Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Влияние изменения характеристик призабойной зоны многопластового объекта на продуктивность добывающих скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Каюмов, Малик Шафикович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. СОВРЕМЕННЫЕ ПРЕДСТАВЛЕНИЯ О ПРИЧИНАХ СНИЖЕНИЯ ДЕБИТА СКВАЖИН И ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ НЕФТЕНАСЫЩЕННЫХ ПЛАСТОВ.

1.1 Причины снижения дебита скважины.

1.2 Методы наблюдения за состоянием пластовых систем. Гидродинамические методы исследований пластов и скважин.

1.3. Методы воздействия на пласт.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Влияние изменения характеристик призабойной зоны многопластового объекта на продуктивность добывающих скважин"

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ: В настоящее время большинство нефтяных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири (Ромашкинское, Ново-Елховское, Арланское, Туймазинское, Шкаповское, Мамонтовское, Самотлорское, Усть-Балыкское) вступили в позднюю стадию разработки и характеризуются значительными объемами закачки и отбора воды, старением эксплуатационного фонда скважин, деградацией (т.е. ухудшением фильтрационных свойств) продуктивных нефтенасыщенных коллекторов, обусловленной техногенным воздействием и другими признаками [2,34,40,45,59,61]. Не является секретом то, что эксплуатация нефтяных месторождений в 70-80-е годы, направленная, прежде всего, на достижение максимальной добычи нефти, привела сегодня к резкому возрастанию доли трудноизвлекаемых запасов. Так, для горизонта Д1 Ромашкинского месторождения доля таких запасов нефти возросла с 30 до 80 %. Существенная часть трудноизвлекаемых запасов, по мнению ряда авторов [54,3,21,44], обусловлена техногенными причинами.

Интенсивная выработка запасов нефти из неоднородных по коллекторским свойствам продуктивных горизонтов этих месторождений, разрабатываемых с применением интенсивной системы заводнения, привела к опережающему отбору нефти из высокопроницаемых коллекторов, разбиению ранее единого нефтенасыщенного поля на множество отдельных участков и, как следствие, ухудшению структуры запасов нефти в сторону резкого увеличения доли трудноизвлекаемых. Этому также способствовали характерные для перечисленных месторождений значительная расчлененность нефтенасыщенных коллекторов, их прерывистость и неоднородность, которые явились основными причинами неравномерной выработки запасов.

Результаты многочисленных исследований, проведенных авторами работ [2,3,6,45,51,54], указывают на постепенное изменение свойств пластовых систем и насыщающих их флюидов. В настоящее время, после более чем 50 лет эксплуатации Ромашкинского месторождения, во главу становится проблема деградации продуктивных нефтенасыщенных коллекторов. Очевидно, что текущие запасы углеводородов ряда площадей Ромашкинского месторождения, даже при достигнутом значении коэффициента извлечения нефти 0.510-0.520, еще велики. Вместе с тем, темп отбора запасов каждый год уменьшается, что связано, прежде всего, с резким обводнением и отключением высокопродуктивных высокопроницаемых пластов, охлаждением пластовых флюидов и скелета коллектора в результате закачки сотен миллионов тон холодной воды, засорением и биозаражением пластовых систем, разрушением коллектора. Изменение условий фильтрации в пласте требует внесения изменений в систему разработки и в особенности регулирования режима отбора жидкости из добывающих и закачки в нагнетательные скважины.

