Научно-производственное объединение

«Нефтегазтехнология»

Защита состоится 24 июля 2004 год в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП <'ИПТЭР») по адресу: 450055, Республика Башкортостан, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института проблем транспорта энергоресурсов (ГУП «ИПТЭР»).

Автореферат разослан «_» июня 2004 года. _

1'ОС. Пл^г.ОИЛчЬ^ДУ I

БИБЛИОТЕКА }

и

тационного

доктор технических наук

Ученый секретарь диссертационного

С^^у^^ Идрисов Р.Х.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы исследований. На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки. Проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти в настоящее время весьма актуальны, в том числе и для месторождений Западной Сибири, где удельный вес этих запасов составляет около 60 %.

В настоящее время на большинстве объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» также ставится задача стабилизации добычи нефти. Продуктивные пласты в большинстве своем характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон.

По объектам разработки накоплен значительный объем материалов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Использование ряда технологий повышения нефтеотдачи зачастую малоуспешно, что в значительной мере обусловлено недостаточной адаптацией методов к конкретным геолого-промысловым условиям. В свете назревшей необходимости их рационального применения возникла задача проведения структуризации, выявления геолого-технологической приуроченности запасов нефти 0 0 0 «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и совершенствования систем рациональной выработки остаточных запасов нефти.

Разработка водонефтяных зон вызывает целый ряд трудностей. Конечный коэффициент нефтеотдачи по большинству ВНЗ ожидается значительно ниже, чем в чисто нефтяных частях залежи, что обусловлено с особыми условиями их эксплуатации, связанными с близостью водонефтяного контакта. Быстрый прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин, низкие темпы отбора нефти при высокой степени обводненности добываемой продукции приводят к снижению нефтеотдачи пласта, к увеличению сроков разработки, к повышению непроизводительных

затрат на добычу попутной воды, ее транспорт и подготовку и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки в целом залежи.

Низкопроницаемые пласты и прослои имеются и в высокопродуктивных объектах, где они залегают в виде линз различной величины, полос различной ширины или коллекторов площадного развития.

Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения всех этих объектов и иного подхода к проектированию разработки, чем в объектах средней и высокой продуктивности.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе соответствующих технологий и общей стратегии планирования применения методов воздействия на пласт. При этом следует сделать правильный выбор из существующего арсенала гидродинамических, физических и химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Цель работы:. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» на основе комплексного применения физических, химических и гидродинамических методов. Создание обоснованной системы, определяющей комплекс геолого-технологических критериев выбора технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

Задачи и методы исследования:

1. Провести структуризацию и дифференциацию трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений 0 0 0 «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь».

2. Выполнить множественную классификацию и идентификацию объектов разработки 0 0 0 «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» с помощью методов главных компонент (ГК) и искусственных нейронных сетей (ИНС). Сравнить результаты обеих классификаций и установить наиболее эффективные применяемые МУН по выделенным группам объектов.

3. Создать совмещенный из нескольких методов комплексный критерий подбора технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Разработать и провести качественный анализ гидродинамических моделей фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах нефтяных месторождений и низкопроницаемых коллекторах.

5. На основе предложенных методик рассмотреть конкретные методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов повышения нефтеотдачи пластов (ГОШ).

Научная новизна результатов, полученных в работе:

1. Впервые проведены сравнительная классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» методами ГК, ИНС и дифференциация технологической эффективности применяющихся методов ПНП по выделенным группам объектов.

2. Предложены методика совместного применения методов ГК и ИНС, а также экспертных оценок для оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.

3.Для условий ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» разработаны гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и в низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать эффективность МУН.

4. На основе приведенных методик предложены конкретные методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов ПНП.

Основные защищаемые положения

1. Классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» методами главных компонент и искусственных нейронных сетей и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.

2. Методика оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь».

3. Гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать технологические параметры рекомендуемых к внедрению МУН.

Практическая ценность. Результаты, полученные в диссертационной работе, могут использоваться в качестве инженерных методик для выбора и прогнозирования технологической эффективности гидродинамических, физических и химических методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.

Результаты исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования применения МУН на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти; повысить степень эффективности применения гидродинамических, химических и физических МУН; более обоснованно проводить анализ разработки и выработки водонефтяных зон месторождений и низкопроницаемых коллекторов; на основе гидродинамических моделей осуществлять качественный анализ влияния комплекса факторов на показатели разработки; с использованием методов ранговой корреляции осуществлять обоснованный выбор скважин для форсированного отбора (для ВНЗ); эффективно проводить комплекс геолого-технологических мероприятий по рациональному использованию запасов нефти на залежах нефти с ТрИЗ.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано шесть печатных работ и два патента.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 46 наименований. Текст на 150 страницах, содержит 30 рисунков и 19 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении охарактеризована актуальность темы диссертации, цели работы, основные задачи исследований, научная новизна, практическая ценность и внедрение результатов.

Первая глава диссертации посвящена основным направлениям развития методов увеличения нефтеотдачи и разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Приведен анализ литературных источников, посвященных этим направлениям. Подробно рассмотрены особенности выработки трудноизвлекаемых залежей нефти в различных нефтегазоносных регионах и показана важность подобных научно-методических разработок независимо от районирования и типа исследований (статистическое и гидродинамическое моделирование, лабораторные и геофизические исследования). Накопленный ранее опыт гидродинамического и физико-химического воздействия может оказаться весьма полезным и для выработки вновь вовлекаемых в разработку залежей всех типов. Наиболее перспективными для вовлечения в разработку для условий ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» являются залежи в малопроницаемых коллекторах и в водонефтяных зонах месторождений. Применение математических и статистических моделей делает подобное вовлечение более обоснованным.

