Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Закиев, Булат Флусович

• Закиев, Булат Флусович
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Закиев, Булат Флусович

Оглавление

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЁМ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

1.1. Теоретические основы управления разработкой месторождений путем изменения режимов работы скважин

1.2. Выводы по обзору работ и постановка задач исследований

ГЛАВА 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ 3 БЛОКА БЕРЁЗОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАИЖИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2.1. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти объекта исследования

2.2. Комплексная автоматизация скважин 3-го блока Берёзовской площади

2.3. Результаты проведения опытно-промышленных работ по оптимизации

режимов работы скважин

ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ

ДОБЫВАЮЩИХ И НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

3.1. Результаты проведения исследований по изучению интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа динамики изменения параметров эксплуатации скважин

3.1.1. Изучение взаимовлияния скважин по коэффициентам схожести сигналов телеметрии с использованием классического алгоритма однонаправленной самоорганизующейся карты Кохонеиа

3.1.2. Применение системы дифференциальных уравнений материального баланса для идентификации гидропроводности в межскважинном пространстве

3.1.3. Исследования по повышению точности установления взаимовлияния за счет использования в анализе агрегированных исходных данных

3.1.4. Изучение взаимовлияния скважин по данным телеметрии с использованием алгоритма двунаправленной самоорганизующейся карты Кохонена и агрегированных данных по давлениям и отборам

3.2. Сравнительный анализ результатов проведения опытно-промышленных работ по изучению интерференции скважин с использованием индикаторных исследований и определения рангов коэффициентов взаимовлияния скважин

3.3. Регулирование режимов работы нагнетательных скважин с целью снижения или стабилизации обводнённости реагирующих добывающих скважин

3.4. Выводы по результатам изучения взаимовлияния нагнетательных и

добывающих скважин

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и обоснование методов регулирования режимов работы скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

В настоящее время основные нефтяные месторождения Республики Татарстан находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуется наличием обширных заводненных зон пласта. Запасы нефти таких месторождений локализованы в отдельных линзах, тупиковых и застойных зонах. Для выработки этих запасов наряду с физико-химическими методами увеличения нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти широко применяются гидродинамические методы, такие как: форсированный отбор жидкости, нестационарное заводнение, смена направления фильтрационных потоков. К числу гидродинамических методов относится также метод оперативного управления режимами работы скважин. В отличие от применения данного метода на новых месторождениях, для месторождений на поздней стадии основной целыо его применения является снижение обводненности продукции. В работах [1, 2] рассмотрено влияния изменения отбора жидкости на обводненность скважин. Показано, в каких случаях увеличение отбора ведет к росту обводненности, а в каких к ее снижению. Там же рассмотрено влияние системы поддержания пластового давления на этот процесс. Следовательно, для эффективного применения данного метода необходимо знать взаимовлияние в системе добывающих и нагнетательных скважин.

Сегодняшние условия разработки требуют постоянного развития системы заводнения, что неминуемо влечёт рост количества объектов поддержания пластового давления. Эффективность управления при этом зависит от качества информации по параметрам эксплуатации этих объектов, а также полноты ее использования. Однако, из-за резкого (особенно в последние 2 года) увеличения массива данных, поступающих технологу, геологу по системе телеметрии, растет риск неэффективного использования информации. Лишь 20% оперативной информации в цехе добычи используется сегодня для анализа и выработки

решений. Требуется создание методов оперативного управления массивами данных по параметрам работы скважин.

В связи с этим исследования, позволяющие выразить количественно и качественно связь между изменением режима работы нагнетательной скважины, изменениями параметров эксплуатации добывающей скважиной и факторами, влияющими на эффективность разработки, является актуальной задачей, стоящей сегодня перед нефтяной промышленностью.

Степень разработанности темы.

Для эффективного регулирования работы скважин на поздней стадии разработки необходимо учитывать их интерференцию. Научные основы в описании и решении задач интерференции скважин заложены трудами геологов Н. Т. Линдтропа, Н. М. Карпенко, профессоров В.Н. Щелкачёва и Г.Б. Пыхачева. Широкое развитие практика решения задач управления, подземной гидромеханики получила благодаря трудам Г.И. Баренблатта, К.С. Басниева, Ю.П. Желтова, Б.Б. Лапука, Г.Д. Розенберга. Значительный вклад в развитие теоретических и практических основ управления разработкой внесли Р.Г., Абдулмазитов, А.Г. Гаврилов, Р.Н. Дияшев, В.А. Иктисанов, В.Г. Лейбсон, В.Д. Лысенко, Р.Г. Мирсаитов, Р.Х. Муслимов, H.H. Непримеров, М.Н. Овчинников, Э.И Сулейманов, Р.Т. Фазлыев, P.P. Фаррахова, М.Х. Хайруллин, Р.Б Хисамов, А.М Шавалиев. Однако, в трудах этих учёных не рассматриваются вопросы управления режимами работы скважин на основе данных о параметрах эксплуатации скважин высокой дискретности. С учётом этого, перспективным направлением исследований является разработка методов определения и уточнения значений характеристик пласта и установление на этой основе взаимовлияния скважин с целью выработки эффективных решений по управлению разработкой нефтяного месторождения.

Цель работы.

Повышение эффективности управления разработкой нефтяных месторождений на поздней стадии путем оптимизации режимов работы скважин на примере 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

Основные задачи исследований.

1. Разработка алгоритмов обработки оперативных данных для определения связей между различными параметрами эксплуатации скважин, получаемых в динамике с системы телеметрии, создание математического аппарата, позволяющего выразить количественно и качественно связь между ними.

2. Изучение интерференции скважин, установление взаимовлияния скважин с применением математических моделей.

3. Разработка методов и алгоритмов идентификации гидродинамических параметров моделей в режиме нормальной эксплуатации.

4. Расчет гидропроводностей пласта в межскважинных областях путем идентификации параметров системы уравнений материального баланса на исторических данных.

5. Разработка алгоритма установления рангов коэффициента взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на нейросетевых моделях.

6. Проведение экспериментальной проверки эффективности предложенных в работе методов и алгоритмов.

7. Выработка системы принятия решений с помощью, созданной постоянно действующей технологической модели 3 блока Березовской площади и оценка эффективность ее функционирования.

Научная новизна.

1. Разработана обобщенная нейросетевая модель на двуслойных картах Кохонена, позволяющая вычислить ранги коэффициентов взаимовлияния в системе скважин при разработке нефтяных пластов заводнением.

