Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Теоретические и технологические основы интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Теоретические и технологические основы интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений"

УДК 622.276

На правах рукописи

САГИТОВ ДАМИР КАМБИРОВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ОТБОРА НЕФТИ ИЗ ИСТОЩЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

I ГГЧ 2015

Уфа-2015

005561800

005561800

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).

Научный консультант

Официальные оппоненты:

- Хисамутдинов Наиль Исмагзамович,

доктор технических наук, профессор, ГУЛ «ИПТЭР», заведующий отделом «Гидродинамическое моделирование технологических процессов в добыче нефти»

- Гафаров Шамиль Анатольевич,

доктор технических наук, доцент, Уоимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

- Тягирова Клара Фоатовна,

дсктор технических наук, профессор, Уфимский государственный авиационный технический университет, профессор кафедры «Техническая кибернетика»

- Хузин Ринат Раисович,

доктор технических наук, Общество с ограниченной ответственностью «Благодаров-Ойл», директор

- Татарский научно-исследовательский и проектный институт «ТатНИПИнефть»

Защита состоится 23 сентября 2015 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 20 августа 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук, профессор

Ведущая организация:

Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Интенсивное заводнение послойно- и зонально-неоднородных нефтяных пластов таких месторождений России, как Якушкинское, Пронькинское, Обошинское, Рамашкинское и Самотлорское, в процессе активной разработки обусловило формирование в пределах месторождения зон пониженной фильтруемости, где сосредоточились остаточные запасы нефти истощенных месторождений в виде локальных участков и линз. Причинами неравномерности выработки запасов послужили трещиноватость и расчлененность насыщенных нефтью коллекторов, их прерывистость и неоднородность. Повышенная фильтруемость агента, вытесняющего нефть по высокопроницаемым пропласткам и трещинам, привела к снижению эффективности заводнения и, соответственно, технологий отбора. Возникающие высокие удельные сопротивления в низкопроницаемых коллекторах обусловили низкий темп их выработки, и они по-прежнему содержат запасы нефти, которые не были охвачены активной разработкой. Постепенно запасы такой категории нефтеносных месторождений, работающих в режиме истощения, переходят в категорию трудноизвлекаемых, но данные истощенные объекты по-прежнему характеризуются значительными остаточными запасами нефти, в большей степени сосредоточенными в низкопроницаемых коллекторах. Данная работа направлена на разработку технологических решений по интенсификации отбора нефти из месторождений такой категории, в которой извлечение запасов нефти с применением традиционных технологий уже не дает ожидаемого положительного эффекта. Для решения этой актуальной задачи необходимы модификация и регулирование недостаточно эффективных систем заводнения и отбора объекта с учетом его предрасполагающих геологических особенностей и проведение предварительных исследований по определению зон повышенной фильтруемости, оценка выработки по которым ранее проводилась укрупненно, в основном фиксированием объемов закачиваемой и отбираемой жидкостей нагнетательных и добывающих скважин с оценкой остаточных извлекаемых запасов, которые приходятся на отдельные осредненные по свойствам участки, и требуется повышение детализации и адресности последующего воздействия, чему и посвящена данная работа.

Цель работы - повышение эффективности разработки истощенных нефтяных месторождений на поздней стадии путем интенсификации выработки остаточных запасов нефти, разрозненных в результате активного избирательного заводнения и отбора продукции, создания и внедрения новых методов оценки характера, скорости,

локализации и направлений обводнения и разгазирования разрабатываемого с применением заводнения нефтяного пласта.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Оценка актуальности проблемы интенсификации выработки разрозненных запасов нефти истощенных месторождений и её изученности по опубликованным источникам;

2. Исследование причин и механизмов образования разрозненных запасов нефти и явлений, приводящих к снижению производительности скважин на истощенных месторождениях;

3. Научное обоснование моделирования пласта как инструмента оценки степени истощения пласта по изменению локализации запасов нефти под влиянием гравитации, анизотропии пласта и различных вытесняющих агентов;

4. Изучение влияния изменения режима работы истощенной залежи на полноту охвата выработкой и способов его выравнивания;

5. Комплексная оценка истощения энергии пласта при неравномерности её отбора и привнесения с целью адресного восполнения;

6. Формирование эффективного фронта вытеснения остаточных запасов нефти на истощенном месторождении;

7. Изучение геологических особенностей строения нефтяных залежей путем их анализа и обобщения структурных особенностей залегания нефтеносных пластов Урало-Поволжья и разделение их на локальные деформированные структуры с учетом анизотропии коллектора и признаков подобия с последующим изучением особенностей локализации остаточных запасов;

8. Создание схем оптимального размещения скважин в новых унифицированных геологических условиях с приведением примеров гидродинамического моделирования и расчета технологических показателей их разработки для минимизации потенциально неохваченных запасов нефти;

9. Вовлечение в активную разработку участков залежи нефти неохваченных выработкой, с учетом геологической и технологической неравномерностей истощения пласта;

10. Апробация научных разработок в условиях нефтяного промысла.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач проведен анализ публикаций и исследуемых объектов разработки, обобщены результаты промысловых, лабораторных и модельных исследований. При этом были использованы современные методы работы с данными, такие как математическое и статистическое моделирование пластовой системы. Достоверность

полученных результатов подтверждается сопоставлением расчетных данных и фактических показателей разработки.

Научная новизна результатов работы

1. Создан системный метод оценки снижения нефтеотдачи и прогнозирования обводнения продукции скважин, представленный взаимодополняющей совокупностью методов оценки по данным геологических и гидродинамических исследований.

2. Научно обоснован методический подход к фильтрационному моделированию фронта вытеснения с введением поправок при построении поля проницаемости, учитывающих анизотропию пласта и ориентацию главных осей тензора проницаемости.

3. Исследован механизм и разработан эффективный комплекс методик и технологических приемов повышения охвата пласта воздействием в осложненных геологических и технологических условиях на поздней стадии разработки (патент РФ № 2299979).

4. Исследован и объединен в единую технологию ряд новых способов оценки истощения и качества восполнения пластовой энергии для вовлечения невырабатываемых застойных зон на основе формирования энергетического образа пласта по истории разработки.

5. Представлен и теоретически обоснован новый алгоритм расчета направления и уровня взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин на основе оценки главной линии тока и частотного анализа истории разработки пар скважин.

6. На базе обобщения геологического строения нефтяных залежей исследованы характер и изменения структурных поверхностей пластов в деформированных коллекторах и разработана классификация, согласно которой их можно разделить на девять типов и представить тремя группами структур, сформированных по количеству изменения знакопеременных напряжений (изломов) в теле породы.

7. Разработана и теоретически исследована модель совместного размещения нагнетательных и добывающих скважин в геологических телах различной деформации и определены направления фильтрационных потоков относительно трещинной системы при различном расположении источника заводнения.

8. Разработан универсальный комплекс технологических приемов локализации остаточных запасов нефти в условиях геологической и гидродинамической неоднородностей (патент РФ № 2299977).

На защиту выносятся:

1. Системный метод оценки причин снижения нефтеотдачи и прогнозирования обводнения продукции скважин в изменяющихся условиях процесса истощения пласта, учитывающий характер, механизм и закономерности обводнения, режимы отбора и закачки,

скорости фильтрации и разгазироваиия, типы вытесняющего агента и изменения в призабойной зоне пласта (ПЗП);

2. Методический подход к фильтрационному моделированию фронта вытеснения с целью оптимального и своевременного изменения размещения скважин и условий вытеснения на истощенном месторождении, учитывающий особенности моделирования проницаемости, анизотропии, влияние гравитации и температуры вытесняющего агента;

3. Механизм регулирования и технологические приемы повышения охвата пласта воздействием в осложненных геологических и технологических условиях (патент РФ № 2299979);

4. Комплексная технология оценки и вовлечения невырабатываемых участков залежей нефти в активную разработку по истории формирования энергетического образа пласта;

5. Закономерности, положенные в алгоритм расчета направления и уровня взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин на основе оценки главной линии тока и частотного анализа истории разработки пар скважин;

6. Классификация локальных деформированных геологических структур, представленных в виде отдельных геологических тел, включающая девять основных типов с деформированными анизотропными коллекторами: овраг; локальные антиклиналь и синклиналь; вал; терраса; единичная, антиклинальная, синклинальная и падающая синусоиды, объединенных в три группы по сложности деформационных изменений в пласте;

7. Механизм и технологии отбора нефти с использованием поперечного и продольного способов расположения фронта вытеснения нефти путем размещения вертикальных и горизонтальных скважин как для отбора продукции, так и нагнетания вытесняющего агента, в качестве критериев эффективности определяющим параметром для которых приняты величины коэффициентов извлечения нефти (КИН) и плотности сетки скважин (ПСС);

8. Технологические приемы латеральной и площадной локализации остаточных запасов нефти для интенсификации их выработки с оценкой их разрозненности и степени истощения в межскважинном пространстве (патент РФ № 2299977).