В работе уделено значительное внимание аналитическому обзору научно-технической литературы по вопросам моделирования, применения методов увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых залежей нефти.

Задача повышения нефтеотдачи и способы ее решения сформулированы и описаны отечественными и зарубежными авторами: М. Л. Сургучевым, М. Маскетом, Р. Дентоном, И. А. Чарным, Ю. П. Желтовым, Ю. А. Поддубным, И. А. Сидоровым, Г. Б. Пыхачевым, В. Н. Щелкочевым, А. Т. Горбуновым, А. А. Боксерманом, А. X. Мирзаджанзаде, И. М. Ахметовым, Г. А. Бабаляном, Л. Е. Ленченковой, Р. X. Алмаевым, А. Ш. Газизовым, Н. И. Хисамутдиновым, Р. X. Хазиповым,

Н. Ш. Хайрединовым, Г. 3. Ибрагимовым, Л. Г. Телиным, В. Е. Андреевым, Т. А. Исмагиловым и т. д.

Одним из элементов понятия оптимальности систем разработки нефтяных месторождений является достижение максимально возможной и экономически оправданной величины нефтеотдачи пластов. При разработке залежей нефти достигаемая средняя нефтеотдача не превышает 34-37 %, а по месторождениям Российской Федерации она составляет примерно 40-43 %.

Вопросам разработки водонефтяных залежей и типизации залежей нефти с подошвенной водой применительно к условиям их разработки посвящены работы М. Маскета, Р. Д., Викова И. А. Чарного,

A. М. Первердяна, К. Б. Аширова, Б. Т. Баишева, М. А. Жданова,

B. Л. Комарова, А. А. Малоярославцева, И. И. Абызбаева, Р. X. Муслимова, Б. М. Орлинского, И. Г. Пермякова и др.

В работах проведен групповой анализ параметров объектов, приуроченных к ВНЗ, и процессов, протекающих в подобных залежах. Применены, методы ассоциативного анализа, главных компонент и многофакторного корреляционного анализа. Использованы методы математического моделирования к описанию проходящих в водонефтяных зонах процессов. Работы посвящены определению положения ВНК, контуров нефтеносности, обоснованию выделения' ВНЗ геофизическими и геолого-промысловыми методами, типизации залежей нефти с подошвенной водой применительно к условиям их разработки и т. д.

Вопросам разработки малопроницаемых коллекторов посвящены работы Ю. В. Желтова, И. Д. Амелина, В. Л. Комарова, Р. Г. Абдулмазитова, Р. X. Муслимова, Р. Г. Галеева, Р. Н. Дияшева и др.

Проведено детальное изучение геолого-физических характеристик, особенностей фильтрации жидкости в малопроницаемых пластах, проведены сложные и дорогостоящие опытно-промышленные работы по испытанию и внедрению прогрессивных методов увеличения нефтеотдачи и повышения производительности скважин.

Во второй главе "Геолого-статистический анализ эффективности разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» рассмотрены вопросы множественной классификации объектов разработки с использованием метода главных компонент и нейро-сетевого моделирования.

Метод главных компонент является эффективным средством обработки результатов многомерных наблюдений с целью сокращения числа анализируемых характеристик. Выявленные главные компоненты применяются как для описания, так и для классификации результатов наблюдений.

Метод нейронных сетей - метод имитации процессов и явлений по аналогии функционирования нейронных сетей. Пользссатель МНС подбирает представительные данные, а затем запускает алгоритм обучения, который автоматически настраивает параметры электронного аналога нейронных сетей. Суть состоит в создании некой структуры со свойствами (параметрами) максимально позволяющими моделировать и прогнозировать некие процессы.

Таким образом, появляется возможность провести сравнение двух разных методов группирования.

В результате применения МГК выделено четыре группы объектов, а в результате использования МНС выделено шесть групп, т. е. группа объектов залежей с трудноизвлекаемыми запасами по МГК воспринята как один объект, а согласно МНС это множество разбито на три подгруппы. Большая точность по определению групп метода МНС связана с более гибким механизмом функционирования существующих схем настроек и обучения нейронных сетей по сравнению с простым статистическим сжатием многомерного пространства классификационных признаков. В МНС применяется более гибкий механизм определения веса функций нейронов и самонастройки всей сети в отличие от МГК, где весовые функции определяются жестко из матрицы, т.е. по факту, без какой-либо адаптации.

В главе также дана краткая характеристика и состояние разработки объектов с трудноизвлекаемыми запасами. Приведена структура запасов подобных залежей.

К объектам залежей с трудноизвлекаемыми запасами отнесены объекты разработки с проницаемостью менее 0,05 мкм2, с нефтенасыщенной толщиной менее 1,5 м, а также приуроченные к водонефтяным зонам месторождений. Разумеется, трудноизвлекаемые запасы не могут ограничиться лишь данными критериями выделения, поскольку в реальности на эффективность процесса нефтеизвлечения влияют и сочетания данных признаков, даже с большими абсолютными значениями этих параметров, неоднородность продуктивных пластов и т.д.

Проанализированы группы месторождений, в которые вошли объекты с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Практический интерес представляют две объединенные группы: с малопроницаемыми коллекторами (I) и с водонефтяными зонами (И).

Объекты (I) характеризуются наиболее низкой долей пластов коллекторов в общей мощности, а также высокой расчлененностью. В целом по своим геолого-физическим показателям объекты (I) наименее благоприятны. Выработка извлекаемых запасов в среднем по группе составляет 32, геологических - 7 %. Обводненность составила 47 %.