Надо отметить, что проблема на настоящий момент достаточна исследована. Наиболее крупные исследования в этом направлении выполнены в разные годы в ГУНиГ им.И.М.Губкина (И.М.Муравьев, И.Т.Мищенко, Г.З.Ибрагимов, Н.И.Хисамутдинов, Р.Р.Ибатуллин), во ВНИИнефть (М.Л.Сургучев, Ю.В.Желтов, Г.Г.Вахитов, Г.Е.Малофеев, Э.М.Симкин, О.Л.Кузнецов), в БашНИПИнефть (М.Д.Валеев, В.Е.Лозин, Э.М.Тимашев, Э.М.Юлбарисов, Р.Х.Алмаев, А.Ш.Сыртланов, Баймухаметов К.С., Пантелеев В.Г.), в ТатНИПИнефть (И.Ф.Глумов, Р.Н.Дияшев, Р.А.Максутов, Р.Х.Муслимов, Р.Т.Фазлыев, Р.Г.Абдулмазитов, А.Ф.Блинов, Р.С.Хисамов, В.П.Тронов, А.В.Тронов), в УГНТУ (Ю.В.Антипин, М.А.Токарев, Ю.В.Зейгман), в СибНИИНП (Ю.Е Батурин, Р.Я.Кучумов, К.М.Федоров), в НИИнефтеотдача (В.Е.Андреев, Н.Ш.Хайрединов, Ю.А.Котенев) и в ряде других научно-исследовательских организациях. Однако, несмотря на огромный объем исследований, выполненный выдающимися исследователями, актуальность задачи извлечения остаточной нефти на поздней стадии возрастает по мере изменения условий эксплуатации месторождений. Новые проблемы, в основном, связанные с закачкой пресной и сточной воды [33,54,64], а также с последствиями техногенного воздействия на пласт [54], требуют дальнейших исследований.

Приоритет в применении тех или иных методов и способов регулирования в определенной степени зависит от стадии разработки нефтяного месторождения [4,5,54]. Для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, применяются все виды ГТМ, направленные на интенсификацию и стабилизацию добычи нефти, на ограничение попутнодобывемой с нефтью воды, на самое широкое применение методов увеличения нефтеотдачи пластов, на добуривание скважин в слабовырабатываемых, застойных и тупиковых зонах и т.д.

Технологическая и экономическая эффективность проводимых ГТМ во многом определяются текущими извлекаемыми запасами нефти в области дренажа скважин, дебитами скважин по нефти и обводненностью, геолого-физической характеристикой пласта и призабойной зоны скважин. Поэтому для проведения анализа и оценки состояния выработки запасов нефти требуется достоверная информация о геологическом строении коллекторов (ГИС), перфорации, текущих и накопленных отборах нефти и жидкости (промысловые исследования) и коллекторская характеристика призабойной и удаленной от скважины зон пласта (гидродинамические исследования), а также информация о изменении параметров пластовой системы в результате разработки.

Значительный объем требуемой информации дают гидродинамические исследования скважин и пластов. Преимущество ГДИС над другими методами заключается в том, что они характеризуют потоки пластовых флюидов и могут дать динамику изменения этих потоков с течением времени, а также в результате воздействия на пласт.

Особое место занимают гидродинамические исследования скважин для оценки состояния призабойной зоны пластов (ПЗП) и изменения скин-фактора в динамике. На основе этой информации проводят обработки призабойных зон (ОПЗ) пласта для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

Необходимо отметить, что для месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, ОПЗ становятся частью методов повышения нефтеотдачи (МУН). Действительно, повышение продуктивности скважины в результате ОПЗ изменяет условия фильтрации не только в ПЗП, но и в удаленной зоне пласта, увеличивая при этом радиус контура питания скважины, интенсивность притока. Все это изменяет установившиеся в пласте фильтрационные потоки, что позволяет подключить к фильтрации ранее не дренируемые нефтенасыщенные области. Поэтому ОПЗ необходимо рассматривать как элемент МУН, направленный не только на восстановление продуктивности скважины, но и на увеличение охвата заводнением.

Как уже отмечалось в ряде работ (например, [56]), выбор способа ОПЗ осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта-коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

Выбор способа воздействия на ПЗП определяется исходя из причин ухудшения коллекторской характеристики призабойной зоны (загрязнение асфальто-смоло-парафинистыми отложениями, механическими примесями, наличие вязких водонефтяных эмульсий и т.д.). Объемы используемых химреагентов устанавливаются в зависимости от перфорированной толщины пластов и радиуса загрязненной зоны, определяемой по результатам гидродинамических исследований скважин.

Кроме того, ОПЗ скважин могут осуществляться и в пластах с хорошей коллекторской характеристикой при наличии в их зоне дренажа значительных текущих извлекаемых запасов нефти с целью повышения темпов отбора нефти и интенсификации выработки запасов.

