Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения"

На правах рукописи

ТАИПОВА ВЕНЕРА АСГАТОВНА

ТЕХНОГЕННЫЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПЛАСТОВ-КОЛЛЕКТОРОВ ТЕРРИГЕННОГО ДЕВОНА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 7 дек 2009

Бугульма - 2009

003488946

Работа выполнена в нефтегазодобывающем управлении «Альметьевнефть»

ОАО «Татнефть»

Научный руководитель:

доктор технических наук, академик АН РТ Ибатуллин Ра вил ь Рустамович

Официальные оппоненты:

доктор технических наук Корженевский Арнольд Геннадьевич

кандидат технических наук Арефьев Юрий Николаевич

Ведущая организация

Российский государственный университет нефти и газа нм.И.М.Губкина

Защита диссертации состоится 29 декабря 2009 г. в 14® часов на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти

Автореферат разослан: ноября 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Эффективная выработка трудноизвлекаемых запасов нефти предполагает наличие надежной физико-геологической информации, позволяющей оценивать добывные возможности продуктивных пластов, обоснованно подбирать технологии интенсификации и метода увеличения нефтеотдачи, наиболее соответствующие измененным типам пластов-коллекторов, целенаправленно воздействовать и совершенствовать систем}' разработки.

Цель работы: повышение эффективности извлечения нефти из глшгосодержащих пластов-коллекторов на поздней стадии разработки месторождения.

Основные задачи работы:

1. Оценить влияние состава и свойств буровых промывочных растворов и режимов первичного вскрытия на смкостно-фильтрационные свойства пластов.

2. Изучить влияние обьемов и состава вытесняющего агента, насыщенности пластов на величины коэффициента пористости и проницаемости, определяемых при ГИС в глиносодержащих коллекторах.

3. Выполнить сравнительный анализ коллекторских свойств, определяемых ио лабораторным исследованиям кернового материала и но ГИС, выявить причины изменений в процессе разработки месторождений.

4. Оцепить факторы, влияющие на продуктивность скважин в процессе разработки месторождений.

5. Разработать рекомендации по совершенствованию методов и способов геофизических и гидродинамических исследований скважин.

6. Разработать рекомендации по совершенствованию выбора объектов и подбора технологий для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти со знанием емкостно-фильтрационных и гидродинамических параметров пластов-коллекторов.

Методы исследовании. При решении поставленных задач использовались статистические методы обработки исходных данных ФЕС пластов по ГИС и керпового материала, геолого-промысловый анализ гидродинамических исследований скважин, проведены физические модельные исследования по определению параметров ФЕС в переходной зоне от пласта к глинистым разделам.

Научная поинзна. Для условий терригепных отложений девона Ромашкинского месторождения:

1. Выявлены корреляционные зависимости величин глинистости пластов от плотности глинистых буровых промывочных растворов при первичном вскрытии.

2. Установлена корреляция значений коэффициентов пористости от кратности промывки порового объема пласта-коллектора технологическими жидкостями и техногенной начальной обводненности добываемой продукции.

3. Определено влияние глинистости пластов на гидродинамические характеристики движения пластовых флюидов.

4. Выявлена коррелящи значений продуктивности пласта при первичном вскрытии от плотности глинистых буровых промывочных растворов и перепадов давления, а также начальной техпогенно обусловленной обводненности добываемой продукции.

5. Установлена корреляция приемистости продуктивного пласта при постоянном давлении от толщины, пористости, проницаемости и глинистости коллекторов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика обоснования комплекса исследовагаш скважин при определении ФЕС коллекторов и выработки запасов с учетом факторов текущего состояния разработки.

2. Рекомендации по совершенствованию подходов при построении геолого-гидродинамической модели, карт разработки, карт изобар и обводненности, продуктивности и приемистости для эффективного планирования ГТМ.

3. Алгоритм подбора ГТМ с учетом техногенных факторов с целью повышения эффективности предлагаемых и применяемых технологий нефтеизвлечешы при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти.

Практическая ценность. По результатам исследований разработаны рекомендации по совершенствованию методов и способов получения достоверной информации при ГИС и ГДИС, с целью повышения эффективности и экономической целесообразности применяемых геолого-технических решений при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Предложен алгоритм и разработаны рекомендации по совершенствованию выбора объектов с учетом установленных

зависимостей и подбора эффективных технологий для выработки трудпоизвлекаемых запасов. Установлена необходимость и предаожеп подход по совершенствованию построения гидродинамических моделей, карг разработки, карт по пластам: изобар, дополнительных карт обводненности и продуктивности с целью уточнения параметров пласта и направленности ГТМ. Для подбора методов и повышения эффективности ГТМ с целью интенсификации техпогешго измененных пластов рекомендован параметр В, учитывающий степень глинистости пласта, влияющий на гидродинамические характеристики движения пластового флюида. Предложен способ локализации и уточнения остаточных запасов. Для изучения явлений в переходной зоне от пласта к глинистым разделам создана новая физическая модель, отличающаяся наличием глинистой покрышки над эталонным образцом пласта-коллектора. По теме диссертационной работы разработано и получено 8 патентов РФ «Способ разработки нефтяной залога!».

Личный вклад автора. В работе автору принадлежат постановка задачи, полученные зависимости, разработанные алгоритмы повышения эффективности ГТМ и способов ГИС и ГДИС, модельные испытания, проведенные по инициативе автора в НТУ ООО «ТНГ-Груип» и результаты анализов, выполненных в соавторстве с сотрудниками ОАО «Татнефть», института «ТатШ-ШИнефть».

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции, посвященной добыче 3-миллиардной тонны нефти в Республике Татарстан (г.Казань, 2007г), на научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения (г.Лешшогорск, 2008г), на ежегодных семинарах главных инженеров и главных геологов ОАО «Татнефть» (2005-2009гг.)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных статей (в т.ч. 5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ), получено 8 патентов РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, библиографического списка из 141 наименования, и содержит 134 страниц машинописного текста, 86 рисунков, 29 таблиц и 4 приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во [шсдсмни определены основные задачи исследования, цель диссертационной работы, научная новизна, основные защищаемые положения и практическая ценность.

Большой вклад и изучение влияния геологических особенностей и техногенных факторов на выработку запасов нефтегазовых месторождений внесли: Абдулмазитов Р.Г., Базив В.Ф., Батурин Ю.Е., Блинов А.Ф., Булатов А.И., Дворкин В.И., Дияшев Р.Н., Жданов С.А., Желтов Ю.П., Ибатуллин P.P., Иванова М.М., Иктисанов В .А., Корженевский А.Г., Кршюри Г.А., Лисовский H.H., Лысигко В.Д., Михайлов H.H., Мищенко И.Т., Мусабнров М.Х., Муслимов Р.Х., Мухамстсшш Р.З., Сургучев М.Л., Токарев М.А., Тронов В.П., Уляшева Н.М., Фазлыев Р.Т., Хавкин А.Я., Хисамов P.C., Хисамутдинов Н.И., Храмченков М.Г., Чураев Н.В., Шарафутдинов 3.3., Эйриш М. В., Юсупов И.Г. и другие.

В первой главе дана характеристика изучаемых отложений, основных продуктивных горизонтов осадочной толщи Ромашкинского месторождения. Различаются иласты-коллекторы и количеством отобранной нефти. Если в целом по Ромашкиискому месторождению отобрано более 85% от начальных извлекаемых запасов, то из высокопрошщаемых иластов-коллекторов отобрано более 93% НИЗ. Выработанность запасов Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской, Березовской площадей на 01.01.2009 года составляет 89%. При этом структура запасов за период разработки изменилась в сторону значительного уменьшения в песчаниках и значительного роста доли остаточзгых в глиносодержащих пластах.

Пласт-коллектор, выступая как геологическое тело, испытывает на себе в процессе выработки запасов воздействие большого количества техногенных факторов. Одними из них являются плотность промывочной жидкости и перепад давления, создаваемый на пласт-коллектор при первичном вскрытии, влияющие на продуктивность скважин. Коэффициенты продуктивности 907 скважин исследуемых объектов составляют менее 3 м3/(сут-МПа), 91,8% из них добывающие скважины, перфорированные на глипосодержащие пласта Д0-Д163.

Выработка запасов нефти осуществляется поддержанием пластового давления закачкой технологических жидкостей. Однако используемые пресная и опресненная вода при выработке запасов глиносодержащих пластов, высокие давления нагнетания, возможный массопереиос глинистого материала также изменили состояние продуктивного пласта. Из 1025 нагнетательных скважин 245 с

коэффициентом приемистости менее 3 м3/(сут-МПа), 221 (или 90%) из них работают по шшегам Д0-Д163. Вторичное вскрыше общим фильтром неоднородных по разрезу пластов, несовершенство самой системы ПГЩ привели к появлению участков с аномально высокими и низкими пластовыми давлениями.

