Гидродинамическое изучение и моделирование особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях: на примере месторождений Республики Татарстан тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Калмыков, Александр Викторович

• Калмыков, Александр Викторович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Калмыков, Александр Викторович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЙ

1.1. Турнейские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти

1.2. Башкирские резервуары и приуроченные к ним залежи нефти

1.3. Основные черты сходства и различия строения

башкирских и турнейских резервуаров

1.3.1. Основные черты сходства

1.3.2. Основные черты различия

Выводы

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ

Выводы

ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ В ТУРНЕЙСКИХ И БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

3.1. Особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения

3.1.1. Краткое описание залежей

3.1.2. Материал гидродинамического изучения залежей

3.1.3. Основные результаты наблюдений

3.2. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения

3.2.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения

3.2.2. Основные результаты наблюдений

3.3. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях

Рыбного поднятия Мельниковского месторождения

3.3.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения

3.3.2. Основные результаты наблюдений

3.4. Особенности разработки залежи нефти в турнейских отложениях Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения

3.4.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения

3.4.2. Основные результаты наблюдений

3.5. Особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения

3.5.1. Краткое описание залежи и материалы ее гидродинамического изучения

3.5.2. Обобщение особенностей разработки залежи

ГЛАВА 4. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

В ТУРНЕЙСКИХ И БАШКИРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

4.1. Интерпретация особенности разработки нефтяных залежей

в турнейских отложениях Онбийского месторождения

4.1.1. Обобщение результатов интерпретации

4.2. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений Демкинского поднятия Демкинского месторождения

4.2.1. Интерпретация кривых восстановления забойного давления

4.2.2. Геолого-фильтрационное моделирование залежи

4.2.3. Обобщение результатов моделирования залежи

4.3. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений Рыбного поднятия Мельниковского месторождения

4.3.1. Моделирование залежи в рамках упрощенной двумерной двухфазной фильтрационной модели

4.3.2. Геолого-фильтрационное моделирование залежи в рамках трехмерной двухфазной фильтрационной модели

4.3.3. Обобщение результатов моделирования залежи

4.4. Моделирование особенностей разработки турнейских отложений

Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения

4.4.1. Геолого-фильтрационное моделирование залежи

4.4.2. Обобщение результатов моделирования залежи

4.5. Моделирование особенностей разработки башкирского яруса Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения

4.5.1. Моделирование трансформации вида КВД

4.5.2. Обобщение результатов моделирования КВД

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Гидродинамическое изучение и моделирование особенностей разработки залежей нефти в турнейских и башкирских отложениях: на примере месторождений Республики Татарстан»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Объектом исследований настоящей работы являются нефтевмещающие резервуары малопродуктивных месторождений Республики Татарстан, приуроченные к отложениям турнейского яруса нижнего карбона и башкирского яруса среднего карбона.

Существуют два основных критерия, согласно которым ряд месторождений Республики Татарстан относится к категории малопродуктивных: сравнительно низкие технико-экономические показатели и низкая нефтеотдача при применении традиционных методов разработки (Муслимов Р.Х. [53]), что является следствием небольших размеров месторождений, сравнительно низкой концентрации запасов, превалирующей доли трудноизвлекаемых запасов, низкой продуктивности скважин, большой зональной и послойной неоднородности пластов, низких товарных качеств нефтей и их высокой вязкости (Кузьмичев Н.П [39]).

Малопродуктивные месторождения Республики Татарстан по размерам и запасам в основном относятся к категории средних, мелких и очень мелких. В основном они связаны с локальными поднятиями, осложняющими склоны Татарского свода и восточный борт Мелекесской впадины.

Количественное распределение месторождений нефти Республики, согласно классификации месторождений по величине извлекаемых запасов нефти, принятой в 2009 году (Хисамов P.C. [86]), показано на рисунке 1.

1 мест.. г2 мест.

70 мест. ■ Уникальные (запасы > 300 млн.т.]

80 мест..

Крупные (запасы 30 - 300 млн.т.) Средние (запасы 3 - 30 млн.т.) Мелкие (запасы 1-3 млн.т.) Очень мелкие (запасы < 1 млн.т.)

54 мест.

Рисунок 1. - Распределение месторождений нефти Республики Татарстан по величине извлекаемых запасов нефти

Из приведенной классификации следует, что для Республики Татарстан характерно наличие множества средних (70), мелких (54) и очень мелких (80) месторождений.

В работе (Хисамов P.C. [86]) также рассматриваются вопросы проектирования и разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Из рисунка 2, построенного на данных работы [53], следует, что значительная доля запасов нефти принадлежит залежам в карбонатных коллекторах, к которым относятся отложения турнейского и башкирского яруса. Нефтеотдача залежей в карбонатных коллекторах на малопродуктивных месторождениях составляет в среднем 17,5%, что обусловлено преобладанием доли трудноизвлека-емых запасов.

14,6 %.

Л Тульско-бобриковские 40,4 % отложения, %

■ Турнейские отложения,'

21,5 %

I Верейско-башкирские отложения, %

I Кыновско-пашийские, %

23,3 %.

Рисунок 2. - Распределение запасов нефти малопродуктивных месторождений

республики по базисным объектам Степень разработанности темы.

Принципы рационального освоения малопродуктивных месторождений сформулированы в работе [53]. В работах (Муслимов Р.Х., Киршфельд Ю.З., Петросян Л.Г., Сулейманов Э.И., Мочалов Е.Ю., Ахметзянов Н.Г. [54-57]) выдвигаются требования к их разведке и подготовке к разработке, выбору первоочередных эксплуатационных объектов и к размещению скважин (Быков Н.Е., Долженков В.Н., Коцюбинский В.Л., Соловьева В.Л., Фазлыев Р.Г., Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А., Бакиров И.М., Чекалин А.Н., Муслимов Р.Х. [8, 24-27, 58]).