Эксплуатационные объекты группы (II) представляют собой в основном глубоко залегающие, низкопроницаемые пласты верхней юры со слабой расчлененностью. Их запасы, как и по группе (I), относятся к категории трудноизвлекаемых, приуроченных к пластам с обширными водонефтяными зонами. Выработка извлекаемых запасов в среднем по группе составляет 16, геологических - 4 %. Обводненность составила 68 %.

В целом, учитывая результаты проведенной классификации, можно сделать вывод о существенной изменчивости геолого-физических характеристик объектов, об отличии применяемых систем воздействия и достигнутых показателях эффективности разработки, которые разнятся по

выявленным группам. Эти результаты подтверждают правомерность выводов о влиянии исходных геолого-физических параметров объектов на темпы выработки запасов, скорость образования языков воды как в продольном, так и в поперечном сечении коллектора, темпы роста обводненности и, помимо того, механизмы вторичного и третичного воздействия.-

Таким образом, метод углубленного группового анализа совместно с рассмотрением структуры запасов позволяет оценить перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов. В следующей главе рассмотрим методы воздействия на данные группы объектов.

Третья глава посвящена методическим основам выбора и обоснования технологии воздействия на продуктивные пласты.

Геометрическая, интерпретация классификации залежей позволяет осуществить подбор эффективных технологий. Рассмотрим случаи применения МГК и МНС.

Случай первый — когда на плоскости главных компонент выделяется группа залежей,- локально обособленная и включающая залежи, на которых эффективно внедряются МУН. Для каждой группы определяется его «центр» или залежь,. находящаяся в геометрическом • центре группы, при этом обозначаются все залежи, на которых внедрялись МУН. Чем ближе к этому центру находится залежь, на которой был получен положительный результат от технологии, тем выше вероятность успешного внедрения данной технологии на залежах, группирующихся вокруг этого центра.

Нефтяные залежи характеризуются большим числом геолого-физических факторов, многие из которых взаимосвязаны. В связи с этим возникает необходимость поиска неких обобщенных кластеров, достаточных для объяснения вариации всех исходных определяемых показателей на выбранной группе геологических объектов.

При применении метода нейронных сетей (второй случай) в процессе экзамена по 76 объектам с помощью самоорганизующейся карты Кохонена выполнена их кластеризация.

В результате получаются кластеры с характеристиками центра выбранного кластера. По результатам анализа месторождения распределили по группам. При этом было обращено внимание на то, что в схожих группах эффективны не все, а только конкретные технологии. Таким образом, впервые с помощью МНС решалась задача прогнозирования эффективности различных методов воздействия на пласт.

Рассмотрен также и экспертный' метод подбора технологий воздействия, который основан на использовании геолого-физических и промысловых параметров участка воздействия, геолого-технологических условиях эффективного применения каждой технологии и экспертной оценке степени влияния геолого-промысловых факторов на технологический эффект от применения технологии (доля участия каждого параметра в эффекте). При этом ранжировались вероятности достижения максимального эффекта.

При выборе скважин для применения МУН целесообразно рассмотреть степень близости к центрам группирования, предварительно рассчитанным для всех возможных объектов воздействия. Была произведена оценка эффективности предложенного диагностического критерия МНС, а также сравнение его с критерием подбора • технологий по методу главных компонент и экспертному методу.

Вычислены значения удалений прогнозируемых точек от центров (наиболее эффективных технологий на объектах). Удаление по МГК от эффективной точки будет считаться расстоянием близости объекта от оптимальных условий для технологии по группе. В случае МНС это будет удаление в кластере от центра кластера.

Была произведена замена значений их рангами, так что наименьшим значениям соответствовала большая дополнительная добыча нефти.

«Ранг» - удаление данной залежи от объекта, наиболее эффективного для данной технологии. Затем, умножая ранги трех критериев, получали совмещенный критерий подбора технологий.

Инструментом оценки успешности диагностирования является информационное отношение

где Э = — ^ р, 1п р1 - энтропия без учёта диагностирования;

Э = „1к - условная (с учётом результатов диагностирования) энтропия;

р^ =- — повторяемость успешных (1=1) и безуспешных (¡=1) обработок;

- общее число обработок.

При помощи данного инструмента оценена успешность предсказания по тому или иному методу прогноза.

В этой же главе рассмотрены вопросы моделирования процессов осадкообразования. В частности, при моделировании воздействия на низкопродуктивные пропластки слоисто-неоднородного пласта приводится система уравнений, описывающих процесс вытеснения нефти водным раствором химреагента (композиция химреагентов) в плоскости вертикального сечения. Решение системы уравнений осуществляется численно методом конечных разностей с использованием консервативных разностных схем сквозного счета с использованием метода, основанного на раздельном определении давления и насыщенности в пределах каждого временного слоя.

Для общей задачи сначала численно решена двумерная задача (в плоскости вертикального сечения с учетом слоистой неоднородности пласта по толщине). На основании полученного численного решения для ряда сечений пласта построены усредненные по этим сечениям кривые фазовых

проницаемостей в зависимости от средних по соответствующим сечениям значений нефтенасыщенности. Полученные таким образом псевдофазовые проницаемости используются затем в двумерной плоской задаче.

Такой подход позволяет с достаточно высокой степенью рассчитывать параметры сложного течения в неоднородных по толщине и пространству пластах, в том числе содержащих подошвенную воду, с учетом кинематики потока жидкости в системе скважин. В то же время при определенных условиях можно усреднить исходные уравнения и построить кривые псевдофазовых проницаемостей в аналитическом виде.

