Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Технологии повышения коэффициента извлечения нефти из неоднородных пластов при заводнении на стадии проектирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Технологии повышения коэффициента извлечения нефти из неоднородных пластов при заводнении на стадии проектирования"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. Губкина

ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ НА СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

да правах рукописи УДК 622.276.43

Лутфуллин Азат Абузарович

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2009 г.

003468154

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и в ФГУ «Государственная Комиссия по Запасам полезных ископаемых» (ГКЗ Роснедра).

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Мищенко И.Т.

доктор технических наук, Казаков A.A.

кандидат технических наук, Ювченко Н.В.

Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть»

имени акад. А.П.Крылова

Защита состоится « 9 » июня 2009 г., в 15.00 часов, в ауд.731 на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора технических наук при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: Москва, В-296 ГСП-1, 119991, Ленинский проспект,65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан «ЦЪ » <3 Я 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., проф. Б.Е. Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Дальнейшее развитие нефтяной промышленности России неразрывно связано с разработкой уже открытых месторождений и увеличением степени их выработки в условиях положительной экономической эффективности.

Повышение коэффициента нефтеизвлечения (КИН) из пластов является одной из важнейших проблем разработки нефтяных месторождений, решением которой в России занимались многие ученые: Абдулмазитов Р.Г., Алиев З.С., Баишев Б.Т. ,Басниев К.С., Батурин Ю.Е., Базив В.Ф., Боксерман A.A., Бриллиант Л.С., Вахитов Г.Г., Гавура В.Е., Газизов А.Ш., Гиматудинов Ш.К., Дияшев Р.Н., Дмитриевский А.Н., Ибатуллин P.P., Желтов Ю.В., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Закиров С.Н., Иванова М.М., Казаков A.A., Крылов А.П., Курбанов А.К., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Максимов М.И., Максимович Г.К., Мартос В.Н., Михайлов H.H., Мищенко И.Т, Мирзаджанзаде А.Х., Муслимов Р.Х., Непримеров H.H., Сазонов Б.Ф., Саркисян С.Г., Сатгаров М.М., Сонич В.П., Стрижов И.Н., Сургучев М.Л., Халимов Э.М., Хисамов P.C., Парный И.А., Чоловский И.П., Щелкачев В.Н. и др.

Проблема снижения КИН в России неоднозначно интерпретируется многими исследователями. Часть из них интерпретируют это явление как снижение эффективности выработки запасов нефти, не обращая внимания на структуру запасов нефти, которая со дня открытий Туймазинского, Мухановского, Ромашкинского, Самотлорского и других высокопродуктивных месторождений все время ухудшалась. Ухудшение структуры запасов связано с увеличением доли запасов нефти в низкопроницаемых, сильно расчлененных, неоднородных с газовым или водяным контактом пластах. Причем это свойственно не только месторождениям с длительной историей разработки, но и вновь открытым, разработка которых к тому же осложнена климатическими, ландшафтными, инфраструктурными и другими особенностями.

Цель работы

Повышение степени нефтеизвлечения из неоднородных пластов нефтяных месторождений при заводнении на основе выбора наиболее эффективных технологий увеличения коэффициента охвата пласта дренированием, учета геологических ' условий, совершенствования существующих критериев в подборе технологий на стадии проектирования выработки запасов.

Основные задачи

1. Обобщение и анализ изменения во времени проектных величин КИН в стране, по регионам и продуктивным пластам в период 1970-2007 гг., а также влияния основных геологических и технологических факторов на величину КИН.

2. Оценка эффективности широко применяемых методов увеличения коэффициента охвата неоднородных пластов.

О

3. Совершенствование существующих критериев подбора скважин для гидравлического разрыва пласта (ГРП) на примере Ромашкинского нефтяного месторождения.

4. Определение условий эффективности потокоотклоняющих технологий (ПОТ) на основе расчета технологического эффекта с использованием гидродинамического моделирования разработки неоднородных пластов.

5. Обоснование принципа, позволяющего выбрать рациональную плотность сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов в технико-экономическом обосновании (ТЭО) КИН.

6. Обоснование геолого-физических критериев применения технологий, позволяющих увеличить коэффициент охвата неоднородных пластов дренированием.

Методы решения поставленных задач

1. Геолого-промысловый.

2. Гидродинамическое моделирование.

3. Статистический.

4. Аналитический.

Научная новизна работы

1. Выявлены причины снижения средневзвешенной проектной величины КИН в России в период 1970-2007 гг. (на основе архивных материалов ГКЗ).

2. Обоснованы предложения по совершенствованию существующих критериев в подборе скважин для ГРП и рекомендации по их проведению (на примере Ромашкинского нефтяного месторождения).

3. Обоснованы критерии оценки неоднородности пласта, которые при применении потокоотклоняющих технологий (ПОТ) позволяют снизить обводненность продукции скважин.

4. Предложен принцип выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, используемый при обосновании рекомендуемого варианта в ТЭО КИН (на стадии проектирования).

5. Предложены геолого-физические критерии выбора некоторых технологий, позволяющих увеличить коэффициента охвата неоднородных пластов дренированием.

Практическая значимость исследования и реализация работы

1. Определены основные факторы, которые привели к снижению средневзвешенной прогнозной величины КИН.

2. Обоснованы рекомендации по совершенствованию существующих критериев подбора скважин для ГРП, позволяющие повысить технологическую эффективность и успешность применения ГРП (на примере Ромашкинского нефтяного месторождения).

3. Обоснованы принципы и рекомендации по подбору объектов для осуществления ПОТ.

4. Методика выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, используемая при обосновании рекомендуемого

варианта в ТЭО КИН позволяет на несколько пунктов повысить прогнозную величину нефтеизвлечения.

5. Предложены геолого-физические критерии выбора перспективных технологий, позволяющих увеличить охват пласта дренированием.

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на следующих научно-технических конференциях: молодежная научно-практическая конференция НГДУ «Альметьевнефть», ОАО «Татнефть» (г.Бугульма,2006г.); VII научно-практическая конференция НК «Роснефть» «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г.Геленджик, 25-27 сентября 2007г.); VIII научно-практическая конференция НК «Роснефть» «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г.Геленджик, 16-18 сентября 2008г.); SPE Annual Technical Conférence and Exhibition held in Denver (Colorado, USA, 2124 September, 2008); IX конференция пользователей ROXAR (Турция, г.Кемер, 12-18 октября 2008г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2008 (г.Москва, 28-30 октября, 2008г.); на семинарах НП «Национальная ассоциация по экспертизе недр» по теме «Опыт и нововведения в области экспертизы запасов и оценки проектной и технической документации на разработку месторождений углеводородного сырья», а также на научно-технических семинарах кафедры Р и ЭНМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина в 2007-2009 годах.

Полученные в диссертационной работе результаты используются при проведении государственной экспертизы материалов ТЭО КИН и подсчета запасов нефти в ФГУ «ГКЗ».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе 3 статьи - в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.

Основные защищаемые положения

1. Тенденция уменьшения средневзвешенной проектной величины КИН в период 1970-2007 гг. связана главным образом с ухудшением структуры (качества) запасов.

2. Основная доля дополнительной добычи нефти по стране за счет химических методов увеличения нефтеизвлечения (МУН) приходится на потоотклоняющие технологии, эффективность которых завышена.

3. Основными методами увеличения охвата пласта дренированием являются: гидроразрыв пласта, «горизонтальные» скважины и боковые стволы, гидродинамические методы.

4. Принципы и рекомендации по подбору объектов для осуществления

ПОТ.

5. Принцип выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, используемый при обосновании рекомендуемого варианта в ТЭО КИН (на стадии проектирования).

б

6. Геолого-физические критерии применения технологий, позволяющих увеличить коэффициента охвата пластов дренированием.

Структура и объем работы

Работа состоит из введения, трех глав, заключения и приложения. Содержание диссертации изложено на 138 страницах, содержит 47 рисунков, 20 таблиц и список использованной литературы из 109 наименований.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Мищенко И.Т. за постоянное внимание, научные консультации и помощь в выполнении работы; советнику технологического центра «Schlumberger» в России, д.т.н. Шандрыгину А.Н.; к.т.н., доценту Стрижову И.Н.; заместителю председателя ГКЗ Роснедра, д.г.-м.н., профессору Арешеву Б.Г.; Тихоновой JI.A.; Хайрутдинову Р.Г.; Ульянову B.C., а также коллективам отделов ТЭО КИН, проектов, подсчета запасов УВС и оперативного учета УВС ФГУ «ГКЗ» за всемерную поддержку при написании диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность.

В первой главе изложены результаты обобщения и анализа архивных материалов «Государственной Комиссии по Запасам полезных ископаемых» по 530 месторождениям РФ. Целью анализа было установление действительной динамики проектного КИН в России. В результате было показано (рисунок 1), что средневзвешенный проектный КИН в целом по России в период 1970-2007 гг. действительно имел тенденцию к снижению и на сегодняшний момент стабилизировался на уровне 33-35%.