2. Предложено решение задачи об идентификации гидропроводности пласта по данным замеров дебитов добывающих скважин и забойного давления.

3. Выявлено, локализовано и количественно оценено взаимовлияние в системе нагнетательных и добывающих скважин на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

4. На основе нейросетевой модели установлено преимущественное направление фильтрационных потоков на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения, ориентированное по линии СЗ-ЮВ.

Теоретические и практическая ценность.

1. На основе предложенной автором модели расчетным путем получены значения и построены карты гидропроводности пласта с указанием направления фильтрационных потоков по 3 блоку Березовской площади Ромашкинского месторождения.

2. Разработан алгоритм обработки сигналов параметров работы скважин для определения их взаимовлияния.

3. Установлены величины непроизводительной закачки воды по скважинам 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.

4. Предложен способ разработки нефтяного месторождения на основе управления режимами работы скважин по данным телеметрии в реальном времени (патент РФ № 2540718).

5. Предложена система принятия решения для регулирования заводнения на основе информации по закачки пластовой воды, эксплуатации добывающих скважин с нестабильным пластовым давлением в режиме заданных забойных давлений с дополнительным контролем их дебитов.

6. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при реализации геолого-технических решений в разработке, а также в качестве инженерно-технологических методик при выборе и прогнозировании эффективности нестационарного воздействия на 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения. От внедрения разработанных рекомендаций получен экономических эффект в сумме 6345 тыс. руб.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач основано на использовании современных методов обработки информации высокой дискретности, получаемой с автоматизированных систем управления технологическими процессами, использовании методов математического моделирования процессов взаимовлияния скважин при их работе, обобщении разработанных рекомендаций и проведении промышленных испытаний предлагаемых решений.

Основные защищаемые положения.

1. Методика определения рангов коэффициентов взаимовлияния в системе скважин, при разработке пластов заводнением, основанная на нейросетевой модели.

2. Кусочно-постоянная двумерная гидродинамическая модель нефтяного пласта на примере 3 блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения.

3. Алгоритм идентификации гидропроводности, основанный на минимизации функционала, определяющего степень близости фактических и расчетных пластовых давлений.

4. Технология управления разработкой нефтяного месторождения при выборе режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин с учётом их

взаимовлияния в динамике.

Достоверность результатов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ, анализа и апробации полученных рекомендаций в промысловых условиях.

Апробация работы.

Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на Международной научно-практической конференции «Инновации и технологии в разведке, добыче и переработке нефти и газа» (г. Казань, 2010 г.), годичном собрании Вол го-Камского отделения РАЕН (г. Альметьевск, 2011 г.), 10 Международной практической конференции «Механизированная добыча» (г. Москва, 2013), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2014 г.), семинаре «Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы» (г. Сочи, 2014 г.), семинаре «Поддержание пластового давления 2015» (г. Казань, 2015 г.), научной сессии Альметьевского государственного нефтяного института (г. Альметьевск, 2015 г.), на совещаниях и научно-технических советах ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 2013-2015 гг.), 12 международной практической конференции

«Механизированная добыча» (г. Москва, 2015), V Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Практические аспекты нефтепромысловой химии» (г. Уфа, 2015).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 9 работ, в том числе 5 статей в ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ, 1 патент РФ на изобретение. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, анализ полученных результатов.

Объем и структура работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка литературы из 133 наименований. Объем работы составляет 141 страницу, в том числе 69 рисунков, 6 таблиц.

Автор выражает признательность и благодарность научному руководителю д.т.н. Насыбуллину A.B., а также сотрудникам Гирфанову Р.Г., Денисову О.В. за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЁМ ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

1.1 .Теоретические основы управления разработкой месторождений путем изменения режимов работы скважин

Основой эффективного управления разработкой месторождений, изменениями режимов работы добывающих и нагнетательных скважин являются знания о движении нефти, газа и воды в пластах, сложенных различными горными породами, а также изменениях параметров работы скважин участка при их остановке и запуске.

Подъём нефти, воды и газа на поверхность, при любом способе эксплуатации месторождения, обеспечивается движением их в горной породе. По этой причине знания теоретических основ механизма фильтрации через породу в пласте дают возможность обоснованного решения задачи технологии нефтеизвлечения, оптимального выбора режима эксплуатации скважин, которые для текущих пластовых условий были бы эффективны и, в тоже время, обеспечивали бы требуемые экономические показатели.

Чтобы наиболее полно представить теоретические основы управления разработкой месторождений обратимся к истории её развития [3]. В начале 20 века большая часть задач нефтеизвлечения, а также вопросы фильтрации, взаимовлияния решались без достаточного научного анализа, как правило, интуитивно или по традиции. Это было связано, в первую очередь, с тем, что в то время теоретические знания основ фильтрации, физики нефтяного пласта не были ещё известны на нефтепромыслах, а имеющиеся знания не систематизированы. При этом большинство важных в нефтепромысловой практике проблем управления разработкой, решённые сегодня, были ещё далеки от своего разрешения.

В течение продолжительного времени теоретические основы управления разработкой месторождений почти всегда относились к вопросам техники эксплуатации скважин. На нефтепромыслах надземное и подземное оборудование

скважин являлись основным объектом внимания, а режим работы скважины выбирался только по данным результатов исследований самой скважины, без учёта связи с режимом работы и условий эксплуатации других скважин по тому же пласту. Во многом такой подход связан с тем, что в дореволюционной России нефтяные месторождения, даже в пределах одних объектов разработки, представляли собой поделённые участки между частными владельцами или фирмами, которые конкурировали между собой. Часто, владельцы одной или нескольких скважин, в силу интересов увеличения прибыли, максимально интенсифицировали добычу нефти на своих скважинах, что приводило к ухудшению показателей работы соседних участков и приносило вред их владельцам. Происходило это ещё и потому, что вопросы взаимовлияния скважин не были доступны для большинства нефтяников того периода. По этим причинам до начала тридцатых годов двадцатого века, инженеры нефтепромысловых объектов считали, что взаимовлияние ограничено и не распространяется на всю залежь, не говоря уже о контуре нефтеносности. Считалось, что существует область действия или дренирования, которой ограничивается зона влияния скважины, радиус которой при всевозможных расчетах составлял не более 200 м. Взгляды о движении нефти к забоям скважин большинства инженеров-нефтяников того времени были связаны с американской теорией Бриггса, в соответствии с которой единственной силой, обеспечивающей движение нефти по пласту, является сила упругости сепарированного газа, рассеянного в нефти при снижении давления.