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты исследовательской работы были использованы при разработке и внедрении рекомендаций по геолого-техническим мероприятиям (ГТМ) в рамках научно-исследовательских работ (НИОКР) и проектирования (ДПР, АН и ТЭО КИН) на Якушкинском,

Обошинском, Колыванском месторождениях ОАО «Самаранефтегаз», Ибряевском, Графском, Султангулово-Заглядинском, Пронькинском, Росташинском, Сорочинско-Никольском и Вахитовском

месторождениях ОАО «Оренбургнефть» и Самотлорском - ОАО «Самотлорнефтегаз» в период с 2003 по 2014 гг., направленных на интенсификацию отбора нефти из истощенных месторождений.

От реализации геолого-технических мероприятий по Росташинскому месторождению ОАО «Оренбургнефть» за счет оптимизации системы заводнения дополнительно добыто 1875 т нефти с экономическим эффектом 1527.0 тыс. руб.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научно-технических советах (НТС) в ООО НПО «Нефтегазтехнология» (г.Уфа, 2003-2015 гг.), ОАО «Татнефть» (п. Джалиль, 2003-2005 гг.), ОАО «Самаранефтегаз» (г. Самара, 2005-2008 гг.), в ОАО «НК-«ЮКОС» (г. Москва, 2006 г.), на секции ЦКР (г. Москва, 2007 г.), в ГКЗ (г. Москва, 2008 г.), ТО ЦКР (г.Казань 2010 г.), на НТС ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» (г.Нижневартовск, 2010-2011 гг.), на НТС ОАО «Оренбургнефть» (г. Бузулук, г. Бугуруслан, г. Сорочинск, 20092014 гг.), на научно-практических конференциях в рамках Международных специализированных выставок «Газ. Нефть. Технологии» (г. Уфа, 2005-2014 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 66 научных трудах, в том числе 60 - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента Российской Федерации.

Личный вклад автора

В представленных результатах исследований, выполненных в соавторстве с коллегами, автору принадлежат постановка задач и их решение, обобщение и анализ полученных результатов, разработка рекомендаций по внедрению в промысловых условиях.

Структура н объем работы

Диссертация состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 250 наименований. Работа изложена на 284 страницах, содержит 35 таблиц и 171 рисунок.

Автор выражает глубокую благодарность научному консультанту доктору технических наук, профессору Хисамутдинову Н.И.

s

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность диссертационной работы, сформулированы ее цель и основные задачи, приведены основные положения, выносимые на защиту, показана научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

Первая глава посвящена оценке актуальности проблемы интенсификации выработки разрозненных запасов нефти истощенных месторождений по опубликованным источникам.

Показано, что заключения о необходимости в рациональных и изученных с различных сторон методах интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений многократно встречаются в опубликованных работах известных ученых: Абызбаева И.И., Андреева В.Е., Баишева Б.Т., Баймухаметова К.С., Вахитова Г.Г., Горбунова А.Т., Жданова С.А., Ибрагимова Г.З., Котенева Ю.А., Кузнецова О.Л., Михайлова H.H., Мищенко И.Т., Муслимова Р.Х., Непримерова H.H., Сургучева М.Л., Токарева М.А., Хайрединова Н.Ш., Халимова Э.М. и многих других.

Отмечено, что основной проблемой на поздней стадии разработки является задача ввода в активную разработку слабодренируемых коллекторов, содержащих остаточные запасы нефти. Причинами низких темпов выработки запасов коллекторов малой проницаемости являются совместная эксплуатация резко отличающихся по проницаемости пластов, высокая расчлененность пластов, сложности освоения системы нагнетания, низкая плотность сетки скважин, недостаточная изученность петрофизических свойств и состава пород коллекторов с низкой проницаемостью, низкое качество подготовки воды.

Результаты экспериментальных исследований Желтова Ю.В., Крейга Ф.Ф., Немченко Т.А., Никищенко А.Д., Симкина Э.М., Сургучева М.Л., Хавкина А.Я. и других позволяют раскрыть механизм заводнения пористой среды с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

Авторами показано, что на динамику выработки запасов и эффективность разработки в целом основное влияние оказывают такие геологические факторы, как расчлененность, форма залегания пласта, неоднородность и песчанистость объекта, продуктивность пластов и структура запасов, а также физико-химические свойства и относительное содержание флюидов, насыщающих пласт.

Приводятся факты того, что активное заводнение не эффективно без оперативного регулирования. Преждевременное обводнение пластов, как правило, обусловлено образованием участков повышенной фильтруемости в результате прорыва воды по коллекторам высокой проницаемости. Процессы внутрипластового разгазирования приводят к снижению продуктивности скважин.

Отмечается, что для повышения эффективности заводнения

вовлечением остаточных запасов нефти в активную разработку

требуется расширенное изучение механизмов вытеснения нефти водой,

движения воды по анизотропному коллектору, процессов

восстановления зон разгазирования, способов определения

направленности потоков фильтрации флюидов и уровня

межскважинного взаимодействия.

По итогам анализа изученности и актуальности проблемы

интенсификации выработки разрозненных запасов нефти истощенных

месторождений сделаны выводы о перспективности направлений

исследования, поставлена цель научной работы, сформулированы задачи.

Во второй главе приведены результаты исследования причин и

механизмов образования разрозненных запасов нефти и явлений,

приводящих к снижению производительности скважин на истощенных

месторождениях

В главе 2.1 приведены результаты исследования характера

обводнения продукции скважин по геолого-физическим особенностям

пластов и его источникам. Проанализированы проблемы и методы

разработки водонефтяных зон. Показано, что характер обводнения

продукции скважин с активными подошвенными водами является

многокритериально мотивированным процессом, а его интенсивность

зависит от целого ряда факторов как геологического, так и

технологического рода.

Для прогнозирования динамики обводнения скважины в процессе

нефтедобычи приведены методические основы расчетов на базе

геологической и промысловой информации о строении объекта и

режимах отбора, где показаны и классифицированы механизмы

обводнения скважин с помощью статистических методов (рисунок 1).

вжф, % вжф, % вжф, %

10) я и

л Й

м «

Й а

!3 О

» 1.1 « « М V >■• 0.1 М М I 1 и 11 и 1 • « в и М » >.' и « 1

а) ОНИЗ, д. ед. б) ОНИЗ, д. ед. в) ОНИЗ, д. ед.

1 - влияние фильтрата жидкостей бурения и освоения; 2 - отсутствие влияния подошвенной воды; 3 - подход законтурной или закачиваемой воды; 4 - подтягивание водного конуса; 5 - результаты воздействия ВИР или осуществление отбора воды из слабых по мощности водоносных горизонтов.

Рисунок 1 - Типизированные формы графика обводнения скважин по источникам обводнения

Оценена значимость влияния как геологических параметров пласта, так и технологических показателей эксплуатации скважины на процесс обводнения, а именно на сроки, характер и абсолютную величину обводнения.

Представлен пример визуализации накопленного опыта поведения процесса обводнения, что является дополнением к статистическому моделированию, позволяющему наглядно продемонстрировать закономерности изменения анализируемых параметров и правильно поставить задачи перед статистическим анализом (рисунок 2).

а) ЧНЗ; б)ВНЗ

Рисунок 2 — Изменение плотности повторения скважино-состояний в координатах «отбор начальных извлекаемых запасов нефти - водожидкостный фактор»

В результате оценки характера и уровня опережающего обводнения скважин получено, что во избежание преждевременного обводнения добываемой продукции эксплуатация порово-трещинных коллекторов должна осуществляться в циклическом режиме закачка воды в нагнетательные скважины с соответствующими периодическими остановками в работе интенсивно обводняющихся добывающих скважин на период восстановления пластового давления в области их дренирования.

Анализ зависимости длительности безводного периода работы скважин от удаления от очага заводнения показал, что прослеживается устойчивая зависимость объемов отобранной жидкости до момента обводнения от удаленности нагнетательных скважин. Так, средний отбор по скважинам, расположенным в пределах 300 м от ближайшей из ряда нагнетательной скважины, составил около 6,6 тыс. т. В то же время

этот же показатель для добывающих скважин, расположенных в пределах 500 м от линии нагнетания, равен в среднем 15 тыс. т, для удаления 700 м - 28,4 тыс. т, 900 м и более - 21 тыс. т (рисунок 3). Таким образом, выделилось наиболее оптимальное удаление очага заводнения от добывающих скважин, которое составило чуть более 800 м для карбонатного пласта башкирского яруса Якушкинского месторождения. При больших удалениях эффект от поддержания пластового давления (ППД) снижается, и скважины из-за низких забойных давлений начинают обводняться по причине прорыва подошвенных вод и заколонных перетоков.