Дтя обеспечения выработки трудноизвлекаемых запасов из пластов необходимо в первую очередь оценить состояние коллекторов, изменения, произошедшие с емкостью флюид содержащей. lía основании предварительной оценки установлен факт изменения значений коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов во времени. Совершенствование и создание методов и способов выработки запасов при работе с глиносодержащими пластами на основании дальнейших достоверных практических и промысловых знаний о параметрах коллекторов становится ещё более актуальной задачей. Согласно проведенным в настоящей работе исследованиям, для повышения эффективной выработки запасов нефти из глиносодержащих пластов рекомендуются методы и способы подбора комплекса ГИС, ГДИС и ГТМ, соответствующих решению проблемы влияющих техногенных факторов.

Глака 2 посвящена обзору литературы по особенностям процессов, протекающих в глиносодержащих пластах при взаимодействии с водой, способам и методам изучения смкостно-фильтрационных свойств пластов-коллекторов, техногенным факторам и их влиянию на продуктивность скважин. Обзор показал, что проблеме процессов, происходящим в глиносодержащих пластах, посвящены значительные объемы теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, позволяющих раскрыть физическую сущность явлений в пласте.

В результате анализа литературных источников сформулированы задачи диссертационной работы.

В третьей главе приведены результаты оценки изменения значении емкостно-фгаьтрационных свойств пластов исследуемых площадей от техногенных фшеторов в процессе разработки.

Среди причин отрицательного воздействия буровых промывочных растворов на продуктивный пласт в работе рассмотрены их плотностные характеристики, обеспечиваемые глинистыми частицами, и перепад давления между стволом скважины и прискважшшой зоной. Выполнен статистический анализ плотностных характеристик буровых промывочных растворов, используемых при первичном вскрытии пластов терригенного девона. Выявлено, что высокие плотности применялись независимо от расположения забоя скважины: рядом с очагами, пли в

следующем и далее ряду от зоны нагнетания, независимо от пластовых давлений, следовательно, буровой раствор, представленный дисперсными глинами (1 мкм), мог легко проникать в терригеииый пласт. Анализ подтвердил предположение о реализации двух моделей фильтрации: закупорка пор пласта-коллектора и образование осадка напротив продуктивного пласта. Выявлена корреляция величин «кажущейся» глинистости пласта от плотностей промывочных растворов (рис.1).

Рис. 1. Корреляционная зависимость величины «кажущейся» глинистости пласта-коллектора от плотностей буровых промывочных растворов (осрсдненных по году)

Важным условием эффективного нефтеизвлечения является состояние пласта-коллектора. Статистический анализ (всего 5137 скважин) выявил увеличение значений коэффициентов пористости более чем на 2,5%. Причем в глиносодержащих пластах коэффициент пористости увеличился до 4%, коэффициент проницаемости в 1,6 раза (рис.2).

а 022

Б 020

О 18

{

^ 0 16

у = 0 0349* - 47 7S3

R-.0K7! 4WV

4 .

у = 0 С£94х • 119 9 FP « О 7341

1^50 ЮС5 1X0 1

>«5 19^0 1955 20СС 20С5 2010

• песчаники к глиносодержащ ив коллектора I

1950 1955 1960 1965 1970 1975 1990 19S5 1990 1995 2000 2СС5 2010 _Г» песчаники á глиносод&ржзщ ив коллектора |

Рис. 2. Динамика значений коэффициентов пористости и проницаемости по песчаникам и гл и носо держащим коллекторам по исследуемым площадям

Результаты значений ФЕС не соответствуют обычному представлению об ухудшении состояния пласта по мере выработки запасов.

Емкостные параметры пластов скважин-дублеров должны наиболее ярко отражать техногенные процессы разработки. Однако оценкой влияния зоны дренирования основной скважины на пласт-коллектор, установлено, что значения коэффициентов пористости скважин-дублеров выше до 0,032 д.ед, чем у скважин основного фонда. Наибольшее увеличение по пластам Д0-Д163, в которых глинистость коллектора при первичном вскрытии составляла более 5%. Значительно улучшилась и проницаемость пластов скважин-дублеров. Оценив влияние начальной обводненности на значения емкостного параметра пластов, определено: при обводненности флюида до 50% значения пористости выше па 1%, при 50-90% - 1,6%, а при 99% - 3%.

Анализом по скважшшм-дублерам нагнетательного фонда с учетом кратности закачки на поровый объем 1шаста обнаружено увеличение коэффициента пористости на 0,012 д.ед (или на 6,2%) при промывке менее одоого порового объема коллектора, при закачке более 4 поровых объемов на 0,023 д.ед (или 12,4%), т.е эффекта закупоривания пласта-коллектора не выявлено. Изменится и класс коллекторов. Что противоречит представлению об ухудшении емкосшо-фильтрационных свойств коллекторов в процессе разработки месторождений из-за техногенных воздействий в около скважшшой зоне. Однако продуктивность скважин-дублеров оказалась в три раза хуже, чем у основных скважин, что не согласуется с их улучшенными ФЕС. Причем продуктивность скважин-дублеров меньше в 2 раза при конечной обводненности основной скважины до 50%, при 50-80% - в 3,66 раза, при 90-98% - в 4,27 раза. Выявлены аналогичные изменения коэффициентов продуктивности от обводненности сквалаш-дублеров. Подтверждена зависимость ухудшения продуктивности скважин от обводненности, являющаяся следствием изменения фазовых прошщаемостей.

Выполненный в работе анализ влияния технологических жидкостей для ППД на характеристики пластов выявил рост значений коэффициента пористости по данным ГИС на 2,7%, при этом по глшюсодержащим от вида агента - (пресный-сточный) 2,6% и 3% соответственно. Проницаемость увеличилась независимо от минерализации закачиваемой воды, максимально но глшюсодержащим более чем в 2 раза.

По результатам оценки влияния кратности промывки на параметры коллекторов получена корреляционная зависимость (рис.З).

Рис. 3. Корреляционная зависимость пористости от объема закачки по Мшшибасвской

площади

При кратности закачки 0,02 доли к норовому объему пласта исключается возможность превышения пластового давления над начальным, увеличивающего емкостные параметры коллекторов. Однако при этом выявлено наибольшее приращише значения коэффициентов пористости по пласту До с 16,4% до 20,6%. В динамике коэффициент пористости по кровле и подошве пласта До увеличился на 3,4% и более 4% соответственно, увеличился и коэффициент проницаемости коллекторов. Коэффициент глинистости в кровельной части пласта уменьшился до трех раз и до 2,5 раз в подошвенной.

В работе также установлено, что каждые 30% техногенной обводненности пласта на участке бурения могут на 2% повышать значения коэффициентов пористости при ГИС (рис.4).

Рис. 4. Корреляционная зависимость значений коэффициентов пористости от обводненности продукции новых скважин при интерпретации ГИС

Так как образец керна принят эталоном для настройки геофизических приборов по определению емкостио-фильтрационных значений пластов-коллекторов, следовательно, было выполнено сопоставление значений параметров образцов пород

и ФЕС по ГИС. Значения коэффициентов пористости и проницаемости по ГИС оказались выше, чем по керну.

Согласно емкостных значений параметров по керновому материалу была перестроена карта разработки на примере скважины 32717. отражающая значительное ухудшение состояния шшстов-коллекторов и даже выклинивание Д0 (рис.5). Существенно изменится и гидродинамическая модель фильтрации.

Пласт До | Пласт Д,а | Пласт Дб. | Пласт Дб;

327171* ~ • ОЗМИА -7 -309-^ 18, ____^ 034*7 .332717 Г" 8г "** '- о —■ ПО КвБНОВО! 0341 - _• б", с- ^вр. 4,0 8,0.2, \ -Г3?? 0341 ^ Д32717" ч—^20342 иу матеоиалу •034'-32717 2~ . "^0 320.3г- ~ "^Ч. "" 20342 .30»,А ГИС •0341 -^^32717 1 О | ^ " ^^^^ ¿20342 «нЗй

Рис. 5. Выкопировка из карт разработки участка скважины 32717 Миннибаевской площади, построенным по данным ксрнового материала и ГИС

В связи с обнаруженными расхождениями замеренных параметров по ГИС и керну, выполнено сравнение значений коэффициентов пористости, получаемых при других видах геофизических исследований. В качестве примера представлена скважина 775Д Павловской площади Ромашкинского месторождения, в которой произведены комплексные исследования по определению параметров пластов методами РК, ВАК-8, ЯМК. ГК-С и отбор керна. При сопоставлении результатов максимальные значения коэффициента пористости (0,23-0,26 д.ед.) получены по методу РК, по ВАК и ЯМК значения коэффициента пористости значительно меньше. Сравнение показало отсутствие корреляции при всех методах ГИС. Наиболее близкими оказатись параметры пористости по керну с методом ГК-С.