Рассмотрена численная реализация модельной задачи вытеснения нефти в пористой среде, представляющая собой два пропластка постоянной ширины и высоты, с разными значениями начальной и конечной нефтенасыщенности (в верхней осуществляется вытеснение нефти водой, в нижней - фильтрация воды). Из приведенных схем следует, что это должно приводить к различной скорости фильтрации нефти и воды в них. Итак, в обоих пропластках меняются фильтрационные сопротивления, но в водоносной части меняются больше, чем в нефтеносной, что приводит в конечном счете к дополнительной добыче нефти в результате воздействия. Таким образом удается качественно смоделировать воздействие МУН на пласт, что является весьма полезным при предсказании поведения конкретных технологий. Получены зависимости показателей разработки от объема прокачанной жидкости.

В качестве примера рассмотрено осуществление технологии — совместная закачка полимера, жидкого стекла и глинистой суспензии на Южно-Ягунском нефтяном месторождении с использованием реальных параметров объекта 2 Б С .

В четвертой главе "Совершенствование технологий разработки залежей с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами" проводится анализ рекомендуемых по результатам группирования технологий. Проведенный в соответствии с данной методикой анализ позволяет рекомендовать в качестве методов воздействия на

трудноизвлекаемые запасы данного класса такие технологии, как гидроразрыв пласта (ГРП) и солянокислотная обработка (СКО). Кроме данных технологий можно рекомендовать глинокислотную обработку, соляную кислоту + ПАВ, системную технологию.

На основе полученного промыслового анализа продемонстрировано, что наиболее эффективными на залежах действительно являлись солянокислотные обработки и гидроразрывы пласта. Приведены конкретные примеры проведения гидроразрывов на Тевлино-Русскинском нефтяном месторождении. Дана характеристика данного месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Показано, что наиболее высокая эффективность гидравлического разрыва пласта обеспечивается при комплексном подходе к проектированию, основанном на учете таких параметров, как геолого-физическая характеристика пласта, система расстановки скважин, механика трещины, характеристика жидкости разрыва и расклинивающего агента. Скважины после ГРП характеризуются значительно лучшими показателями эксплуатации, чем остальные скважины. Они имеют меньшую обводненность продукции. Скважинами ГРП, составляющими 26 % действующего фонда, обеспечено 36 % текущей добычи нефти всего участка.

В процессе закачивания и ремонта добывающих скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» происходит ухудшение состояния призабойной зоны. Основными- факторами, снижения продуктивности скважин являются набухание глинистых минералов, образование стойких эмульсий и т. д. Рассмотрен механизм воздействия многокомпонентными кислотными составами с гидрофобизатором и показана эффективность процесса декольматации для подобного типа коллекторов.

Эффективность применения методов воздействия на основе кислот дает значительный эффект. При этом эффективность одних и тех же технологий, применявшихся на разных месторождениях, различна. Например, ГКО на Повховском и Южно-Ягунском месторождении

характеризуется удельной технологической эффективностью 1,5 тыс. т нефти на скв/обр.

Многокомпонентные кислотные составы МКС-1 и МКС-2 предназначены для обработки призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин в низко- и среднепроницаемых терригенных коллекторах' залежей группы ЮВ1-2 и АВ1-2 месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».

Как уже говорилось, в настоящее время соляно- и грязекислотные обработки проводятся с применением в качестве добавок гидрофобизатора ИВВ-1.

Исходя из опыта работы, нами рекомендованы к применению кислотные обработки на основе как соляной, так и грязевой кислот, различных ПАВ, выступающих в качестве ингибиторов коррозии. Функции ПАВ при СКО не ограничиваются только защитой металла от коррозии. Добавление ПАВ к рабочему раствору кислоты обеспечивает также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе «нефть - отработанный раствор соляной кислоты», а также за счет гидрофобизации (гидрофобность -свойство поверхности тела не смачиваться водой) поверхности породы пласта. Наиболее эффективным гидрофобизирующим реагентом является гидрофобизатор ИВВ-1, концентрация которого в растворе кислот и продавочных жидкостей составляет 2 %.

Целью декольматации является стабилизация и увеличение приемистости благодаря, во-первых, повышению фазовой проницаемости для воды и, во-вторых, снижению набухаемости и стабилизации глин при переводе скважин под нагнетание пресной воды, а также при снижении приемистости нагнетательных скважин в процессе заводнения глиносодержащих коллекторов. Для достижения поставленной цели используются растворы хлористого калия, катионных ПАВ, кислот или их смеси.

Показана роль применения высокоминерализованной воды для закачки в качестве оторочек для малопроницаемых коллекторов. Подтверждено, что сточная вода обладает лучшими нефтевытесняющими свойствами. При использовании сеноманской воды (в целях заводнения и приготовления реагентов для закачек), по своей минерализации мало отличающейся от попутно добываемой воды, зачастую необходимо применение в качестве добавок соответствующих растворов

Пятая глава "Научно-методические основы разработки водонефтяных-зон" посвящена вопросам разработки ВИЗ месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Разработка водонефтяных зон месторождений 0 0 0 «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь» отличается рядом особенностей. Во-первых, отсутствует большой опыт разработки подобных залежей, а во-вторых, объемы применения законтурного заводнения незначительны.

Группирование исследуемых объектов, изучение - влияния геолого-физических и технологических факторов на степень извлечения нефти в специфических условиях строения ВНЗ позволяют выявить области эффективного применения как известных методов регулирования разработки, так и нетрадиционных способов воздействия на нефтяные пласты.

Одной из основных целей статистического анализа является выявление связи характерных природных признаков с основными технологическими показателями разработки на основе использования результатов ранее проведенных исследований. Произведены расчеты по МГК по зонам ВНЗ для 29 объектов с использованием 23 диагностических параметров.