100

90

У 80

70

2 50

200

1000

400 600 800

Удаление от очага заводнения, м

Рисунок 3 - Зависимость длительности безводного периода работы скважин от удаления от очага заводнения

1200

В результате оценки скорости подхода закачиваемой воды к добывающим скважинам рассчитано время скачка обводнения по скважинам Вахитовского месторождения. Введены поправочные коэффициенты по фактическим данным.

По картам скоростей фильтрации пластовых флюидов выявлены участки опережающей выработки запасов нефти и застойные зоны.

В рамках гидродинамической оценки рисков прорыва воды в условиях повышенной вязкости нефти проведено исследование продуктивности скважин в зависимости от изменения скин-фактора призабойной зоны пласта за счёт геолого-технических мероприятий (ГТМ) (рисунки 4 и 5). Оценено влияние изменения фильтрационных характеристик ПЗП на обводнённость продукции скважин. По объекту исследования определён интервал значений скин-фактора, позволяющий снизить риск прорыва пластовой воды в условиях повышенной вязкости нефти.

2 -1.5 -1 -0.5 0 0.5 1 1.5

Скин-фактор, отн. ед. Рисунок 4 - Распределение коэффициента продуктивности в зависимости от скин-фактора

14 -12 -10 -8 -6 -4 - * ♦

|

1 < к :

; % ♦

| *

2 - ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ♦ ! ♦ ♦

0 - К- ♦ ♦ ♦ * —9 ♦ ^ ♦ ♦ < > V

) 10 2 0 30 4 1 : 1 ...... 1-1-1 0 50 60 70 80 90 100

Обводнённость, % Рисунок 5 - Зависимость изменения общего коэффициента

подвижности жидкости от обводнённости продукции скважины

В результате многовариантного анализа частоты изменения уровня обводнения скважин проведена оценка остаточных запасов нефти. На основе данных Вахитовского месторождения приведен пример спектрального анализа уровня и характера изменчивости процесса обводнения. В рамках исследования получена зависимость изменения обводнения от характеристик пласта на основе изучения коэффициента возмущения спектра. Объединением участков залежи по величине коэффициента возмущения спектра для каждого из них подобрана своя характеристика вытеснения, что позволяет повысить точность прогноза суммарных остаточных дренируемых запасов.

В главе 2.2 исследовано влияние разгазирования пласта на изменение структуры и характера выработки запасов нефти.

По изменению физико-химических свойств смеси нефти и газа проведен анализ фактических значений давления насыщения нефти газом в пласте и стволе скважины. Были проанализированы данные замеров по 55 пластам Оренбургской области и выделен 51 влияющий фактор. Дана классификация параметров техногенного воздействия, связанных с внутрипластовым разгазированием нефти (рисунок 6).

Установлено, что фактическое давление насыщения в процессе разработки не соответствует давлению, определенному в стационарных условиях с расхождением на примере Лебяжинского месторождения от 2 до 8 МПа. В результате применения численного анализа по истории разработки Лебяжинского месторождения получено, что снижение давления в пласте и на забое скважин приводит к потере извлекаемых запасов за счет блокирования свободной газовой фазой фильтрационных полей газовой пробкой, в среднем снижая коэффициент текущей нефтеотдачи на 6...8 %.

Изучен вопрос комбинированного воздействия двух различных по механизму вытеснения агентов с целью увеличения конечной нефтеотдачи по истощенным месторождениям. Для этого в лабораторных условиях определены коэффициенты вытеснения нефти водой и газом, а также поставлен дополнительный опыт с чередованием закачки воды и газа на керне терригенного коллектора. В результате анализа и сопоставления результатов лабораторных исследований был сделан вывод о возможности внедрения технологии попеременного водогаза в условиях терригенных коллекторов покурской свиты Самотлорского месторождения, что позволит обеспечить коэффициент вытеснения нефти до 0.713 д.ед. (против 0.658 и 0.196 д.ед. по воде и газу соответственно).

43

S

e

s

43

о to ¡a К S ft s я

п>

"Ö s о

V! Я

0

я о\

1

рэ о о s

►е-

S

«

Ё

S »

а

►е- я

н ц s *

о ш Я

s я

Ü

р

о H

о ш

Е

Я 43

3

О

а

H rt

X «

о <1 а Я Я о •i о

В рамках изучения способов интенсификации выработки запасов нефти истощенных месторождений реализовано исследование характера изменения коэффициента извлечения нефти от охвата пласта воздействием с различной плотностью сетки скважин и температурой вытесняющего агента (для условий Красноярского месторождения, верхний карбон, пласт СЗ). Показаны преимущества технологии термозаводнения, связанные с увеличением охвата пласта воздействием. С ростом температуры агента коэффициент нефтеизвлечения увеличивается, однако зависимость характеризуется как затухающая (рисунки 7 и 8). Установлено, что при прочих равных условиях при тепловом заводнении требуется меньшая плотность сетки скважин. Оптимальная температура закачиваемого агента напрямую зависит от текущей цены реализации добываемой продукции.

температура, °С

Рисунок 7 - Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой от температуры

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Средняя температура на забое нагнетательных скважин," С

Рисунок 8 - Зависимость дополнительной добычи нефти

от средней температуры на забое нагнетательной скважины

Таким образом, создан системный метод оценки снижения нефтеотдачи и прогнозирования обводнения продукции скважин, представленный взаимодополняющей совокупностью методов оценки по данным геологических и гидродинамических исследований характера внутрипластового обводнения и разгазирования и методов повышения охвата пласта вытеснением.

В третьей главе с применением гидродинамического моделирования рассмотрены особенности формирования остаточных запасов нефти в зависимости от геологических и технологических особенностей разработки залежей нефти. При помощи средств моделирования проводилась оценка степени истощения пласта по изменению локализации запасов нефти под влиянием гравитации, анизотропии пласта и различных вытесняющих агентов.

С использованием геолого-математической модели пласта было проведено сопоставление средних значений пористости и проницаемости по геофизическим исследованиям скважин (ГИС) однородного и неоднородного пластов и сделан вывод о том, что при одинаковой средней пористости средняя проницаемость неоднородного пласта выше, чем однородного.

Проведенные теоретические исследования показали, что пористость пласта не зависит от неоднородности (рисунок 9). Однако при этом проницаемость пласта зависит от неоднородности, и при таких же равных условиях средняя проницаемость неоднородного пласта отличается от проницаемости однородного пласта с одинаковой средней пористостью, что обязывает учитывать две особенности при построении фильтрационных моделей нефтяного пласта: 1 - средняя проницаемость равна (для однородного пласта) или больше (для неоднородного пласта) проницаемости, рассчитанной по формуле ГИС через среднюю пористость; 2 - при равной средней пористости и прочих равных условиях средняя проницаемость неоднородного пласта выше проницаемости однородного пласта.

С использованием пакета гидродинамического моделирования «Tempest-More» выполнен расчет различных режимов извлечения нефти в условиях анизотропии пласта. При этом в результате исследования влияния анизотропного поля проницаемости коллектора (рисунок 10, тензор проницаемости) на эффективность нефтеизвлечения было доказано, что такая модель хорошо описывает особенности разработки, касающиеся внутрипластового разгазирования, неоднородности коллектора по проницаемости и изменения свойств нефти при изменении термобарических условий.

И

W

(Д)

4

5

♦ йр

лР

к= (гпСр), мД

100 1000

* ♦ ^ ♦ 7

f

/ к =f(mcp), mí

10 100 1000

1000 ct

у

K=f( Пер), мД

10 100 1000 10000

(В)

(О

(е)

Место рожде кия:

(а) - Санотпорское (б) - Тегатовское

(в) - Якушкинснэе (г) - Ново-Запрудненское

(д) - Мкнкибаевская площадь Роматггккнского ?лесто рожде кия (е) - Тавелюгое

Рисунок 9 - Кросс-плот средней проницаемости (Кср) и

проницаемости от средней пористости (К=£(шср))

Рисунок 10 - Тензор проницаемости (Х'У'Е - ориентация главных осей эллипсоида ТП относительно глобальных координат, проекции осей ТП на плоскость ХОУ показаны черточками, показан куб насыщенности анизотропного коллектора по нефти)

Затем было изучено влияние сил гравитации на изменение фронта вытеснения в процессе выработки запасов нефти с применением газа и воды в качестве вытесняющих агентов. Проанализированы случаи плоского и куполообразного однородных пластов (рисунки 11, 12, а-г).