С целыо уточнения влияния на параметры коллекторов процессов эксплуатации методом РК исследована скважина 139Д Миннибаевской площади. Коэффициент пористости увеличился в пластах верхней пачки с начальной высокой глинистостью. Коэффициент пористости по перфорированным пластам ухудшился из-за техногенного воздействия области дренирования при значительном увеличении коэффициента глинистости. Опять же рост коэффициента пористости по пласту До на 3,4% с уменьшением коэффициента глинистости по нему же, при этом пласт не

перфорирован, но по пласту Д0 есть нагнетательная скважина 10778, оказывающая влияние на показания значений коэффициента пористости.

С целью подтверждения причин высоких показаний коэффициента пористости совместно с НТУ ООО «ТНГ-Групп» изготовлена физическая модель (рис.6).

|

■V

ЫШ-

Рис. 6. Физическая модель пласта и скважины для определения коэффициента пористости в переходном слое «пласт-глины»

Испытания проводились с использованием двух приборов НТК и ННК,

приборами НГК, ННК

Уменьшение значения коэффициента пористости, начиная с отметки 0,90 м, при исследовании НГК и ННК связано с реагированием прибора на цементную крышку над моделью пласта. При вхождении приборов в часть модели, представленной глинами, наблюдается значительный рост коэффициента пористости. Прибор НГК показывает нарастание значений, соответствующих лучшему по продуктивности коллектору. По геофизическому прибору ННК рост более крутой и

выход на максимальные показания, соответствующие значениям коэффициента пористости глин в насыпном образце (53%). Модельные исследования подтвердили, что в переходной зоне от шаста-коллектора к глинистым, пропитанным водой покрышкам, геофизический прибор НГК фиксирует пористость глин, как коэффициент пористости пласта из-за присутствия воды в глинистом материале, что также подтверждается увеличением значении коэффициентов пористости кровли и подошвы пласта Д0 при ГИС. С целью окончательного уточнения результатов необходимо провести скважипные исследования полного комплекса ГИС и отбор керновых образцов с учетом состояния объекта разработки, произвести сравнение сходимостей параметров коллекторов и внести соответствующие поправочные коэффициенты.

В главе 4 рассмотрены факторы, влияющие на продуктивность скважин. Выявлено значительное ухудшение коэффициентов продуктивности новых скважин от плотностных характеристик бурового раствора, при этом в песчаниках в 4,5 раза, и в глиносодержащих пластах до 10 раз. В результате анализа получена зависимость значений коэффициентов продуктивности и приемистости скважин от применяемой плотности промывочных растворов. Выявлена корреляционная зависимость продуктивностей скважин от создаваемого перепада давления па пласт при первичном вскрытии (рис.8).

Рис. 8. Корреляционная зависимость коэффициентов продукшвности и приемистости от плотности промывочных буровых рас творов, от репрессии при бурении

Низкая продуктивность вновь вводимых скважин не позволяет получать и высокие дебит. Одним из решений этой проблемы может быть двухступенчатое бурение. Однако высокие репрессии при первичном вскрытии создаются, в том числе из-за недостоверности ожидаемого пластового давления.

Выявлено, что начало падения продуктивности скважин также совпадает с периодом начала роста обводненности добываемой продукции. Продуктивность

скважин с обводненностью до 60% почти в два раза меньше, чем по безводным и малообводнснным скважинам, при обводненности до 90% - шше в 7,5 раз и не согласуется с ростом значений ФЕС пластов в этих же скважинах. Произведенная оценка от уменьшения минерализации добываемой продукции также позволила сделан, вывод об ухудшении продуктивности скважин.

На примере скважины № 3441 Мшшибаевской площади получены зависимости объемов добычи жидкости и значений коэффициента продуктивности от обводненности. Последние точки на рисунке 9 еще раз подтверждают, что причиной ухудшения продуктивности скважин в процессе разработки являются процессы фильтрации в пласте, зависящие от реологических свойств флюида, движущегося через него, т.е. с существованием предельного градиента сдвига, при преодолении которого флюид вовлекается в движение.

Рис. 9. Корреляционные зависимости добычи жидкости и значений коэффициента продуктивности от обводненности но скважине 3441 Мшшибаевской площади

В главе 5 предложен способ повышения эффективности ГТМ с учетом степени заглшшзировашгости коллекторов. Для замедления темпов падения добычи нефти и обеспечения проектной нефтеотдачи, в условиях неоднородного расчлененного объекта задачу можно решить организацией системы заводнения на каждый пласт. В качестве примера рассмотрены скважины 32425 и 32430 Альметъевской площади, последовательно освоенные под закачку с целью интенсификации нефтевытеснения на участке объекта разработки. Низкие пластовые давления не позволяли вырабатывать запасы скважин в постоянном режиме эксплуатации, участок характеризовался низким темпом отбора. В результате для целей ППД освоена скважина 32430 по ранее перфорированному пласту Дбз. Скважина 11256, гидронроводносп» по ГДИ которой соответствовала гидропроводности пласта по ГИС, отреагировала приростом добычи нефти. Из-за слабого влияния на скважины 11255, 32424 и даже на скважину первого ряда 2341, скважина 32425 также была

освоена иод закачку по пластам Д(а, Д[б3. При близких значениях гидропроводности (345 и 297 мкм~-м/(Па-с)) пластов предполагалась одинаковая приемистость, однако пласт Д[б3 закачиваемую воду не принимал.

Результатом изысканий установлено, что при выработке запасов из глшюсодержащих пластов учитывать только гидропроводность, недостаточно. Автором в работе введен параметр В, учитывающий степень заглшшзированности коллекторов, ранее отдельно не используемую в гидродинамической характеристике процесса:

„ ш ■ й ■ к 2 /,,

й=-, мкм -м (1)

с

где ш - коэффициент пористости, д.ед.; Ь - толпцпи пласта, м; к -коэффициент проницаемости, мкм'; с - коэффициент глинистости, д.ед.

Таким образом, в скважине 32425 разница значений по параметру В между

пластами в 3,7 раза, что и явилось причиной отсутствия приемистости пласта Дй. Выявлена зависимость приемистости пластов от параметра В (рис.10).

В качестве разъяснения необходимости учета параметра В при приобщении нового пласта в работе рассмотрена скважина 32644 Мишшбаевской площади. С целью обеспечения эффективного нефтевытеснення на участке разработки произведен дострел аласта Д0 этой скважины. Согласно расчету гидропроводности (разница в 1,5 раза) закачиваемую воду должны принимать До и Д,в с некоторой разницей в распределении профиля приемистости. Однако общим фильтром обеспечить приемистость пласта Д0 не удалось. Рассчитанные значения по параметру

В выявили разницу по пластам в 25 раз. В результате обеспечить приелшстость пласта До возможно, например, внедрением технологшг ОРЗ.

Наиболее эффективным способом интенсификации в сложных геолого-промысловых условиях может бьггь гидроразрыв пласта. Однако у автора работы оставался вопрос, относится ли технология к методам ОПЗ, к повышению нефтеотдачи пластов или и то и другое и в каких случаях, какие техногенные воздействия за счет ГР11 можно устранить. В процессе выполнения работы им же получен ответ на основании нижеследующих примеров. На примере скважины 20520 Мишшбаевской площади выявлен двойной эффект технологии: ОПЗ - скин-эффект; МУН - увеличилась гидропроводность дальней зоны пласта в 2 раза по сравнению с первоначальной после бурения. Следовательно, можно сделать вывод о существовании возможности восстановить фильтрацию по простиранию коллектора на участках с ранее сниженными пластовыми давлениями. Значение гидропроводпости дальней зоны после проведения процесса ГРП на скважине 10136 Северо-Альметьевской площади соответствует начальному значению состояния пласта после бурения. В данном случае процесс прошел как ОПЗ.

Некорректная оценка емкостно-фильтрационных характеристик пластов-коллекторов при ГИС не позволяет правильно определить технологию воздействия. Для подтверждения этого вывода представлен анализ по скважинам 32720 и 14999 Мишшбаевской площади. Среднее значение коэффициента пористости скважины 32720 по пласту Д0 0,236 д.ед., коэффициент проницаемости - 1,1 мкм2, но коэффициент продуктивности до производства ГРП составлял 0,79 м3/(сут-МПа), и увеличился после всего лишь до 2,9 м3/(сут-МПа). По введенному параметру В есть сходимость в скважине 32720 по средним пропласткам До п, До_ш со скважинами участка. Расчетный дебит по формуле Дюпюи составляет 18 м3/сут, по параметру В 4,9 м3/сут, фактический дебет даже после ГРП 6 м3/сут. Совсем иначе выглядит результат, полученный при адекватной оценке параметров коллектора скважины 14999. Фактический дебет до ГРП составлял 4,46 м3/сут. Дебит после ГРП составил 16,9 м3/сут, что указывает на то, что процесс произошел по пропластку До_ш, соответствующий расчетному дебиту по параметру В данного пропластка.