На примере разработки Октябрьского и Старо-Грозненского месторождений в трудах геологов Н. Т. Линдтропа [4], Н. М. Карпенко [5] были доказаны следующие положения [6].

1. Газ в продуктивных пластах Октябрьского и Старо-Грозненского месторождений находится в растворённом в нефти состоянии и выделяется из нее лишь при движении нефти по стволу скважины.

2. Движение нефти к забоям скважин происходит под влиянием напора краевых вод, подстилающих залежь нефти.

3. Скважины могут взаимодействовать (интерферировать) на больших расстояниях - порядка одного и более километров.

4. Разработка одной части залежи нефти оказывает влияние даже на удаленную остальную ее часть.

5. В области естественного стока одного пласта разработка нефтеносной залежи влияет на режим водяных источников.

Дальнейшие исследования подтвердили, что в пластах, где главной движущей силой является сила упругости сжатого газа, область влияние эксплуатации отдельных скважин не ограничивается малой зоной. С течением времени эта область распространяется на весь пласт [7, 8].

Именно в этот период инженеры-нефтяники отказались от подхода к эксплуатации месторождений, основу которого составляли изолированные исследования отдельных скважин и принятие технологического режима их эксплуатации, основываясь на базе данных этих исследований. Весьма интересны исторические данные. Уже в начале семнадцатого века в России эти мысли не были новыми. Так, например, в семействе Строгановых в 1629 году был принят специальный раздельный акт, по которому можно судить о знаниях взаимовлияния скважин того времени. В документе указывается, что если кто-либо из членов семьи построит артезианскую скважину вне границ отведенных им участков, то из-за неизвестности направления фильтрации подземных вод, такая скважина должна быть обшей собственностью.

Еще один пример учета интерференции скважин крупным русским гидрогеологом A.A. Краснопольским. В 1912 году в опубликованной работе [9] он допускал, что влияние каждой скважины ограничена «жестким» контуром. При взаимодействии скважин геометрические параметры этих контуров не меняются, при этом один контур как бы сливается «врастает» с другим. Важным в представлениях A.A. Краснопольского является то, что он правильно рассматривал артезианские водоносные пласты, как единые гидравлические системы.

Таким образом, до тридцатых годов двадцатого века стало понятно, что газонефтеносный пласт необходимо рассматривать как единую, гидравлически

связанную систему. Эта система распространяется не только во всей площади нефтеносности, но и включает окружающую водонапорную область и простирается до естественных границ пласта. Во многом развитию современных представлений о технологии нефтедобычи содействовали наблюдения за явлением интерференции скважин. Из до военных изданий, посвященных изучению вопроса интерференции скважин, наиболее известна книга Г.Б. Пыхачева и В.Н. Щелкачёва [10]. Позднее в трудах ученых ТатНИПИнефть проблема взаимовлияние скважин получила развитие и рассматривалась при различной плотности сетки [11, 12].

Современный подход к исследованию скважин и установлению правильного режима их работы не рассматривается вне связи с изучением режима нефтяных залежей в целом. Реальные месторождения разрабатываются множеством скважин, количество которых зависит от условий обеспечения заданного отбора жидкости из месторождения. Поэтому для получения корректных решений при разработке месторождений в расчетах фильтрации рассматривается множество скважин, размещённых по определённым схемам на площади нефтегазоносности [13]. Решение гидродинамических задач ведёт к необходимости расчёта дебита при известных забойных давлениях скважин, или наоборот, забойных давлений при известных дебитах. В решении таких задач необходимо учитывать взаимовлияние скважин друг на друга - интерференцию скважин, от которой во многом зависит показатель суммарной добычи по месторождению. Так при вводе в эксплуатацию новых скважин, вследствие интерференции, суммарная добыча жидкости растет

медленнее, чем увеличивается число скважин (рисунок 1).

Поэтому, решая задачи и обеспечения наиболее полного и реального описания процессов, происходящих на

месторождениях нефти, необходимо рассмотреть постановку и решение задачи с учетом того, что одновременно работают не одна, а группы скважин. Наиболее

О

12 3 4 5 6 количество скважин

п

Рисунок 1. Зависимость суммарного дебита от числа скважин

простая постановка задачи получаются в том случае, когда пласт представляется плоским, а скважины считаются точеными стоками или источниками. Решении подобных задач основывается на широком использовании предположения о потенциальности течения и методе суперпозиции, в котором вводится понятие точечного стока и истока [14]. Точечный сток - это точка на плоскости, принимающая жидкость. Она рассматривается как гидродинамически совершенная добывающая скважина с бесконечно малым радиусом в пласте единичной толщины. Точечный источник - это точка на плоскости из которой вытекает жидкость, аналог нагнетательной скважины. Отождествление скважин с источниками и стоками осуществляется, заменяя стоки и источники скважинами

конечного диаметра.

При работе одной скважины - стока в бесконечном пласте фильтрация будет

плоскорадиальной и давление Р в точке на расстоянии г от центра скважины определяется формулой [14]

Р=ЦМГ + С, (1)

где q = Q/h - дебит скважины-стока, приходящийся на единицу толщины нефтяного пласта;

о

(? - дебит скважины, м /сут

/г - толщина пласта, м

к - коэффициент проницаемости пласта, Д

/1 - динамический коэффициент вязкости, мПа*с

С - постоянная интегрирования.

Потенциалом скорости фильтрации ^ (м2/сек) называют выражение Р = кР/¡л. Переходя от давления к потенциалу, получаем значение потенциала в точке на расстоянии г от центра скважины

р = -^\Пг + С. (2)

Дебиту источника (нагнетательной скважины) соответствует знак минус. При работе в пласте нескольких скважин результирующий потенциал в любой точке М равен алгебраической сумме потенциалов .обусловленных работой

каждой скважины

п

Ял У? У?. 1 Х^1

¿=1

Скорости фильтрации при этом складываются геометрически (рисунок 2). Такой метод и есть принцип суперпозиции или сложения течения.

Рисунок 2. а. Направление векторов скоростей фильтрации.

б. Суммарный вектор при их геометрическом сложении

Применяя метод суперпозиции, можно приближенно рассчитывать забойные потенциалы (давления) или дебиты для группы скважин, работающих в пласте с удалённым контуром питания. Потенциал на контуре питания считается известным, а расстояние от контура питания до всех скважин принимается одним и тем же и приближенно равняется Як. Помещая точку М последовательно на забой каждой скважины можно получить систему уравнений для определения дебитов и забойных потенциалов.