Рисунок 11 - Внешний вид исследуемых моделей пласта

с линией разреза

б)

м)

- Характер изменения кубов нефтенасыщенности в поперечном разрезе плоской и купольной моделей залежи на конец исследования

На модели пласта показано, что для куполообразной залежи газовое воздействие более эффективно по КИН и по более продолжительному безводному периоду.

Изучены процесс образования фронта вытеснения для анизотропного пласта и отличительные особенности выработки куполообразной залежи при закачке газа и воды (рисунок 12, <3-з). При сопоставлении анизотропного и изотропного пластов показано, что отличие уровня выработки по ним зависит от выбранного варианта размещения скважин, и ни один из случаев не является превалирующим по эффективности выработки.

На основе численного исследования заводнения (газового воздействия) установлен оптимальный способ размещения скважин для куполообразного анизотропного пласта (рисунок 12, и-м). Рассчитано, что при закачке газа в купол эффективность вытеснения выше, что объясняется формированием газовой области, конденсирующей энергию воздействия до её равномерного распределения в направлении периферийно расположенных добывающих скважин.

С целью рассмотрения вопроса влияния времени начала внедрения мероприятий по интенсификации выработки истощенных месторождений проведен модельный сопоставительный расчет термозаводнения (рисунок 13).

- Оценка характера падения эффективности термозаводнения по времени отложенного внедрения

В условиях пласта с высоковязкой нефтью эффективность термозаводнения напрямую связана со временем начала замещения обычного способа заводнения холодной водой. Чем позже меняется температура агента, тем больше потери нефти. Однако со временем скорость их роста уменьшается.

Таким образом, обоснован методический подход к фильтрационному моделированию фронта вытеснения с введением поправок при построении поля проницаемости, учитывающих анизотропию пласта и ориентацию главных осей тензора проницаемости. Оценены потери от отложенной интенсификации выработки истощенного месторождения.

В четвертой главе изучены влияние изменения режима работы истощенной залежи на полноту охвата выработкой и способы его выравнивания.

В главе 4.1 приведены результаты исследований по изменению режимов работы залежи с целью увеличения охвата её выработкой.

Рассмотрен и проанализирован положительный опыт увеличения эффективности системы ППД при разгазировании пласта. По рассчитанным зонам разгазирования пласта оптимизирована система его заводнения (рисунок 14). Результаты расчетов подтверждены на практике. С ростом пластового давления получен прирост в добыче нефти. Усовершенствованы мероприятия для развития системы адресного воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи.

Рисунок 14 - Результаты анализа ряда взаимодействующих скважин по профилям проницаемости несопряженного разреза пласта Д4 Конновского месторождения

В)

На основе рекомендаций осуществлено частичное восстановление добывных возможностей на участках, где произошло выделение газа в пластовых условиях (рисунок 15). Анализ результатов опытно-промышленных работ показал, что интенсификация системы поддержания пластового давления в районе с низким пластовым давлением, упавшим ниже давления насыщения нефти газом, не приносит ощутимых результатов по восстановлению энергетического поля пласта. Области внутрипластового разгазирования оказывают демпфирующий потокоотклоняющий эффект. Процесс разгазирования в пласте является скоротечным и необратимым, удается лишь частично

устранить его последствия.

I

а) 2006 г.; б) 2008 г.; в) 2010 г.

- Карты разгазирования и продуктивности пласта ДЗ Ольховского месторождения по годам

Далее представлен опыт регулирования режимов скважин с целью увеличение сроков фонтанирования и недопущения отсечения извлекаемых запасов нефти в добывающих скважин на Росташинском месторождении. На гидродинамической модели участка пласта Росташинского месторождения показан механизм увеличения сроков фонтанной эксплуатации скважин посредством своевременного поэтапного контроля уровня попутно добываемой воды адресным применением технологий селективной водоизоляции.

Как способ недопущения потери извлекаемых запасов нефти в газовой шапке представлен опыт выработки запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения. На фильтрационной модели был рассчитан оптимальный способ вскрытия пласта в добывающих и нагнетательных скважинах и подобраны наилучшие режимы отбора и закачки, не допускающие поднятия газонефтяного контакта.

В главе 4.2 представлены методы выравнивания поля воздействия на пласт регулированием по изменению характеристик добывающих скважин.

Приводится пример использования запатентованного способа повышения нефтеотдачи (патент РФ № 2299979) за счет повышения коэффициентов охвата и вытеснения регулированием по изменению газового фактора в реагирующих скважинах водогазового воздействия (ВГВ) на Алексеевском месторождении.

Практика применения водогазового воздействия показала, что 100 %-ный охват всех скважин участка регулярными замерами газового фактора является желаемым, но практически не реализуемым условием. Поэтому был разработан и опробован на Алексеевском месторождении дополнительный метод фиксации отклика добывающих скважин на участке закачки водогазовой смеси (ВГС) для регулирования режимов закачки и отбора по затрубному давлению.

Несмотря на положительные результаты лабораторных опытов на керне (Самотлорское месторождение, покурская свита) по определению коэффициента вытеснения при водогазовом воздействии вопрос о целесообразности внедрения ВГВ был решен отрицательно, так как объект представлен подгазовыми зонами, недонасыщенными нефтью, и в подобных условиях газ как агент теряет одно из своих преимуществ, а именно снижение вязкости нефти при частичном растворении в последней. Расчеты на модели показали, что при ВГВ достигается меньший охват воздействием, несмотря на более высокий коэффициент вытеснения (охват при ВГВ - 0.278 против 0.319 д.ед. при заводнении)

и не был рекомендован, так как его внедрение привело бы к росту недренируемых запасов нефти.

Таким образом, в результате исследования внутрипластовых механизмов и явлений был разработан эффективный комплекс методик и технологических приемов повышения охвата пласта воздействием в осложненных геологических и технологических условиях на поздней стадии разработки.

В пятой главе приведены методы комплексной оценки истощения энергии пласта при неравномерности её отбора и привнесения с целью адресного восполнения.

Для примера использования метода выполнена оценка энергетического состояния реального пласта. Зафиксированы отрицательные последствия запоздалого ввода системы ППД, отразившиеся на эффективности системы разработки пласта Дкт-1 Вахитовского месторождения. Зарегистрирован эффект опережающего отрицательного перенаправления фильтрационных потоков из недовыработанных разгазированных зон в менее проницаемые, в обход основной части запасов.

Для коррекции компенсации отборов закачкой оперативным способом и недопущения формирования гидродинамически застойных зон на нефтяных месторождениях построена специальная совмещенная карта (рисунок 16). Строится она наложением карт по накопленной и текущей компенсации отборов закачкой (рисунок 17). «Карта коррекции компенсации» позволяет проводить регулирование системы ППД по залежи в целом как по единой системе. Данная карта позволяет изменять поля распространения закачки с целью активизации слабодренируемых запасов нефти перераспределением полей фильтрации посредством оперативного регулирования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.

Затем приводится пример комплексной оценки причин снижения эффективности заводнения, в том числе с применением «Карт коррекции компенсации». Подобный подход позволяет регулировать процессы, происходящие в межскважинном пространстве.

Полноценный анализ процесса разработки невозможно представить без карты пластового давления (изобар). Однако на практике сложно построить достоверную карту, отражающую текущие процессы по причине разновременности и неполноты охвата проводимыми замерами по скважинам. Чем меньше плотность замеров, тем больше временной разрыв между ними.

• - Действующие скважыны -оЪА - ШГН, ЭЦД Фонтан (Смб) / •

эс - Б оденет нуюшне скважины 11

©О - Совместные в других гориовтов Ь

—- Нагнетательные скважины // - Наблюдательные скважины - Лпкшдарованные скваашны

- — - — внеш .контур неф'носн.

• внутр. контур неф.'н оса

_1_1_I_I_

—— —— —— — лицензионная граница ^

Накопленная компенсация, % \ \

Текущая компенсация. °

I

- снижение объемов закачки переводом на циклику, выравнивание профиля приемистости

- увеличение объемов закачки, ОПЗ

область нарастающей перекоыпенсацин область нарастающей недокомпенсации область снижающейся перекоыпенсацгш область восстановления компенсации

Ч (у *''-'Л -о&мстъ воестаповденлдкоупенсиши

- увеличение отборов, ОПЗ

- перевод скважин на периодику (циклическую добычу)

Рисунок 16 - Карта динамики изменения (коррекции)

компенсации отборов закачкой по залежи А4 Пронькинского месторождения

Рисунок 17 - Текущая карта компенсации (слева) и карта

компенсации по накопленным показателям (справа) пласта А4 Пронькинского месторождения

Для повышения достоверности (логичности) карт изобар был разработан метод, основанный на оценке её с позиции фильтрации флюидов от нагнетательной к добывающей скважине путём использования векторного представления карты изобар (рисунок 18). Данный способ отображения карты дает возможность сделать границы влияния нагнетательной скважины более контрастными, что позволяет сформировать группы взаимодействующих скважин. Данный прием применим с целью оценки и увеличения достоверности карт изобар методом отбраковки некорректных по различным причинам результатов замера давления по пласту (к примеру устаревших). Ограничениями могут служить тектонические нарушения пласта.