Исследование причин снижения производительности добывающих скважин возможно только на основе анализа всего комплекса постоянно накапливающейся в процессе разработки информации, начиная от геофизических исследований при бурении скважин и далее с учетом всех промысловых и гидродинамических исследований скважин и пластов, с построением соответствующих геологических и математических моделей фильтрации жидкости в неоднородных по коллекторской характеристике средах.

Таким образом, в настоящее время является актуальной задача создания подходов для выработки и принятия решения на проведение ОПЗ с учетом всей имеющейся информации и разработки новых технологий обработки призабойной зоны пласта.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. На основе всестороннего исследования причин снижения продуктивности добывающей скважины разработать и внедрить новые подходы для выработки и принятия решения на проведение обработки ПЗП и создать новую технологию комплексного воздействия на призабойную зону с целью восстановления и повышения эффективности работы скважины.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

1. Изучение и анализ причин снижения продуктивности скважин.

2. Анализ современных технологий ОПЗ (как элемента МУН), применяемых в АО "Татнефть", и определение новых направлений по их совершенствованию.

3. Решение гидродинамических задач фильтрации жидкости в пространственно неоднородном коллекторе с целью определения роли неоднородности параметров пласта в формировании продуктивности скважины.

4. Разработка и промышленное испытание новой комплексной технологии ОПЗ.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ: Решение поставленных проблем основано на: тщательном анализе промысловой информации с последующей ее обработкой с применением современных методов обработки данных, использовании методов математического моделирования процессов фильтрации жидкостей в пространственно неоднородных коллекторах и проведении промышленных экспериментов по внедрению новых технологий.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА ВЫПОЛНЯЕМОЙ РАБОТЫ

1. На основе проделанного детального анализа эффективности применяемых АО "Татнефть" технологий МУН и ОПЗ (как элемента МУН) показано, что для добывающих скважин центральных площадей Ромашкинского месторождения наиболее эффективны комплексные технологии. Получены корреляционные зависимости величины эффекта от ряда параметров разработки, позволяющие при известных затратах на реагенты и внедрение технологии спрогнозировать предельные значения параметров (дебиты нефти, текущие толщины, ТИЗ и обводненность) при обосновании технологий.

2. На основе решения ряда гидродинамических задач определен вклад неоднородности параметров пласта в формировании технологических показателей работы скважины. В зонально и послойно неоднородных пластах технологические показатели эксплуатации скважины (дебит, забойное давление, время установления стационарного режима) имеют статистическую (неоднозначную) зависимость от средней проницаемости, неоднородности и степени вскрытия пласта. Это означает, что при выявлении причин снижения продуктивности скважины возникает неопределенность в определении основных причин, поэтому необходимо применять комплексные технологии ОПЗ, направленные на изменение в нужном направлении сразу же нескольких параметров ПЗП.

3. Проведенные исследования позволили сформировать требования к выбору скважин для проведения ОПЗ и предложить новую комплексную технологию обработки призабойной зоны пласта.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Для центральных площадей Ромашкинского месторождения наиболее эффективными являются комплексные технологии обработки призабойной зоны пласта.

2. Показано, что в пространственно неоднородных пластах основные технологические показатели работы скважины (дебит, забойное давление, время установления стационарного режима) имеют неоднозначную (статистическую) зависимость от параметров пласта. При этом выделяются устойчивые тенденции. Так, например, дебит скважины имеет тенденции к возрастанию при увеличении средней проницаемости пласта и к уменьшению при увеличении показателя неоднородности. Однако статистический характер зависимости приводит к неопределенности в определении основных причин изменения продуктивности пласта, что подтверждает необходимость использования комплексных технологий опз.

3. Разработан подход к выбору скважин для проведения ОПЗ, включающий в себя анализ промысловой информации, результатов проведения ГДИС, карт давлений, технологических режимов скважин, а так же результатов математического моделирования разработки залежи (для определения текущих извлекаемых запасов нефти). На основании проведенного анализа все скважины добывающего фонда разбиваются на ряд групп (группирование по текущим и накопленным признакам), для каждой из которых назначается свой вариант проведения ОПЗ.