Год

Рисунок 1. Динамика проектной средневзвешенной величины КИН в России

Однако это не говорит о том, что наметилась тенденция снижения эффективности проектирования разработки нефтяных месторождений, как это интерпретируют некоторые исследователи. Наоборот, в последние годы наблюдается тенденция увеличения проектных величин КИН по месторождениям России. Это происходит как по «старым» нефтедобывающим провинциям с длительной историей разработки месторождений, как например Республики Татарстан и Башкортостан, так и по относительно «новым», таким как Оренбургская область.

Так, значение одного из важнейших показателей эффективности системы разработки - коэффициента охвата пласта дренированием на уровне 0,7-0,8 становится нормой при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Наблюдаемая тенденция снижения средневзвешенной величины проектного КИН является результатом ухудшения «структуры запасов», то есть увеличения доли месторождений, расположенных на труднодоступных территориях с суровыми климатическими условиями, ухудшенными геолого-физическими свойствами залегающих на больших глубинах продуктивных пластов и насыщающих их флюидов.

Из рисунка 2 видно, что доля в суммарной добыче нефти по регионам РФ, приходящаяся на Западную Сибирь, выросла с 10% до 70% в период 1970 -2007 гг. При этом доля Европейской части России, то есть таких нефтедобывающих районов с развитой инфраструктурой как Урало-Поволжье, значительно уменьшилась. То же самое можно сказать о доле запасов нефти, приходящихся на рассматриваемые регионы.

годы

Рисунок 2. Распределение доли годовой добычи нефти по регионам РФ

Также следует отметить, что совсем недавно в нашей стране существовали забалансовые запасы нефти месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку считалось экономически нецелесообразным или технически и технологически невозможным. В 90-х годах прошлого столетия эти запасы были переведены в категорию балансовых, в основном, с величиной КИН меньше 10%, а их доля в общих начальных геологических запасах по некоторым месторождениям достигала 50%, что естественным образом отразилось на средневзвешенной величине КИН в целом по стране.

Анализ коэффициента нефтеизвлечения, проведенный более чем по 100 месторождениям страны (с текущей обводненностью более 90%) на основе материалов ГКЗ показал, что запасы месторождений, разрабатываемых с коэффициентом нефтеизвлечения от 30 до 35%, составляют более 50 % от геологических запасов этих месторождений (рисунок 3).

кин, %

Рисунок 3. Распределение КИН по месторождениям с обводненностью 90%

Следует указать, что число реализуемых процессов заводнения пластов с использованием химических реагентов в последние 20 лет резко сократилось и сейчас под химическими МУН компании подразумевают потокоотклоняющие технологии. Число проектов с реализацией эффективных МУН, таких как закачка газа, водогазовое воздействие, термические методы нефтеизвлечения в последнее время снижалось, а объем дополнительной добычи нефти от их применения в общей добыче нефти практически не заметен (рисунок 4). Наряду с ПОТ, в России применяются и другие методы, к которым во многих компаниях относят все геолого-технические мероприятия, приводящие к интенсификации добычи нефти.

годы

Рисунок 4. Динамика дополнительной годовой добычи нефти, полученной от применения МУН в России

Во второй главе рассмотрены технологии, которые позволяют в промышленном масштабе вводить в эффективную разработку низкопроницаемые и существенно неоднородные коллектора, к которым можно в первую очередь отнести следующие:

- гидравлический разрыв пласта (ГРП),

- бурение «горизонтальных» скважин (ГС) и зарезка боковых стволов, в том числе с последующим бурением «горизонтальных стволов» (БС и БГС),

- гидродинамические методы (ГДМ), а также некоторые другие.

Анализ по нескольким сотням разрабатываемых неоднородных

нефтяных месторождений России показывает, что доля каждой из вышеперечисленных технологий в приросте извлекаемых запасов по каждому конкретному месторождению колеблется в достаточно широких пределах. Это может быть как единичное применение той или иной технологии, так и масштабное. На основании фактических материалов, имеющихся в ГКЗ и ЦКР, картину эффективного промышленного использования рассматриваемых технологий, определяемую по приросту конечного КИН, можно представить в виде треугольной диаграммы (рисунок 5), в которой фактическая доля применения каждой технологии определяется площадью части диаграммы.

Д

А

/_1_Л

Рисунок 5. Доли различных технологий в приросте добычи нефти

В настоящее время за период промышленного применения рассматриваемых технологий наиболее эффективной для категории неоднородных залежей в приросте текущего коэффициента нефтеизвлечения является ГРП. Отметим, что ввод в промышленную разработку некоторых месторождений (Приобское, Приразломное, Малобалыкское, Обминское, Восточно-Сургутское) стал возможным благодаря именно этой технологии выработки запасов.

Второй по эффективности технологией повышения КИН является бурение «горизонтальных» скважин и зарезка боковых стволов (в том числе и горизонтальных) из уже пробуренных скважин, которая может дать до 15% прироста КИН по месторождению.

Далее следуют различные гидродинамические методы увеличения нефтеизвлечения (ГДМ), на долю которых может приходиться до 5-7%.

Применительно к выработке запасов нефти из неоднородных пластов, кроме вышеперечисленных технологий, достаточную эффективность показало бурение уплотняющих скважин, в некоторых случаях определенный эффект в виде снижения обводненности могут дать потокоотклоняющие технологии (ПОТ).

Гидроразрыв пласта - позволил повысить коэффициент охвата пластов и ввести в промышленную разработку уникальные и крупные по запасам месторождения Западной Сибири с низкопроницаемыми, высокорасчлененными пластами и к несомненным преимуществам ГРП следует отнести: возможность получения рентабельных дебитов добывающих скважин и стабильной приемистости нагнетательных скважин; подключение тонкослоистых пропластков и линз в разработку; интенсификация выработки нефти из низкопроницаемых коллекторов.

В диссертационной работе рассмотрены геологические и технологические условия, а также примеры промышленного применения технологии на месторождениях России. Показано, что ГРП следует считать не только методом интенсификации притока, но и методом увеличения охвата пласта дренированием с широкой областью применения и имеющим значительный потенциал прироста КИН.

С целью изучения опыта проведения ГРП, определения основных причин отрицательных результатов, а также оценки достаточности действующих критериев подбора скважин для ГРП, выполнен анализ ГРП, проведенных в период 2002-2006 гг. на Миннибаевской, Альметьевской, Северо-Альметьевской и Березовской площадях Ромашкинского месторождения, разрабатываемых НГДУ «Альметьевнефть». В анализе участвовали 152 добывающие скважины. Основными эксплуатационными объектами, на которых проводились ГРП, являлись пашийский и кыновский горизонты Ромашкинского месторождения. Проведенный анализ показал достаточно высокую эффективность (83% скважин достигли текущей плановой добычи), перспективность и важность ГРП на участках месторождения с низкопроницаемыми коллекторами.

Проделанная работа позволила автору диссертации рекомендовать следующие рекомендации, которые были учтены в регламенте по подбору скважин-объектов для проведения ГРП на месторождениях ОАО «Татнефть»:

1. Для проведения ГРП выбираются скважины с обводненностью более 70%, в которых вскрытый разрез характеризуется низкопроницаемым, неподключенным к разработке пластом с наличием высокопроницаемого пропластка, который стал причиной обводнения скважины.

2. Низкое пластовое давление в районе добывающей скважине не может быть причиной отказа от проведения ГРП; главное - это возможность

организации и стабильного поддержания пластового давления после проведения ГРП.

3. Не следует проводить ГРП на добывающей скважине, расположенной ниже влияющей нагнетательной по абсолютным отметкам.

4. На участках с низкопроницаемыми коллекторами требуется проведение «комплексного ГРП» (на добывающих и нагнетательных скважинах).

5. Перед ГРП на скважинах, эксплуатирующих один пласт с обводненностью более 50%, рекомендуется проведение селективной изоляции.

6. Проведение экспериментальных работ по внедрению болынеобъемных ГРП.

Однако за технологической эффективностью работ, направленных на интенсификацию добычи нефти или увеличение нефтеизвлечения, стоит оценка их экономической целесообразности (индекс доходности), который ведет к тому, что в инвестиционный портфель не попадают скважины, расположенные на участках с низкопроницаемыми коллекторами (алевролиты, глинистые алевролиты). Автором диссертации предлагается дифференцировать индекс доходности в зависимости от коллекторских свойств пласта вскрытого скважиной, что позволит вводить в разработку неохваченные разработкой участки месторождений Татарстана, особенно по кыновскому горизонту.

Следует отметить, что некоторые из вышеперечисленных рекомендаций можно отнести и к другим нефтяным регионам. Это, в частности, относится к проведению «комплексного ГРП» на участках с низкопроницаемыми, неоднородными коллекторами, что позволяет не только интенсифицировать добычу на этом участке, но и увеличить охват пласта за счет подключения ранее недренируемых линз и пропластков. Также справедливо заключение о том, что сниженное, по отношению к начальному, текущее пластовое давление и низкая приемистость нагнетательных скважин - не повод для отказа от проведения ГРП.