Ранжирование значений информативности по вкладу в четыре главные компоненты показывает распределение природных признаков в следующей последовательности: вязкость нефти цч (дисперсия = 0,784); площадь водонефтяных зон в процентах от общей площади залежи ВНЗ (%) (дисперсия = 0,663); нефтенасышенная толщина h„ (дисперсия = 0,683); содержание смол и асфальтенов (А+С) (дисперсия = 0,521); коэффициент песчанистости (дисперсия = 0,453). Высокая информативность вязкости

пластовой нефти связана с весьма значимым ее влиянием на процесс разработки нефтяных залежей. На втором месте по информативности находится параметр ВНЗ (%), что свидетельствует о его значительном вкладе в общую изменчивость геолого-физических параметров в исследуемой совокупности объектов.

Рассмотрены факторы, влияющие на разработку ВНЗ: разукрупнение эксплуатационных объектов, сокращение степени вскрытия пласта и повышение его анизотропии, форсирование отбора, установка непроницаемых экранов, раннее отключение скважин (размещенных в бесконтактных зонах с высокой анизотропией), уплотнение сетки скважин и т. д. Показана перспективность данных мероприятий для условий месторождений ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь».

Приведен механизм расчета эффективности для форсированного отбора в ВНЗ на основе ранговой корреляции. Показана роль физических и химических методов для эффективной разработки водонефтяных зон. Установлено, что наиболее эффективными в данное время являются сшитые полимерные системы и технология акустической реабилитации скважин и пласта.

Основные выводы и рекомендации

1. Проведена структуризация трудноизвлскаемых запасов нефти, применительно к условиям нефтяных месторождений 0 0 0 «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь», максимально адаптированная к решению практических производственных задач и позволяющая повысить адресность воздействия на выделенные группы ТрИЗ. При этом учтены не только такие параметры, как пониженная проницаемость и наличие водонефтяных зон, но и сочетание различных осложняющих нефтеизвлечение факторов, приводящих в итоге к низким дебитам, высокой обводненности и недостаточной эффективности процесса извлечения нефти.

2. Предложены методы подбора технологий повышения нефтеотдачи пластов для конкретных геолого-промысловых условий, основанные на

аппаратах статистической оценки множественной близости факторов (метод главных компонент); современных методов имитации процессов и явлений, используемых для задач классификации и управления (метод нейронных сетей); близости геолого-промысловых параметров объектов воздействия оптимальным условиям применения технологий (вероятность достижения максимального эффекта).

Выполнено группирование исследуемых объектов по первым двум методам, в результате чего установлено, что метод нейронных сетей производит группирование более точно (большее число групп с близкими характеристиками).

3. На основе предложенного совмещенного критерия, основанного на ранговой классификации оценок по различным статистическим методам, дифференцированно проведен подбор наиболее эффективных технологий воздействия на пласт по выделенным группам объектов. Показано, что при использовании эмпирического коэффициента регрессии прогнозов значительно повышается степень достоверности выбора метода увеличения нефтеотдачи для конкретных геолого-технологических условий.

4. В результате математического моделирования применения физико-химических МУН в низкопроницаемых коллекторах и ВНЗ, в том числе осадкообразующих технологий, выявлены основные механизмы, приводящие к увеличению коэффициента извлечения нефти в данных технологиях: селективность воздействия, выравнивание фронта вытеснения и увеличение охвата пласта.

5. На примере конкретных месторождений - Вать-Еганское и Тевлино-Русскинское — продемонстрированы результаты выбора и обоснования технологий освоения ТрИЗ, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам и водонефтяным зонам. Установлено, что для объектов с низкопроницаемыми коллекторами наиболее эффективными технологиями являются кислотные обработки скважин и гидравлический разрыв пласта, а для объектов с ВНЗ - применение сшитых полимерных систем и технология -акустической реабилитации скважин и пласта.

Материалы диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Пат. 4931756 РФ, МКИ Е21 В 33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод / К. Р. Низамов, О. Г. Гафуров, Е. Г. Павлов, С. В. Пестриков, А. М. Попов // Б. И. - 1991. - №4. - С. 154. Опуб. 05.04.93.

2. Пат. 2131016 РФ, МКИ Е21 В 34/06. Отсекатель скважины / Д. М. Еремин, О. Г. Гафуров, Е. Г. Павлов, В. М Рейтман, Р. В. Овчинников // Б. И. - 1999. -№15. - С. 290. Опуб. 27.05.99.

3. Павлов Е. Г., Гафуров О. Г., Ширгазин Р. Г., Мухтаров Я. Г., Харитонова О.Н. Особенности применения осадкообразующих технологий // Технологические и экономические проблемы доразработки нефтяных месторождений: Сб. научных трудов / Уфа: Башнипинефть, 1999. - С. 60-63.

4. Назмиев И. М., Павлов Е. Г., Абызбаев И. И. Статистический метод подбора технологий увеличения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях // Оптимизация поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений: Сб. научных трудов / Уфа: Башнипинефть, 2003. — С. 108117.

5. Куликов Е. Н., Телин А. Г., Павлов Е. Г. Использование программных пакетов разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения // Оптимизация поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений: Сб. научных трудов / Уфа: Башнипинефть, 2003. - С.108-117.

6. Павлов Е. Г., Габитов Г. X., Абызбаев И. И. Экспертный метод подбора технологий воздействия на пласт // Новые данные о геологии, разработке, проектировании, внедрении МУН и экономике нефтяных месторождений: Сб. научных трудов / Уфа: Башнипинефть, 2004. — С.60-63.