Подходам к разработке малопродуктивных нефтяных месторождений так же посвящены работы (Лысенко В.Д., Грайфер В.И. [43]).

Проблемам заводнения карбонатных коллекторов с высоковязкими нефтями посвящены работы (Абдулмазитов Р.Г., Викторин В.Д., Муслимов Р.Х. Гавура A.B. [1,17,18,52,60,61]), в которых освещен круг нерешенных вопросов.

В работах (Морозов В.П., Плотникова И.Н., Закиров Р.Х., Кольчугин А.Н., Кальчева A.B., Королев Э.А., Козина Е.А. [50, 51]) отмечается важность учета неоднородностей строения пустотного пространства карбонатных пород-коллекторов нижнего и среднего карбона Республики Татарстан при их проектировании. Эти неоднородности связаны с наличием в породах вторичных каверн выщелачивания, стилолитовых швов, трещинок растворения и трещин тектонической разгрузки. Этим вопросом также занимались Багринцева К. И., Фортунатова Н.К., Карцева O.A., Баранова A.B., Агафонова Г.В., Офман И.П. [3, 83].

В работе (Кринари Г.А., Ескина Г.М., Кольчугин А.Н., Королев Э.А., Морозов В.П. [37]) отмечено, что в карбонатных коллекторах система трещин и сообщающихся пор постепенно превращалась в горизонтальные каналы фильтрации воды, которые могли объединяться в более крупные. Затем происходил перехват соседних потоков наиболее интенсивным и единым в некотором объеме пористой среды. В зарубежной литературе по добыче нефти его именуют «conduit»- канал фильтрации, труба фильтрации (AI-Otaibi М.Н., Fischbuch D.B., Taibah O.A., AI-Julaih A.H., Chandra Y., Verma S.K. [107,108].

Подходы к совершенствованию систем разработки залежей нефти в тре-щинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования приводятся в работе (Насыбуллин A.B. [72]).

Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвле-каемых запасов нефти рассматриваются в работе (Мухаметшин Р.З. [64]).

В работе Бакирова И.М. рассматриваются вопросы развития систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях [11].

Перспективы, новые технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах в том числе на поздней стадии рассмотрены в работах (Хисамутди-нов Н.И., P. X. Гильманова, И. В. Владимиров, Н. 3. Ахметов, Р. Г. Абдулмази-тов, Р. Г. Сарваретдинов, Ибрагимов Г. 3., Хакимзянов И.Н., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р.Т. [90 - 92])

Особенности выработки карбонатных коллекторов при нестационарном дренировании рассматриваются в работах (Молокович Ю.М., Марков А.И., Фар-хуллин Р.Г., Давлетшин A.A., Сулейманов Э.И., Куштанова Г.Г., Хисамов P.C., Корнильцева Ю.А. [38, 62, 63]).

Большая доля запасов нефти в карбонатных коллекторах башкирского яруса среднего карбона и турнейского яруса нижнего карбона малопродуктивных месторождений Республики Татарстан, сложности их извлечения и ряд не решенных методических вопросов обуславливают актуальность темы диссертации.

Цель диссертационной работы. Обоснование методов и подходов к гидродинамическому изучению и моделированию разработки башкирских и тур-нейских отложений малопродуктивных месторождений Республики Татарстан в целях контроля и эффективного регулирования процесса нефтедобычи.

Основные задачи исследования и методы их решения. Совершенствование методов и средств изучения особенностей разработки залежей нефти в тур-нейских и башкирских отложениях на малопродуктивных месторождениях РТ посредством технического конструирования, натурного промыслового экспериментирования на основе специально разработанных программ гидродинамических исследований (ГДИ) и геолого-фильтрационного моделирования.

Научная новизна результатов работы. 1. На основе гидродинамических исследований межскважинного пространства, статистического анализа данных, изучения поведения давления в нагнетательных скважинах после их остановки и геолого-фильтрационного моделирования создана методика определения адресности закачки, количественной оценки

ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.

2. Предложен новый метод и техническое решение для испытания продуктивных пластов на предмет их гидродинамического взаимовлияния.

3. Посредством гидродинамических исследований окрестностей скважин и статистического анализа геолого-промысловых данных выявлена аномалия кривых восстановления давления, для учета которой предложена новая гидродинамическая схема геологического объекта и метод интерпретации таких кривых.

Теоретическая и практическая значимость.

Предложен способ и разработано устройство для испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния. В результате их использования подтверждается, что встречаются турнейские залежи, в которых поведение давления соответствует геологическому представлению о наличии в них залежей пластово-сводового типа. Учет этого обстоятельства при соответствующем выборе интервалов вторичного вскрытия пластов либо проектного забоя повышает перспективы применения заводнения при условии его обоснованного регулирования.

Устройство используется в качестве самостоятельного узла при контроле процесса разработки в случае одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и добычи (ОРД) однолифтовыми компоновками на объектах нефтяных компаний Республики Татарстан. Устройство имеет сертификат соответствия и свидетельство утверждения типа средства измерений.

Применение полученных в работе результатов способствовало снижению эксплуатационных затрат и поддержанию уровней добычи.

Полученные выводы учтены при регулировании процесса разработки рассмотренных в работе залежей. Так, например, на Онбийском месторождении произведена реконструкция системы 1111Д. Нагнетательные скважины, признанные по результатам исследований неэффективными, переведены на другие объекты, в том числе посредством проводки вторых стволов. Все это направлено на

сокращение эксплуатационных затрат и поддержание уровней добычи. По другим рассмотренным в работе объектам сделанные заключения учтены при планировании ГТМ. По некоторым участкам имеет место дополнительная добыча нефти, что отражено в публикациях. При этом, в этих же публикациях отмечается, что сделанные выводы справедливы и для ряда других турнейских и башкирских залежей Мельниковского, Енорусскинского, Черёмуховского и Кияз-линского месторождений, материалы гидродинамического изучения и моделирования по которым не опубликованы и в настоящей работе не использованы.