Другим методом расчёта дебитов многорядных систем или последовательно расположенных скважин является метод эквивалентных сопротивлений, предложенный Ю.П. Борисовым. Суммарный дебит из п скважин равен

Inkhn (рк - pc) _ рк - Pc ... Q ~—7771-7Г7~ - 777-7,-W

nrj 2khan 2 nkhn nrc

где n - число скважин;

L - расстояние от контура питания до цепочки скважин, м;

а - половина расстояния между скважинами, м;

гс - радиус скважины, м;

рк - давление на контуре питания, МПа;

рс - давление в скважине, МПа

В расчётах используется электродинамическая аналогия. Учитывая, что аналогом объёмного расхода является сила тока, а аналогом разности давления - разность электрических потенциалов, выражение, стоящее в знаменателе, называют фильтрационным сопротивлением, которое складывается из внешнего

о

фильтрационного сопротивления (Па*с/м )

= PL _ JiL^ 9 2khan khB' С J

Внешнее фильтрационное сопротивление представляет собой сопротивление

потоку жидкости от контура питания до галереи скважин длиной В = 2an, расположенной на расстоянии L от контура питания, и из внутреннего

л

фильтрационного сопротивления (Па*с/м )

, Р О 9 2khn^n nrc' ^

которое выражает собой сопротивление, возникающее при движении жидкости к

скважинам в зоне радиуса о/п, где фильтрация практически плоскорадиальная.

Тогда суммарный дебит из п скважин будет равен

Q' = (7)

р + р

Электрическая схема, соответствующая формуле (7), представляет собой два

последовательно соединённых проводника с сопротивлением потенциалов рк и рс и с силой тока (рисунок 3).

Если в пласте имеется три цепочки с количеством скважин ni, п2, пЗ в каждой, с радиусами гс1,гс2 ,гс3, с забойными давлениями рс1, рс2 ,рсз и суммарными дебитами Q\, Q'2, Q'3 соответственно, то схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений будет разветвленной (рисунок 4), так как дебит Q\ забирается первой цепочкой, а остальная жидкость двигается дальше, затем дебит Q'2 забирается второй цепочкой и т.д.

Расчёт схемы производиться по закону Ома и Киргофа. При этом составляются математические линейные уравнения по числу неизвестных (либо Q'i, Q'2, Q'з,либорс1,рс2 ,рс3).

Рк

РкО-

Рг

4 I

Р 2

Н Н

||

Q'i + Q'2

p'i

Q'2 + Q'3

H

p 3

H-H

Q'3

ftll

Р'з

Рисунок 3. Схема эквивалентнь фильтрационных сопротивлени для 2 скважин

РсЗ

Рисунок 4. Схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений для нескольких скважин

В промысловой практике для определения взаимовлияний скважин, при изучении коллекторских свойств продуктивных отложений, применяется параметр гидропроводность, который характеризует фильтрационные свойства пород

к Ь м3

™ = Д—-)

¡г мПа * с где к -коэффициент проницаемости, м2; к - толщина отложений, м; // - динамическая вязкость, мПа*с.

Физически величина м показывает способность коллектора пропускать жидкость определенной вязкости в единицу времени при перепаде давления ОД МПа.

Полученные данные надписывают у каждой скважины на плане их расположения. Затем обычными методами строят изолинии гидропроводности, характеризующие фильтрационные свойства пласта на разных его участках, что позволяет выяснить эффективность воздействия закачки воды по скважинам и отдельным участкам пласта.

Сведения о гидропроводности пласта можно получить путем промысловых исследований, например, по кривым восстановления давления (КВД) или индикаторным кривым (ИК). Однако это не всегда представляется возможным из-за того, что не все пропластки пласта участвуют в работе, а также ввиду отсутствия соответствующих исследований по ряду скважин. Кроме того, широко известно, что линейная фильтрация является значительным упрощением реального течения жидкости в коллекторе [15]. Наличие смол, парафинов и асфальтенов придает нефти нелинейно-вязкие и вязкоупругие свойства [16]. Для более точного определения фильтрационных параметров в работах В. А. Иктисанова [17], [18] приведены данные исследований интерпретирования КВУ, КПД с учётом конечной скорости распространения возмущений в пласте, а также случаи, когда кривые невозможно описать при помощи моделей, основанных на законе Дарси.

К другим методам определения значений пьезопроводности и гидропроводности в различных направлениях, а также для выявления взаимного влияния скважин используется метод гидропрослушивания [19].

Гидропрослушивание - метод исследования межскважинного пространства, заключающийся в изучении характере распространения возмущения (упругого импульса) в пласте, как правило, между нагнетательными и добывающими скважинами. Возмущение инициируется скважиной, называемой возмущающей, изменением режима её работы; это может быть остановка нагнетательной скважины, ее пуск в работу с постоянным расходом или изменение дебита добывающей скважины. После создания упругого импульса в возмущающей

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Закиев, Булат Флусович, 2015 год

Список использованных источников

1. Насыбуллина, C.B. Исследование зависимости обводненности добываемой продукции от дебита скважин / C.B. Насыбуллина // Техника, технология и экономика разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Татарстана в начале XXI века: Тез. докл. молодежной науч.-практич. конф. ОАО «Татнефть». -Альметьевск, 2002. - С. 61-65.

2. Салимов, В.Г., Выбор режима периодической эксплуатации скважин без снижения отбора нефти / В.Г. Салимов, Р.Г. Рамазанов, C.B. Насыбуллина // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 12. - С. 27-30.

3. Фальковский, Н.И. История водоснабжения в России: учебное пособие по истории гидротехники / Н.И. Фальковский. - Москва: Издательство министерства коммунального хозяйства РСФСР, 1947. - 307с.

4. Линдтроп, Н.Т. Режим нефтяных фонтанов Грозненского района / Н.Т. Линдтроп // Нефтяное и сланцевое хозяйство. - 1925. - № 4. - С. 25.

5. Карпенко, H. М. Плановая разработка нефтяных месторождений / H. М. Карпенко //Труды ВНИТО. - Москва, 1934. - вып.2.

6. Щелкачев, В.Н. Подземная гидравлика: учебное пособие / В.Н Щелкачев, Б.Б. Лапук. - Москва: Гостоптехиздат, 1949. - 525с.

7. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан, A.A. Богомолова, В.А. Максимов, В.Н. Николаевский, В.Г. Оганджанянц, В.М. Рыжик. - Москва: Гостоптехиздат, 1962. - 276 с.