Следующий метод комплексной оценки эффективности системы ППД в районе добывающей скважины основан на анализе формы трассера энергетического состояния в системе «пластовое давление -забойное давление - давление насыщения нефти газом» (рисунок 19).

На основе замеров по скважинам Ибряевского месторождения (пласт В1) установлены десять характерных форм изгиба трассера (рисунок 19), и для каждого случая дана оценка причин формирования его формы в зависимости от последовательности изменения пластового и забойного давлений. Даны рекомендации по интенсификации выработки истощенных участков в каждом из случаев.

В)

Рисунок

250

200

100

0 100 200 300

18

Г) ^

- Пласт СЗ Красноярского месторождения. Обычное и векторное представление карты изобар до (а, б) и после (в, г) корректировки

Пластовое давление, атм

С <1 и \ ) 4>

234 5 6 7 89 10

Характерные трассеры энергетического состояния Рисунок 19 - Пример выделения характерных форм изгиба трассера энергетического состояния на основе замеров по скважинам Ибряевского месторождения (пласт В1)

В заключение приведен пример расчета различных вариантов прогнозной эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с применением гидродинамического моделирования, позволяющего определить основные направления выработки запасов участка и наметить наиболее эффективный способ его доразработки в условиях истощенного пласта.

Таким образом, был создан, опробован и объединен в единую технологию ряд новых способов оценки истощения и качества восполнения пластовой энергии для вовлечения невырабатываемых застойных зон на основе формирования энергетического образа пласта по истории разработки.

В шестой главе представлен и теоретически обоснован новый алгоритм расчета направления и уровня взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин на основе оценки главной линии тока и частотного анализа истории разработки пар скважин с целью формирования эффективного фронта вытеснения остаточных запасов нефти на истощенном месторождении.

Метод определения преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод на основе оценки главной линии тока в ячейке нагнетательной скважины с окружающими добывающими (рисунок 20) опирается на промысловые и геофизические данные по скважинам и позволяет производить оперативные расчеты без привлечения дорогостоящих и продолжительных по времени методов

Рисунок 20 - Расчетная схема определения главной линии тока и оценки диапазона участка выбора новой нагнетательной скважины № 441 (фрагмент залежи А4 Якушкинского месторождения)

Показано на примере Якушкинского месторождения, как с использованием полученных данных о преимущественном направлении фильтрационного потока повышается эффективность регулирования заводнения за счет вовлечения в разработку слабодренируемых остаточных запасов нефти.

Предлагаемый метод оценки уровня взаимодействия пар скважин базируется на распознавании схожих образов изменения показателей скважин на графиках динамики добычи и закачки. Данный метод позволяет по характерным участкам резкого изменения показателей соседних скважин графоаналитически определить историческую связь или её полное отсутствие, что важно при определении причин низкоэффективной закачки. Метод позволяет дополнительно подтверждать замещения и локальные разломы пласта, уточнять границы залежи, давать реальную оценку продолжительности эффекта от ГТМ в нагнетательной скважине при определении их эффективности.

Предложен новый метод частотного анализа взаимовлияния соседних скважин по истории эксплуатации, основанный на получении и анализе экстремальных значений магнитуды нормированного спектра частотной согласованности изменений объемов закачки и обводненности соседних скважин по месяцам одновременной работы (рисунок 21).

Оценка частотной согласованности нагнетательной скважины № 16130 и добывающей скважины № 16552 Самотлорского месторождения

1.00 --

0.90 -^ 0.80 -0.70 -

Я- 0.60 -

^ 0.50 -§ 0.40 -| 0.30 -0.20 0.10 0.00

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Нормализованная частота, д.ед.

Рисунок 21 - Кривая распределения магнитуды

по нормализованной частоте. Оценка степени согласованности кривых по трем экстремумам

Метод хорошо зарекомендовал себя при оперативной обработке большого числа скважин Самотлорского месторождения программным

способом и позволил оценить целесообразность реализации потоко-отклоняющих технологий на отдельных участках залежи (рисунок 22).

Рисунок 22 — Карта разработки с результатами оценки

взаимодействия нагнетательных и добывающих скважин Самотлорском месторождения

В седьмой главе приведены новые теоретические методы и технологические приемы интенсификации отбора нефти из истощенных месторождений за счет вовлечения в активную разработку участков залежей нефти, неохваченных выработкой, и учетом геологической и технологической неравномерностей истощения пласта.

По результатам анализа структурных изменений нефтеносных пластов проведена классификация локальных участков залежей по различным видам тектонических деформаций и способам размещения скважин в условиях анизотропии пласта с целью унификации принимаемых решений при проектировании разработки на геолого-гидродинамических моделях. Классификация включает девять основных типов структур с деформированными анизотропными коллекторами, объединенных в три группы по сложности деформационных изменений в пласте (рисунок 23).

На базе классификации и посредством многовариантных численных исследований создана модель размещения и расчета технических показателей добывающих и нагнетательных скважин в деформированных геологических телах в зависимости от ориентации фильтрационных потоков в пределах трещинной системы. Предложен новый метод оценки эффективности ориентации горизонтальных стволов пробуренных скважин по изменению средней величины соотношения подвижных и дренируемых запасов нефти, приходящихся на скважину в рамках рассматриваемого участка.

Итогом работы является универсальный комплекс технологических приемов (методов и способов) локализации и интенсификации выработки остаточных запасов нефти в условиях геологической и гидродинамической неоднородностей нефтяного пласта.

1. Способ гидродинамически разделенной добычи нефти и воды на поздней стадии разработки нефтяной залежи с водонефтяной зоной (патент РФ № 2299977) основан на эффекте барометрической разгрузки перфорированного участка нефтенасыщенной части пласта за счет частичного подключения водонасыщенного интервала пласта и недопущения отсечения запасов конусом обводнения (или восстановление добычи нефти по уже отсеченным пропласткам). Результаты расчетов для различных соотношений плотности перфорации (продуктивности) нефте- и водонасыщенных частей коллектора пласта приведены на рисунке 24.

у

1 тип - Локальная антиклиналь

(ЛА)

1

Й

7 тип - Антиклинальная синусоида (АС)

4 тип - Терраса

и

2 тип - Локальная синклиналь (ЛС)

? тип - Синклинальная синусоида (СС)

9 тип - Падающая синусоида

К (ПС)

6 тип - Вал

Рисунок 23 - Основные типы выявленных локальных структур, характеризующихся деформационной анизотропией

2. Метод вовлечения остаточных запасов нефти в активную разработку в пределах зоны дренирования скважин. Основан на оценке потенциала истощенной залежи для уплотняющего бурения. Позволяет расширить область применения обычных карт разработки (рисунок 25). Дополненные карты дают расширенную информацию о локализации и ориентации зон дренирования скважин и позволяют формировать адресные рекомендации по интенсификации выработки пласта. По

карте можно отследить основной источник обводнения скважины по направлению действия соседней нагнетательной скважины.

Ч. 2 ,г- -— — -------------- --------------

V 4 I 1 —2 - снижение продуктивности в 10 раз -3 - снижение продуктивности в 20 раз -4 - снижение продуктивности в 40 раз —"1 - базовый вариант

........... ....... ....... ................... ........

О 100 200 300 400 500 600

безразмерное время, отн.ед.

Рисунок 24 - Изменение обводненности при изменении

соотношения продуктивности интервалов вскрытия нефтеносной и водоносной частей

-оЪб-

*

К

Действующие скважины ШГН, ЭЦН, Фонтан (Сваб)

- Бездействующие скважины

- Совместные и других горизонтов

- Нагнетательные скважины

- Наблюдательные скважины

- Ликвидированные скважины

внеш.контур неф/носн. внутр.контур неф/носн зона замещ.коллекторг' лицензионная граница

/

щ

область дренирования проектных точек \ \ . ^

(цвет от зеленого до красного определяет '(цвет от светлого до темного определяет —

■^приоритет реализации)

_Г.Г......г___________ ___________„г_____г лзания (охвата)

излекаемых запасов добывающими (нагнетательными) скважинами

Толщина пласта, м

Рисунок 25 - Оценка областей дренирования скважинами по залежи

3. Способ определения и локализации остаточных запасов нефти, не вовлеченных в процесс активной фильтрации, с целью оперативного назначения ГТМ по повышению охвата пласта выработкой, заключается в определении областей активно вырабатываемых (заводняемых) запасов в межскважинном пространстве и выделении масштабированных зон низкой активности дренирования запасов повышенной плотности (рисунок 26).