Полученные выводы могут быть использованы при изучении, регулировании и проектировании разработки залежей нефти в башкирских и турнейских отложениях и на других малопродуктивных месторождениях Республики Татарстан.

В качестве рекомендаций по разработке подобных нефтевмещающих резервуаров с целью повышения КИН производить эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин в режиме заданных забойных давлений. При этом, принимая во внимание возможность:

- оттоков закачиваемого агента в водоносную часть геологической структуры, не приводящих к подъему уровня ВНК;

- затрудненной связи между нефтяной и водоносной частью залежи. Давление для нагнетательных скважин не должно превышать начальное пластовое приблизительно на 15%, а ограничением для добывающих скважин должно выступать давление насыщения. При этом предложенное в работе устройство может выполнять функцию одного из звеньев следящей системы поддержания заданных забойных давлений при ОРД и ОРЗ, так как глубинный измерительный модуль имеет кабельную связь с контроллером, расположенным на устье, с которого возможна передача информации о забойных давлениях на другие устройства, осуществляющие регулирование расхода.

В случае, если в толще нефтевмещающих резервуаров (подобных рассмотренным в работе) уверенно выделяется залежь пластово-сводового типа, которая

располагается над массивной залежыо, то рекомендуется учитывать это обстоятельство при проектировании забоя нагнетательной скважины, так как последующее обоснованное регулирование заводнения способно в таких условиях приостановить снижение дебита по нефти добывающих скважин ее окружения.

Достоверность результатов. Экспериментальные данные, приведенные в работе, получены посредством сертифицированного оборудования. Расчеты выполнялись на моделях, построенных на законах сохранения массы, количества движения и энергии. Точность численных результатов подтверждается многовариантными тестовыми расчетами, а также качественным и количественным совпадением результатов с экспериментальными данными. Полученные теоретические выводы подтверждаются на практике. На защиту выносится.

1. Методика определения адресности закачки, количественной оценки ее непроизводительного объема и степени гидродинамической связи нефтяной части залежи с водонапорными комплексами.

2. Методика проведения внутрискважинной гидроразведки продуктивных пластов с целью определения их гидродинамического взаимовлияния.

3. Метод интерпретации выявленной аномалии кривых восстановления давления.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались на следующих конференциях и совещаниях:

- научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2010 г.);

- IV международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (ОАО «ВНИИнефть им. Академика А.П. Крылова», г. Москва, - 2013 г.);

- международной научно-практической конференции «Трудноизвлекае-мые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (г. Казань, 2014

- VII Всероссийской конференции «Актуальные проблемы прикладной математики и механики», посвященной памяти академика А.Ф.Сидорова (г. Абрау-Дюрсо, 2014 г.);

- научно-технических совещаниях в формате круглого стола по обмену опытом малых нефтяных компаний РТ, заседаниях Территориального отделения ЦКР Роснедра по РТ.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 15 печатных работ, из них шесть статей в журналах, рекомендованных ВАК, четыре статьи в сборниках трудов конференций, три патента на изобретения, два - на полезные модели.

Личный вклад автора. Автор лично участвовал в постановке задач, продиктованных необходимостью решения выявленных руководителями геологических служб недропользователей проблем разработки месторождений. Экспериментальные данные, используемые в диссертации, получены под руководством автора (разработка программ, схем исследований, их методическое сопровождение) и при прямом участии автора в промысловом эксперименте. При этом часть данных получена с использованием способа и устройства, в создании которых автору принадлежит постановка задачи и руководство по их воплощению.

В части задач геолого-фильтрационного моделирования автором произведена формализация выявленных проблем разработки, схематизация объекта и осуществлялось непосредственное руководство процессом моделирования.

Следует отметить, что фактический материал исследований по объектам ОАО «РИТЭК» - ТПП «ТатРИТЭКнефть», использованный в диссертации, содержит исключительно данные из совместных с соавторами публикаций в открытой печати. Материал по объектам ЗАО «ТАТЕХ» содержит данные как из совместных с соавторами публикаций, так и из отчетных данных, не вошедших в печатные издания, что согласовано с руководством компании (заместителем генерального директора - главным геологом компании).

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения и списка использованной литературы. Работа изложена

на 151 страницах, содержит 95 рисунков, 2 таблицы. Список литературы состоит из 108 наименований.

В первой главе приводится описание объекта исследований.

Показаны основные черты сходства и различия строения башкирских и турнейских резервуаров, влияющих на процесс их разработки.

Приводятся данные, которые свидетельствуют о том, что в турнейской и башкирской толще, помимо массивных залежей, отмечаются залежи пластово-сводового типа. При этом на одном и том же поднятии залежь антиклинального типа располагается над массивной залежью. Учет этого обстоятельства при проектировании забоя нагнетательной скважины и регулировании заводнения способен дать ощутимый эффект в виде дополнительной добычи, что проиллюстрировано на примере одной из турнейских залежей.

Во второй главе перечисляются использованные в работе методы исследований нефтевмещающих резервуаров.

Обсуждаются предложенные автором диссертации способ и разработанное устройство для испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния.

Отмечено, что предложенный способ и устройство могут быть использованы при изучении гидродинамической связи между турнейскими и бобриков-скими отложениями во врезовых зонах, между характерными комплексами, выделяемыми в толще турнейского яруса, а также между нефтенасыщенными пластами (Сбш-2 и Сбш-1) в объеме башкирского резервуара.