Возрастание доли запасов нефти на участках с низкопроницаемыми, неоднородными коллекторами ставит перед нами задачу комплексного решения вопроса с применением новейших достижений в области дизайна и технологий ГРП, которые позволят значительно увеличить охват неоднородных пластов.

Таким образом, накопленный к настоящему времени опыт проведения ГРП на многих месторождениях в различных регионах России указывает на возможность использования его в качестве метода охвата пластов воздействием.

«Горизонтальные» скважины - инструмент для разработки низкопроницаемых пластов, высокорасчлененных карбонатных пластов, а также пластов с газовой шапкой и подстилаемых водой. Преимущество ГС по сравнению с другими технологиями, связано с большим

«геометрическим» охватом пласта и возможностью получения высоких дебитов скважин при относительно низких депрессиях на пласт.

Количество ежегодно вводимых в эксплуатацию в России «горизонтальных» скважин неуклонно растет (рисунок 6) и в 2007 году оно достигло значений около 400 ед. Годовая добыча по введенным в 2007 г. «горизонтальным» скважинам составила больше 4 млн.т. нефти.

Рисунок 6. Ввод «горизонтальных» стволов в России по годам

В работе рассмотрены геологические условия и примеры успешного применения технологии на месторождениях России, дана оценка прироста КИН.

В тоже время, «горизонтальные» скважины не могут рассматриваться как универсальное средство повышения охвата пластов для всех без исключения случаев и месторождений. Имеются отдельные примеры невысокой эффективности «горизонтальных» скважин вследствие неучета геологического строения пласта и его неоднородности, значительной интерференции скважин с дренированием удельных объемов соседних скважин и т.д. Поэтому, возможность их применения в каждом конкретном случае должна обосновываться технико-экономическими расчетами показателей разработки месторождения или отдельных его залежей и блоков.

Зарезка боковых стволов, в том числе с «горизонтальными» участками, является действенным методом совершенствования разработки продуктивных пластов, связанным с точечным действием технологии. Достаточно полное представление о геологии пласта, реализованной на гидродинамических симуляторах, а также совершенствование методов строительства БС предопределяют успешность технологии.

Объем бурения боковых стволов в России за последнее десятилетие существенно возрос (рисунок 7) и число пробуренных боковых стволов за 2007 год оценивается в 940-960 ед. Дополнительная добыча за счет боковых стволов (БС), завершенных бурением в 2007 году, в целом по стране оценивается на уровне 4 млн.т.

Рисунок 7. Ввод боковых стволов в России по годам

В работе рассмотрен накопленный к настоящему времени опыт бурения, эксплуатации и успешного применения боковых стволов на многих месторождениях России (детальнее на примере ОАО «Сургутнефтегаз»), который показывает, что использование боковых стволов (особенно с «горизонтальным» участком) является одним из эффективных способов увеличения КИН в самых разнообразных условиях их разработки.

В число основных задач, решаемых путем бурения БС, могут быть включены:

- уплотнение сетки скважин на разбуренных залежах;

- довыработка остаточных запасов нефти из обводненных пластов (отработка целиков нефти);

- ввод в эксплуатацию бездействующих или малодебитных скважин;

- отработка низкопродуктивных залежей;

- выработка подгазовых и водонефтяных зон.

Преимуществами БС по сравнению с другими методами строительства скважин являются:

- меньшая по сравнению с бурением новой скважины стоимость, особенно на больших глубинах;

практически полностью изученное, к моменту забуривания БС, геологическое строение пласта в межскважинном пространстве (позволяет полнее учесть слоистую, зональную неоднородность пласта и добиться высоких результатов);

- возможность за счет зарезки БС увеличить срок использования пробуренного фонда скважин.

Все вышеперечисленные задачи можно решить бурением БС или БГС из основного фонда скважин. Причем, хорошо изученное геологическое строение пласта, позволяет практически во всех случаях получить положительный результат.

Такого рода проекты осуществляются на таких месторождениях как: Ромашкинское, Туймазинское, Самотлорское, Мегионское, Федоровское, Лянторское, где продолжение жизни месторождения (эксплуатационного

объекта) связывают именно с зарезкой БС с целью выработки остаточных запасов нефти. Решение о зарезке БС принимается на основе 3-Б гидродинамического моделирования. Результаты такой работы нередко - это получение фонтанов чистой нефти или выход на новый уровень стабильной добычи. И этот период разработки месторождения можно назвать совершенно новым, как с точки зрения эксплуатации, так и проектирования. Этап, требующий детального подхода к информации (геологической, технологической) полученной за многие годы эксплуатации объекта.

Сейчас основной объем таких работ проводят на небольшом количестве месторождений, но в скором времени этот этап станет подавляющим на большинстве месторождений России.

Гидродинамические методы играют важную роль в эффективности разработки месторождений России, где большая часть нефти добывается в условиях заводнения пластов. Преимуществами этих методов являются простота реализации, малозатратность, а также успешность реализуемых мероприятий.

К гидродинамическим МУН в России относят методы воздействия на характер течения продукции в пластах за счет изменения технологических режимов работы скважин.

В категорию гидродинамических МУН обычно включаются:

нестационарное заводнение, которое делится на:

- изменение направлений фильтрационных потоков,

- циклическое изменение давление в пластах,

- импульсное изменение давления в пластах, ^ форсированный отбор жидкости из скважин.

В работе рассмотрен опыт применения нестационарного заводнения и форсированного отбора жидкости в различных геолого-физических и технологических условиях на месторождениях различных регионов России, указывающий на возможность, наряду с увеличением текущей добычи и темпов разработки месторождения, и на увеличение охвата неоднородных пластов. Также, показана технологическая эффективность методов и их перспективность на объектах, находящихся на разной стадии разработки и в разных геолого-физических условиях (в том числе с высоковязкими нефтями).

В то же время, гидродинамические методы могут рассматриваться как некоторое дополнительное воздействие на пласт вместе с другими методами увеличения охвата.

Потокоотклоняющие технологии, являясь на сегодняшний момент наиболее широко применяемым методом регулирования обводненности продукции скважин на месторождениях, имеют завышенную оценку их эффективности.

В диссертационной работе предложена классификация ПОТ по характеру воздействия на коллектор пласта и по типу используемого потокоотклоняющего агента. Приведены результаты промышленного

использования 48 наиболее используемых потоотклоняющих технологий России.

Анализ результатов использования ПОТ в России представлен на рисунках 8 и 9. Следует отметить значительную разницу в полученных результатах.

Из приведенных данных видно, что эффективность применения ПОТ оценивается в виде или удельной добычи нефти на тонну используемого реагента, или в виде дополнительной добычи нефти на одну обработанную скважину. Это связано с тем, что они используются локально на отдельных участках месторождения и очень редко производится оценка изменения КИН по таким участкам воздействия. Однако, оценка, даже для замкнутых участков, представляется завышенной вследствие влияния иных технологических факторов, способных вызвать изменения в показателях работы скважин, гораздо более существенные, чем воздействие от проведенных ПОТ, а также незначительных объемов воздействия на пласт. Кроме того, в подавляющем большинстве случаев в качестве основного метода оценки эффекта от применения указанных технологий воздействия на пласт, используется характеристики вытеснения, которые имеют ограниченность в результатах оценки эффекта.

гели химреакции блокирование увеличение бактерии

частицами вязкости

Рисунок 8. Дополнительная добыча нефти на 1 тонну используемого агента

Рисунок 9. Дополнительная добыча нефти на одну обработанную скважину

Полученные в диссертационной работе результаты моделирования ПОТ, которые описаны ниже, наглядно демонстрируют недоизученность геологических условий применимости этих технологий.

Данные расчеты выполнялись с использованием гидродинамического симулятора Eclipse в двухфазной постановке для элемента пятиточечной системы заводнения. В первом случае рассматривался двухслойный пласт с различными проницаемостями слоев и долей их толщины в общей эффективной толщине пласта. Во втором - использовался трехслойный пласт с одинаковыми толщинами слоев и с разной проницаемостью прослоев. Полученные результаты указывают, что применение ПОТ эффективно лишь в случае наличия в пластах высокопроницаемых прослоев небольшой толщины: с проницаемостью на порядок выше проницаемости остальных слоев и толщиной 10-20% от общей эффективной толщины пласта. Блокирование высокопроницаемых пропластков в этом случае позволяет уменьшить обводнение скважин и сократить объемы как добываемой, так и закачиваемой воды. Вполне естественно, что раннее перекрытие высокопроницаемых прослоев приводит к более значительному эффекту в части уменьшения обводненности, но в конечном итоге несколько снижает конечный коэффициент охвата за счет исключения из разработки части остаточных запасов нефти высокопроницаемого прослоя.