4. Предложена новая комплексная технология ОПЗ пласта «ПК (перфорация куммулятивная) + углеводородный растворитель + химреагенты», технологическая и экономическая эффективность которой доказана при проведении промышленного эксперимента.

ДОСТОВЕРНОСТЬ полученных в диссертационной работе результатов подтверждается непротиворечивостью с выводами ранее проделанных работ по теме. Для решения поставленных задач использовалась промысловая информация. Приведенные в работе выводы развивают сложившиеся представления, а результаты проведенных промышленных экспериментов подтверждают идеи, выдвинутые в работе.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ И РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ

Результаты диссертационной работы могут быть использованы при проектировании технологий ОПЗ (МУН), а также для оценки уровня их рентабельности. Кроме того, в работе сформулированы принципы выбора скважин для проведения ОПЗ и предложена новая комплексная технология ОПЗ с целью интенсификации добычи нефти и снижения отбора попутно добываемой воды на базе «ПК + растворитель + композиция химреагентов» и их модификации.

Выполненные разработки внедрены на объектах НГДУ "Иркеннефть", НГДУ "Джалильнефть". Предложенная технология ОПЗ опробована на 12 скважинах Восточно-Сулеевской площади, что позволило в среднем за 6 месяцев 2002 г. дополнительно добыть 4,880 тыс. т нефти с экономическим эффектом 4494.0 тыс. руб

10 эффект продолжается). По предложенной технологии разработана инструкция на производство работ при их внедрении.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на секции научно-технического Совета НПО «Нефтегазтехнология» (1999-2002 гг.), на техсоветах АО «Татнефть» (2001-2002 гг.), на научно-практической конференции «Техника и технология добычи нефти на современном этапе», г. Альметьевск, 2002 г.

ПУБЛИКАЦИИ.

По теме диссертации опубликовано 8 научных работ, получен 1 патент РФ. В работе представлены результаты исследований, выполненных лично автором, а также в соавторстве с сотрудниками НПО «Нефтегазтехнология» в 2000-2002 гг. В работах, написанных в соавторстве, соискателю принадлежат постановка задач, методы исследования и разработка основ для выбора участков для апробации новых методик и авторский надзор за проведением ОПР на месторождении.

СТРУКТУРА И ОБЪЕМ РАБОТЫ.

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав и заключения, содержит 161 страниц машинописного текста, 60 рисунков, 16 таблиц, 86 библиографических ссылок.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Каюмов, Малик Шафикович

4.5. Основные выводы к главе.

1. Выбор скважин для проведения ГТМ по стимуляции добычи нефти должен осуществляться при совместном рассмотрении зависимостей, характеризующих снижение производительности скважин во времени путем численного исследования , а также оценки состояния разработки и выработки запасов нефти (пластовые и забойные давления, дебиты по нефти и жидкости, текущие извлекаемые запасы нефти), что и определяет содержание технологии и ее составные части.

2. За счет проведения обработок призабойных зон скважин по комплексной технологии «ПК+ углеводородный растворитель в смеси с химреагентами» дополнительная добыча нефти за шесть месяцев в среднем на одну скважину составила 406,7 т. При прогнозной продолжительности эффекта за 15 месяцев дополнительная добыча нефти достигает 1028 т на одну скважину при удельном экономическом эффекте (NPV) 1090,3 тыс.руб/скв. В сумме по 12 скважинам дополнительная добыча нефти составит 12,330 тыс.т при NPV равном 13083,7 тыс.руб.

2.0 л ю о

С[

1.5

1.0

0.5

0.0

Прогнозные технологические показатели при различных вариантах разработки базовый ■ с ОПЗ и без засорения ПЗП —а—с ОПЗ и засорением ПЗП W

ОПЗ

12 15 месяцы

18

21

24

27

30

Динамика NPV при различных вариантах разработки (при цене на нефть 2420 руб/т)

2500

2000

1500

Q. О J

I>

CL

1000

-♦—базовый

-■-с ОПЗ и без засорения ПЗП с ОПЗ и засорением ПЗП

13 16 19 месяцы

Рисунок 4.8. Прогнозные технико-экономические показатели при разных вариантах разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Изложенные в диссертационной работе результаты исследований позволяют сделать следующие выводы.