В результате отсутствия учета коэффициентов глинистости (параметр В) ожидаемый прирост от ГТМ не соответствует полученным значениям, некорректны значения выработки запасов пластов и построешюя шдродштмическая модель. Эффективная выработка запасов из глиносодержащих пластов возможна при обязательной оценке как природной, так и техногенно преобразованной глинистости.

В гланс 6 и результате выполненного анализа предложены алгоритмы повышения эффективности ГИС, ГДИС и ГТМ.

Согласно результатам исследований кернового материала в данной работе средняя пористость лучших пластов - песчашпсов, составила не более 20%. Скважин, у которых хотя бы один продуктивный пласт верхней пачки имеет коэффициент пористости по ГИС более 22% - всего 1788. По всем глиносодержащим пластам верхней пачки объектов разработки увеличилось количество скважино-пластов с повышенным показанием коэффициента пористости, при этом усредненная их толщина уменьшилась с 3,9м до 1м. Скважин с толщиной пластов и скважино-пропластков меньше и равно 0,8 м также в периоде увеличилось. В процессе разработки происходит «набухание» слоистого глинистого материала, в результате увеличивается количество пропластков единого когда-то пласта. При этом, чем больше количество пропластков, тем выше показания значений коэффициентов пористости но НТК, связанное с реагированием прибора на присутствие воды в свободных гаи транспортных порах глинистого материма.

Необходимость проведения дополнительных исследований проткана в пункте 2.8 «Обязательного комплекса ГИС бурящихся скважин», однако не установлено, какие условия считать сложно-геологическими. Автором определены дополнительные ГИС, учитывающие техногенные факторы условий разработки в нижеприведенном алгоритме.

При выработке запасов методом заводнения важно оценить количество воды, попавшей в тот или иной пласт. Необходимо определить динамику технологических показателей разработки участка залежи: количество отобранной жидкости и закаченной воды для ППД, пластовые и забойные давления. Построить графики, сверить сходимость результатов. При высокой сходимости, т.е. динамика графиков отбор-закачка-давление согласуются во времени, участок считать без осложнений. В случае несоответствия пластовых давлений балансу отбор-закачка проводится:

1. Если пластовое давление выше начального объекта разработки:

1.1. По добывающим скважинам участка определить возможные зоны слияния по простиранию пластов-коллекторов, произвести статистический анализ динамики: профилей притока; термометрии с целью определения заколонных перетоков; минерализации и гидрохимического анализа добываемого флюида, соответствие виду нагнетаемого агента; КРС по герметизации эксплуатационной колонны.

1.2. По нагнетательным скважинам участка произвести статистический анализ динамики: распределения профилей приемистости; объемов закачки; термометрии;

КРС по герметизации колонны в продуктивной части разреза по неперфорированным пластам; изотопных или индукционных исследований по определению «несанкционированных» перетоков вверх.

По результатам выявленного состояния участка разработки рекомендовано проведение следующих дополнительных исследований с включением в проект строительства скважин:

- отбор образцов пород в продуктивной части разреза (керн) с целыо определения петрофизических характеристик пластов-коллекторов, рентгеноструктурного анализа, электронной и оптической микроскопии, количественного анализа элементов и минералов пород;

- ГК-С, резистивимстр - влагосодержание глин и минерализащш флюида;

- СО-каротаж, газовый каротаж - насыщенность флюида;

- ЯМК, ВАК-8 - динамическая пористость, состояние коллектора.

2. Если пластовое давление иске принятого технологическим проектом разработки залежи:

2.1. По добывающим скважинам участка провести корреляцию емкостно-фильтрационных характеристик скважин участка; соответствие гидродинамических параметров гидропроводности и параметра В от ФЕС; статистический анализ динамики: коэффициаггов продуктивности, профилей притока; компенсаций отбора закачкой; карт изобар и обводнешюсти по пластам.

2.2. По нагнетательным скважинам участка, кроме пункта 1.2. учесть динамику КРС по герметизации эксплуатационной колонны вне продуктивной части разреза.

По результатам: ИПТ, ОПК - определение прнточности и насыщенности пласта; отбор образцов керна, СО-каротаж, газовый каротаж, ЯМК, ВАК-8.

3. Тонкие пласты (толщина < 0,8м), переслаивание, проводится соответствующий анализ, указанный в алгоритме.

Сопоставимое состояние участков согласно п.1-3 позволяет применить корректирующие коэффициенты без дополнительных исследований. Для удобства пользования предложена блок-схема алгоритма (рис. 11).

Дополнительные изменения условий состояния пласта-коллектора в процессе разработки потребуют повторной настройки геофизических приборов.

Выявленная в работе информация о затрубных перетоках вверх, малый объем исследований, проводимых по определешпо профиля приемистости в процессе разработки месторождений, порог чувствительности геофизических приборов при высоких значениях приемистости высокопродуктивных пластов нижней пачки, дают

основания делать вывод о закачке, ранее не зафиксированной исследованиями в верхние пласты. И этот факт подтверждает возможную пропитку глшшетых минералов водой в верхней пачке пластов, как наиболее глиносодержащих. Следовательно, для получения более достоверной информации о принимающих пластах и заколониых перетоках с целыо выявления «несанкционированной» закачки необходимо использовать изотопные исследования.

Пластовое давление является определяющим при выработке трудноизвлекаемых запасов. Однако в достоверности значений в нагнетательных скважинах можно усомниться по двум причинам: пластовое давление определяется через устьевое давление на водоводе при возможной негсрметичности отсекающей задвижки; при устьевом давлении равном нулю фактическое значение давления может отличаться от расчетного из-за отсутствия исследований статического уровня.

Для уточнения вышеизложенного предположения определено пластовое давление участка 3 блока Березовской площади. Давления по глубинному манометру меньше на 6,3 МПа от расчетного. И это в условиях одпопластового объекта. Существенно изменилась карта изобар при внесении значений пластовых давлений, замеренных глубинными манометрами. При условии выработки запасов многопластового месторождения достоверность значения пластового давления становится еще более актуальной, что в том числе влияет на эффективность ГТМ.

Предложенный в работе способ учета значений по опорным скважинам позволяег определять вырабатываемый пласт при перфорированности общим фильтром. Рекомендуется провести мониторинг по схеме: упругоемкость пласта, пластовое давление, баланс отбор-закачка, нарушение эксплуатационной колонны, отсутствие приемистости, что позволит исключить неточности при гидродинамическом моделировании, построении карт разработки, оценке остаточных запасов по пластам, при подборе мероприятий по МУН пластов определить направленность обработки от нагнетательной или от добывающей скважины, применить соответствующие ГТМ.

Важным условием для получения эффективных результатов от ГТМ является необходимость учета многих факторов. В результате анализа предложен алгоритм по повышению эффективности ГТМ с учетом как емкостно-фильтрационных свойств пластов, так и состояния объекта разработки. Блок-схема алгоритма достаточно четко описывает последовательность действий при подборе скважин для достижения эффективности ГТМ (рис.12).

Рис. 11. Блок-схема алгоритма комплекса ГИС и ГДИ с учетом текущего состояния разработки участка

Планирование геолого-технических мероприетий и подбор технологий

Рис. 12. Блок-схема алгоритма по выбору объектов и повышению эффективности ГТМ с учетом емкостно-фильтрационных и гидродинамических характеристик пластов-

коллекторов

Основные выводы н рекомендации. Для терригенных отложешн"! девона установлено следующее:

1. Выявлены корреляционные зависимости величин глинистости пластов от плотности глинистых буровых промывочных растворов при первичном вскрытии.

2. Установлена корреляция значений коэффициентов пористости от кратности промывки норового объема пласта-коллектора технологическими жидкостями и техногенной начальной обводненности добываемой продукции.

3. Показано, что значения коэффициентов пористости и проницаемости по ГИС выше, чем по керну. Модельными исследованиям! подтверждено, что в переходной зоне от пласта-коллектора к глинистым, пропитанным водой покрышкам, геофизический прибор НТК фиксирует пористость глин, как коэффициент пористости пласта из-за присутствия воды в глинистом материале.

4. Выявлена корреляция значений продуктивности пласта от плотности глинистых буровых промывочных растворов, условий перепада давлений при первичном вскрытии, начальной техногешю обусловленной обводненности добываемой продукции, влияющие на продуктивность новых скважин.