Наконец, результаты расчетов разработки трехслойного пласта с высокопроницаемым слоем и гидродинамически связанными «окнами» на отдельных участках пластов показывают, что наличие гидродинамической связи между прослоями, даже в отдельных точках пласта, может свести на нет обработки скважин ПОТ.

Полученные результаты можно использовать при проектировании ПОТ в неоднородных пластах для управления процессом заводнения и уменьшения текущей обводненности продукции скважин.

Уплотняющее бурение - как метод увеличения охвата пластов дренированием имеет длительную историю, показывающую эффективность этой технологии. Уплотнение сетки скважин в процессе разработки довольно широко использовалось на месторождениях практически всех нефтедобывающих регионов России. В работе показано, что в большинстве случаев уплотняющее бурение оказалось эффективным, хотя отмечались также и неудачные попытки увеличения охвата пласта уплотняющими скважинами. Безусловно, эффективность данного способа воздействия на залежь нефти зависит от многих факторов, включая геологическое строение, свойства (в первую очередь, неоднородность и прерывистость) пластов месторождений, реализуемой системы разработки, вида и плотности сетки скважин, степени выработки пласта к началу осуществления уплотняющего бурения.

В тоже время, поразительно хорошие эффекты от бурения уплотняющих скважин наводят на мысль, что на этих месторождениях были использованы слишком редкие первоначальные сетки скважин или были возможности для выделения в эксплуатационные объекты меньшего

количества пластов, то есть уплотнение, по сути, было корректировкой спроектированной сетки скважин.

В последние годы в связи с развитием технологий и сокращением затрат на бурение боковых стволов возникла возможность широкого их применения для решения различных задач разработки месторождений, в том числе и для уплотнения сетки.

В третьей главе рассмотрены основные принципы и критерии обоснования вышерассмотренных технологий воздействия на пласт.

Выбор рационального варианта разработки месторождения в ТЭО КИН (в рамках государственной экспертизы в ГКЗ) всегда являлся дискуссионным вопросом, который связан с поиском оптимального баланса между интересами государства как владельца недр (заинтересованного в наиболее полном извлечении недр) и недропользователя (интересы которого в получении максимума прибыли).

На основании наработанного опыта и полученных положительных результатов, в диссертационной работе предложен принцип, позволяющий найти наиболее рациональную плотность сетки скважин (рациональный вариант разработки) с учетом зарезок БС.

Предложенный принцип, заключается, в том, что дальнейшее увеличение количества зарезок БС прекращается, когда уплотнение сетки БС не приводит к значительному увеличению извлекаемых запасов, а величина чистого дисконтированного дохода (ЧДЦ) начинает резко уменьшаться (типичный случай показан на рисунке 10). Таким образом, соблюдается интерес государства (выбор варианта происходит не на максимуме ЧДЦ и позволяет дальше проводить уплотнение БС) и интерес недропользователя (ЧДЦ остается положительной величиной).

Рисунок 10. Изменение КИН от количества БС и величины ЧДЦ по вариантам разработки месторождения

Естественно, что как количество, так и местоположение проектных БС в ходе геологического доизучения и эксплуатации месторождения может изменяться (иногда и существенным образом), но включение вариантов разработки с использованием БС в основной набор вариантов может

существенным образом изменить ТЭО проекта и предоставить дополнительные возможности по увеличению КИН пластов месторождения.

Для наиболее объективной оценки характера и результатов работы, в диссертации показаны месторождения в различных регионах страны, с разными геолого-физическими характеристиками пластов и находящиеся на различных этапах разработки на которых была применена эта методика.

Предложенные в диссертационной работе варианты применения БС и выработанный принцип используются при проведении государственной экспертизы ТЭО КИН в ГКЗ и позволяют найти наиболее рациональный вариант разработки месторождения, отвечающий требованиям наиболее полной выработки запасов нефти месторождений РФ в условиях рыночной экономики.

Рассмотренные в диссертационной работе технологии увеличения охвата пластов не могут быть использованы на всех нефтяных месторождениях страны в одинаковой степени важности и получением одинакового прироста величины КИН. Различие геолого-физических характеристик месторождений и даже внутри месторождения по пластам, требует выработки критериев, связанных с геологией и технологией разработки пласта.

Проблемой выработки таких критериев занимались многие специалисты, наиболее известные труды Гиматудинова Ш.К., Сургучева М.Л., Муслимова Р.Х., Базива В.Ф.

Учитывая современный уровень развития технологий разработки нефтяных месторождений; фактические результаты, полученные с применением различных технологий и описанные в официальных источниках; материалы подсчета запасов и ТЭО КИН, прошедшие государственную экспертизу в ГКЗ; материалы проектной документации на разработку месторождений, а также результаты, полученные в диссертационной работе, автором предпринята попытка обобщения и разработки критериев, позволяющих проводить выбор той или иной технологии в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивного пласта уже на стадии проектирования.

В таблице 1 обобщены геолого-физические критерии, по параметрам коллектора, характеризующие успешность применения технологий увеличения КИН, в таблице 2 указаны горно-геологические, технологические и инфраструктурные условия и соответствующие этим условиям технологии, позволяющие повысить степень выработки запасов.

Предложенные критерии расширили, по сравнению с предыдущими работами, область применения некоторых технологий увеличения КИН, предельные геолого-физические параметры продуктивных пластов, а также позволяют опираться на них при выборе технологий на стадии проектирования для различных, по геолого-физическим свойствам, нефтяных месторождений.

Таблица 1 — Геолого-физические характеристики, обеспечивающие успешность применения некоторых технологий увеличения извлечения нефти

Технологии Геолого-физические характеристики

Благоприятные условия (пластовые условия) Неблагоприятные условия

общая нефтенасыщениая толщина, и. нефтенасы щенность, У. проницаемость, *1<Г® мкм2 вязкость нефти, мПа*с коэффициент песчанистости, д.ед. расчлененность, ед.

ГйНРРР РРЧ? пласте от 2,0 от 35% до 500, свыше специальные виды ГРП с обеспечением короткой трещины разрыва не имеет звачения не имеет значения не имеет значения 1. близкое расположение газоводонефтяного контакта, иначе требуется специальный,вид ГРП; 2. небольшая, менее' 5 м. толщина покрыпгки; 3. высокаятрещинность коллектора, иначе требуется специальный вид ГТП; 4. высокие пластовые давления свыше бОМГТа.

Горизонтальные скважины (в том числс боковые стволы с горизонтальным участком) от 2,0 от 40% от I не имеет значения более 0,3 до 5 1. высокая слоистая неоднородность; 2. высокая вертикальная анизотропия; 3 .значительная толщина пласта.

Наклонно-наплавленные и пологие скважины ( в том числе боковые ствол») от 2,5 от 40% от 1 не имеет звачения не имеет значения не имеет значения 1. высокая вертикальная анизотропия (снижается эффект).

рилоояинамические методы от 1,0 м от 30% от 10 (для ФОЖот 100) до 500 не имеет значения не имеет значения

ГГптпотклоняюшие Т«*нологии от 3,0 от 30% от 20 до 1000 менее 0,7 более 2,0 1. для большинства высокая минерализация воды (до 250 г/мл) и содержание ионов Са, Mg; 2. для большинства высокая температура (выше 100 °С), отдельные до 200*С. 3. однородные хорошо выдержанные пласты; 4. пласты с малоразличающшися по проницаемости оропластками (соотношение менее ЗУ.

рптю газовое возпействие от 3,0 от 35% от 20 до 50 менее 0,7 более 2,0 1. состав нефти вызывающий выпадение АСПО при контакте с нагнетаемым газом; 2. однородные хорошо выдержанные пласты (гравитационное перераспределение фаз)

Таблица 2 - Технологии, рекомендуемые к применению при проектировании разработки нефтяных месторождений в различных горно-

геологических, технологических и инфраструктурных условиях'

Условия Технологии

ГРП ГС БСиБГС Нестационарное заводнение ФОЖ пот Полимерное заводнение Водогазовое воздействие мзс ОРЭиОРЗ Закачка газа + ШФЛУ

Низкопроницаемые монолитные пласты + + + +* +* 0 - 0 + + +

Зонально-неоднородные пласты + + + + + . + 0 - + + -

Низкопроницаемые, высокорасчлененные пласта + 0 + +* +* 0 0 + + + +

Высокопроницаемые, высокорасчлененные пласты 0 0 + + + + + + + + -

Газовые тапки - + + 0 - + 0 + + 0 -

Водонефтяные зоны - + + + + + + - + + -

Карбонатные коллектора . + + + + + + + + + + +

Пласты с малой толщиной + 0 0 + + 0 0 0 - + -

Тупиковые зоны и целики нефти 0 + + + + + + - + - -

Загрязненная призабойная зона ' + + + +* 0 0 . - - - -

Разряженная сетка скважин, не оптимальная система размещения скважин + + + + + + 0 - + + -

Высоковязкие нефти + + + + + + + - + + -

Малые по запасам объекты (залежи) + + + + + 0 - - + + -

Населенные пункта, водоохранные я санитарно-защитные зоны 0 + + 0 + 0 - - + - -

Условные обозначения: « + » - технология рекомендуется,

« - » - технология не рекомендуется или эффективность низкая, « 0 » - использование технологии возможно, но не предпочтительно, « +* » - технология рекомендуется совместно с ГРП.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. На основе обобщения и анализа архивных материалов по 530 месторождениям России, прошедшим государственную экспертизу в ГКЗ, установлено, что:

- средневзвешенный прогнозный КИН в целом по России в период 1970-2007 гг. имел тенденцию к снижению и к 2007 году стабилизировался на уровне 33-35%;

- основной причиной такого снижения КИН стало ухудшение структуры («качества») запасов месторождений РФ;

- благодаря применению современных технологий разработки на каждом отдельном месторождении прогнозная величина КИН в подавляющем большинстве случаев имеет уверенную тенденцию роста.