Рассматривается способ и установка для контроля выработки запасов нефти при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождений однолифтовыми компоновками, разработанные с участием автора.

Показывается, что существенной зависимости скорости звука в газовой среде над уровнем скважинной жидкости от затрубного давления не наблюда-

ется, т.е. скорость звука в большей мере зависит от состава газа и близка к константе для каждой из исследованных скважин. Это необходимо учитывать при косвенных пьезометрических наблюдениях.

Выполняется сравнение особенностей межскважинной гидроразведки при изучении терригенных коллекторов Западно-Сибирской НГП и карбонатных коллекторов Волго-Уральской НГП, которое свидетельствует о сложности как процессов фильтрации в карбонатных коллекторах, так и их гидродинамического изучения, особенно в части предварительной математической обработки фактического материала исследований, для которой предлагается специально разработанный алгоритм.

Сопоставлением материалов прямых и косвенных пьезометрических наблюдений при ГДИ показывается, что возможно принципиальное видоизменение КВД (кривых восстановления давления), полученных косвенным методом, что необходимо учитывать при их интерпретации.

В третьей главе описываются выявленные особенности разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях на ряде малопродуктивных месторождений РТ. Приводится краткое описание рассмотренных залежей, материалы гидродинамического изучения, основные результаты наблюдений.

В п. 3.1. рассматриваются особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения.

По характеру поведения давления (КПД/КВД) и его значениям на больших временах все скважины, охваченные ГДИ, разбиваются на пять групп. Первые три группы характеризуют скважины нагнетательного фонда (КПД), четвертая — водозаборные (КВД), пятая - добывающие (КВД).

Устанавливается, что:

- для группы 1, к которой отнесены 27% скважин нагнетательного фонда, характерны асимптоты КПД в среднем на уровне 12 МПа и стремительный темп

падения давления до уровня, приблизительно на 1 МПа выше гидростатического давления;

- давление в нагнетательных скважинах, отнесенных к группе 2, интенсивно снижаются и устанавливаются на уровне гидростатического давления в 11 МПа, что характерно для 56% скважин нагнетательного фонда;

- группа 3, к которой отнесено 17% скважин нагнетательного фонда, характеризуется низким темпом падения давления, асимптотическое значение давления которого ниже гидростатического;

- группа 4 является типичной для водозаборных скважин заволжского надгоризонта (относящегося к единой водоносной саргаевско-турнейской системе), давление в которых восстанавливается до гидростатического за 5 - 72 часа;

- для КВД скважин добывающего фонда (группа 5) характерен низкий темп роста давления с его асимптотическим значением ниже гидростатического. Так, например, одна из скважин была остановлена на запись КВД сроком на один год, и в течение всего этого времени наблюдался монотонный рост давления.

Выявляется, что при гидроразведке межскважинных интервалов, в которой участвовали добывающие и нагнетательные скважины, корреляция между законами изменения давления на линии отбора и нагнетания отсутствует (за исключением одного случая). При этом сами нагнетательные скважины, удаленные друг относительно друга на расстояние 800м, испытывают взаимовлияние.

К единичному случаю относится межскважинный интервал скважин №№11304 - 11316. Нагнетание ведется в скважину №11304, дренирующую два характерных комплекса кизеловско-черепетский и упино-малевский по схеме одновременно-раздельной закачки. Реакция отмечена на скважине №11316 при закачке в кизеловско — черепетский комплекс.

Показывается, что, согласно истории разработки скважины №11316, пуск в работу нагнетательной скважины №11304 в 2007 году приводит к росту забойного давления и обводненности скважинной продукции, при этом дебит по нефти снижается.

Внутрискважинной гидроразведкой, произведенной на скважине №11304, выявляется отсутствие перетоков в ее окрестности через плотную перемычку, разделяющую кизеловско-черепетский и упинско-малевский комплексы.

Фиксируются самые низкие значения пластовых давлений (4+5 МПа при первоначальном 11,0 МПа) в добывающих скважинах на третьем участке (в активной разработке с 1993 года), который исторически характеризуется самыми большими объемами закачки (накопленный коэффициент компенсации более 200%), а самые высокие (10 МПа) - на девятом (в активной разработке с 1998 года), исторически характеризуемом самыми малыми объемами закачки (накопленный коэффициент компенсации менее 50%).

Показывается, что полное отключение системы поддержания пластового давления на втором и девятом участке на срок более двух лет не повлияло негативно на производственные показатели скважин №№11189, 11316, расположенных на этих участках. При этом давление в пьезометрической скважине второго участка не снижается, а наоборот возрастает на 0,4 МПа и составляет 9,9 МПа.

В п. 3.2 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в тур-нейских отложениях Демкинского поднятия Демкинского месторождения.

Устанавливается, что:

- для кривых восстановления забойного давления добывающих скважин характерен высокий темп роста, в некоторых скважинах давление фактически полностью восстанавливается в течение двух — трех недель;

- время выхода скважин на квазистационарный режим после остановки на запись КВД и при многорежимных исследованиях варьируется от одной недели до полугода и более. Некоторые скважины и вовсе не выходят на режим при наблюдениях порядка одного года;

- при расстоянии между забоями добывающих скважин 200 м, единичном воздействии продолжительностью 14 сут. и времени наблюдения за реакцией системы более двух месяцев откликов на воздействие при гидроразведке межсква-жинных интервалов в явном виде не наблюдается.

Показывается, что, несмотря на то, что залежь разрабатывается на естественном режиме более 10 лет, ее производственные показатели высоки. По некоторым скважинам, например №4752, дебиты по жидкости достигают 20 м3/сут при обводненности менее 10%, забойное давление держится на уровне 5 МПа, а пластовое - стремится к 10 МПа.