5. Определено влияние глинистости пластов на гидродинамические характеристики движения пластовых флюидов под действием перепада давления.

6. Установлена корреляция расхода технологической жидкости для ППД при постоянном давлении от толщины, пористости, проницаемости и глинистости коллекторов.

7. Выявлена необходимость с целью повышения эффективности ГТМ построения карт по пластам с использованием значений опорных скважин: изобар, обводненности, продуктивности и приемистости, гидропроводности, а также по вновь введенному параметру В, учитывающему степень глшшстости пласта.

8. Даны рекомендации для повышения достоверности значений ФЕС неоднородных пластов-коллекторов по отбору в скважшшых условиях образцов пород (керна), дополнительным геофизическим исследованиям (ГИС) и внесению корректирующих коэффициентов.

9. Предложен алгоритм комплекса ГИС и ГДИС, учитывающий сложное геологическое состояние участка разработки для получения доверительных значений нетрофизических и гидродинамических характеристик продуктивных пластов.

10. Разработаны рекомендации и предложен алгоритм по совершенствованию выбора объектов и подбора технологий для выработки трудноизвлекаемых запасов с учетом как емкостно-фильтрационных свойств пластов, так и состояния объекта разработки, повышающие эффективность извлечения нефти из глиносодсржащих

пластов-коллекторов тсрригснных отложений девона на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

11. Восемь разработанных технических решений отличаются мировой новизной и защищены патиггами Российской Федерации.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях (1-5 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ):

1. Тазиев, М.З., Закиров, А.Ф., Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А. О текущем состоянии и перспективе разработки нефтяных залежей НГДУ «Альметьевнефть» / Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2007- №5. - С.6-9.

2. Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А., Владимиров, И.В., Батрашкин, В.П., Манапов, Т.Ф., Титов, А.П. Анализ эффективности применения ГРП на нефтяных площадях и залежах НГДУ «Альметьевнефть» / Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Еатрашкин В.П., Манапов Т.Ф., Титов А.П. И Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2007- №5. - С.10-13.

3. Тазиев, М.З., Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А., Владимиров, И.В. Структура начальных балансовых извлекаемых запасов нефти горизонтов Д0 и Д1 Мишшбаевской площади и анализ их выработки / Тазиев М.З., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2007-№5.-С. 13-24.

4. Гумаров, Н.Ф., Таипова, ВА., Владимиров, И.В., Манапов, Т.Ф., Батрашкин, В.П., Титов, А.П. Оптимальные условия применеш1я потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта I Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Манапов Т.Ф., Батрашкин В.П., Титов А.П. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ - 2007- №5. - С.25-34.

5. Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А. Подходы и методы управления выработкой запасов на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть» / Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. // Вестшж ЦКР Роснедра. Москва,- 2008- №6. - С.38-41.

6. Тазиев, М.З., Закиров, А.Ф., Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А. Состояние и методы совершенствовашм разработки нефтяных залежей НГДУ «Альметьевнефть» / Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. Н Сборник научно-технических статей НГДУ «Альметьевнефть» по нефтепромысловой тематике. Уфа, Монография, 2007.-С.6-18.

7. Закиров, А.Ф., Ожередов, Е.В., Таипова, В.А. Опыт внедрения технологай одновременно-раздельной закачки в системе ППД НГДУ «Альметьевнефть» / Закиров А.Ф., Ожередов Е.В., Таипова В.А. // Сборник научно-технических статей НГДУ

«Лльметьсвнсфть» по нефтепролгысловой тематике. Уфа, Монография, 2007. - С.227-2^2.

8. Ризванова. М.С., Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.Л. Состояш1е разработки Березовской площади / Ризванова М.С., Гумаров Н.Ф., Таипова В.Л. // Техника и технология разработки нефтяных месторождений: Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. - М.: ЗЛО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2008. -С. 124-127.

9. Мавлавеева, З.М., Гумаров, Н.Ф., Таипова, В.А. Эффективность основных геолого-технических мероприятий на поздней стадии разработки по Севсро-Альметьевской площади / Мавлавеева З.М., Гумаров Н.Ф., Ташова В.А. // Техника и технология разработки нефтяных месторождений: Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2008. -С. 127-129.

Ю.Гумаров, Н.Ф., Ташова, В.А. Управление выработкой остаточных запасов коллекторов с различными фильтрационно-емкостпыми характеристиками на поздней стадии разработки объектов Ромашкинского месторождения / Гумаров Н.Ф., Таипова ВА. // Техника и технология разработки нефтяных месторождений: Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. - М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2008.-С. 129-133.

Патенты:

1. Пат. 2369731 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/16, Е 21 В 43/02. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Хисамов P.C., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Таипова В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2008144281/03; заявл.10.11.2008; опубл. 10.10.2009, Бюл. № 20.

2. Пат. 2364715 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи с ннзкопрошщаемым коллектором [Текст] / Хисамов P.C., Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Таипова В.А., Шакиров A.A.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2008138627/03; заявл.30.09.2008; опубл.20.08.2009, Бюл. № 23.

3. Пат. 2364714 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработан нефтяной залежи [Текст] / Хисамов P.C., Закиров А.Ф., Таипова В.А., Мшшуллин P.M.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2008140694/03; заявл.15.10.2008; опубл.20.08.2009, Бюл. № 23.

4. Паг. 2336413 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Ибрагимов Н.Г., Хисамов P.C., Закиров А.Ф., Ташова

В.Л.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2007132954/03; заявл.03.09.2007; оиубл.20.10.2008, Бюл. № 29.

5. Пат. 2323331 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/14. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно-раздельной закачки рабочего агента [Текст] / Ибрагимов Н.Г., Тазиев М.З., Таипова В.А., Закиров А.Ф., Ожередов Е.В., Абрамов М.А., Шакиров A.A.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2007116436/03; заявл.03.05.2007; опубл.03.05.2007, Бюл. № 5.

6. Пат. 2304704 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором [Текст] / Хисамов P.C., Таипова В.А., Шакиров A.A., Тазиев М.З.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». -№ 2006138572/03; заявл.01.11.2006; опубл.20.08.2007, Бюл. № 23.

7. Пат. 2236566 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяного многопластового месторождения на поздней стадии [Текст] / Халиуллин Ф.Ф., Мшшуллин P.M., Таипова В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2003107035/03; заявл.13.03.2003; опубл.20.09.2004, Бюл. № 26.

8. Пат. 2002116986 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/16. Способ разработки нефтяного месторождения на поздней стадии разработки [Текст] / Хисамов P.C., Халиуллин Ф.Ф., Мшшуллин P.M., Таипова В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть». - № 2002116986/03; заявл.25.06.2002; опубл.20.12.2003, Бюл. № 4.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» на цифровом дубликаторе Riso НС5500 тел.: (85594) 78-656,78-565 Подписано в печать 24.11.2009 г. Заказ №24110901 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Таипова, Венера Асгатовна

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ДЕВОНА РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1. Характеристика пластов-коллекторов.

1.2. Структура запасов.

1.3. Виды техногенных факторов, влияющих на эффективную выработку запасов.

ГЛАВА 2. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Взаимодействие глинистых минералов с водой, ионный обмен в глинах, «набухаемость» глин.

2.2. Способы и методы определения параметров продуктивных пластов на разрабатываемых месторождениях.

2.2.1 Фшътрационно-емкостные свойства коллектора, определяемые по керновому материалу.

2.2.2 Основы геофизических исследований по изучению параметров коллекторов.

ГЛАВА 3. ОЦЕНКА ПРОЦЕССОВ ТЕХНОГЕННОГО ИЗМЕНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ В ТЕРРИГЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ДЕВОНА

3.1. Оценка влияния составов промывочных буровых растворов и режимов первичного вскрытия на емкостно-фильтрационные свойства коллекторов.

3.2. Оценка характеристик пластов-коллекторов, определяемых при геофизических исследованиях скважин.

3.2.1 Сравнительный анализ филътрационно-емкостных характеристик скважин основного фонда'с дублерами.

3.3. Влияние вытесняющего агента на значения коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов.

3.3.1 Оценка влияния на емкостно-фильтрационные параметры коллекторов объема закачки воды к поровому объему пласта.

3.3.2 Оценка влияния обводненности пластового флюида на емкостно-фильтрационные характеристики коллекторов.

3.4. Оценка влияния аномально низкого и аномально высокого давления на значения коэффициентов пористости и проницаемости коллекторов.

3.5. Анализ участков с «набухшими» глинами и оценка влияния на фильтрационно-емкостные параметры скважин, пробуренных на участке и причины АВПД.

3.6. Результаты определения параметров коллекторов по образцам кернового материала, геофизическим исследованиям и дополнительным методам ГИС.

3.6.1 Оценка коэффициента пористости в обсаженном стволе эксплуатационной скважины.