2. Анализ коэффициента нефтеизвлечения, проведенный более чем по 100 месторождениям страны (с текущей обводненностью более 90%) на основе материалов ГКЗ, показал, что запасы месторождений, разрабатываемых с коэффициентом нефтеизвлечения от 30 до 35%, составляют более 50 % от геологических запасов этих месторождений.

3. Оценка технологической эффективности применяемых нефтяными компаниями России «методов увеличения нефтеизвлечения» показала, что основная доля дополнительной добычи приходится на химические методы (различные виды потокоотклоняющих технологий), а также методы интенсификации. Доля традиционных МУН, таких как закачка газа, водогазовое воздействие, термические методы нефтеизвлечения в общей добыче нефти практически незаметна.

4. Обобщение материалов, имеющихся в ГКЗ и ЦКР, позволили выделить следующие основные методы увеличения охвата пластов дренированием:

- гидроразрыв пласта - метод, который позволил ввести в промышленную разработку уникальные и крупные по запасам месторождения Западной Сибири с низкопроницаемыми, высокорасчелененными пластами;

- бурение «горизонтальных» скважин и зарезка боковых стволов, в том числе с горизонтальными участками, являются важнейшими инструментами для разработки низкопроницаемых пластов, высокорасчлененных карбонатных пластов, а также пластов с газовой шапкой и подстилаемых водой. На долю этих технологий может приходиться до 15% прироста КИН;

- различные виды гидродинамических методов в сочетании с физико-химическими методами управления заводнением позволяют получить прирост КИН до 5-7%.

5. На основе анализа ГРП, проведенных на нескольких площадях Ромашкинского месторождения, показана достаточно высокая эффективность ГРП на участках месторождения с низкопроницаемыми, расчлененными коллекторами.

6. В работе на основе обобщения и анализа эффективности, наиболее широко применяемых методов снижения обводненности продукции скважин

(ПОТ), предложена их классификация по характеру воздействия на коллектор пласта и по типу используемого потокоотклоняющего агента.

7. По результатам математического моделирования применения ПОТ установлены критерии неоднородности пластов, в которых эти технологии могут быть эффективными. Эффективность ПОТ проявляется, прежде всего, в снижении текущей обводненности продукции скважин.

8. Предложен принцип выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, который позволяет найти рациональный вариант разработки месторождения, отвечающий требованиям наиболее полной выработки запасов нефти в условиях рыночной экономики.

9. Обоснован комплекс перспективных технологий, использование которых позволяет повысить степень выработки запасов нефти из неоднородных пластов.

Ю.Выработаны геолого-физические критерии, позволяющие подобрать для пластов с определенными геолого-физическими характеристиками технологию повышения нефтеизвлечения.

Основное содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Лутфуллин А.А. Боковые стволы как способ увеличения нефтеотдачи месторождений// Бурение и Нефть.-2007.-№11.-С.40-42.

2. Лутфуллин А.А. Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России// Бурение и Нефть.-2009.-№1.-С.6-9.

3. Шандрыгин А.Н., Лутфуллин А.А. Основные тенденции развития методов увеличения охвата пластов воздействием в России.- SPE-117410-РР., 2008

4. Shandrygin A.N., Lutfullin А.А. Current Status of Enhanced Recovery Techniques in the Fields of Russia"// Paper SPE115712-PP presented at the 2008 SPE Annual Technical Conférence and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 21-24 September.

5. Мищенко И.Т., Лутфуллин А.А. Геолого-физические критерии успешности применения технологий, позволяющих увеличить коэффициент охвата пластов// Нефтяное хозяйство.-2009.№4.

Подписано в печать 16.04.2009 г. Печать цифровая Формат 60x84/16 Бумага офсетная 80 гр/м2 Усл. п.л. 1,75 Тираж 100 Заказ № 171

Отпечатано в издательстве «НИПКЦ Восход-А» 111621, Москва, ул. Оренбургская, д. 15 офис 226 Тел./факс: (495)700-12-08, 700-12-17 e-mail: admin@vosxod.org www.vosxod.org

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Лутфуллин, Азат Абузарович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ НА ПРОЕКТИРУЕМУЮ ВЕЛИЧИНУ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

1.1. Изменение проектируемой величины коэффициента извлечения нефти в стране в период1970-2007 гг.

1.2. Зависимость коэффициента охвата от плотности сетки скважин.

Выводы к главе 1.

ГЛАВА 2. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТОВ

2.1. Анализ возможных методов увеличения охвата дренированием неоднородных пластов.

2.2. Гидравлический разрыв пласта

2.2.1. Краткая история и результаты проведения ГРП в СССР (России).

2.2.2 Анализ изменения величины охвата пласта за счет ГРП.

2.2.3. Обоснование критериев подбора скважин для ГРП и рекомендации по его проведению (на примере Ромашкинского месторождения).

2.3. «Горизонтальные» скважины.

2.4. Зарезка боковых стволов.

2.5. Гидродинамические методы.

2.6. Потоотклоняющие технологии.

2.6.1. Ограниченность на применимость ПОТ.

2.6.2. Рекомендации по подбору объектов для осуществления ПОТ.

2.7. Уплотняющее бурение.

Выводы к главе 2.

ГЛАВА 3. ВОЗМОЖНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ НА СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

3.1. Принцип рационализации (оптимизации) плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов.

3.2. Развитие установленных методов при проектировании систем разработки и направленных на достижение максимальной степени охвата неоднородных пластов при заводнении.

3.3. Геолого-физические критерии успешности применения установленных технологий увеличения коэффициента охвата пластов.

Выводы к главе 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Технологии повышения коэффициента извлечения нефти из неоднородных пластов при заводнении на стадии проектирования"

Дальнейшее развитие нефтяной промышленности России неразрывно связано с разработкой уже открытых месторождений и увеличением степени их выработки в условиях положительной экономической эффективности.

Проблема снижения КИН в России неоднозначно трактуется многими исследователями. Часть из них интерпретируют это явление как снижение эффективности выработки запасов нефти, не приводя при этом подтверждающих это аргументов. И совсем, не обращая внимания, на структуру запасов нефти, которая со дня открытий Ромашкинского, Туймазинского, Самотлорского и других высокопродуктивных месторождений все время ухудшалась. Ухудшение структуры запасов связано с увеличением доли запасов нефти в низкопроницаемых, сильно расчлененных, неоднородных с газовым или водяным контактом пластах. Причем это свойственно не только месторождениям с длительной историей разработки, но и вновь открываемым месторождениям, разработка которых к тому же осложнена климатическими, ландшафтными, инфраструктурными и другими особенностями. Повышение степени выработки таких неоднородных пластов нефтяных месторождений при заводнении — особенно актуальная тема в нефтяной промышленности, поскольку подавляющее большинство месторождений в России разрабатывается с 111Щ заводнением. Неоднородность пластов может быть обусловлена геологическими, фильтрационно-емкостными свойствами, характером - насыщения коллектора флюидом. В данной работе под неоднородностью будет подразумеваться зональная (площадная) и вертикальная неоднородность коллектора.

Решению задач, направленных на увеличение степени извлечения нефти из неоднородных пластов, анализ эффективности и условий применимости технологий, а также их оптимальности на стадии выполнения проектных работ - вот на что будет сделан упор в данной работе.

Выработка нефтяных пластов при заводнении характеризуется коэффициентом извлечения нефти (КИН). Будем различать два типа КИН: физический и технологический.

Физический - это максимально возможный КИН получаемый при бесконечной; промывке порового объема продуктивного пласта (коэффициент вытеснения). Очевидно, что физический КИН зависит лишь от геолого-физических свойств; продуктивного пласта; насыщающих его флюидов и степени промывки.

Технологический — это величина КИН, определяемая в процессе расчетов при выборе' рационального* варианта разработки месторождениям (залежи, пласта, эксплуатационного объекта) и утверждаемая FK3.

В данной работе под понятием КИН понимается исключительно технологическая величина. : . . л .