В п. 3.3 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в тур-нейских отложениях Рыбного поднятия Мельниковского месторождения.

Показывается, что разработка залежи характеризуется интенсивным темпом снижения дебитов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин. Так, например, по скважине №2509 за 1,5 года разработки залежи на естественном режиме дебит по жидкости снизился с 22 м3/сут до 12 м3/сут, а забойное давление - 9 МПа до 2 МПа. За 2,5 года разработки пластовое давление в окрестности скважины №2508 снизилось до 7,5 МПа при первоначальном 12 МПа.

Устанавливается, что:

- после организации закачки вытесняющего агента в скважину №2508 положительной динамики дебитов и забойных давлений по добывающим скважинам не наблюдается;

- на некоторых скважинах после включения нагнетания отмечается стабилизация забойного давления.

В п. 3.4 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в тур-нейских отложениях Шомыртлинского поднятия Черемуховского месторождения. Приводится краткое описание залежи, материалы ее гидродинамического изучения, основные результаты наблюдений.

Устанавливается, что:

- разработка залежи характеризуется интенсивным темпом снижения деби-тов и забойных давлений при низком темпе роста обводненности продукции скважин. Так, например, по скважине №5606 в 2007 году дебит по жидкости составлял 17 м3/сут, при забойном давлении 10 МПа и обводненности скважинной продукции 4%, а соответствующие показатели в 2013 году составили: 4,7 м3/сут, 2 МПа, 8%;

- несмотря на активное развитие системы поддержания пластового давления, начатое в 2008 году, ее явного влияния на процесс нефтеизвлечения не последовало.

В п. 3.5 рассматриваются особенности разработки залежи нефти в башкирских отложениях Клянчухского поднятия Черемуховского месторождения.

Приводится обнаруженная трансформация вида КВД в процессе разработки башкирских отложений, содержащих высоковязкую нефть, которая не допускает интерпретации на основе классических гидродинамических моделей.

Четвертая глава посвящена интерпретации и моделированию особенностей разработки нефтяных залежей в турнейских и башкирских отложениях.

В п. 4.1 приводится интерпретация особенности разработки нефтяных залежей в турнейских отложениях Онбийского месторождения.

Устанавливается связь между характером поведения давления (КПД) нагнетательных скважин, отнесенных к различным типовым группам, и геологическим строением их окрестностей.

Предлагаются гидродинамические схемы течения закачиваемого агента, объясняющие отсутствие влияния заводнения на процесс нефтеизвлечения. Согласно предлагаемым схемам, отсутствие влияния вызвано поглощением закачиваемой воды нижележащими водоносными системами несопоставимо большей проницаемости и емкости. В единичных случаях в этом могут участвовать и водоносные пропластки в вышележащих бобриковских отложениях. Непроизводительному оттоку закачиваемого агента может способствовать трещиноватость

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Калмыков, Александр Викторович, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдулмазитов Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами: Автореф. дис. докт. техн. наук. - Уфа, 2004.-52с.

2. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра. 1982. 408 с.

3. Багринцева К. И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. - М.: РГГУ, 1999 (II). - 285 с.

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

5. Батыров Х.М. Об определении скорости распространения упругой волны в скважине. РНТС, ВНИИОЭНГ, "Нефтепромысловое дело", 1971, №10.

6. Брод И.О., Еременко H.A. Основы геологии нефти и газа. М., Гостоптезиз-дат, 1957, 370с.

7. Бузинов С. Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Недра, 1973. - 246 с.

8. Быков Н.Е. Выделение эксплуатационных объектов в разрезах многопластовых нефтяных месторождений.-М.: Недра, 1975.

9. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие для вузов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544с.

10. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб пособие для вузов. М.: Недра, 1993, 416с.

11. Бакиров И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях. Дис. док. тех. наук. Уфа. 2012.

12. Булыгин. В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974, 230с.

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

14. Вайнштейн JI.A., Зубаков В.Д. Выделение сигналов на фоне случайных помех. М.: изд-во «Советское радио», 1960, 441с.

15. Войтович Е.Д., Бусел Ю.Ф. и др. Типы нефтеносных локальных поднятий Татарии / Геология нефти и газа, 1968, №3, с.45-49.

16. Войтович Е.Д., Шельнова А.К. Влияние предвизейских эрозионных врезов на размещение нефти в нижнекаменноугольных отложениях Татарии. Геология нефти и газа, 1976, №3, с.73-82.

17. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. -М.:Недра, 1988.-150с.

18. Гавура A.B. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу карбонатных коллекторов при заводнении: Автореф. Дис. Канд. техн. наук. - М., 1981. - 22 с.

19. Гвоздецкий H.A., Карст. М.:Геогрфгиз, 1954, 351с.

20. Гаврилов А.Г., Закиров Р.Х., Штанин A.B. Исследование трещиновато-пористых коллекторов методом фильтрационных волн давления.// Исследования по подземной гидромеханике.- Казань: Изд. Казанского унта, 1983 .-Вып.6.-С.25-31.

21. Геология и нефтеносность Камско-Кинельских прогибов. Под ред. В.И. Троепольского, С.С. Эллерна и др. Казань: изд-во Казан, ун-та, 1970, 307с.

22. Губайдуллин A.A., Аминов JT.3. Ранневизейские врезы юго-востока Татарии и их влияние на условия залегания в радаевско-бобриковских отложениях. Тр. ТатНИПИнефть, Казань, 1974, Вып. XXXI, с.58-63.

23. Гольденберг JI.M., Матюшкин Б.Д., Поляк М.Н. Цифровая обработка сигналов. - Москва: Изд. "Радио и связь",1985 - 312с.