1. Анализ эффективности методов воздействия на пласт, применяемых в АО "Татнефть", показал, что наиболее эффективными являются методы, направленные на одновременное изменение комплекса свойств пластовых систем. Наиболее перспективными для повышения продуктивности скважин являются комплексные технологии обработки призабойных зон пласта на основе физических, химических и тепловых методов, технологическая эффективность которых обусловлена комплексным физико-химически-тепловым воздействием на загрязненную призабойную зону.

2. На основе решения ряда гидродинамических задач о фильтрации жидкости в пространственно неоднородных пластах установлена роль неоднородности параметров пласта в формировании технологических показателей работы скважины. В зонально и послойно неоднородных пластах технологические показатели скважины (дебит, забойное давление) имеют статистическую (неоднозначную) зависимость от средней проницаемости, неоднородности и степени вскрытия пласта. Это означает, что при выявлении причин снижения продуктивности скважины возникает неопределенность в определении основных причин, поэтому необходимо применять комплексные технологии ОПЗ, направленные на изменение в нужном направлении сразу же нескольких параметров ПЗП.

3. Установлено, что в случае вскрытия скважиной двух и более пластов, в зависимости от проницаемости пластов и характера их гидродинамического взаимодействия, снижение дебита скважины, вызванное снижением пластового давления, имеет различный характер. При гидродинамической изоляции пластов дебит высокопроницаемого пласта со временем уменьшается резко и в большей степени, чем дебит низкопроницаемого пласта. При наличии гидродинамической связи между пластами различия в зависимостях дебитов уменьшаются.

4. Разработан подход к выбору скважин для проведения ОПЗ, включающий в себя анализ промысловой информации, результатов проведения ГДИС, карт давлений, технологических режимов скважин, а так же, результатов математического моделирования разработки залежи (для определения текущих извлекаемых запасов нефти). На основании проведенного анализа все скважины добывающего фонда

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Каюмов, Малик Шафикович, Бугульма

1. Акулыпин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.:Недра,1988.-237 с.

2. Амелин И.Д., Сургучев M.JL, Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994,- 308 с.

3. Амирханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений,- М.: ВНИИОЭНГ, 1980.- 48 с.

4. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Карпова Т.И. Исследование эффективности методов регулирования процесса разработки. /НТС по добыче нефти. ВНИИ. -1971. Вып. 40.-С. 160-170.

5. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978.-С.197.

6. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана. Доьсл.на отрасл.совещ.Минтопэнерго РФ. Альметьевск, сентябрь 1995. С. 3-20.

7. Бан А., Басниев К.С., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. ИМТФ, 1961.- № 3.

8. Баренблатт Г. И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. Изв. АН СССР, ОТН, 1954,-№ 9. -С. 10-14.

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

10. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н., Максимов В.Н. Подземная гидравлика, М.: Недра. 1986. 303 с.

11. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра, 1971.

12. Боглаев Ю.П. Вычислительная математика и программирование. М: «Высшая школа», 1990,- 544 с.

13. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановивщихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости.// Труды ВНИИ. Вып. XIX, Гостоптехиздат. 1959.

14. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. - 269 с.

15. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996.-382 с.

16. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973.-342 с.

17. Вендельштейн Б.Ю., Ильинский В.М., Лимбергер Ю.А., Козина З.К. Исследования в открытом стволе нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1984,- 228 с.

18. Владимиров И.В., Каюмов М.Ш. Причины снижения дебита добывающей скважины, вскрывшей многопластовую систему коллекторов//НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.:ВНИИОЭНГ-2002.-№3.-С. 8-14.

19. Владимиров И.В., Сарваретдинов Р.Г., Каюмов М.Ш., Галимов Р.Х., Файзуллин И.Н., Шарафутдинов В.Ф. О некоторых причинах разрушения коллекторов при эксплуатации скважин. //НТЖ «Нефтепромысловое дело».- М.:ВНИИОЭНГ-2002.-№9,- С. 13-16.