7. Анализ эффективности систем воздействия с применением методов увеличения нефтеотдачи / Некрасов В. И., Инюшин Н. В., Лейфрид А. В.,

Павлов Е. Г., Потрясов А. А. и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004 г. № 4. -С.45-52.

8. Габитов Г. X., Лозин Е. Г., Лукьянов Ю. В., Павлов Е. Г.. Интерпретация результатов исследований скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи // Новые данные о геологии, разработке, проектировании, внедрении МУН и экономике нефтяных месторождений: Сб. науч. трудов. / Уфа: Башнипинефть, 2004. - С.30-32.

Соискатель

~4Т

о

I

Е. Г. Павлов

Подписано к печати 18.06.2004 г. Бумага офсетная, формат 60x84/16. Отпечатано методом ризографии.

Тираж 110 экз. Уч.-изд. л. 1,6; усл.-печ. л. 1,39 Республика Башкортостан, 450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел. 357719.

04- 1 414*-.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Павлов, Евгений Геннадьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОБЛЕММЫ И ОБОСНОВАНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ И РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ.

1.1 Основные направления развития методов увеличения нефтеотдачи.

1.2 Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

1.3 Повышение эффективности разработки водонефтяных зон месторождений.

1.4 Математическое и статистическое моделирование процессов разработки трудоизвлекаемых залежей нефти.

1.4.1 Стохастические модели.

1.4.2 Детерминированные модели.

2. ГЕОЛОГО-СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ «ЛУКОЙЛ - ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ».

2.1 Группирование объектов методом главных компонент.

2.2 Классификация объектов с использованием нейро-сетевого моделирования.

2.3 Анализ эффективности методов воздействия дифференцировано по выделенным группам объектов.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ВЫБОРА И ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗЕЙСТВИЯ НА МАЛОПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ.

3.1 Выбор технологии с применением МГК.

3.2 Выбор технологий с помощью МНС.

3.3 Усовершенствованный экспертный метод подбора технологии воздействия на пласт.

3.4 Комплексный метод выбора технологий.

3.5 Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт методами математического моделирования.

3.6 Качественная характеристика модели.

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ И МАЛОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ.

411 Исследования эффективности выработки залежей с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами (НПМК).:.

4.2 Анализ рекомендуемых технологий по группе НПМК.

4.3 Решение проблем разработки НПМК проведением гидроразрыва.

4.4 Решение проблем разработки НПМК проведением кислотных обработок.

4.5 Перспективы применения высокоминерализованной воды для закачки и в качестве оторочек для малопроницаемых коллекторов.

5. НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

5.1 Цели и задачи классификации исследуемых объектов ВНЗ, группирование объектов, анализ статистических связей.

5.2 Расчет энергетических показателей, связи с законтурной областью, целесообразность проведения гидродинамических мероприятий.

5.3 Изучение перемещения водонефтяного контакта и необходимость применения методов выравнивания профилей приемистости.

5.4 Применение сшитых полимерных систем для повышения эффективности.

5.5 Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта

АРСиП) предназначенной для повышения нефтеотдачи пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО "Лукойл - Западная Сибирь""

Актуальность темы исследований. На современном этапе развития нефтегазодобывающего комплекса России большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки. Проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти в настоящее время весьма актуальны, в том числе и для месторождений Западной Сибири, где удельный вес этих запасов составляет около 60 %.

В настоящее время на большинстве объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» также ставится задача стабилизации добычи нефти. Продуктивные пласты в большинстве своем характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой 'начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон.

По объектам разработки накоплен значительный объем материалов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи. Использование ряда технологий повышения нефтеотдачи зачастую малоуспешно, что в значительной мере обусловлено недостаточной адаптацией методов к конкретным геолого-промысловым условиям. В свете назревшей необходимости их рационального применения возникла задача проведения структуризации, выявления геолого-технологической приуроченности запасов нефти ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» и совершенствования систем рациональной выработки остаточной запасов нефти.

Разработка водонефтяных зон вызывает целый ряд трудностей. Конечный коэффициент нефтеотдачи по большинству ВНЗ ожидается значительно ниже, чем в чисто нефтяных частях залежи, что обусловлено с особыми условиями их эксплуатации, связанными с близостью водонефтяного контакта. Быстрый прорыв подошвенной воды к забоям добывающих скважин, низкие темпы отбора нефти при высокой степени обводненности добываемой продукции приводят к снижению нефтеотдачи пласта, к увеличению сроков разработки, к повышению непроизводительных затрат на добычу попутной; воды, ее транспорт и подготовку и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей разработки в целом залежи.

Низкопроницаемые пласты и прослои имеются и в высокопродуктивных объектах, где они залегают в виде линз различной величины, полос различной ширины или коллекторов площадного развития.

Разнообразие геологических условий залегания, физических свойств пород и нефтей как по отдельным пластам, так и в пределах площадей приводят к выводу о необходимости самостоятельного изучения всех этих объектов и иного подхода к проектированию разработки, чем в объектах средней и высокой продуктивности.

Значительный резерв повышения эффективности заключается в выборе соответствующих технологий и общей стратегии планирования применения методов воздействия на пласт. При этом следует сделать правильный выбор из существующего арсенала гидродинамических, физических и химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

Цель работы: Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» на основе комплексного применения физических, химических и гидродинамических методов. Создание обоснованной системы, определяющей комплекс геолого-технологических критериев выбора' технологий для освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья.

Задачи и методы исследования:

1. Провести структуризацию и дифференциацию трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь».

2. Выполнить множественную классификацию и идентификацию объектов разработки ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» с помощью методов - главных компонент (ГК) и искусственных нейронных сетей (ИНС). Сравнить результаты обеих классификаций и установить наиболее эффективные применяемые МУН по выделенным группам объектов.