8. Афанасьева A.B. Заводнения нефти месторождений при высоких давлениях нагнетания / A.B. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.И. Шустер. - Москва: Недра, 1975.-215 с.

9. Краснопольский, A.A. Грунтовые и артезианские колодцы / A.A. Краснопольский // Горный журнал. - 1912. - №7. - С. 131.

10. Щелкачёва, В.Н. Интерференция скважин и теория пластовых водонапорных режимов: монография / В.Н. Щелкачев, Г.Б. Пыхачев. - Баку: АзГОНТИ, 1939. -287с.

11. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкииского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Б. Хисамов, И.Г. Юсупов. -Москва: ВНИИОЭНГ, 1995. - 286 с.

12. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Т. Фазлыев, Г.С. Абдулмазитов // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 10. - С.25-28.

13. Бабалян, Г.А. Изучение гидродинамики форсированного отбора жидкости из обводненных пластов / Г.А. Бабалян, В.М. Барышев // Отчет АзНИИ АН. - 1956.

14. Басниев, К.С. Нефтегазовая гидромеханика: учебное пособие для вузов / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг. - Москва - Ижевск: AHO «Институт компьютерных технологий», 2005. - С.45 8-461.

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

16. Иктисанов, В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений / В.А. Иктисанов. - Москва: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2001. - 212 с.

17. Иктисанов, В.А. Определение фильтрационных параметров пласта по КВД и кривым падения давления при откачке / В.А. Иктисанов. - Москва: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2012. - С. 36-44.

18. Иктисанов, В.А. Определение фильтрационных параметров пласта по КВД и кривым падения давления при откачке / В.А. Иктисанов // Нефтепромысловое дело. - 2010.-№2.-С. 78-80.

19. Лысенко, В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений: учебное пособие /В.Д.Лысенко. - Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 516 с.

20. Тазетдинов. Р.К. Определение оптимального давления нагнетания воды в нефтяные пласты по промысловым данным / Р.К. Тазетдинов, Э.М. Тимашев // Нефтяная промышленность, серия Нефтепромысловое дело, обзорн. инф. -Москва: ВНИИОЭНГ, 1979. - 56 с.

21. Гаврилов, A.B. Использование фильтрационных волн давления при доразработке участка Централыю-Азнакаевской площади / A.B. Гаврилов, А.Н. Марданшин, A.B. Штанин // Георесурсы. - 2001. - №4 - С.33-34.

22. Лысенко, В.Д. Расчет эффективности импульсного воздействия на нефтяные пласты в условиях внутриконтурного заводнения: труды ТатНИИ / В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухтарский. - Москва: Недра, 1969. - вып. 14.

23. Дияшев, Р.Н. Оптимальное давление нагнетания при разработке терригенных коллекторов / Р.Н. Дияшев, Н.Х. Мусабирова // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 7,- С.29-32.

24. Губанов, Б.Ф. Регулирование процесса разработки с применением повышенного давления нагнетания / Б.Ф. Губанов, Ю.П. Желтов // Тр. ВНИИ. -Москва. Недра, 1968. - вып.1У.

25. Гавура, В.Е. Метод изменения Направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений / В.Е. Гавура // Тематич. науч. техн. обзор. -Москва: ВНИИЭНГ, 1976. - 62 с.

26. Лейбсон, В.Г. Результаты опытно-промышленного эксперимента по изменению направлений фильтрационных потоков жидкости в пластах / В.Г. Лейбсон // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 3. - С.26-30.

27. Фаррахова, P.P. Метод ФВД для уточнения фильтрационных характеристик межскважинного пространства / P.P. Фаррахова, В.А. Судаков, Ю.С. Масленникова // Материалы Международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». - Казань: ATI РТ, издательство «Фэн», 2013. - С.115-117

28. Результаты математического моделирования процесса выработки остаточных запасов заводнённых зон на примере участка Центрально-Азнакаевской площади / М.Н. Овчинников, А.Г. Гаврилов, H.H. Непримеров, Ю.Н. Прошин, А.Н. Чекалин, A.B. Штанин // Георесурсы. - 2001. - №4. - С.21-22

29. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, И.В.

Владимиров, Н.З. Ахметов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Сарваретдинов. - Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2004. - 252 с.

30. Муслимов, Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: учебное пособие / Р.Х. Муслимов. -Казань: Изд-во КГУ, 2002. - 596 с.

31. Аширов, К.Б. К вопросу о направлениях совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений / К.Б. Аширов // Тр. Гипровостокнефть. -Куйбышев, 1973. - Вып. XVIII. - С. 211-217.

32. Хисамов, P.C. Анализ добычи жидкости на поздней стадии разработки / P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 1. - С. 52-54.

33. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений / Е.В. Лозин. - Уфа: Башкнигоиздат, 1987. - 152 с.

34. Лозин, Е.В. Интенсификация выработки запасов нефти в поздней стадии разработки / Е.В. Лозин // Обзор, инф. сер. Нефтепромысловое дело. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1982. - № 25. - 30 с.

35. Ахмедсафин, К.Ш. и др. Анализ разработки залежей, подстилаемых водой, Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения / К.Ш. Ахмедсафин // Нефтепромысловое дело. - 1981. - № 9. - С. 12-13.

36. Казаков, A.A. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон / A.A. Казаков, В.А. Казаков // Обзор, инф. сер. Нефтепромысловое дело. -Москва: ВНИИОЭНГ, 1982. - 39 с.

37. Ибрагимов, Г.З. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождений / Г.З. Ибрагимов, Н.И. Хисамутдинов // Обзор, инф. сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1990. - вып. 2. - 59 с.

38.. Сургучев, М.Л. Методы извлечения остаточной нефти / М.Л. Сургучев, А.Т. Горбунов, Д.П. Забродин -Москва: Недра, 1991. - 347 с.

39. Мирзаджанзаде, А.Х. Принятие решений в нефтедобыче / А.Х Мирзаджанзаде. - Москва: Изд. ЦП НТО НГП, 1987. - 47 с.

40. Баишев, Б.Т. Принципы и методы регулирования процесса разработки многопластовых нефтяных залежей при их эксплуатации на стадии обводнения / Б.Т. Баишев // Состояние и основные задачи совершенствования разработки нефтяных месторождений в поздней стадии. - 1970. - Вып. № 7. - С. 179-184.

41. Перспективы системного подхода к разработке Локосовского месторождения / А.Х. Шахвердиев, A.B. Бунькин, А.Ш. Ситдыков, В.А. Зазирный // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 3. - С. 17-20.