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

21. Горбунов А. Т. Установившийся приток жидкости к скважине с учетом изменения проницаемости в двучленном законе фильтрации.// Тр. ВНИИ. Вып. 4. М.: Недра, 1967.

22. Гусейнов Г. П. Применение одного приближенного метода к задачам теории фильтрации. //Азербайджанское нефт. хоз-во, 1955.-№ 3. -С. 12-16.

23. Донцов К. М., Боярчук В. Т. К вопросу обработки индикаторных линий скважин трещиноватого коллектора. //Нефт. хоз-во.- 1968.- № 6.-С. 7-11.

24. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти,- М.: Недра.-1983.-312 с.

25. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М/.ВНИИОЭНГ, 2001.- 210 с.

26. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

27. Каналин В.Г., Ованесов М.Г., Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1985.- 247 с.

28. Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации режима работы добывающих скважин//НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.:ВНИИОЭНГ-2002.-№5.-С. 28-32.

29. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике. Для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1984,- 831 с.

30. Котенев Ю.А., Каримов P.M., Каюмов М.Ш. Оценка эффективности выработки запасов пласта Д1 Ново-Елховского месторождения. /Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов: проблемы и решения- Уфа, 2001.-Вып. 3.-С.218-220.

31. Кристиан М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин.- М.: Недра, 1985.- 184 с.

32. Крупнов Н.К., Байков У.М., Мархасин И.Л. О Возможности закачки вод, содержащих механические примеси./ Использование промстоков в системе заводнения нефтяных пластов.Сб.тр./ Уф.НИИ.-1969. -Вып.25.-С.82-92.

33. Крупномасштабное внедрение МУН на месторождениях Башкортостана // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Сб.материалов и семинара-дискуссии. Г.Казань.-1997,- С.41-56/ Е.Н.Сафонов, П.Ф.Викторов, К.Х.Гайнуллин, Е.В.Лозин, Р.Х.Алмаев.

34. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. 200 с.

35. Кундин А.С. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева. //Нефт. ХОЗ-ВО.-1973.- № 7.- С. 15-19.

36. Лебединец Н. П. и др. Особенности фильтрации в трещиноватых породах. //Нефт. хоз-во.-1968,-№6.-С. 12-17.

37. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов. — М.: Недра, 1987.-304 с.

38. Литвинов А.Л., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин,- М.:Недра, 1964.-189 с.

39. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений.-Уфа. Башкнигоиздат, 1987.-152 с.

40. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра,1993.-192 с.

41. Муравьев И.М., Репин Н.Н. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972. - 208 с.

42. Мусабиров М.Х. Технологии комплексного воздействия на призабойную зону пласта -приоритетное направление развития методов стимуляции скважин.// Нефть Татарстана. -2002,- №2. С.22-24.

43. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань, Таткнигоиздат,! 989.-135 с.

44. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б. и др. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения. В 2-х т. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.- т. 1. - 492 с.

45. Непримеров Н.Н. Влияние динамики разработки месторождения на вертикальный профиль приемистости нагнетательной скважины./ В сб. Вопросы усовершенствования разработки нефтяных месторождений Татарии. Изд-во КГУ, 1962.-С. 47-65.

46. Николаевский В. Н. К построению линейной теории упругого режима фильтрации. ИМТФ, 1962,- № 4.

47. Ниналалов А. И., Гейдаров Г. М. Об определении коэффициента сжимаемости и трещиноватости трещиновато-пористой и чисто трещиноватой сред по данным пробной эксплуатации.// Изв. Вузов. -1964,-Нефть и газ.- № 2.-С.27-30.

48. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмоловский B.C. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпа заводнения песчаных коллекторов // Нефт.хоз-во.-1993.-№ 11.-С.16-18.

49. Патент РФ № 2160832, МПК Е 21 В 43/32. Способ ограничения водопритоков в скважину. / Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н, Мусабиров Р.Х., Каюмов М.Ш., Кандаурова Г.Ф. и др. // Бюл. Открытия. Изобретения. 2001.- № 6.

50. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку, Азнефтеиздат, 1956.- 256 с.