• Повышение коэффициента :нефтеизвлечения пластов является одной из важнейших проблем разработка нефтяных месторождений, решением которой в России занимались многие ученые: Абдулмазитов Р.Г., Алиев З.С., Баишев Б.Т., Басниев К.С., Багурин Ю.Е., Боксерман A.A., Бриллиант Л.С., Вахитов Г.Г., Гавура В.Н., Газизов А.Ш., Гиматудинов ПИК., Дияшев P:Hi, Дмитриевский А.Н., Желтов Ю.В., Желтов Ю.П., Жданов С.А., Закиров С.Н., Ибатуллин P.P., Иванова М.М., Казаков A.A., Крылов А.П., Курбанов

A.К., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Максимов М.И., Максимович Г.К., Мартос

B.Н., Михайлов H.H., Мищенко И.Т, Мирзаджанзаде A.X., Муслимов PIX., Непримеров Н.Н;, Сазонов Б.Ф:, Саркисян; G.F., Саттаров MiM;, Сонич В.Н., Стрижов И.Н., Сурхучев М.Л., Халимов Э.М., Хисамов P.G., Чарный И.А., Чоловский И.П., Щелкачев В.Н. и др.

Понятие КИН в процессе развития теории разработки нефтяных месторождений постоянно совершенствовалось. Первоначально под КИН рассматривали разность между начальной и остаточной (конечной) нефтенасыщенностью, отнесённой к начальной.

На сегодняшний день под КИН понимают отношение объема извлеченной нефти (накопленная добыча нефти из эксплуатационного объекта за весь период разработки) к ее объему, первоначально содержащемуся в пласте при начальных условиях (начальные геологические запасы).

Согласно работам Крылова А.П., коэффициент нефтеизвлечения можно представить в виде:

7}= 7}выт* 7}охв, где 7} — коэффициент нефтеизвлечения;

7/выт — коэффициент вытеснения;

7}охв — коэффициент охвата.

Под коэффициентом вытеснения понимают величину, определенную по следующей формуле:

77выт= (К н.нач. - Кн.ост.)/Кн.нач. где Кн.нач. - начальная нефтенасыщенность - величина насыщенности продуктивного пласта до начала процесса заводнения, определяемая по данным исследования керна и геофизических исследований в скважинах,

Кн.ост. - остаточная нефтенасыщенность, характеризующая насыщенность продуктивного пласта в конце процесса заводнения. Определяется в лабораторных условиях на керне из продуктивного интервала пласта при бесконечной промывке.

Под коэффициентом охвата (объемным) понимают отношение доли нефтенасыщенного объема пласта, охваченного воздействием, к общему нефтенасыщенному объему пласта.

Следует также сказать, что существуют формулы КИН, где коэффициент охвата представляется как произведение ряда других коэффициентов, которые учитывают различные виды геологических и технологических факторов [25, 47, 48, 50, 63].

Зачастую коэффициент охвата пласта для анализа эффективности разработки месторождений представляют в виде ряда составляющих его коэффициентов. Один из наиболее распространенных подходов заключается в представлении коэффициента охвата в виде двух составляющих его коэффициентов: площадного (или латерального) и вертикального охвата пласта. В СССР широко использовалось иное представление коэффициента охвата пласта - в виде нескольких различных коэффициентов, отражающих влияние геологических и технологических факторов на охват пласта воздействием. В общем виде все эти коэффициенты объединялись в два основных коэффициента охвата: коэффициент охвата пласта вытеснением и коэффициент охвата пласта заводнением. Первый из них представлял собой долю связанных между собой нефтенасыщенных объемов пласта при используемой сетке скважин в общем нефтенасыщенном объеме пласта, то есть определял объем порового пространства пласта, вовлеченный в фильтрацию, отнесенный к поровому общему объему пласта. Второй -рассчитывался как доля нефти вытесненной из всех связанных между собой нефтенасыщенных объемов пласта при используемой сетке скважин. Таким образом, первым коэффициентом учитывалось, насколько применяемая сетка скважин (по плотности и геометрии) обеспечивала вовлечение в разработку отдельных несвязанных и тупиковых зон пластов. Второй из этих коэффициентов показывал, насколько хорошо дренируется неоднородный пласт и достаточен ли объем закачиваемого агента для промывки пласта [31].

Однако такая детализация приводит лишь к усложнению понимания коэффициента и его определения. Поэтому в работе в дальнейшем будет использоваться один, объемный коэффициент охвата.

Цель работы

Повышение степени нефтеизвлечения из неоднородных пластов нефтяных месторождений при заводнении на основе выбора наиболее эффективных технологий увеличения коэффициента охвата пласта, учета геологических условий, совершенствования существующих критериев в подборе технологий на стадии проектирования выработки запасов.

Основные задачи

1. Обобщение и анализ изменения во времени проектных величин КИИ в стране, по регионам и продуктивным пластам в период 1970-2007 гг., а также влияния основных геологических и технологических факторов на величину КИН.

2. Оценка эффективности широко применяемых методов увеличения коэффициента охвата неоднородных пластов.

3. Совершенствование существующих критериев подбора скважин для гидравлического разрыва пласта (ГРП) на примере Ромашкинского нефтяного месторождения.

4. Определение условий эффективности потокоотклоняющих технологий (ПОТ) на основе расчета технологического эффекта с использованием гидродинамического моделирования разработки неоднородных пластов.

5. Обоснование принципа, позволяющего выбрать рациональную плотность сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов в технико-экономическом обосновании (ТЭО) КИН.

6. Обоснование геолого-физических критериев применения технологий, позволяющих увеличить коэффициент охват неоднородных пластов дренированием.

Методы решения поставленных задач 1. Геолого-промысловый. 2. Гидродинамическое моделирование.

3. Статистический.

4. Аналитический.

Научная новизна работы

1. Выявлены причины снижения средневзвешенной проектной величины КИН в России в период 1970-2007 гг. (на основе архивных материалов ГКЗ).

2. Обоснованы предложения по совершенствованию существующих критериев в подборе скважин для ГРП и рекомендации по их проведению (на примере Ромашкинского нефтяного месторождения).

3. Обоснованы критерии оценки неоднородности пласта, которые при применении потокоотклоняющих технологий (ПОТ) позволяют снизить обводненность продукции скважин.

4. Предложен принцип выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, используемый при обосновании рекомендуемого варианта в ТЭО КИН (на стадии проектирования).

5. Предложены геолого-физические критерии выбора некоторых технологий, позволяющих увеличить коэффициента охвата неоднородных пластов дренированием.

Практическая значимость исследования и реализация работы

1. Определены основные факторы, которые привели к снижению средневзвешенной прогнозной величины КИН.

2. Обоснованы рекомендации по совершенствованию существующих критериев подбора скважин для ГРП, позволяющие повысить технологическую эффективность и успешность применения ГРП (на примере Ромашкинского нефтяного месторождения).

3. Обоснованы принципы и рекомендации по подбору объектов для осуществления ПОТ.

4. Методика выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезки боковых стволов, используемая при обосновании рекомендуемого варианта в ТЭО КИН позволит на несколько пунктов повысить прогнозную величину нефтеизвлечения.

5. Предложены геолого-физические критерии выбора перспективных технологий, позволяющих увеличить охват пласта дренированием.

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на следующих научно-технических конференциях: молодежная научно-практическая конференция НГДУ «Альметьевнефть», ОАО «Татнефть»,2006г.; VII научно-практическая конференция НК «Роснефть» «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», (г.Геленджик, 25-27 сентября 2007г.); VIII научно-практическая конференция НК «Роснефть» «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», (г.Геленджик, 16-18 сентября 2008г.); SPE Annual Technical Conférence and Exhibition held in Denver, (Colorado, USA, 21-24 September, 2008.); IX конференция пользователей ROXAR (Турция, г.Кемер, 12-18 октября 2008г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE 2008, (г.Москва, 28-30 октября, 2008 г.), а также на научно-технических семинарах кафедры Р и ЭНМ РГУ НГ им. И.М. Губкина в 2007-2009 годах.

Полученные в диссертационной работе результаты используются при проведении государственной экспертизы материалов ТЭО КИН и подсчета запасов нефти в ФГУ «ГКЗ».

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 5 печатных работ, в том числе три - по рекомендованному списку ВАК.

Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина и в федеральном государственном учреждении «Государственная Комиссия по Запасам полезных ископаемых» (ГКЗ Роснедра).

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Мищенко И.Т. за постоянное внимание, научные консультации и помощь в выполнении работы; советнику технологического и центра «Schlumberger» в России д.т.н. Шандрыгину А.Н.; к.т.н., доценту Стрижову И.Н.; заместителю председателя ГКЗ Роснедра, д.г.-м.н., профессору Арешеву Е.Г.; Тихоновой JI.A.; Хайрутдинову Р.Г., Ульянову B.C., а также коллективам отделов ТЭО КИН, проектов, подсчета запасов УВС и оперативного учета УВС ФГУ «ГКЗ» за всемерную поддержку при написании диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Лутфуллин, Азат Абузарович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ДИССЕРТАЦИИ

В заключении отмечены следующие основные результаты, полученные в диссертационной работе:

1. На основе обобщения и анализа архивных материалов по 530 месторождениям России, прошедшим государственную экспертизу в ГКЗ, установлено, что: средневзвешенный прогнозный КИН в целом по России в период 1970-2007 гг. имел тенденцию к снижению и к 2007 году стабилизировался на уровне 33-35%;

- основной причиной такого снижения КИН стало ухудшение структуры («качества») запасов месторождений РФ;

- благодаря применению современных технологий разработки на каждом отдельном месторождении прогнозная величина КИН в подавляющем большинстве случаев имеет уверенную тенденцию роста.