24. Долженков В.Н., Коцюбинский B.JL, Соловьева B.JL, Фазлыев Р.Т. Принципы разработки небольших месторождений Татарии // Тр. ТатНИПИнефть, вып. 46. -Бугульма, 1981.

25. Дияшев Р.Н., Мухарский Э.Д., Николаев В.А. Динамика разработки мно-гоплпаетовой залежи и выделение объектов эксплуатации.- Нефтяное хозяй-ство.-1979, №3.

26. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов.-М.: Недра, 1984.

27. Дияшев Р.Н., Бакиров И.М., Чекалин А.Н. Новые системы разработки карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 1. — с. 37-40.

28. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов, 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1998, 365с.

29. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. -М.: Недра, 1983. - 313 с.

30. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 6. -С. 31-36.

31. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М: Ор-бита-М, 2004. - 432 с.

32. Кисель В.А., Абрамов Ю.С. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой. М., "Недра", 1978, 192с.

33. Калмыков A.B., Минебаев P.P., Мартынчук P.M., Никифоров А.И. Об эффективности заводнения нефтяных залежей в турнейских отложениях (на примере объектов разработки ЗАО «ТАТЕХ») // Георесурсы. - 2013. № 2 (52). - С. 29-33.

34. Калмыков A.B., Минебаев P.P. Площадное пьезометрирование как репер-ная сеть для фильтрационного моделирования // Сборник докладов научно-практической конференции, посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть». -Альметьевск. - 2010. - Том 2 - С. 133-137.

35. Калмыков A.B., Минебаев P.P., Мартынчук P.M., Никифоров А.И. Оценка эффективности заводнения массивных залежей в карбонатных коллекторах турнейских отложений // Сборник докладов IV Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов».

- ОАО «ВНИИнефтъ им. Академика А.П. Крылова». - Москва. - 2013. - Том 1.

- С. 62-66.

36. Калмыков A.B., Минебаев P.P., Мартынчук P.M., Никифоров А.И. Особенности заводнения массивных залежей в карбонатных коллекторах (на примере объектов разработки ЗАО «ТАТЕХ») // Сборник докладов Международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы». - Казань. - 2014. - С. 240-244.

37. Кринари Г.А., Ескина Г.М., Кольчугин А.Н., Королев Э.А., Морозов В.П. История и механизмы формирования залежей нефти в карбонатных породах по минералого-литологическим данным // Литосфера. - 2013. - 1. - С. 146-157.

38. Корнильцев Ю.А. Гидродинамический анализ залежей нефти горизонтальными скважинами. -Казань: изд-во "Плутон", 2002, с. 125-179.

39. Кузьмичев Н.П. Проблемы внедрения инноваций в нефтяной отрасли промышленности Татарстана и возможные пути их решения // Георесурсы. — 2011. -№3 (39). - с.36 - 39.

40. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.: Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2002, 140с.

41. Ларочкина И.А., Тимергалеева P.P. О генезисе визейских врезов на территории Татарстана. Тезисы докладов, Всероссийский съезд геологов, Санкт-Петербург, 2000.

42. Ларочкина И.А. Концепция системного геологического анализа при поисках и разведке месторождений нефти на территории Татарстана Казань, изд. ФЭН, 2013.- 136 с.

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

44. Левин Б.Р. Теоретические основы статистической радиотехники., М., "Радио и связь." 1989 г., 654 с.

45. Литвинов А. А., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. М., «Недра», 1964. 286 с.

46. Метелев В.П., Терентьев В.В., Калмыков A.B. Применение гидропрослушивания методом ФВД для определения гидродинамических параметров пласта // Каротажник. - 2006. № 1 (142). - С. 23-36.

47. Минеев Б.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом гидродинамического несовершенства скважин. РНТС, ВНИИОЭНГ // Нефтепромысловое дело, 1976. № 6.

48. Мкртчян О.М. Верхнедевонские рифы и их роль в формировании нефтеносных структур востока Урало-Поволжья. М.: Наука, 1964, 117с.

49. Муслимов Р.Х., Васясин Г.И., Шакиров А.Н., Чендарев В.В. «Геология турнейского яруса Татарстана» Казань, изд. «Мониторинг», 1999.

50. Морозов В.П., Плотникова И.Н., Закиров Р.Х., Кольчугин А.Н., Кальчева A.B., Королев Э.А. Морфолого-генетическая классификация структур пустотного пространства карбонатных пород-коллекторов // НТЖ «Георесурсы». -2012.-4 (46).-С. 19-22.

51. Морозов В.П., Козина Е.А. Карбонатные породы турнейского яруса среднего карбона. Казань: ПФ Гарт, 2007. 201 с.

52. Муслимов Р.Х. Изменение геолого-физических условий выработки пластов при длительном заводнении залежей, пути их изучения и повышения эффективности разработки на поздней стадии. // Труды всеросс. совещания «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов -основа рациональной разработки месторождений». - Альметьевск, 2000.

53. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН): учебное пособие. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2014. 750 е.: 798 с. ил.

54. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: учеб. пособие.-Казань: Изд-во Казан. гос. ун-та, 2003, 596с.

55. Муслимов Р.Х., Киршфельд Ю.З., Петросян Л.Г. Доразведка эксплуатируемых месторождений - важнейший резерв подготовки новых запасов нефти в старых нефтедобывающих районах // Нефтегазовая геология и геофизика.-1974.-№1, С.31-36.

56. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Мочалов ЕЛО. Методика доразведки небольших месторождений Татарии.- Нефтегазовая геология и геофизика.-1976, №10.

57. Муслимов Р.Х., Ахметзянов Н.Г. Доразведка и подготовка к разработке небольших месторождений.- Геология нефти и газа.- 1975, №1.

58. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии.- Казань: Таткнигоиздат, 1985.

59. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003, 816с. ISBN: 5-7246-0234-2.

60. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений. // Казань, 1989.-136с.

61. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки залежей Татарстана, приуроченных к сложнопостроенным коллекторам. // Тез. Междунар. Симпозиума. - Санкт-Петербург, 1992.- с. 194-195.

62. Молокович Ю.М., Марков А.И., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Кушта-нова Г.Г., Давлетшин A.A., Хисамов P.C., Смыков В.В., Никашев O.A. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием. -Казань: Изд. "РегентЪ", 2000.-156с.

63. Молокович Ю.М., Марков А.И., Давлетшин A.A., Куштанова Г.Г. Исследования карбонатных пластов на перспективность метода нестационарного дренирования. // Нефтяное хозяйство. - №2.-2002.

64. Мухаметшин Р.З. Геологические основы эффективного освоения и извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. Дис. док. reo.-мин. наук. Калининград. 2006.-538 с.

65. Мухаметшин Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 1988. -№5. -С. 34-38.

66. Непримеров H.H., Штанин A.B., Гаврилов А.Г. Определение мощности водоносных пластов методом фильтрационных волн давления //Народно-хо-зяйсвенные и методические проблемы геотермии: Тезисы докл. на Всесоюзной конференции. Махачкала, 1978.-С.96.

67. Нефёдов Н.В., Калмыков A.B., Егоров А.Г., Мазо А.Б. Об аномальных кривых восстановления забойного давления в сложнопостроенных залежах высоковязких нефтей на примере месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2009. №3. - С. 37-39.

68. Нефёдов Н.В., Гарнышев М.Ю., Егоров А.Г., Калмыков A.B., Мазо А.Б. Мониторинг турнейской залежи Мельниковского месторождения средствами пьезометрии и фильтрационного моделирования //Георесурсы. - 2011. № 1 (37). - С. 23-26.

69. Нефёдов Н.В., Карпов В.Б., Калмыков A.B., Никифоров А.И. Особенности разработки и моделирования малых месторождений, приуроченных к массивным залежам карбонатного типа (на примере объектов ОАО «РИТЭК» - ТПП «ТатРИТЭКнефть») // Георесурсы. - 2014. № 2 (57). - С. 8 -12.

70. Никифоров А.И., Калмыков A.B. Об использовании неструктурированных сеток при решении задач двухфазной фильтрации // Тез. докл. VII Всероссийской конференции «Актуальные проблемы прикладной математики и механики», посвященная памяти академика А.Ф. Сидорова (Абрау-Дюрсо, 15-20 сентября 2014 г.). Екатеринбург: УрО РАН, 2014. - С. 44-45.

71. Нефедов Н.В. Особенности пространственного размещения залежей нефти на территории Агрызского и Мензелинского лицензионных участков и перспективы новых открытий // НТЖ Георесурсы 2(44) 2012 г. - С. 26-29.

72. Насыбуллин A.B. Совершенствование системы разработки залежей нефти в трещинно-поровых коллекторах на основе гидродинамического моделирования. Дис. канд. тех. наук. Бугульма. 2005.

73. Новицкий П.В., Кнорринг В.Г., Гутников B.C. Цифровые приборы с частотными датчиками. JL: Энергия, 1970. С. 163

74. Оппенгейм A.B., Шафер Р.В. Цифровая обработка сигналов. - Москва: Изд. "Связь", 1979.-416с.

75. Овчинников М.Н., Панарин А.Т., Чекалин А.Н. Контроль геофизических и гидродинамических параметров пластов как элемент управления заводнением нефтяных месторождений // НТВ Каротажник,- 2000.- №61.-С.62-66.

76. Овчинников М.Н., Куштанова Г.Г., Гаврилов А.Г. Кривые восстановления давления в коллекторах со сложной реологией. Труды конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов», Казань, изд-во КГУ, 2005. -с.212-214.

77. Попов А.И., Головкина H.H., Исмаков P.A. Определение коэффициента бокового распора пористых горных пород по промысловым данным. Нефтегазовое дело. 2005. www.ogbus.ru

78. Равзутдинов Н.М., Калмыков A.B., Нефедов Н.В., Бурганова Ф.А. Современное состояние работ по применению заводнения на месторождениях НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2007. №2. - С. 12-14.

79. Розанова Е.П., Галушко A.C., Иванова А.Е. Распространение сульфатвос-станавливающих бактерий, использующих лактат и жирные кислоты, в анаэробных экотопах заводняемых нефтяных коллекторов // Микробиология. - 1991. -Т. 60.-2.-С. 360-366.

80. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. М.: Недра. 1984. 359 с.

81. Романов Г.В. Комплексное геохимическое исследование преобразования нефтяного месторождения на поздней стадии разработки // Сборник докладов

Международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». - Казань. - 2013. - С. 247-250.

82. Рабинер JL, Гоулд Б. Теория и применение цифровой обработки сигналов. - Москва: Изд. "Мир",1978. - 848с.

83. Фортунатова Н.К., Карцева O.A., Баранова A.B., Агафонова Г.В., Офман И.П. Атлас структурных компонентов карбонатных пород / М.: ВНИГНИ. 2005. 440 с.

84. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти. - Казань: Изд. "ТАТПОЛИГРАФЪ", 2002. - 304 с.

85. Хисамов P.C., Губайдуллин A.A., Базаревская В.Г., Юдинцев Е.А. - «Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона» Казань, изд. ФЭН, 2010, 283с

86. Хисамов P.C. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие.- Казань: Изд-во "Фэн" Академии наук Республики Татарстан, 2013, 310с.