42. Амелин, И.Д. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии / И.Д Амелин, М.Л. Сургучев, A.B. Давыдов. - Москва: Недра, 1994. - 201с.

43. К определению эффективности циклического заводнения неоднородных нефтяных пластов / Г.А. Атанов, A.A. Боксерман, М.Л. Сургучев, О.Э. Цынкова // Нефтяное хозяйство. - 1973. - №1. - С. 46-49.

44. Атанов, Г.А. Приближенная методика определения показателей заводнения нефтяных залежей при циклическом воздействии на пласты / Г.А. Атанов, A.A. Боксерман, М.Л. Сургучев // Труды ВНИИнефть. - Москва, 1974. - С. 195-208.

45. Шарбатова, И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты /И.Н. Шарбатова, М.Л. Сургучев. - Москва: Недра, 1988. - 121 с.

46. Цынкова, О.Э. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи / О.Э. Цынкова, H.A. Мяникова, Б.Т. Баишев. - Москва: Недра, 1993. - 158 с.

47. Боксерман, A.A. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой / A.A. Боксерман, Б.В. Шалимов // Изв.АН СССР, Механика жидкости и газа. - 1967. - №2. - С.168-174.

48. Боксерман, A.A. Исследование распределения насыщенности при циклическом воздействии на пласт: науч.-техн. сборник по добыче нефти / A.A. Боксерман, К.Э. Музафаров, В.Г. Оганджанянц. - Москва: Недра, 1967. - вып.33. -С.29-33.

49. Боксерман, A.A. О циклическом воздействии на пласты, разделенные непроницаемыми перемычками / A.A. Боксерман, Б.Ф. Губанов // Нефтяное хозяйство. - 1969. - №8. - С.34-38.

50. Березаев, А.Н. Эффективность циклической закачки и изменения направления фильтрационных потоков на Вишанском месторождении / А.Н. Березаев // Труды УкрГипроНИИнефть. - Киев, 1978. - вып. XXI.

51. О проблемах циклического заводнения / А.Т. Горбунов, М.Л Сургучев, Р.Н. Дияшев, А.М Шавалиев // Тезисы докладов научно-технической конференции «Проблемы наиболее полного извлечения нефти из недр Татарии». - Альметьевск, 1987.-С.86-88.

52. Ахметов, З.М. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты / З.М. Ахметов, A.M. Шавалиев. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1993. -43 с.

53. Муслимов, Р.Х. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана / Р.Х. Муслимов,

A.M. Шавалиев, Р.Г. Хамзин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - № 8. - С. 29-37.

54. Лысенко, В.Д. О неоднородности продуктивных пластов. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта / В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарский, Р.Г. Хамзин // Труды ТатНИИ, 1964. - Вып. 6. - С.243-252.

55. Саттаров, М.М. Применение методов математической статистики при определении коэффициента проницаемости нефтяного пласта / М.М. Саттаров // Труды УфНИИ. - Уфа, 1960. - вып. 6

56. Борисов Ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяной залежи: труды ВНИИ / Ю. П. Борисов. - Ленинград, 1959. - вып.ХХГ

57. Коцюбинский, В.Л. Оценка неоднородности пластов на примере некоторых площадей Ромашкинского месторождения: труды ТатНИИ / В. JI. Коцюбинский,

B.А. Хатанова, А.Г. Телишев // Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта. Ленинград, 1964. - Вып.8 -

C.231-240.

58. Семин, Е. И. О возможности использования некоторых статистических характеристик для оценки степени неоднородности продуктивных пластов: труды ВНИИ / Семин Е. И. - Ленинград, 1959. - вып.VI.

59. Дементьев Л. Ф. Математическая статистика в нефтепромысловой геологии / Л. Ф. Дементьев //Геология нефти и газа. - 1964. - № 3

60. Митропольский, А.К. Техника статистических вычислений / А.К. Митропольский. - М.: Наука, 1971.- 576 с.

61. Управление рисками аварийных осложнений при внедрении технологии одновременно-раздельной закачки / А.Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, Б.Г. Ганиев, М.М. Маликов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 7. - С. 28-30.

62. Опыт внедрения технологии одновременно-раздельной закачки в НГДУ «Альметьевнефть» / А.Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, М.М. Маликов // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 11. - С. 27-30.

63. Повышение надежности технологии одновременно-раздельной закачки в НГДУ «Альметьевнефть» / А.Р. Рахманов, Е.В. Ожередов, Б.Ф. Закиев, М.М. Маликов // Георесурсы. - 2012. - № 3. - С. 78-80.

64. Абдулмазитов, Р.Г. Повышение эффективности разработки залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами: автореф. дис. докт. техн. наук: 25.00.17 / Р.Г. Абдулмазитов. - УФА, 2004. - 52 с.

65. Абдулмазитов, Р.Г. Анализ геологического строения и технологических показателей пластов девонских горизонтов Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений на основе АРМ «Лазурит» / Р.Г. Абдулмазитов, Ф.М. Латифуллин, А.Ф. Блинов // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы: Труды Всероссийс. научн.- техн. конфер. - Альметьевск, 2001. - Том 1. - С.30-42.

66. Абдулмазитов, Р.Г. Исследование влияния различных факторов на текущую нефтеотдачу залежей нефти терригенного девона ТАССР / Р.Г. Абдулмазитов, В.М. Ошитко, Ю.В. Ракутин // Труды ин-та ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1978. -Выпуск XXXVIII. - С. 109-113.

67. Абдулмазитов, Р.Г. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу / Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Рамазанов // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений: Труды ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1988. -Вып.62.

68. Кузнецов, A.M. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов / A.M. Кузнецов, А.Г. Ковалев, Д.И. Сальников // Нефтяное Хозяйство. - 1997. - № 7. - С. 44-45.

69. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений республики Татарстан на основе АРМ ЛАЗУРИТ и пакета программ фирмы Landmark / Р.Х. Муслимов, P.C. Хисамов, Э.И. Сулейманов, P.M. Юсупов, Ф.М. Латифуллин, В.И. Диков, A.B. Насыбуллин // Нефтяное Хозяйство. - 1998. - № 7. - С. 63-67.

70. Гапонова, Л.М. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Л.М. Гапонова- Тюмень, 2002. - 24 с.

71. Моделирования процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежей / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Д.К. Сагитова, С.Х. Абдульмянов. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1. - С. 5-7.