3.7. Модельное исследование по определению коэффициента пористости методами НГК и ННК.

ГЛАВА 4. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН.

4.1. Влияние параметров и состава промывочных буровых растворов и режима первичного вскрытия на продуктивность скважин.

4.2. Оценка влияния обводненности на продуктивность скважин.

ГЛАВА 5. ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

5.1. Геолого-технические мероприятия по повышению эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов.

5.1.1 Геолого-технические мероприятия по интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов.

ГЛАВА 6. РЕКОМЕНДАЦИИ И АЛГОРИТМЫ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ ГИС, ГДИС И ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.

6.1. Повышение достоверности ГИС комплексированием методов.

6.2. Способы повышения достоверности-исследований пластового давления нагнетательных скважин.

6.3. Дополнительные исследования по выявлению «несанкционированных» закачек.

6.4. Методика повышения достоверности ГДИС.

6.5. Методика по повышению эффективности геолого-технических мероприятий.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ В ТЕКСТЕ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Техногенные изменения пластов-коллекторов терригенного девона в процессе разработки Ромашкинского месторождения"

Нефтяные месторождения - вторичные образования, созданные миграциями углеводородов в структурные ловушки верхних слоев земной коры. Это необратимый процесс, во-первых, за счет слияния в ловушках первоначально рассеянной молекулярно-капельной нефти в сплошную жидкую среду, заполняющую взаимосвязанные поры продуктивного коллектора, во-вторых, за счет тектонических вертикальных движений во времени самих вмещающих геологических структур, изменение горного давления и связанные с ним необратимо деформации насыщенной пористой среды и ее фильтрационных параметров. Эти особенности не позволяют повторить процесс в обратном направлении и извлечь нефть тем же способом и в том же объеме, каким она образовывала залежи. Однако, очевидно, что отклонение от этого режима должно быть минимальным.

Разработка месторождений требует создания той или иной технологии извлечения нефти из насыщенных пористых сред и от ее совершенства зависит коэффициент нефтеизвлечения.

Дальнейшие работы по совершенствованию разработки должны планироваться с учетом неоднородности продуктивных пластов в разрезе, их неравномерной выработкой, изменений, произошедших с пластом-коллектором и флюидом.

Большой, вклад в изучение влияния геологических особенностей и техногенных факторов на выработку запасов нефтегазовых месторождений внесли: Абдрахманов Г.С., Абдулмазитов Р.Г., Базив В.Ф., Батурин Ю:Е., Белонин М.Д., Блинов А.Ф., Булатов А.И., Викторин В.Д., Габдуллин1 Т.Г., Гавура A.B., Тарифов K.M., Гилязов P.M., Данилова Т.Е., Дворкин В:И., Дияшев Р.Н., Жданов С.А., Желтов Ю.П., Ибатуллин P.P., Ибрагимов Н.Г., Иктисанов В.А., Корженевский А.Г., Кринари Г.А., Лисовский H.H., Лысенко В.Д., Майдебор В.Н., Михайлов H.H., Мищенко И.Т., Молокович Ю.М., Мусабиров М.Х., Муслимов Р.Х., Мухаметшин Р.З., Сургучев М.Л., Токарев М.А., Тронов В.П., Уляшева Н.М., Фазлыев Р.Т., Хавкин А.Я., Хисамов P.C.,

Хисамутдинов Н.И., Храмченков М.Г., Чураев Н.В., Шарафутдинов 3.3., Эйриш М. В., Юсупов И.Г. и другие.

Актуальность проблемы. Эффективное извлечение запасов нефти на основе применения имеющихся технологий разработки, их совершенствование и создание новых способов и методов со знанием состояния коллекторов и флюида приобретает особую актуальность для месторождений с выработанностью запасов высокопродуктивных пластов и значительным их количеством в ухудшенных глиносодержащих.

Выработка трудноизвлекаемых запасов нефти предполагает наличие надежной физико-геологической информации, позволяющей оценивать добывные возможности продуктивных пластов, обоснованно подбирать технологии интенсификации и методы увеличения нефтеотдачи, наиболее соответствующие измененным типам пластов-коллекторов, целенаправленно воздействовать и совершенствовать систему разработки.

Цель работы: повышение эффективности извлечения нефти из глиносодержащих пластов-коллекторов на поздней стадии разработки месторождения.

Основные задачи работы:

1. Оценить влияние состава и свойств буровых промывочных растворов и режимов первичного вскрытия на емкостно-фильтрационные свойства пластов.

2. Изучить влияние объемов и состава вытесняющего агента, насыщенности пластов на величины коэффициента пористости и проницаемости, определяемых при ГИС в глиносодержащих коллекторах.

3. Выполнить сравнительный анализ коллекторских свойств, определяемых по лабораторным исследованиям кернового материала и, по ГИС, выявить причины изменений в процессе разработки месторождений.

4. Оценить факторы, влияющие на продуктивность скважин в процессе разработки месторождений.

5. Разработать рекомендации по совершенствованию методов и способов геофизических и гидродинамических исследований скважин.

6. Разработать рекомендации по совершенствованию выбора объектов и подбора технологий для выработки трудноизвлекаемых запасов нефти со знанием емкостно-фильтрационных и гидродинамических параметров пластов-коллекторов.

Методы исследований. При решении поставленных задач использовались статистические методы обработки исходных данных ФЕС пластов по ГИС и кернового материала, геолого-промысловый анализ гидродинамических исследований скважин, проведены физические модельные исследования по определению параметров ФЕС в переходной зоне от пласта к глинистым разделам.

Научная новизна. Для условий терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения:

1. Выявлены корреляционные зависимости величин глинистости пластов от плотности глинистых буровых промывочных растворов при первичном вскрытии.

2. Установлена корреляция значений коэффициентов пористости от кратности промывки порового объема пласта-коллектора технологическими жидкостями и техногенной начальной обводненности добываемой продукции.

3. Определено влияние глинистости пластов на гидродинамические характеристики движения пластовых флюидов.

4. Выявлена корреляция значений продуктивности пласта при первичном вскрытии от плотности глинистых буровых промывочных растворов и перепадов давления, а также начальной техногенно обусловленной обводненности добываемой продукции.

5. Установлена корреляция приемистости продуктивного пласта при постоянном давлении от толщины, пористости, проницаемости и глинистости коллекторов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика обоснования комплекса исследований скважин при определении ФЕС коллекторов и выработки запасов с учетом факторов текущего состояния разработки.

2. Рекомендации по совершенствованию подходов при построении геолого-гидродинамической модели; карт разработки, карт изобар и обводненности, продуктивности и приемистости для эффективного планирования ГТМ.

3. Алгоритм подбора ГТМ с учетом техногенных факторов с целью повышения эффективности предлагаемых и применяемых технологий нефтеизвлечения при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти.

Практическая ценность. По результатам исследований разработаны рекомендации по совершенствованию методов и способов получения достоверной: информации при ГИС и ГДИС, с целью повышения эффективности и экономической целесообразности применяемых геолого-технических решений при выработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Предложен алгоритм и разработаны рекомендации по совершенствованию выбора объектов с учетом установленных зависимостей и подбора эффективных технологий для выработки трудноизвлекаемых запасов. Установлена необходимость и предложен подход по совершенствованию построения гидродинамических моделей, карт разработки, карт по пластам: изобар, дополнительных карт обводненности и продуктивности с целью уточнения параметров пласта и направленности ГТМ. Для подбора методов и повышения эффективности ГТМ с целью интенсификации техногенно измененных пластов рекомендован параметр В, учитывающий: степень глинистости; пласта, влияющий на гидродинамические характеристики движения пластового флюида. Предложен способ локализации и уточнения остаточных запасов. Для изучения явлений в переходной зоне от пласта к глинистым разделам создана новая физическая модель, отличающаяся наличием глинистой покрышки над эталонным образцом пласта-коллектора. По теме диссертационной работы разработано и получено 8 патентов РФ «Способ разработки нефтяной залежи».

Личный вклад автора. В работе автору принадлежат постановка задачи, полученные зависимости, разработанные алгоритмы повышения эффективности ГТМ и способов ГИС и ГДИС, модельные испытания, проведенные по инициативе автора в НТУ ООО «ТНГ-Групп» и результаты анализов, выполненных в соавторстве с сотрудниками ОАО «Татнефть», института «ТатНИПИнефть».

Апробация работы. Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции, посвященной добыче 3-миллиардной тонны нефти в Республике Татарстан (г.Казань, 2007г), на научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения (г.Лениногорск, 2008г), на ежегодных семинарах главных инженеров и главных геологов ОАО «Татнефть» (2005-2009гг.)

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 печатных статей (в т.ч. 4 в изданиях, рекомендованных ВАК РФ), получено 8 патентов РФ.