87. Хисамов P.C., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев O.A., Губайдуллин A.A., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений.-Москва.-ОАО «ВНИИОЭГН».-1999.-226с.

88. Хайруллин М.Х., Шамсиев М.Н., Садовников Р.В. Алгоритмы решения обратных коэффицентных задач подземной гидромеханики// Матем. моделирование. 1998, Т. 10, №7, С.101-110.

89. Хайретдинов Н.Ш. Условия размещения залежей нефти в карбонатных толщах. В кн. Нефтеносность карбонатных коллекторов палеозоя Татарии, Бу-гульма, 1975, с.116-121.

90. Хисамутдинов Н.И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, P. X. Гильманова, И. В. Владимиров, Н. 3. Ахме-тов, Р. Г. Абдулмазитов, Р. Г. Сарваретдинов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. Т. 1: Геология и разработка залежи в поздней стадии. - 252 с.

91. Хисамутдинов, Н.И. Разработка нефтяных месторождений [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Г. 3. Ибрагимов. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. Т. IV. - 262 с.

92. Хакимзянов И.Н., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р.Т. Новейшие технологии оптимизации систем разработки и эксплуатации нефтяных месторождений а ОАО "Татнефть". Книга "О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти"// ТР. совещ., посвященного добыче 3-миллиардной тонны нефти РТ.- Лениногорск, 190с.

93. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960, 320с.

94. Чекалин А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та. 1982. 208 с.

95. Чекалин А.Н., Конюхов В.М., Костерин A.B. Двухфазная многокомпонентная фильтрация в пластах сложной структуры. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та. 2009. 180 с.

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

97. Шельнова А.К., Желтова А. Н., Блудорова Е.А. - «Типы разрезов нижнего карбона, развитые на территории Татарской АССР» ДАН СССР, 1966, т. 171, №2

98. Штанин A.B., Гаврилов А.Г. Идентификация модели пласта по данным исследования методом фильтрационных волн давления.//Тезисы докл. Итоговой конференции КГУ.-Казань.-1988.-2с.

99. Эрлагер Р. мл. Гидродинамические методы исследования скважин. М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006, 512с.

100. Юсупов Б.М., Веселов Г.С. Размещение нефтяных месторождений Татарии. М.: Наука, 1973, 189с.

101. Якимов A.C., Бакун H.H., Ермолова Т.Е., Волков Д.С. Сейсмогеологиче-ские критерии выделения и особенности строения и нефтеносности органогенных построек на северо-востоке Республики Татарстан Геология, геофизика и разработка нефт. и газ. Месторождений №1 - 2008 г.

102. Пат. 2416719 РФ, МПК Е21В47/06, Е21В49/00. Способ изобарного картирования зонально-неоднородного продуктивного пласта/A.C. Якимов, В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин, A.B. Кулагин, Н.В. Нефёдов, Н.М. Равзутдинов (РФ); Заявлено 03.12.09; Опубл.: 20.04.2011. Бюл. №11.

103. Пат. 2441154 РФ, МПК Е21В49/00. Способ испытания продуктивных пластов на предмет их гидравлического взаимовлияния / A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин (РФ); Заявлено 08.07.10; Опубл.: 27.01.2012. Бюл. № 3.

104. Пат. 2511077 РФ, МПК G01F25/00. Способ экспресс-оценки мощности притока жидкости в резервуар / В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, Н.В. Нефедов, С.А. Харланов, С.Н. Тимочкин, A.A. Давлетшин, A.B. Калмыков (РФ); Заявлено 19.10.12; Опубл.: 10.04.14.Бюл. № 10.

105. Пат. 96915 РФ, МПК Е21В47/06. Устройство для одновременного измерения давления в трубном и межтрубном пространствах скважины / A.C. Якимов, В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, A.B. Кулагин, Н.В. Нефёдов, A.B. Калмыков, A.A. Давлетшин, С.Н. Тимочкин, А.Я. Неткач (РФ); Заявлено 27.01.10; Опубл.: 20.08.2010.

106. Пат. 127125 РФ, МПК Е21В47/00. Установка для оценки объемного дебита продукции объекта разработки при наличии динамического уровня жидкости в скважине / В.Б. Карпов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, Н.В. Нефедов, С.А. Харланов, H.H. Лемешко, A.A. Давлетшин, A.B. Калмыков (РФ); Заявлено 26.11.12; Опубл.: 20.04.13.

107. Al-Otaibi М.Н., Fischbuch D.B., Taibah O.A., Al-Julaih A.H. Application of Multivariate Methods to Optimize Development of Thin Oil Zones in a Mature Carbonate Reservoir // Saudi Aramco J. of Technology. - Winter 2012. - P. 2-13.

108. Chandra Y., Verma S.K. High Permeability Conduits Identification for Well Performance Improvement in Mumbai High Field // SPWLA-INDIA 3rdAnnual Logging Symposium, Mumbai, India Nov 25-26,2011. / Copyright 2011, Society of Petrophys-icists and Well Log Analysts. - P. 1-7.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ВНЗ Водонефтяная зона ВПК Водонефтяной контакт ГДИ Гидродинамические исследования ГТМ Геолого-техническое мероприятие ГИС Геофизические исследования скважин КВД Кривая восстановления давления КВУ Кривая восстановления уровня

КИН Коэффициент извлечения нефти: отношение извлекаемых запасов

нефти к начальным геологическим запасам КПД Кривая падения давления ОРД Одновременно-раздельная добыча ОРЗ Одновременно-раздельная закачка ППД Поддержание пластового давления ПГИ Промыслово-геофизические исследования

ФЕС Фильтрационно-емкостные свойства горных пород - важнейшие характеристики пород-коллекторов: проницаемость, ёмкость, пористость