51. Разработка нефтяных месторождений./ Под ред. Н.И.Хисамутдинова., Г.З.Ибрагимова. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-T.I.-240 с, Т.П.- 272 с, t.IIL- 149 с, т.1У.- 263 с.

52. РД 153-39-007-96. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Минтопэнерго.-1996.

53. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. // Безопасность труда в промышленности. -1998,- № 6-7.

54. Руководство по гидродинамическим и термодинамическим методам исследований разведочных скважин. Наукова думка. Киев, 1972.

55. Самарский А.А., Гулин А.В. Численные методы. М.: Наука, 1989.- 432 с.

56. Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана.- Уфа: РИЦ АНК Башнефть,-1997.-240 с.

57. Соколов Ю. Д. Об одной задаче теории неустановившихся движений грунтовых вод. //Укр. математический журнал, т. 5, 1953.- № 2.-С.4-6.

58. Состояние и перспективы внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана. / Алмаев Р.Х., Сафонов Е.Н., Макаров А.В., Фазылова Д.М.//Тр.БашНИПИнефть,- 1998.-Вып.94.- С.3-9.

59. Стрижов И. Н., Ходонович И. Е. Добыча газа. М. :Гостоптехиздат, 1946.

60. Телин А.Г, Хакимов A.M., Скороход А.Г., Хисамутдинов Н.И., Погонищев В.И., Артемьев В.Н., Ефремов И.Ф. Оценка факторов, влияющих на коэффициенты вытеснения нефти для условий месторождений АО «Юганскнефтегаз».// Нефт. Хоз-во. 1994,- №2. -С.32-35

61. Тронов А.В. Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений: Диссерт.на соиск.ученой степ.док.техн.наук, Бугульма.ТатНИПИнефть.-2001,- 317 с.

62. Файзуллин И.Н., Яковлев С.А., Владимиров И.В., Владимиров В.Т, Каюмов М.Ш. Анализ эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов на залежи горизонта Д. Абдрахмановской площади//НТЖ «Нефтепромысловое дело».-М.:ВНИИОЭНГ-2002,-№5.-С. 10-16.

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

64. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г.и др. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-226 с.

65. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. М.: ВНИИОНГ.-2001.-184 с.

66. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. -М.: Гостоптехиздат., 1963.-396 с.

67. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. Москва.- 1963.

68. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. Углетехиздат, 1957.- 47с.

69. Чекалюк Э.Б. К анализу методов исследования скважин.//Нефт.хоз-во.-1948.-№11.-С. 2730.

70. Чекалюк Э.Б. Об эффективном радиусе влияния скважин. //Нефт. хоз-во.-1948.- № 11.-С.6-9.

71. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев.-Госиздаттехлит, 1961.161

72. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков М. И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, I960.- 318 с.

73. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998,- 304 с.

74. Щелкачев В. Н.,Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостоптехиздат, 1949. -357 с.

75. Щелкачев В.Н. Основы и приложения неустановившейся фильтрации: Монография. -Москва. Нефть и газ. -1995.

76. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.- 311 с.

77. Щербаков Г.В. Методика исследования глубинонасосных скважин по скорости восстановления забойного давления после прекращения откачки из скважин. //Нефт. хоз-во. 1956.- №3,- С. 32-37.

78. Щуров В.И. Влияние перфорации на приток жидкости из пласта в скважину./ Тр. совещания по вторичным методам. Баку, изд-во АН Азерб. ССР, 1953.

79. Gladfelter R.E., Tracy G.W., Wilsey L.E. Selecting wells which will respond to production-stimulation treatment // OGJ, v.54, №3. May. 1955. pp. 126-131.

80. Hegeman P.S., Hallford D.L., Joseph J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE FE (Sept. 1993). 201-207.

81. Meunier В., Wittman M.J., Stewart G. Interpretation of pressure buildup test using in-situ measurement of afterflow // JPT (Jan. 1985).

82. Muskat M. The use of data on build-up of bottom hole pressures. // Transaction AIME, №123, 1937.

83. Tariq S.M., Ramey H.J. Drawdown behavior of a well with storage and skin effect communicating with layers of different radii and other characteristics // SPE 7453. (Oct. 1978).