2. Анализ коэффициента нефтеизвлечения, проведенный более чем по 100 месторождениям страны (с текущей обводненностью более 90%) на основе материалов ГКЗ, показал, что запасы месторождений, разрабатываемых с коэффициентом нефтеизвлечения от 30 до 35%, составляют более 50 % от геологических запасов этих месторождений

3. Оценка технологической эффективности применяемых нефтяными компаниями России «методов увеличения нефтеизвлечения» показала, что основная доля дополнительной добычи приходится на химические методы (различные виды потокоотклоняющих технологий), а также методы интенсификации. Доля традиционных МУН, таких как закачка газа, водогазовое воздействие, термические методы нефтеизвлечения в общей добыче нефти практически незаметна.

4. Обобщение материалов, имеющихся в ГКЗ и ЦКР, позволили выделить следующие основные методы увеличения охвата пластов дренированием:

- гидроразрыв пласта — метод, который позволил ввести в промышленную разработку уникальные и крупные по запасам месторождения Западной Сибири с низкопроницаемыми, высокорасчелененными пластами;

- бурение «горизонтальных» скважин и зарезка боковых стволов, в том числе с горизонтальными участками, являются важнейшими инструментами для разработки низкопроницаемых пластов, высокорасчлененных карбонатных пластов, а также пластов с газовой шапкой и подстилаемых водой. На долю этих технологий может приходиться до 15% прироста КИН;

- различные виды гидродинамических методов в сочетании с физико-химическими методами управления заводнением позволяют получить прирост КИН до 5-7%.

5. На основе анализа ГРП, проведенных на нескольких площадях Ромашкинского месторождения, показана достаточно высокая эффективность ГРП на участках месторождения с низкопроницаемыми коллекторами.

6. В работе на основе обобщения и анализа эффективности, наиболее широко применяемых методов снижения обводненности продукции скважин (ПОТ), предложена их классификация по характеру воздействия на коллектор пласта и по типу используемого потокоотклоняющего агента.

7. По результатам математического моделирования применения ПОТ установлены критерии неоднородности пластов, в которых эти технологии могут быть эффективными. Эффективность ПОТ проявляется, прежде всего, в снижении текущей обводненности продукции скважин.

8. Предложен принцип выбора рациональной плотности сетки скважин с учетом зарезьси боковых стволов, который позволяет найти рациональный вариант разработки месторождения, отвечающий требованиям наиболее полной выработки запасов нефти в условиях рыночной экономики.

9. Обоснован комплекс перспективных технологий, использование которых позволяет повысить степень выработки запасов нефти из неоднородных пластов.

Ю.Выработаны геолого-физические критерии, позволяющие подобрать для пластов с определенными геолого-физическими характеристиками технологию повышения нефтеизвлечения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Лутфуллин, Азат Абузарович, Москва

1. Абатуров C.B. и др. О * перспективах применения * лигниносодержащих составов в технологиях повышения нефтеотдачи пластов/ТНефтяное хозяйство.-2000.-№9.-е.62-64.

2. Абдулмазитов Р.Г. и др. Эффективность разработки месторождений ОАО «Татнефть» при нестационарном заводнении//Нефтяное хозяйство.-1997.-№10.-С. 37-44.

3. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения; нефтеотдачи неоднородных пластов; с высокой температурой/ТНефтяное хозяйство.-1995.-№41-0.36-3 8.3.

4. Афанасьев И.С. и др. Результаты внедрения; массированного »гидроразрыва пласта на Приобском месторождении//Нефтяное хозяйство.-2005;- №8.-С. 6264. •■■•• ■■■■ '•■"

5. Базив В.Ф. Экспертно-аналитическая оценка эффективности систем разработки: нефтяных месторождений с заводнением.- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007.-396с.

6. Бачин С.И., Тян U.C. Анализ, интенсификации добычи нефти на Мамонтовском месторождении//Нефтяное хозяйство.-2005.- №8.-С.76-78.

7. Баймухаметов& К;С., Викторов П.Ф:, Гайнуллин К.Х., Крашенинников, Ю.Н., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки! месторождений// Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-С.24-27.

8. Боксерман A.A. Повышение нефтеотдачи — важная составляющая производственной программы ОАО «Зарубежнефть»//Нефтяное хозяйство.-2007.-№8.-С. 18-21.

9. Бриллиант JI.C. и др. Результаты опытно-промышленных работ ОАО "НК Черногорнефтеотдача" по увеличению нефтеотдачи пластов//Нефтяное хозяйство.-1997.- №10.-С.37-44.

10. Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Основы технологии горизонтальной скважины/пер. с англ. и ред.- Краснодар: «Сов.Кубань»,2003.- 424 с.

11. Васильева JI.H. и др. Оценка влияния уплотнения сетки скважин на опытных участках Новохазинской площади/ТНефтяное хозяйство.-2001.-№11.-С. 26-28.

12. Власов С.А. и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России//Нефтяное хозяйство.-1998.-№5.-С.46-49.

13. Габдрахманов А.Г. и др. Применение физико-химических методов воздействия на пласты Наратовского месторождения//Нефтяное хозяйство.-1994.- №6.-С.52-54.

14. Галеев Р.Г. и др. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана/УНефтяное хозяйство.-1998.- №7.-С.14-17.

15. Гарифуллин Ш.С. и др. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида//Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-С.З2-35.

16. Гавура В.Е. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России.-М:Недра.-1996.

17. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами//Нефтяное хозяйство.-1992.-№1.-С.20-22.

18. Газизов А.Ш. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство.-1998.-№2.-С.12-14.

19. Глоговский М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта. Тр.МНИ им.акад.И.М.Губкина. - Вып.11. М.:Гостоптехиздат. -1956

20. Гусев С.В и др. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство.- 1995.-№7.-С.55-56.

21. Густов Б.М. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении//Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-С.36-38.

22. Гужновский Л.П., Дорохов О.И., Жечков А.И., Юрченко JI.C. Выбор и обоснование критерия и методики экономической оценки эффективности бурения дополнительных скважин// Нефтяное хозяйство.-1972.-№6.-С.1-5.

23. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений.-М.: Недра,1970.-360с.

24. Дыбленко В.П. и др. Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами с использованием физических методов в поле нестационарного заводнения//Нефтяное хозяйство.-2005.- №4.-С. 76-79.

25. Жданов С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России//Нефтяное хозяйство.-2008.-№1.-С.58-61.

26. Захаров Л.Г. и др. Результаты внедрения методов увеличения нефтеотдачи на Варьеганском месторождении//Нефтяное хозяйство.-2003 .-№12.-0.39-41.

27. Ибатуллин P.P. и др. Применение нестационарного заводнения на нефтяных месторождениях Татарстана//Нефтяное хозяйство.-2003.-№8.-0.54-57.

28. Ибатуллин P.P. и др. Применение современных микробиологических технологий увеличения нефтеотдачи пластов на объектах НГДУ «Лениногорскнефть»//Нефтяное хозяйство.-2005.- №7.-0.42-45.

29. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология: Учеб. для вузов.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр»,2000 414 с.

30. Инструкция о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ COOP материалов ТЭО КИН из недр. 1987 г.

31. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Некипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи//Нефтяное хозяйство.-2002.-№5.-С.96-100.

32. Козловский Е.А., Боксерман A.A. Увеличение отдачи нефтяных месторождений как стратегия оптимального воспроизводства нефтедобычи//Промышленные ведомости.-2005.-№11.

33. Константинов C.B., Лесик Н.П., Гусев В.И., Борисов Ю.П. Глубокопроникающий гидравлический разрыв метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов// Нефтяное хозяйство.-1987.-№5.-С.22-25.

34. Кривошеев В.И., Мушин А.З., Гомбинер Б.Я., Кашницкий JI.A. О мерах по широкому внедрению гидравлического разрыва пласта на нефтяных промыслах//Нефтяное хозяйство.-1960.-№4.-С.8-14.

35. Котенев Ю.А. и др. Микробиологический метод увеличения нефтеотдачи пластов на основе активного ила биологических очистных сооружений//Нефтяное хозяйство.-2004.- №4.-С.48-50.

36. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И. и др. Строительство горизонтальных скважин.-М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство»,2007.-688 с.

37. Курочкин Б.М. и др. Опытное применение водонабухающего полимера при очаговом заводнении/ТНефтяное хозяйство.-2003.-№.-С.68-72.