3. Создать совмещенный из нескольких методов комплексный критерий подбора технологий освоения трудноизвлекаемых запасов нефти.

4. Разработать и провести качественный анализ гидродинамических моделей фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах нефтяных месторождений и низкопроницаемых коллекторах.

5. На основе предложенных методик рассмотреть конкретные- методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП).

Научная новизна результатов, полученных в работе:

1. Впервые проведены сравнительная классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» методами ГК, ИНС и дифференциация технологической эффективности применяющихся методов ПНП по выделенным группам объектов.

2. Предложены методика совместного применения методов ГК и ИНС, а также экспертных оценок для оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.Для условий ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» разработаны гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и в низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать эффективность МУН.

3. На основе приведенных методик предложены конкретные методы воздействия на низкопроницаемые коллекторы и водонефтяные зоны месторождений с учетом общей стратегии планирования применения методов ПНП.

Основные защищаемые положения

1. Классификация объектов разработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь» методами главных компонент и искусственных нейронных сетей и анализ эффективности технологий ПНП по выделенным группам объектов.

2. Методика оптимального подбора методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти месторождений ООО «ЛУКОЙЛ -Западная Сибирь».

3. Гидродинамические модели фильтрации растворов химреагентов в водонефтяных зонах и низкопроницаемых коллекторах, позволяющие прогнозировать технологические параметры рекомендуемых к внедрению МУН.

Практическая ценность. Результаты, полученные в диссертационной работе, могут использоваться в качестве инженерных методик для выбора и прогнозирования технологической эффективности гидродинамических, физических и химических методов воздействия на трудноизвлекаемые запасы нефти.

Результаты исследований позволяют значительно повысить степень достоверности и надежности процедуры обоснования и планирования применения МУН на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти; повысить степень эффективности применения гидродинамических, химических и физических МУН; более обоснованно проводить анализ разработки и выработки водонефтяных зон месторождений и низкопроницаемых коллекторов; на основе гидродинамических моделей осуществлять качественный анализ влияния комплекса факторов на показатели разработки; с использованием методов ранговой корреляции осуществлять обоснованный выбор скважин для форсированного отбора для ВНЗ); эффективно проводить комплекс геолого-технологических » мероприятий по рациональному использованию запасов нефти на залежах нефти с ТрИЗ.

Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано шесть печатных работ и два патента.

Структура диссертации. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Список литературы включает 46 наименований. Текст на 150 страницах, содержит 30 рисунков и 19 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Павлов, Евгений Геннадьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проведена структуризация трудноизвлекаемых запасов нефти применительно к условиям нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь», максимально адаптированная к решению практических производственных задач и позволяющая повысить адресность воздействия на выделенные группы ТрИЗ. При этом учтены не только такие параметры, как пониженная проницаемость и наличие водонефтяных зон, но и сочетание различных осложняющих нефтеизвлечение факторов, приводящих в итоге к низким дебитам, высокой обводненности и недостаточной эффективности процесса извлечения нефти.

2. Предложены методы подбора технологий повышения нефтеотдачи пластов для конкретных геолого-промысловых условий, основанные на аппаратах статистической оценки множественной близости факторов (метод главных компонент); современных методов имитации процессов и явлений, используемых для задач классификации и управления (метод нейронных сетей); близости геолого-промысловых параметров объектов воздействия оптимальным условиям применения технологий (вероятность достижения максимального эффекта).

Выполнено группирование исследуемых объектов по первым двум методам, в результате чего установлено, что метод нейронных сетей производит группирование более точно (большее число групп с близкими характеристиками).

3. На основе предложенного совмещенного критерия, основанного на ранговой классификации оценок по различным статистическим методам, дифференцированно проведен подбор наиболее эффективных технологий воздействия на пласт по выделенным группам объектов. Показано, что при использовании эмпирического коэффициента регрессии прогнозов значительно повышается степень достоверности выбора метода увеличения нефтеотдачи для конкретных reo лого-технологических условий.

4. В результате математического моделирования применения физико-химических МУН в низкопроницаемых коллекторах и ВНЗ, в том числе осадкообразующих технологий, выявлены основные механизмы, приводящие к увеличению коэффициента извлечения нефти в данных технологиях: селективность воздействия, выравнивание фронта вытеснения и увеличение охвата пласта.

5. На примере конкретных месторождений — Вать-Еганское и Тевлино-Русскинское — продемонстрированы результаты выбора и обоснования технологий освоения ТрИЗ, приуроченных к низкопроницаемым коллекторам и водонефтяным зонам. Установлено, что для объектов с низкопроницаемыми коллекторами наиболее эффективными технологиями являются кислотные обработки скважин и гидравлический разрыв пласта, а для объектов с ВНЗ — применение сшитых полимерных систем и технология акустической реабилитации скважин и пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Павлов, Евгений Геннадьевич, Когалым

1. Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.:, Кедра, 1985. 308 с.

2. Muskat М. Physical Principals of Oil Production, 1949, McGraw-Hill, New York.

3. Сафонов E.H., Алмаев P.X. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкирии. Уфа: РИЦ АНК "Башнефть", 1997,-247с.

4. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов, Анализ и проектирование. Самара: Российское представительство Акционерной компании "Ойл Техноложи Оверсиз Продакшн Лимитед", 2000, 336 с.

5. Персиянцев М.Н., Кабиров М.М., Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов.- Оренбург: Оренбургское книжноеиздательство, 1999,-224 с. »

6. Газизов АЛЛ., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.:, Недра, 1999,-285 с.

7. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р. Разработка нефтяных месторождений. М., Всероссийский научно-исследовательский институт организации упраления и экономики нефтегазовой промышленности, 1994, 262 с.

8. Леченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физикохимическими методами.-М.: ООО "Недра Бизнесцентр", 1998, -394 с. »

9. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989.-213 с.

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

11. Ревизский Ю.В., Дыбленко В.П. Исследование механизма нефтеотдачи. М: ООО "Недра - Бизнесцентр" 2002. - 317 с.

12. Некрасов В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р.Г., Андреев В.Е. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири Уфа: "Белая река" 2001г. -287 с.

13. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.В., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана -Уфа: "Китап" 1994. 180 с.

14. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных месторождений Татарии Казань: "Татарское книжное издательство" 1989 г.- 136 с.

15. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов Углеводородногосырья. /Монография -М.: КУбК-а, 1997. -352 с.

16. Чарный И.А. Подземная гидродинамика.- М.: Гостоптехиздат. 1963396с.

17. Первердян A.M. О движении подошвенной воды в слабо наклонных пластах // Прикладная математика и механика.Т. 16.-Вып.2, 1952-С.32-41.

18. Аширов К.Б. Причины негоризонтальности водонефтяных контактов // Геология нефти и газа. 1961.-№12, - С. 23-29.

19. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водонефтяных зон пластов. //Тр./ВНИИ.-1968.- Вып.54.-С. 147155.

20. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология.-М.:Недра ,1970. залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, Ф.Г. Гурари // Тр./М.: Недра.-1972.-Вып. 131.

21. Комаров В. JI. Особенности разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа / М.М. Сатаров, В.Л. Комаров, Д.М. Алиев и др. Уфа: Т./УФНИИ,-1969.-Вып.27.-С.117-134.I

22. Малояпославцев A.A., Голубев Ю.В. Оценка средних значений нефтенасыщенности терригенных пластов //РНТС. "Нефтегазовая геология и геофизика".-М.: ВНИИОЭНГ.-1981.-Вып. 1.- С. 9-21.

23. Малоярославцев A.A.,Бобров Л.Д. Методик Малояпославцев A.A., а расчета средних значений пористости терригенных пластов // РНТС Нефтегазовая геология и геофизика".-".-М.: ВНИИОЭНГ.-1981.-Вып. 1.- С. 22- 24.

24. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хамадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинского месторождения). Нефтяное хозяйство.-1974.5.-С.32-36.

25. Орлинский Б.М. Временное методическое руководство по изучению строения и анализу разработки ВНЗ. Бугульма: Татнипинефть.-1971.-46с.

26. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. — М. Гостоптехиздат, 1959.-213 С.

27. Абызбаев И.И. Научно-методические основы разработки водонефтяных зон месторождений платформенного типа. Диссертация на соискание ученой степени доктора техничеких наук. Уфимский государственный нефтяной технический университет. Уфа -1988 г.

28. Рудкевич М.Я., Озеранская Л.С., Чистякова Н.Ф. и др. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна. — М.: Недра, 1988.-303 с.

29. Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района /И.И. Нестеров, Р.М.Бембель., М.М. Биншток и др.//Тр./ЗапСибНИГНИ. -1974. -Вып.83. -246 с.

30. За нефтяных кономерности размещения И условия формирования залежей нефти и газа в мезозойских отложениях Западно-Сибирской низменности/А.А. Трофимук, Э.Э. Фотиади, Ф.Г. Гурари // Тр.//М.: Недра.-1972.-Вып.131.

31. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. - 680 с.

32. Колгина Л.П., Чернова Н.А. Породы-коллекторы нижнего неокома месторождений нефти Среднего Приобья.-М.: Наука, 1977. 94 с.

33. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. М.: ВНИИОЭНГ, 1996.

34. Крамбейн У., Кауфмин М., Мак-Кемон Р. Модели геологических процессов.-: Мир 1973 - 150 с.

35. ИберлаК., Факторный анализ.-М: Статистика, 1980-398 с.

36. Статистический метод подбора технологий увеличения нефтеотдачи пластов на нефтяных месторождениях. /Назмиев И.М., Павлов Е.Г., Абызбаев И.И. // Тр. /Башнипинефть 2003.-Вып. 113.

37. Круглов В.В., Борисов В.В., Харитонов Е.В. Нейронные сети: конфигурации, обучение, применение. Смоленск: Изд-во Моск. энерг. Инта, фил-л в г.Смоленске, 1998.

38. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений.-М: Гостоптехиздат, 1962.-430с.

39. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений.- М., Недра, 1965,-981 с.

40. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте.- М: Гостоптехиздат, 1961,570с.

41. Физико-геологические проблемы повышения нефтеотдачи пластов. /М.Ф.Мирчинк, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Желтов и др. М.: Недра, 1975.-232с.

42. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М. Недра, 1968 - 297 с.

43. Сорокин В.А., Пути лов М.Ф., Вахитов Г.Г., Сургучев M.JL, Жданов С.А., Кащавцев В.Е., Малютина Г.С. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов.- М: ВНИИОЭНГ. 1983.-92 с. (Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело).

44. Байков У.М. Увеличение нефтеотдачи путем вытеснения нефти пластовой и сточными водами // Тр. / Башнипинефть.-Вып. 31.- 1972.-С.153-158.

45. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Уфа: Гилем, 1999,-464с.

46. Круглов В.В., Борисов В.В., Искусственные нейронные сети. Теория и практика. Москва: "Горячая линия Телеком", 2002, -382 с.

47. Самоорганизующие карты. Математический аппарат. Лаборатория Basegroup. HTTP // WWW.BASEGROUP.RU /neural/com.html.