Рисунок 26 - Карта зон активной выработки запасов нефти

4. Метод перекрестного анализа эффективности работы системы ППД с применением трех наложенных карт (изобар, продуктивности и компенсации отборов закачкой). В результате выявляются геологические аномалии пласта между скважинами. Фиксируются факты неэффективной закачки воды, приводящие к потерям пластовой энергии (рисунок 27). И, как итог, формируется ряд рекомендаций (интенсификация, водоизоляция или потокоотклоняющие мероприятия) по оптимизации режимов работы скважин и объекта в целом.

повыш.пл. давлен.

недокомпенсация I ■

перекомпенсация

Рисунок 27 — Перекрестный анализ соответствия карт продуктивности, изобар и компенсации

пониж.пл. давлен. /

понижен .продукт.

повышен.продукт.

недокомпенсация

понижен.продукт.

повышен.продукт.

Г

1 • /

_&_/_

повыш.пл. давлен.

5. Способ поиска остаточных запасов, оценки их плотности и формы залегания в пределах истощенной залежи нефти. Применим в условиях активно заводняемого пласта на поздней стадии разработки месторождения. Заключается в графоаналитическом определении зон пласта, не затронутых по ряду причин активной выработкой. Нейтрализация выработки в этих зонах происходит за счет накопления (аккумулирования) естественных и техногенных осложняющих условий (рисунки 28 - 30).

Виды и причины потерь запасов В худших участках пластов («застойные)^ зоны) Схема формирования потерь Методика учета потерь Коэффициентом охвата заводнением В «кольцевых» зонах Ж На участках резких «раздувов» толщины пласта о -Т77 Не учитываются Коэффициентом охвата заводнением

сложных объектов ^ В зонах стягивания контуров В зонах, не веденных в Коэффициентом; охвата заводнением Вывод запасов за

в В пластах с меньшими темпами извлече--ния запасЪв Л За счет конусо- Не учитываются: Не учитываются1

В линзах и полулинзах г 4ЯШ12> I Коэффициентом сетки т ^/Мт

В краевых частях ВНЗ Д Не учитываются В поровых каналах ^ ••■ ■ Г'-'--- Коэффициентом вытеснения

В кровельной части пластов ^ шттш Отдельно не учитываются В тонких прослоях,, заводненных пластах О Коэффициентом охвата заводнением

Рисунок 28 - Классификация видов потерь запасов нефти

при разработке залежей по К.С. Баймухаметову

Б - зоны повышенной послойной неоднородности; Д - краевая часть ВНЗ; К - участок без накопленного эксплуатационного фонда скважин

Рисунок 29 - Карта областей нефтенасыщенных толщин пласта, характеризующихся осложненными условиями выработки по геологическим признакам

Рисунок 30 - «Карта-призма», аккумулирующая осложняющие

условия выработки пласта

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Представлен системный метод прогнозирования обводнения продукции скважин, который позволяет выполнить расчет характера и скорости обводнения с привлечением объектов-аналогов и собственных высокообводненных скважин.

2. Проведенное теоретическое исследование показало, что для скважин, расположенных в ВНЗ, время скачка обводнения более оттянуто по времени в случае повышенной начальной нефтенасыщенности и толщине непроницаемого раздела между нефтью и водой более одного метра. Чем больше абсолютное значение проницаемости нефтенасыщенной части пласта в сравнении с водонасыщенной и чем больше стартовая обводненность и темпы отбора, тем быстрее нарастает обводнённость.

3. Предложен метод определения времени прорыва закачиваемых вод путем построения карт скоростей фильтрации в межскважинном пространстве, который позволяет определить прогнозные участки преждевременного прорыва воды.

4. Показано, что введение скважин из бурения с одновременным проведением ОПЗ (при слишком низком скин-факторе) приводит к отрицательной динамике дебита нефти за первый год и риску резкого роста обводнённости. Таким образом, повышение продуктивности скважины за счёт минимального скин-фактора теряет смысл в результате значительного стартового обводнения скважин и снижения дебита по нефти.

5. Исследована зависимость изменения обводненности добывающих скважин от геологических параметров пласта на модели характеристики вытеснения по схожим коэффициентам возмущения

спектра, которая может быть использована для расчета прогнозных показателей выработки остаточных дренируемых запасов нефти истощенного объекта.

6. Предложена классификация факторов, определяющих влияние на процесс разгазирования нефти в пластовых условиях техногенного воздействия, содержащая 28 характеристик пласта и флюидов, разделенных на пять групп, и мероприятия по снижению эффекта разгазирования на технологические показатели разработки.

7. На базе сопоставительных лабораторных и модельных исследований коэффициента вытеснения нефти холодной и горячей водой для условий карбонатного пласта СЗ Красноярского месторождения оценена эффективность термозаводнения и доказано, что эффективность термозаводнения с увеличением температуры растет, но имеет затухающий характер.

8. На математических моделях трехфазной фильтрации изучена зависимость нефтеизвлечения от анизотропии проницаемости пласта при заводнении. Научно обоснован методический подход к фильтрационному моделированию фронта вытеснения с введением поправок при построении поля проницаемости, учитывающих анизотропию пласта и ориентацию главных осей тензора проницаемости. Данный подход позволяет корректно моделировать характерные особенности нефтяной залежи и оценивать: возможность выделения фазы свободного газа в процессе разработки; изменения свойств пластовых флюидов при изменении давления; неоднородность коллектора по проницаемости; пространственную анизотропию проницаемости и другие технологические показатели разработки нефтяной залежи, изменяющиеся по площади залегания.

9. На фильтрационной модели пласта для условий анизотропного и локального купольного поднятия проведена сопоставительная оценка эффективности размещения скважин при газовом воздействии и заводнении. В результате установлено, что при газовом воздействии эффективность вытеснения можно увеличить размещением нагнетающих скважин в куполе залежи, так как при этом в купольной части газ формирует своеобразный конденсатор пластовой энергии. Добывающие же скважины рекомендовано располагать вне купольной части пласта.

10. Разработана технология повышения нефтеотдачи пласта за счет повышения коэффициентов охвата и вытеснения регулированием водогазового воздействия (патент РФ № 2299979) и отбора нефти из залежи подстилаемой водой (патент РФ № 2299977).

11. Предложен метод коррекции карт изобар по векторному распределению градиентов давления. Данный метод позволяет отследить зону активного влияния нагнетательной скважины и

определить группы парно взаимодействующих нагнетательных и добывающих скважин.

12. Представлен и теоретически обоснован новый алгоритм расчета уровня взаимодействия добывающих и нагнетательных скважин на основе частотного анализа истории разработки пар скважин.

13. Предложена классификация локальных деформированных геологических структур, представленных в виде отдельных геологических тел, включающая девять основных типов с деформированными анизотропными коллекторами: овраг; локальные антиклиналь и синклиналь; вал; терраса; единичная, антиклинальная, синклинальная и падающая синусоиды, объединенных в три группы по сложности деформационных изменений в пласте; модель размещения и расчета технических показателей добывающих и нагнетательных скважин в деформированных геологических телах.

14. Разработана методика локализации остаточных запасов нефти, не вовлеченных в процесс активной фильтрации, с целью оперативного назначения геолого-технических мероприятий по повышению охвата истощенной залежи выработкой, заключающаяся в определении областей активно вырабатываемых (заводняемых) запасов в межскважинном пространстве и выделении масштабированных зон низкой активности дренирования запасов повышенной плотности.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах: Ведущие рецензируемые научные издания

1. Салихов, М. М. Анализ показателей эксплуатации скважин по Восточно-Сулеевской и Чишминской площадям, выведенных из эксплуатации на нефть [Текст] / М. М. Салихов, Р. Б. Рафиков, И. Г. Газизов, О. О. Буторин, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. -

2003.-№12.-С. 63-68.

2. Вафин, Р. В. Технико-технологические системы реализации водогазового воздействия на пласт [Текст] / Р.В. Вафин, М.С. Зарипов, Д.Л. Алексеев, О.И. Буторин, Д.К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. -

2004,-№6.-С. 32-38.

3. Вафин, Р. В. Стимуляция добычи нефти обработкой призабойных зон добывающих скважин Алексеевского месторождения (кизеловский горизонт) [Текст] / Р. В. Вафин, М. С. Зарипов, И. М. Гимаев, Д. JI. Алексеев, О. И. Буторин, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 7. - С. 16-20.