72. Влияние анизотропии латеральной проницаемости на выработку запасов нефти / И.В. Владимиров, Н.И. Хисамутдинов, Ю.В. Михеев, С.Х. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. -№ 1. - С. 8-20.

73. Влияние вертикальной анизотропии проницаемости на характеристики вытеснения нефти и показатели разработки модельной залежи / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Ю.В. Михеев, В.В. Литвин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1. - С. 2027.

74. Васильев, B.B. Оценка применимости циклического заводнения на поздней стадии разработки нефтяных месторождений / В.В. Васильев, JI.E. Тонков. // Нефтяное Хозяйство. - 2004. - № 12. - С. 36-38.

75. Зайцев, В.И. Индикаторные исследования межскважинного пространства при решении прикладных задач по контролю за разработкой эксплуатационных объектов / В.И. Зайцев, Г.П. Антонов // Сборник докладов научно-технической конференции, посвящённой 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». -Москва: ЗАО «Издательский дом МКТС», 2006. - С.78.

76. Антонов, Г.П. Технология исследований индикаторными методами для решения нефтепромысловых задач в процессе контроля за разработкой залежей нефти: диссертация канд. техн. наук: 25.00.17 / Г.П. Антонов. - Уфа, 1992. - № 253.

77. Соколовский, Э.В. Применение радиоактивных изотопов для контроля за разработкой нефтяных месторождений: учебное пособие / Э.В. Соколовский. -Москва: Недра, 1967. - с. 181.

78. Меркулова, Л.И. Графические методы анализа при добыче нефти / Л.И. Меркулова, A.A. Гинсбург - Москва: Недра, 1886. - 125 с.

79. Пугачев, B.C. Теория вероятности и математическая статистика / B.C. Пугачев. - Москва: Наука, 1979. - 495 с.

80. Волков, A.M. Геологическое картирование нефтегазоносных территорий м помощью ЭВМ / A.M. Волков. - Москва: Недра, 1988 - 222 с.

81. Булыгин, В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта / В.Я. Булыгин - Москва: Недра, 1974.-232 с.

82. Булыгин, В.Я. Имитация разработки залежей нефти / В.Я. Булыгин, Д.В Булыгин. - Москва: Недра, 1990. - 224 с.

83. Батурин, Ю.Е. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.П. Майер // Нефтяное хозяйство. -2002.-№3.-С. 38-42.

84. Батурин, Ю.Е. Проектирование разработки и создание постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений с использованием комплекса программ «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.П. Майер, Е.А. Дегтянников //Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - С. 61-64.

85. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р.Д. Каневская. - Москва: Ижевск, 2003. - 127 с.

86. Чекалин, А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах / А.Н. Чекалин. - Казань: Издательство Казанского Университета, 1982. - 208 с.

87. Майер, В.П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти / В.П. Майер // Нефтяное хозяйство. -2002. - № 8 - С. 44-47.

88. Майер, В.П. Программный комплекс «Техсхема» / В.П. Майер, Ю.Е. Батурин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2 - С. 52 - 53.

89. Разживин, Д.А. Особенности 3D моделирования Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения / Д.А. Разживин, Т.Г. Логинова, А.Р. Фазлыева // Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века: Сб. науч. трудов ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2000. - С. 178-186.

90. Болотник, Д.Н. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии / Д.Н. Болотник, Е.С. Макарова, А.В. Рыбников // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №3. - С. 7-10.

91. Разживин, Д.А. Решение оптимизационных задач, способов и методов разработки на основе трехмерной геолого-гидродинамической модели / Д.А. Разживин, А.В. Насыбуллин, А.Р. Фазлыева // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения: Труды науч.- практич. конф., посвящ. 10-летию АН РТ. -Казань, 2002. - С.91- 99.

92. Coats K.N. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation / K.N. Coats, L.K. Thomas, R.G. Pierson // SPE Monograph. - 1996. - 379 c.

93. Хакимзянов, И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / И.Н. Хакимзянов. -Бугульма, 2002. - 24 с.

94. Халимов, Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Леви, С.А. Пономарев. - Москва: Недра, 1984. - 271 с.

95. Шахвердиев А.Х. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации процессов / А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №12 - С. 19-23.

96. Макарова, Е.С. Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов / Е.С. Макарова, Г.Г. Саркисов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 7 - С. 31-33.

97. Кричлоу, Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений - проблемы моделирования / Г.Б. Кричлоу; перевод с англ. под ред. М.М. Максимова. -Москва: Недра, 1979. - 303 с.

98. Дзюба, В.И. Моделирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии / В.И Дзюба, В.Т. Никитин, В.З. Минликаев // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: Материалы совещания. - Москва: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 424-433.

99. Гумерский, Х.Х. Совместное использование программных комплексов LAURA и ТРИАС для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей / Х.Х. Гумерский, А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №10 - С. 56-59.

100. Данилов, В.Л. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде / В.Л. Данилов, P.M. Кац. - Москва: Недра, 1980. - 264 с.

101. Вахитов, Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений / Г.Г. Вахитов. — Москва: Недра, 1970. - 248 с.

102. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари; пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. - Москва: Недра, 1982. - 407 с.

103. Фазлыев, Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений / Р.Т. Фазлыев. - Москва: Недра, 1979. - 254 с.

104. Салихов, И.М. Проблемы и принципы построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений / И.М. Салихов, A.M. Шавалиев, Р.Х. Низаев // Нефтяное Хозяйство. - 2004. - № 7. - С. 23-26.

105. Борисов, Ю.П. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности: учебное пособие / Ю.П. Борисов, З.К. Рябинина, В.В Воинов. - Москва, 1976. - с. 9.

106. Mattax, С.С. Reservoir simulation / С.С Mattax, R.L. Dalton // SPE Monograph vol.13 Richardson. - Texas, 1990. - 174 pp.

107. Разработка пластов на поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, И.В. Владимиров, Н.З. Ахметов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Сарваретдинов. - Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - С. 6-8.

108. Саттаров, Р.З. Совершенствование методов анализа разработки многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты: автореф. дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Р.З. Саттаров. - Бугульма, 2006. - 25 с.

109. Оптимизация системы заводнения на основе аналитических исследований и постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров, A.A. Шутов, О.Г. Антонов // Материалы Международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии». - Казань: АН РТ, издательство «Фэн», 2013. -С.297-300.

110. Улановский, Э.У. Комплекс программ для построения упрощенных постоянно действующих геолого-промысловых моделей и их использования для оперативного анализа разработки и выбора ГТМ на скважинах / Э.У. Улановский //Георесурсы. - 2001. - №4. - С.30.