Автор выражает огромную благодарность своему научному руководителю д.т.н. Ибатуллину P.P., д.г.-м.н. Мухаметшину Р.З., сотрудникам НТУ ООО «ТНГ-Групп», коллегам по работе за оказанное содействие при выполнении работы.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Таипова, Венера Асгатовна, Бугульма

1. Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов: Материалы Международной научно-практической конференции. -Казань: Изд-во «Фэн», 2008. - 560 с.

2. Анализ эффективности применения ГРП на нефтяных площадях и залежах НГДУ «Альметьевнефть» / Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В., Батрашкин В.П., Манапов Т.Ф., Титов А.П. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ 2007- №5. - С.10-13.

3. Бадалов Г.И. Геофизические исследования скважин: Учебно-методическое пособие. Альметьевск: Альметьевский нефтяной институт, 2002. - 84 с.

4. Базив В.Ф. О развитии технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефт. хоз-во. №6. - 2000. - С.41-42.

5. Бакланов И.В. Деформирование и разрушение природных массивов. М.: недра, 1988.-271 с.

6. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211с.

7. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: Учеб.пособие для вузов. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999.-424 с.

8. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

9. Галеев Р.Г., Муслимов Р.Х. Состояние нефтяной промышленности Татарстана и пути высокоэффективной разработки месторождений на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов // Нефт. хоз-во. №12. - 1995.- С.26-33.

10. Гальцев В.Е., Кузнецов В.В. Отличие свойств остаточной нефти от добываемой // Нефт. хоз-во. №5. - 1997. - С.24-25.

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

12. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.Б.Хисамов, И.Г.Юсупов.- Т.1. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 492 с.

13. Геолого-физические условия эффективного увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л.Сургучев, А.Т.Горбунов, С.А.Жданов и др. // Нефтяное хозяйство, 1979. № 4. - С. 29-34.

14. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.-311 с.

15. Глущенко В.Н., Орлов Г.А., Силин М.А. Технологические процессы вскрытия пластов и добычи нефти с использованием обратных эмульсий. -М.: Интерконтакт Наука, 2008. 360 с.

16. Гольдберг В.М., Скворцов Н.П. Проницаемость и фильтрация в глинах. -М.: Недра, 1986.-160 с.

17. Горбенко A.C. Методика измерения удельного электрического сопротивления глин и глинистых песчаников. В кн.: Петрофизика коллекторов нефти и газа. М., «недра», 1975, С.23-26.

18. Горбунов В.Е. О свойствах смесей флюидов // Обз. инф, Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1990. - 70 с.

19. Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей) // М.: Недра, 1985. 120 с.

20. Грим P.E. Минералогия глин // М., 1959. 452 с.

21. Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. Подходы и методы управления выработкой запасов на объектах разработки НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть». Вестник ЦКР Роснедра. Москва.- 2008- №6. С.38-41.

22. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами. Уфа: ГУЛ «Уфимский полиграфкомбинат», 2001. -200 с.

23. Дерягин Б.В., Чураев Н.В.Ю Муллер В.М. Поверхностные силы. М.: Наука, 1987. - 398 с.

24. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. М., изд-во «Недра», 1965.

25. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Пстрофизика.- М.: Недра, 1991.

26. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: слюды, хлориты. М.: Наука, 1991. -175 с.

27. Дриц В.А., Коссовская А.Г. Глинистые минералы: смектиты, смешанослойные образования. М.: Наука, 1990. - 212 с.

28. Дриц В.А., Сахаров Б.А. Рентгеноструктурный анализ смешанослойных минералов. М.: Наука, 1976. - 256 с.

29. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. М.: Недра, 1986. - 198 с.

30. Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Кисиленко Б.Е. Оценка коэффициента охвата при проектировании разработки месторождений нефти высокой вязкости // Геология нефти и газа, 1970. № 3. - С. 32-36.

31. Измерение коллекторских свойств продуктивных пластов при разработке залежей / К.Б.Аширов, Г.В.Выжигин, А.И.Данилова и др. // Нефтяное хозяйство, 1980. № 3. - С. 29-33.

32. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212 с.

33. Иктисанов В.А., Фокеева JI.X., Мирсаитов Р.Г. Гидродинамические исследования деформации терригенных коллекторов при изменении пластового и забойных давлений. // НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. № 9. - 1999. 29-33 с.

34. Исследование влияния глинистости коллектора на нефтеотдачу / Н.З.Ахметов, В.М.Хусаинов, И.М.Салихов и др. // Нефт. хоз-во. №8. -2001. - С.41-43.

35. Калиневич Г.Э., Кудрявцев Л.Н., Подгорнов В.М. Кольматация призабойной зоны проницаемых отложений твердой фазой буровых растворов // Технология первичного вскрытия и повышения нефтеотдачи пластов: Межвуз. сб. науч. тр. Куйбышев: КПтИ, 1986. - С. 59-63.

36. Катеев Р.И., Габбасов Г.И., Кутлиева Г.И., Арефьев С.А. Разработка и апробирование методики совместимости буровых тампонажных растворов, буферных жидкостей // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - С.291-294.

37. Катеев Р.И., Амерханова С.И., Данилушкина Д.В. Разработка рецептур глиноцементных растворов на основе порошка ПБМГ // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефть. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - С.294-300.

38. Керштейн И.М., Клюшников В.Д., Ломкин Е.В., Шестериков С.А. Основы экспериментальной механики разрушения. М.: Изд-во МГУ, 1986. - 140 с.

39. Кисиленко Б.Е., Кеннави Ф.А. Определение относительных фазовых проницаемостей при одновременной фильтрации вязкопластичной жидкости и воды // Нефтяное хоз-во. 1977. - С.39-41.

40. Клубова Т.Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства песчано-алевритовых пород (на примере пашийских отложений Урало-Поволжья). М.: Недра, 1970. - 125 с.

41. Кобранова В.Н. Физические свойства горных пород. -М.: Гостоптехиздат, 1962.

42. Кожевников Д. А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин: Методическое пособие. М.: ГАНГ, 1996.-40 с.

43. Кожевников Д. А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. Геофизика № 4, изд-во ЕАГО, М., 2001 г, с.31-37.

44. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС // Информация и космос. №1. - 2005. - С.29-41.

45. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е. Выделение коллекторов по результатам петрофизической интерпретации данных комплекса ГИС. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1993, вып 11 -12, с. 51 55.

46. Кожевников Д.А., Лазуткина Н.Е., Соколова Т.Ф. Выделение и оценка сложных коллекторов. (Complex Reservoirs Studies and Evaluation Russian Log Interpretation Workshop at 36th SPWLA Annual Symposium, 26 June 1995, Paris).

47. Корягин Ю.Г. Оперативная оценка состояния призабойной зоны пласта с помощью пластоиспытателя // РНТС. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - № 8. - С. 19-22.

48. Кошляков В.А., Семенов Е.В., Гуфранова Г.Г., Клименко О.С., Дудина Е.Г. Определение пористости компонентного состава коллекторов со сложной структурой порового пространства. Сб. тр. БашНИПИнефть, выпуск 10. -Уфа, 1980, С.48-57.

49. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении: Пер. с англ. М.: Недра, 1974. 192 с.

50. Кринари Г.А., Храмченков М.Г. Образование и миграция природных наночастиц в нефтяных пластах. Казань: Изд-во КГУ, 2009. 228 с.

51. Кринари Г.А., Храмченков М.Г., Мухаметшин Р.З. Причины разрушения стенок скважин в кыновских глинах // Изв. РАН. Геоэкология. 2001. - № 4. - С. 357-364.

52. Крылов В.И., Крецул В.В. Влияние репрессии буровых растворов и времени контакта с породой на ее фильтрационные свойства // НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, 2005. -№ 1. - С. 35-41.

53. Кульчицкий JI.И., Усьяров О.Г. Физико-химические основы формирования свойств глинистых пород. М.: Недра, 1981. - 178 с.

54. Лапинская Т.А., Прошляков Б.К. Основы петрографии: Учебное пособие / М.: Недра, изд. 1-е 1974, 239 е.; изд. 2-е 1981. - 232 с.

55. Мартос В.Н., Ступоченко В.Е. Особенности вытеснения нефти водой из коллекторов с набухающими глинами // РНТС, Нефтепромысловое дело, М; ВНИИОЭНГ, 1982, № 9. С.13-15.

56. Межскважинная перекачка пластовой воды (опыт применения метода на объектах НГДУ «Азнакаевскнефть») / Н.И.Хаминов, В.М.Хусаинов, Р.К.Ишкаев и др. // Интервал. № 10 (45). - 2002. - С.62-64.