4. Насибуллин, М. Г. Оценка текущего состояния разработки и формирование ГТМ Тавельского нефтяного месторождения [Текст] / М. Г. Насибуллин, Р. Р. Зарипов, М. П. Круглов, О. И. Буторин, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. -2004. -№ 8. - С. 10-15.

5. Зарипов, Р. Р. Анализ применяемых технологий ограничения водопритока на Тавельском месторождении [Текст] / Р. Р. Зарипов, М. М. Тазиев, В. Н. Чукашев, Д. Л. Алексеев, О. И. Буторин, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 9. - С. 51-54.

6. Ахметшин, Р. А. Анализ показателей эксплуатации новых добывающих скважин в НГДУ «Джалильнефть» [Текст] / Р. А. Ахметшин, М. М. Салихов, И. Г. Газизов, Д. К. Сагитов, Д. Л. Алексеев, О. И. Буторин // Нефтепромысловое дело. - 2005. -№ 8.

- С. 45-49.

7. Ахметшин, Р. А. Анализ эффективности работы фонда скважин НГДУ «Джалильнефть», оборудованных ШГНУ [Текст] / Р. А. Ахметшин, Р. Р. Ишмурзин, Д. Л. Алексеев, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 8. - С. 54-59.

8. Нафиков, И. М. Коррозионная эффективность добываемой продукции скважин и методы ее предупреждения [Текст] / И. М. Нафиков, И. Ф. Исмагилов, И. Н. Сатаров, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. — 2005. - № 8. - С. 65-68.

9. Тазиев, М. М. Методические основы прогнозирования динамики процесса обводнения добывающих скважин на основе промысловой геолого-технической информации о строении эксплуатируемых объектов и режимах работы скважин [Текст] / М. М. Тазиев, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 12.

- С. 25-29.

10. Сагитов, Д. К. Накопление «визуального опыта» с целью дальнейшего прогнозирования поведения процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования [Текст] / Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. — 2005. — № 12. — С. 30-35.

11. Обиход, А. П. Основные направления повышения эффективности разработки эксплуатационных объектов Якушкинского месторождения [Текст] / А. П. Обиход, С. П. Папухин, А. А. Пакшаев, Д. К. Сагитов, С. А. Поливанов // Нефтепромысловое дело. - 2007. -№ 8. - С. 37-40.

12. Сагитов, Д. К. О влиянии охлаждения пласта в результате заводнения на выработку остаточных запасов нефти на примере Якушкинского месторождения [Текст] / Д. К. Сагитов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. -№4.-С. 37-41.

13. Сагитов, Д. К. Определение преимущественного направления фильтрации закачиваемых вод [Текст] / Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. - С. 11-14.

14. Сагитов, Д. К. Вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти регулированием заводнения [Текст] / Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 5. - С. 24-26.

15. Сагитов, Д. К. Особенности формирования геолого-технических мероприятий с применением гидродинамического моделирования на завершающей стадии разработки [Текст] / Д. К. Сагитов, И. Ш. Щекатурова, Е. А. Горобец, Б. И. Вафин // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 6. - С. 11-14.

16. Сагитов, Д. К. Анализ характера преждевременного обводнения продукции скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы [Текст] / Д. К. Сагитов, В. Я. Шпан, Б. И. Вафин,

B. В. Литвин, А. Р. Сарваров // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 6. -

C. 21-25.

17. Сагитов, Д. К. Анализ мероприятий по ограничению водопритока, проводимых на Якушкинском месторождении [Текст] / Д. К. Сагитов, Ф. М. Халилова, В. Я. Шпан, Б. И. Вафин // Нефтепромысловое дело. — 2008. — № 6. — С. 31-34.

18. Сарваретдинов, Р. Г. Использование геолого-математической модели пласта при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов [Текст] / Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - № 10. - С. 15-20.

19. Манапов, Т. Ф. Экспериментальное определение коэффициента вытеснения нефти водой, газом и при попеременной закачке газа и воды на керне терригенных отложений покурской свиты Самотлорского месторождения [Текст] / Т. Ф. Манапов, Р. В. Вафин, А. К. Макатров, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2008. — № 11. — С. 32-34.

20. Горобец, Е. А. Вопрос целесообразности применения водогазового воздействия на терригенных залежах покурской свиты Самотлорского месторождения, недонасыщенных нефтью и характеризующихся обширными подгазовыми зонами [Текст] / Е. А. Горобец, Т. Ф. Манапов, А. К. Макатров, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. -№ 12. - С. 51-53.

21. Вафин, Р. В. Применение опыта успешных обработок призабойных зон по скважинам Алексеевского месторождения [Текст] / Р. В. Вафин, М. С. Зарипов, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. -№ 4. - С. 67-69.

22. Вафин, Р. В. Анализ эффективности и выбор видов геолого-технических мероприятий, проведенных на Алексеевском месторождении [Текст] / Р. В. Вафин, М. С. Зарипов, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 5. - С. 50-53.

23. Вафин, Р. В. Альтернативный способ оценки реакции добывающих скважин на закачку водогазовой смеси с целью регулирования системы воздействия [Текст] / Р. В. Вафин, М. С. Зарипов, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Нефтепромысловое дело. -2009,-№5.-С. 23-26.

24. Сарваров, А. Р. Выработка запасов нефти подгазовых зон горизонтальными скважинами с применением элементов барьерного заводнения [Текст] / А. Р. Сарваров, Ю. В. Михеев, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 5. - С. 26-29.

25. Хисамутдинов, Н. И. Исследование величины фактического давления насыщения нефти по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Д. К. Сагитов, А. А. Хальзов, В. В. Васильев, Р. Р. Еникеев // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 7. - С. 8-12.

26. Хисамутдинов, Н. И. К оценке величины фактического давления насыщения нефти в пласте и на забое скважин по характеристике физико-химических свойств газонефтяной смеси [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, А. А. Хальзов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 9. - С. 9-15.

27. Хисамутдинов, Н. И. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, И. В. Владимиров, Д. К. Сагитов, С. X. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1. - С. 5-7.

28. Сагитов, Д. К. Новый подход для оценки эффективности применения горизонтальных скважин [Текст] / Д. К. Сагитов,

B. Ш. Шаисламов, А. Г. Кан, С. X. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1. -

C. 58-59.

29. Орехов, В. В. Оценка момента прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам Вахитовского нефтяного месторождения [Текст] / В. В. Орехов, А. Г. Кан, Д. К. Сагитов, М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1.-С. 68-70.

30. Сагитов, Д. К. Опыт повышения эффективности системы поддержания пластового давления в условиях разгазирования [Текст] / Д. К. Сагитов, А. Г. Кан, Е. В. Пицюра, Р. Р. Еникеев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. -№ 1. - С. 71-75.

31. Орехов, В. В. Регулирование энергетического состояния залежи на примере колганского объекта Вахитовского нефтяного месторождения [Текст] / В. В. Орехов, Е. В. Пицюра, Д. К. Сагитов,

М. С. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. -№ 1. - С. 75-79.

32. Владимиров, И. В. Математическое исследование эффективности расположения нагнетательной скважины при газовом воздействии на пласт [Текст] / И. В. Владимиров, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, В. В. Фирсов, В. В. Пшеничников // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2010. - № 7. -С. 32-38.

33. Владимиров, И. В. Моделирование процессов нефтеизвлечения при газовом воздействии и заводнении нефтенасьпценного пласта с изотропным коллектором [Текст] / И. В. Владимиров, Д. К. Сагитов, В. В. Фирсов, В. В. Пшеничников, Е. В. Пицюра // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2010. - № 8. - С. 27-34..

34. Владимиров, И. В. Извлечение нефти из анизотропного и однородного по проницаемости коллекторов [Текст] / И. В. Владимиров, Д. К. Сагитов, В. В. Фирсов, В. В. Пшеничников, В. В. Орехов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2010,-№9.-С. 33-37.

35. Пицюра, Е. В. Регулирование режимов и увеличение сроков фонтанирования добывающих скважин на Росташинском месторождении [Текст] / Е. В. Пицюра, А. А. Хальзов, И. В. Владимиров, Д. К. Сагитов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2010. — № 10. - С. 24-27.

36. Кристьян, И. А. Исследование изменения конечного КИН карбонатного коллектора при термозаводнении на примере пласта СЗ верхнего карбона Красноярского месторождения [Текст] / И. А. Кристьян, С. А. Кротов, И. В. Владимиров, Д. К. Сагитов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010. -№ 10.-С. 43-47.