111. Дейк, Л.П. Практический инжиниринг резервуаров / Л.П. Дейк. - Ижевск: AHO «Институт компьютерных исследований», 2001. - С. 118-124.

112. О дальнейших перспективах совершенствования разработки 3 блока Березовской площади Ромашкинского месторождения на основе комплексной автоматизации / А.Р. Рахманов, Н.Ф. Гумаров, Б.Г. Ганиев, Б.Ф. Закиев, Р.Н. Ахмадиев // Тезисы докладов ВКРО РАЕН. - Альметьевск, 2011. - С. 19-31.

113. О совершенствовании разработки Березовской площади / А.Р. Рахманов, Н.Ф. Гумаров, Б.Ф. Закиев, Б.Г. Ганиев // Материалы Международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2010. - С. 360-363.

114. О дальнейшем совершенствовании системы разработки на 3 блоке Березовской площади / Н.Ф. Гумаров, М.В. Швыденко, Б.Г. Ганиев, Б.Ф. Закиев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №7. - С. 10-13

115. Гумаров, Н.Ф. Опыт применения закачки пластовой воды на 3 блоке Берёзовской площади Ромашкинского месторождения / Н.Ф. Гумаров, В.А. Таипова, М.С. Ризванова // Материалы Всероссийской научно-практической конференции. - Альметьевск: АГНИ, 2016. - С. 163-165.

116. Исследование интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа динамики изменения параметров их эксплуатации / A.B. Насыбуллин, Б.Ф. Закиев, О.В. Денисов, Р.Г. Гирфанов // Нефтяное хозяйство. -2015.-№5.-С. 84- 87.

117. Мееров, М.В. Оптимизация систем многосвязного управления / М.В. Мееров, Б.Л. Литвак. - Москва: Наука, - 1972. - 344 с.

118. Мееров, М.В. Основы автоматического управления / М.В. Мееров, Ю.Н. Михайлов, В.Г. Фридман. - Москва: Недра, - 1979. - 488 с.

119. Хисамов, P.C. Application Limits For Deterministic Geological-And-Reservoir Models (Об ограниченности области эффективного применения детерминированных геолого-гидродинамических моделей) / P.C. Хисамов, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 5. - С. 46-49.

120. Латифуллин, Ф.М. Разработка и повышение нефтеотдачи пластов месторождений Татарской и Удмуртской АССР. Подсистема двумерного моделирования САПР Разработка -1 ТатНИПИнефть / Ф.М. Латифуллин. -Бугульма, 1986. - С.73-83.

121. Методология и технология применения математических методов и средств вычислительной техники для анализа и прогноза разработки нефтяных месторождений в АО "Татнефть" / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, P.M. Юсупов, P.P. Ахметзянов, Ф.М. Латифуллин, А.Г. Петухов // Сб. трудов Международного симпозиума по применению математических методов и компьютеров в геологии, горном деле и металлургии. - Дубна, 1996 - С.285-296.

122. Пат. РФ 2191893. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения с большим количеством скважин и с продолжительным сроком эксплуатации / Латифуллин Ф.М., Абдулмазитов Р.Г., Юсупов P.M., Хисамов P.C.; заявл. 18.07.2001; опубл. 2002, Бюл. № 30. - 5 е.: ил.

123. Хайруллин, М.Х. О решении обратных коэффициентных задач фильтрации многослойных пластов методом регуляризации / М.Х. Хайруллин. - ДАН РАН, 1996. - Т.347. - №1. - С.103-105.

124. Хайруллин, М.Х. Численные алгоритмы решения обратных задач подземной гидромеханики / М.Х. Хайруллин, М.Н. Шамсиев, Р.В. Садовников // Математическое моделирование. - 1998. - Т.10. - №7. - С.101-110.

125. Вирновский, Г.А. Об идентификации двумерной модели течения однофазной жидкости в пористой среде / Г.А. Вирновский, Е.И. Левита // Журнал вычислительной математики и математической физики. — 1990. - том 30. - №5. - С. 727-735.

126. Хайруллин, М.Х. Об одном численном алгоритме определения коэффициента гидропроводности / М.Х. Хайруллин // Сборник научных трудов «Моделирование в механике». - Новосибирск, 1988. - том 2. - №4. - С.136-142.

127. Мирсаитов, Р.Г. Расчет давления и насыщенности на основе идентификации полей гидропроводности и функции доли воды в потоке / Р.Г. Мирсаитов, В.Я. Булыгин. - Казань, 1987. - 14 с. Деп. в ВИНИТИ 09.12.87, № 86Q6-B87.

128. Применение нейросетевых подходов в создании системы мониторинга технологических параметров скважин, эксплуатирующихся методом парогравитационного дренажа / Р.Г. Гирфанов, О.В. Денисов, Б.Ф. Закиев, A.B. Насыбуллин // Материалы V Всероссийской научно-практической конференции. -Уфа: ФГБУН «Уфимский институт химии Российской АН», 2015. - С.30-32.

129. Шульц, С.С. Планетарные трещины и тектонические дислокации / С.С. Шульц // Геотектоника. - 1971. - №4. - С.6-14.

130. Токарев, М.А. Изучение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа: учебное пособие / М.А. Токарев. - Уфа, 1980. - 96 с.

131. Муслимов, Р.Х. Исследование вытеснения нефти водой из песчано-глинистых коллекторов по данным геофизических исследований скважин / Р.Х. Муслимов, В.Н. Долженков, Н.Х. Зиннатуллин // Нефтяное хозяйство. - 1987. -№1.

132. Разработка технологического регламента многоиндикаторного метода исследований межскважинного пространства и методики количественной интерпретации результатов для контроля и регулирования процесса заводнения нефтяных залежей (коэффициент влияния) на примере 3 блока Берёзовской площади НГДУ «Альметьевнефть»: отчёт по результатам промысловых исследований / ТатНИПИнефть; рук. Кубарев П.Н.; исполн. Мингазов М.Н., Кубарев П.Н., Антонов Г.П. - Бугульма, 2011. - 84 с.

133. Пат. РФ 2540718. Класс Е21 В43/16 Способ разработки нефтяного месторождения / Хисамов P.C., Насыбуллин A.B., Рахманов А.Р., Закиев Б.Ф., Швыденко М.В., Маликов М.М.; заявл. 21.03.2014, опубл. 10.02.2015. Бюл. №. 4. -13 е.: ил.