57. Мельничук В.К., Марухин Н.И., Островский Ю.М. Оценка набухания глин в различных средах // Тр.научно-исслед. и проект.ин-та нефт.пром., 1974, вып. 14-15. С.124-127.

58. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. Под ред. В.Мори и Д.Фурменбро. М.: Мир, 1994. - 416 с.

59. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987 - 152 с.

60. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. - 340 с.

61. Михайлов H.H. Проницаемость пластовых систем. М.: Изд-во РГУ нефти и газа, 2006. 185 с.

62. Многофакторная оценка деформационных процессов в коллекторах по результатам исследования керна / Р.Н.Дияшев, К.М.Мусин, В.А.Иктисанов и др. // Нефт. хоз-во. №12. - 2001. - С.55-59.

63. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. / Академия наук РТ. Казань, 2007. - 424 с.

64. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 1979. - 212 с.

65. Муслимов Р.Х. Негативное влияние процесса «старения» залежей на потенциальные возможности нефтедобычи и пути повышения эффективности разработки на поздней стадии // Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2001. - С.65-73.

66. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. Казань: Изд-во Казанского ун-та, 2003. - 596 с.

67. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат, 1989. - 136 с.

68. Муслимов Р.Х., Блинов А.Ф., Нафиков А.З. Применение гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Татарии // Нефт. хоз-во. №12. -1988. - С.37-44.

69. Муслимов Р.Х., Долженков В.Н., Зиннатуллин Н.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований // Нефт. хоз-во. №1. - 1987. - С. 23-31.

70. Муслимов Р.Х., Смелков В.М. Стратегия и тактика освоения нефтяных ресурсов на поздней стадии разведки // Современные проблемы геологии нефти и газа. М.: Научный мир, 2001. - С.97-105.

71. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. Заводнение основа рентабельной эксплуатации залежей высоковязких нефтей // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С.332-343.

72. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Мочалов Е.Ю. Методика доразведки небольших месторождений Татарии // НТС. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. №10. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - С. 17-21.

73. Мухаметшин Р.З. Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых щапасов нефти. Дис. . докт. г-м. наук. -Москва, 2006.-512 с.

74. Мухаметшин Р.З., Кринари Г.А. Палеовулканизм и процессы нефтедобычи (на примере Ромашкинского месторождения) // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь Гомель: БелНИПИнефть, 1999. -С. 13-26. (Сб. научн. тр. БелНИПИнефть. - Вып.З).

75. Нестеренко Н.Ю. Смачиваемость пород-коллекторов пластовыми флюидами / Геология нефти и газа. 1995. -№ 5. - С. 3-9.

76. Николаевский В.Н. Конвективная диффузия в пористых средах // ПММ. -1959. Т. 23. - № 6. - С. 1042-1050.

77. Николаевский В.Н., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. - 339 с.

78. Оптимальные условия применения потокоотклоняющих технологий в нагнетательной скважине при разработке частично заводненного пласта / Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В. и др. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ 2007- №5. - С.25-34.

79. Осипов В. И., Соколов В. Н., Румянцева Н. А. Микроструктура глинистых пород. М.: Недра, 1989. - 211 с.

80. Особенности изменений дебитов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии /В.П.Филиппов, А.Я.Хавкин, Р.Х.Муслимов и др. // Нефт. хоз-во. №10. -1995. - С. 28-29.

81. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами: Обзор, информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений / А.Я.Хавкин, А.Г.Ковалев, В.Е.Ступоченко и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 57 с.

82. О текущем состоянии и перспективе разработки нефтяных залежей НГДУ «Альметьевнефть» / Тазиев М.З., Закиров А.Ф., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ 2007- №5. - С.6-9.

83. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов: Материалы Международной научно-практической конференции. Казань: Издательство «Фэн», 2007. - 726 с.

84. Повышение эффективности изучения скважин геофизическими методами: труды Башкирского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности, выпуск 10. Уфа, 1980. - 214 с.

85. РД 153-39.0-525-07. Инструкция по креплению скважин ОАО «Татнефть». Бугульма, 2007. - 93 с.

86. Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». -2008.-472 с.

87. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. д-ра техн. наук Ш.К.Гиматудинова. М., «Недра», 1974.-704 с.

88. Стандарт объединения «Татнефть». Алгоритм определения параметров продуктивных пластов на месторождениях Татарии, 1988. 28 с.

89. Структура начальных балансовых извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Дт Миннибаевской площади и анализ их выработки / Тазиев М.З., Гумаров Н.Ф., Таипова В.А., Владимиров И.В. // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИОЭНГ 2007- №5. - С.13-24.

90. Спивак А.И., Попов А.Н. Разрушение горных пород при бурении скважин.

91. Сургучев МЛ. Завершение скважин состояние и проблемы // Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти. Сб. науч. тр. -М., ВНИИ, 1986. - С. 140-147.

92. Тронов В.П, Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе 1111Д Казань: ФЭН, 2001. - 560 с.

93. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2004. - 584 с.

94. Уляшева Н.М. Технология буровых жидкостей. Учебное пособие. -Ухта: УГТУ, 2008. 164 с.

95. Управление поведением глинистых отложений при строительстве скважин /Шарафутдинов 3.3., Мавлютов М.Р., Чегодаев Ф.А., Мандель А .Я. //Научно-технические достижения газовой промышленности: Сб. науч. Тр. -Уфа: Изд-во УГНТУ. 2001, С.58-77.

96. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа / В.М.Добрынин, А.Г.Ковалев, А.М.Кузнецов, В.Н.Черноглазов // ОИ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». -М.: ВНИИОЭНГ, 1988.- 55 с.

97. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах // Нефт. хоз-во. №3. 1996. - С.35-38.

98. Хавкин А.Я., Хисамов P.C. Влияние глинистости коллектора на изменение напряженно-деформированного состояния в призабойной зоне // Нефт. хоз-во. №4. - 1998. - С.47-49.

99. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. Дис. . докт. техн. наук. Москва, 1996.-451 с.

100. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде // ОИ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». -М.: ВНИИОЭНГ, 1991. 60 с.

101. Хантуш М. С. Новое в теории перетекания // В кн.: Вопросы гидрогеологических расчетов. М.: Мир, 1964. - С. 43-60.

102. Хмелевских Е.И., Гайнанов В.Б. Влияние разгазирования нефти в призабойной зоне скважин и обводнения на коэффициент продуктивности // РНТС. Нефтепром. дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - № 2. - С. 16-18.

103. Храмченков М.Г. Математическое моделирование проницаемости монтмориллонитовых глин // В сб.: Структура и динамика молекулярных систем. Йошкар-Ола Казань - Москва, 1998. - Т. 2. - С. 13-17.

104. Храмченков М.Г. Математическое моделирование фильтрационных и емкостных свойств глинистых пород // Изв. РАН. Геоэкология. 2000. - № 4.-С. 401-405.

105. Храмченков М.Г. Элементы физико-химической механики природных пористых сред. Научная монография. Казань: Издательство КМО, 2003. -178 с.

106. Храмченков М.Г., Эйриш М.В., Корнильцев Ю.А. Изучение структурных изменений и термодинамическая модель фильтрационных свойств глинистых пород // Изв. РАН. Геоэкология. 1996. - № 5. - С. 65-73.

107. Храмченков М.Г., Якимов Н.Д. Влияние процессов в глинах на гидрогеомеханику околоскважинных зон // В сб.: Современные проблемы гидрогеологии и гидрогеомеханики, С.-Петербург: СПбГУ, 2002. С. 314321.

108. Чураев Н.В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах. М.: Химия, 1990. - 272 с.

109. Шарафутдинов 3.3. Вода, ее влияние на физико-механические свойства глины и пород ее содержащих. // Нефтегазовое дело, 2004. 9 с.

110. Эйриш М. В. О природе сорбционного состояния катионов и воды в монтмориллоните // Коллоидный журнал. 1964. - Т. 26. - № 5. - С. 633639.

111. Bear J. Dynamics of fluids in porous media. New York: El-sevier, 1972. - 764 p.

112. Bear J., Verruijt A. Modelling ground water flow and pollution. D. Reidel Publ. Сотр., 1987.-414 p.

113. Clavier C. Rust D/Н/ MJD-PLDT: A new lithology technique. The Log Analist, 1976, vol.XVII, N 6, P. 16-24.

114. Morrow N.R., Gram P.Y., Mc Caffery F.G. Displacement studies in dolomite with wettability control by octanoic acid // SPE J/ 1973. - Vol.13. -No.4. - P.221-232.

115. Schlumberger Log Interpretation Charts. Copyright 1977, Printed in USA.

116. Wu Y-S., Pruess K., Withersporn P.A. Flow and displacement of bingham nonnewtonian fluids in porous media // SPERE. 1992. -Vol. 7. - No. 3. -P.369-376.