37. Пицюра, Е. П. Использование результатов промысловых и гидродинамических исследований при выборе скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти [Текст] / Е. П. Пицюра,

B. Ш. Шаисламов, И. А. Кристьян, Д. К. Сагитов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2010. — № 12. —

C. 38-40.

38. Фирсов, В. В. Выявление критериев успешного применения соляно-кислотных обработок по пластам окского надгоризонта Сорочинско-Никольского месторождения [Текст] / В. В. Фирсов, М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов, Д. К. Сагитов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2011. — № 2. — С. 70-76.

39. Сагитов, Д. К. Альтернативный метод оценки карбонатности с целью повышения успешности соляно-кислотных обработок на примере Сорочинско-Никольского месторождения [Текст] / Д. К. Сагитов, М. Н. Мельников, В. В. Фирсов, М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов // Нефтепромысловое дело. - 2011. -№ 4. - С. 20-25.

40. Сагитов, Д. К. Восстановление продуктивности разгазированных участков на примере залежи пласта ДЗ Ольховского месторождения [Текст] / Д. К. Сагитов, В. В. Пшеничников, М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов // Нефтепромысловое дело. — 2011. — № 10. -С. 8-11.

41. Сагитов, Д. К. Оперативная коррекция компенсации отборов закачкой на нефтяных месторождениях [Текст] / Д. К. Сагитов, А. А. Хальзов, В. А. Лепихин // Нефтепромысловое дело. - 2012. -№ 1. - С. 26-28.

42. Сагитов, Д. К. Вовлечение в активную разработку запасов нефти на поздней стадии по зонам дренирования [Текст] / Д. К. Сагитов, А. А. Хальзов, В. А. Лепихин // Нефтепромысловое дело. — 2012. - № 1. -С. 29-31.

43. Сагитов, Д. К. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации [Текст] / Д. К. Сагитов, И. Р. Сафиуллин, В. А. Лепихин,

A. В. Аржиловский // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. - С. 35-37.

44. Хисамутдинов, Н. И. Классификация участков залежей на геологические тела в деформированных структурах пласта и унификация схем размещения скважин для гидродинамического моделирования [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Д. К. Сагитов,

B. Ш. Шаисламов, А. Р. Листик // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 6. - С. 54-59.

45. Сагитов, Д. К. Комплексная оценка причин снижения эффективности заводнения [Текст] / Д. К. Сагитов, А. Р. Листик, А. М. Тупицин, А. Т. Ахмадишин // Нефтепромысловое дело. - 2012. -№ 7. - С. 23-26.

46. Фатхлисламов, М. А. Исследование процесса подъема флюидов с механическими примесями по стволу скважины глубинными насосами [Текст] / М. А. Фатхлисламов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов, Л. Р. Хасаншин // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 8. - С. 39-43.

47. Абдульмянов, С. X. Частотный анализ взаимовлияния соседних скважин по изменению объемов закачки и обводненности продукции по истории эксплуатации [Текст] / С. X. Абдульмянов, Д. К. Сагитов, И. Р. Сафиуллин, А. Н. Астахова // Нефтепромысловое дело.-2012.-№ 11.-С. 20-24.

48. Задорожный, Е. В. Выявление и оценка резерва по наращиванию текущих уровней добычи нефти по скважинам

Самотлорского месторождения, работающим на пласт АВ11-2 [Текст] / Е. В. Задорожный, В. В. Литвин, Н. И. Хисамутдинов, Д. К. Сагитов // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 11. - С. 41-44.

49. Рустамов, И. Ф. Выработка разрозненных остаточных запасов нефти в условиях развитой системы избирательного заводнения [Текст] / И. Ф. Рустамов, Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, Д. К. Сагитов, М. Н. Шаймарданов // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 3. -С. 74-79.

50. Рустамов, И. Ф. Оценка потенциала залежи по наращиванию добычи нефти [Текст] / И. Ф. Рустамов, Д. К. Сагитов, А. Н. Астахова, Р. В. Вафин, И. А. Магзянов // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 3. -С. 61-66.

51. Шаймарданов, М. Н. Изучение процесса заводнения тонкослоистых многослойных коллекторов [Текст] / М. Н. Шаймарданов, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов // Нефтепромысловое дело. - 2013. -№ 3. - С. 86-90.

52. Проскурин, В. А. Повышение эффективности разработки нефтяного месторождения с развитой системой заводнения [Текст] /

B. А. Проскурин, Д. К. Сагитов, М.Н. Тайчинов, В. В. Фирсов, Р. Р. Зиятдинов // Нефтепромысловое дело. — 2013. — № 6. — С. 5-7.

53. Проскурин, В. А. Особенности освоения и перспективы разработки юрских отложений Ново-Покурского месторождения [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, Д. К. Сагитов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2013,-№6.-С. 41-43.

54. Проскурин, В. А. Способы оценки эффективности формирования системы заводнения на объекте Западно-Усть-Балыкского месторождения. [Текст] / В. А. Проскурин, Н. И. Хисамутдинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. - № 6. -

C. 36-37.

55. Сагитов, Д. К. Выработка активно заводняемых разрозненных запасов нефти в условиях геологической неоднородности [Текст] / Д. К. Сагитов, А. М. Тупицин, В. В. Фирсов, Р. Р. Шагалин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 8. - С. 31-36.

56. Сафиуллин, И. Р. Выбор оптимального времени начала термозаводнения коллекторов с высоковязкой нефтью [Текст] / И. Р. Сафиуллин, Д. К. Сагитов, И. А. Кристьян, А. М. Тупицин // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 10. - С. 84-86.

57. Сагитов, Д. К. Гидродинамическая оценка рисков прорыва воды в условиях повышенной вязкости нефти [Текст] / Д. К. Сагитов,

В. Э. Халикова, И. Р. Сафиуллин, Н. В. Федоренко, И. Г. Хамитов // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 1. - С. 5-7.

58. Сафиуллин, И. Р. Прогнозирование остаточных дренируемых запасов нефти скважины по частотной изменчивости процесса обводнения [Текст] / И. Р. Сафиуллин, Д. К. Сагитов, В. В. Васильев,

A. А. Дерюшев // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 4. - С. 5-9.

59. Васильев, В. В. Повышение фильтрационной адекватности карт текущих пластовых давлений нефтяного месторождения [Текст] /

B. В. Васильев, В. Э. Дерюшев, Д. К. Сагитов, В. Э. Халикова // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 4. - С. 10-13.

60. Никитин, В. С. Совершенствование методов оценки и планирования геолого-технических мероприятий на базе статистических данных [Текст] / В. С. Никитин, С. Д. Глебов, Д. К. Сагитов, А. А. Махмутов // Нефтепромысловое дело. - 2014. -№ 12. - С. 26-29.

Патенты

61. Пат. 2299979 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи [Текст] / Вафин Р. В., Зарипов М. С., Гимаев И. М., Сагитов Д. К., Буторин О. И., Владимиров И. В., Алексеев Д. Л., Пияков Г. Н.; патентообладатель Вафин Р. В. -№ 2004122779/03; заявл. 27.07.2004; опубл. 27.05.2007, Бюл. № 15.

62. Пат. 2299977 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/16. Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой [Текст] / Хисамутдинов Н. И., Владимиров И. В., Тазиев М. М., Сагитов Д. К., Алексеев Д. Л., Буторин О. И.; патентообладатели Тазиев М. М., Владимиров И. В. - № 2005102581/03; заявл. 03.02.2005; опубл. 27.05.2007, Бюл. № 15.

Прочие печатные издания

63. Тазиев, М. М. Проблемы и методы разработки водонефтяных зон [Текст] / М. М. Тазиев, Т. Г. Казакова, Д. К. Сагитов // Проблемы освоения трудноизвлекаемых углеводородов: тез. докл. научн.-практ. конф. в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. - Уфа, 2005.-С. 157-159.

64. Проскурин, В. А. Об опыте регулирования энергетических потерь в системе поддержания пластового давления [Текст] / В. А. Проскурин, В. В. Фирсов, Р. Р. Зиятдинов, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии — 2013». — Уфа, 2013.-С. 63-67.

65. Проскурин, В. А. Сравнение известных аналитических способов оценки степени взаимодействия пар скважин «добывающая -нагнетательная» [Текст] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. в рамках XXI Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2013». - Уфа, 2013. - С. 71-73.

66. Сагитов, Д. К. Повышение эффективности работы газлифтной скважины в промысловых условиях [Текст] / Д. К. Сагитов, Буй Дык Хиен // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. (Уфа, 23 апреля 2014 г.) в рамках XXII Международной специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014». - Уфа, 2014. - С. 33-35.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 06.07.2015 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. 1,74 л. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.