38. Лутфуллин A.A. Боковые стволы как способ увеличения нефтеотдачи месторождений// Бурение и Нефть.-2007.-№11 .-С.40-42.

39. Лутфуллин A.A. Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России// Бурение и Нефть.-2009.-№1.-С.6-9.

40. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений.-М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001.-562 с.

41. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005.-607 с.

42. Макаров A.B. и др. Эффективность бурения вторых стволов скважин на Лянторском месторождение//Нефтяное хозяйство.-2001.-№9.-С.108~112.

43. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1965 .-488с.

44. Малышев А.Г. и др. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефтяное хозяйство.-2004.-№2.-С.38-42.

45. Медведев Н.Я., Малышев A.F., Сонич В.П. Анализ применения боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»// Нефтяное хозяйство.-2001.-№9.-С.58-62.

46. Медведев Н.Я. и др. Особенности проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефтяное хозяйство.-2001 .-№9.-С.52-57.

47. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.-М., 2007 г.

48. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. М., 1986. РД 39-0147035-214-86.

49. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пласта. Б.Т. Баишев, Ю.Е. Батурин. М., 1987. РД 39-0147035-209-87.

50. Методические рекомендации по составу и правилам оформления представляемых на государственную экспертизу материалов по технико-экономическому обоснованию коэффициентов извлечения нефти.-М., 2008

51. Микерин Б.П. Оценка площадного разбуривания истощенных залежей нефти вторыми стволами//Нефтяное хозяйство.-1979.-№10.-С.74-75.

52. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии Казань: Татарское книжное издательство.-1989

53. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения.-М. :ВНИИОЭНГ, 1995.-Т.1.-490с.

54. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хнсамов Р.Б. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения.- М.:ВНИИОЭНГ, 1996.-440с.

55. Муслимов Р.Х.Современные методы повышения нефтеизвлечения проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ,2005.-688 с.

56. Мухаметзянов Р.Н. и др. Применение осадкообразующей композиции и ПАВ для увеличения нефтеотдачи высокотемпературных пластов», Нефтяное хозяйство (1994)№7,21 -22.

57. Назимов H.A. и др. Выработка запасов нефти локальных участков залежей системой горизонтально разветвленных скважин/УНефтяное хозяйство.-2006.- №7.-С.58-59.

58. Научно-практическая конференция молодых специалистов ОАО «Татнефть» посвященная 50 летию ТатНИПИнефть, 2006 г.

59. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных-месторождений/Под ред.проф. Р.Х.Муслимова.-В 2-х томах.-Т.1.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007.-316с.

60. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений/Под ред.проф. Муслимова Р.Х.-В 2-х томах.-Т.2.-Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007.-316с.

61. Николаевский Н.М. Роль редких сеток скважин в повышении темпов освоения нефтяных месторождений// Нефтяное хозяйство.-1975.-№12.-С.20-24.

62. Нуряев A.C. и др. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»//Нефтяное хозяйство.-2002.-№2.-С. 13-19.

63. Оруджев А. Влияние плотности сетки скважин на разработку нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 1968.-№1.-С.5-8.

64. Панарин А.Т., Шаймарданов М.М. Гидродинамические методы основа повышения эффективности разработки месторождений на поздней стадии

65. Казань: Материалы Международной научно-практической конференции. «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов». 4-6 сентября, 2007

66. Пантелеев В.Г., Асмоловский B.C. Зависимость коэффициента вытеснения нефти от скорости движения воды в песчаниках тульского горизонта Арланского месторождения// Сб. тр. БашНИПИнефти, 1992 — Вып.85.-С. 118-123.

67. Повышение нефтеотдачи — ключевая тема на конференции РОСИНГ. Oil&Gas Eurasia. 2007. №7.

68. Правдухин В.М., Корытова E.H., Бармин A.A. Повышение эффективности разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» бурением боковых стволов//Нефтяное хозяйство.- 2005.-№6.-С.86-91.

69. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений.1. РД 153-39-007-96.1996 г.

70. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений.

71. РД 153-39.0-047-00.2000 г.

72. Сафонов E.H., Алмаев, Р.Х. Применение водоизолирующих химических реагентов//Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-С.44-46.

73. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме М.: Недра. — 1973.

74. Сазонов Б.Ф. О влиянии плотности сетки скважин на конечную нефтеотдачу// Нефтяное хозяйство.-1963.-№7.-С.З6-39.

75. Сергеев В.Б. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения// Нефтяное хозяйство.-19785.-№2.-С.23-27.

76. Смирнов B.JT. Опыт и перспективы зарезки боковых стволов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»// Нефтяное хозяйство.-2007.-№9.-С.44-45.

77. Ступоченко В.Е. и др. Результаты внедрения щелочной полимерсуспензионной композиции и ее модификаций на месторождениях Западной Сибири//Нефтяное хозяйство.-2003.-№5.-С.90-92.

78. Сургучев M.JI. Влияние параметров сетки эксплуатационных скважин на нефтеотдачу неоднородно-слоистых пластов// Нефтяное хозяйство.-1962.-№5.-С.31-38.

79. Сургучев M.JL, Гомзиков В.К., Семин Е.И. Разработка месторождений и нефтеотдача/ТГеология нефти и газа.-1989.-№7.-С.28-31.

80. Сургучев M.JL, Горбунов А.Т., Забродин Д.П. Методы извлечения остаточной нефти.-М:Недра, 1991 .-347с.

81. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов — Москва-Ижевск: НИЦ Регулярная и хаотическая динамика,-2005,- 688 с.

82. Тазиев М.З. и др. Опыт разработки Абдрахмановской площади на поздней стадии с применением новых технологий//Нефтяное хозяйство.-2001.-№8.-С.44-47.

83. Толстолыткин И.П. Повышение эффективности использования запасов нефти на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа//Нефтяное хозяйство.-2006.-№6.-С.96-100.

84. Тытянок В.Н., Дрампов Р.Т. Эффективность разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами путем забуривания вторых стволов//Нефтяное хозяйство.-2001 .-№ 12.-С.40-43.

85. Фаттахов Б.З., Муслимов Р.Х. Методические вопросы оптимизации плотности сетки скважин// Нефтяное хозяйство.- 1978.-№7.-С.25-28.

86. Фахретдинов Р.Н, Бровчук A.B. Результаты применения гидроразрыва пласта для разработки южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения//Нефтяное хозяйство.-2007.-№3.

87. Хасанов М.М. Методические основы управления разработкой месторождений ОАО «НК «Роснефть» с применением гидроразрыва пласта// Нефтяное хозяйство.-2007.-№3.

88. Хисамов P.C., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р.Т., Юсупов И.Г. Развитие горизонтальной технологии разработки нефтяных месторождений Татарстана //Нефтяное хозяйство.-2003.-№8.-С.46-48.

89. Хисамов P.C. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений.-М.:Недра-Бизнесцентр,2004.-628с.

90. Шандрыгин А.Н., Лутфуллин A.A. Основные тенденции развития методов увеличения охвата пластов воздействием в России.- SPE-117410-PP., 2008

91. Шашель А.Г., Колганов В.И. Результаты бурения уплотняющих скважин на поздней стадии разработки Красноярского месторождения//Нефтяное хозяйство.-1999.-№1 .-С.29-33.

92. Швецов И.И др. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт//Нефтяное хозяйство.-1994.-№4.-С.37-44.

93. Ширяев Ю.Х. и др. Повышение эффективности разработки месторождений на завершающей стадии бурением дополнительных стволов//Нефтяное хозяйство.-2001,- №7.-С.51-53.

94. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта// Нефтяное хозяйство.- 1997.-№10.-С.50-53.

95. Шпуров И.В. и др. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения//Нефтяное хозяйство.-1997.-№10.-С. 27-32.

96. Щелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения // Нефтяное хозяйство.-1974.-№6.-С.26-29.

97. Щелкачев В.Н. Анализ разработки нефтяных месторождений США// Обзор.информ. ВНИИОЭНГ.Сер.гНефтепромысловое дело.Вып.13.-М., 1982.-39с.

98. Янин А.Н. Опыт работы предприятий ОАО "СибИНКОР" по увеличению нефтеотдачи пластов на месторождениях Юганского района//Нефтяное хозяйство.-1997.-№10.-С.45-49.

99. Ягафаров Ю.Н. и др. Применение дистиллерной жидкости для повышения нефтеотдачи пластов//Нефтяное хозяйство.-2003.-№5.-С.70-73.

100. Shandrygin A.N., Lutfullin А.А. Current Status of Enhanced Recovery Techniques in the Fields of Russia"// Paper SPE115712-PP presented at the 2008 SPE Annual Technical Conférence and Exhibition held in Denver, Colorado, USA, 21-24 September.

101. Мищенко И.Т., Лутфуллин А.А. Геолого-физические критерии успешности применения технологий, позволяющих увеличить коэффициент охвата пластов// Нефтяное хозяйство.-2009.№4.