Исследование влияния гидравлического разрыва пласта на оптические свойства добываемой нефти (на примере девонских отложений Ромашкинского месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Рыбаков Акрам Александрович

• Рыбаков Акрам Александрович
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Рыбаков Акрам Александрович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП). АНАЛИЗ ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Обзор научно-технической литературы по методикам оценки эффективности МУН и ОПЗ

1.2 Обзор научно-технической литературы по технологии ГРП и методикам оценки его эффективности

1.3 Оптические методы контроля за МУН и ОПЗ

1.3.1 Основная терминология оптических методов исследования

1.3.2 Оптические свойства нефти

1.3.3 Сущность метода фотоколориметрии

1.3.4 Оптические свойства нефти при фильтрации в пористых средах

1.3.5 Оптические свойства нефти при вытеснении ее водой

1.3.6 Обоснование возможности применения оптических методов для интенсификации добычи остаточных запасов нефти

1.3.7 Рефрактометрические исследования нефти

1.3.8 Поляриметрические исследования нефти

1.3.9 Спектрофотометрические исследования нефти

1.3.10 Лабораторные исследования оптических свойств нефти. История исследований

1.3.11 Колориметрическая идентификация нефти, формирующейся в процессе

разработки

Выводы к главе

ГЛАВА 2 ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ОЪЕКТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Краткая геолого-физическая характеристика рассматриваемых объектов.... 48 2.1.1 Павловская площадь

2.1.2 Зеленогорская площадь

2.1.3 Миннибаевская площадь

2.1.4 Березовская площадь

2.1.5 Северо-Альметьевская площадь

2.2 Этапы проведения исследований и подбор скважин-кандидатов для проведения ГРП на рассматриваемых объектах

2.3 Информация по исследуемым скважинам

2.3.1 ГРП на добывающих скважинах Павловской и Зеленогорской площадей

2.3.2 ГРП на нагнетательных скважинах Павловской и Зеленогорской площадей

2.3.3 ГРП на добывающих скважинах Миннибаевской, Березовской и Северо-

Альметьевской площадей

Выводы к главе

ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА ПРОГРАММЫ И КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

3.1 Условия проведения и подготовка к оптическим исследованиям проб нефти, отобранных до и после ГРП

3.2 Оборудование и приборы, используемые для проведения комплекса исследований по изменению свойств нефти в результате ГРП

3.3 Комплексная методика исследования изменения свойств добываемой нефти в результате проведения гидравлического разрыва пласта

3.3.1 Методика оптических исследований проб нефти до и после проведения ГРП

3.3.2 Методика исследования изменения компонентного состава и физико-

химических свойств нефти в результате гидроразрыва пласта

Выводы к главе

ГЛАВА 4 РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ КОМПЛЕКСНОЙ МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ НЕФТИ КАК СПОСОБА ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

4.1 Результаты комплексного экспериментального исследования эффективности ГРП на примере добывающих скважин Павловской и

Зеленогорской площадей посредством анализа изменения оптических, физико -химических свойств и состава проб добываемой нефти

4.2 Результаты исследований по оценке характера воздействия ГРП в нагнетательных скважинах на реагирующие скважины участка разработки на основе анализа изменения оптических свойств добываемой нефти на примере Павловской и Зеленогорской площадей

4.3 Результаты применения комплексного оптического метода контроля за эффективностью ГРП на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения на примере добывающих скважин Миннибаевской, Березовской и Северо-Альметьевской площадей

4.4 Результаты применения предложенной комплексной методики исследования изменения оптических свойств нефти при проведении гидроразрыва пласта для повышения точности прогнозирования назначения

повторного ГРП

Выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование влияния гидравлического разрыва пласта на оптические свойства добываемой нефти (на примере девонских отложений Ромашкинского месторождения)»

Актуальность диссертационной работы

Одной из основных проблем разработки нефтяных месторождений на поздней стадии является мониторинг выработки остаточных запасов нефти. На поздней стадии разработки, характеризующейся значительным ростом обводнённости продукции, снижением темпов добычи нефти, большое внимание уделяется повышению эффективности методов увеличения нефтеизвлечения и воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС). Гидравлический разрыв пласта (ГРП) в добывающих и нагнетательных скважинах является одной из эффективных технологий повышения нефтеизвлечения, вовлечения в разработку низкопроницаемых зон и пропластков. ГРП не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые участки и прослои пласта, и, следовательно, позволяет достичь более высокого конечного нефтеизвлечения.

Актуальным направлением для повышения эффективности длительно разрабатываемых нефтяных месторождений с применением технологии ГРП является оценка эффективности с точки зрения классификационной направленности воздействия технологии и качества вовлекаемых запасов нефти в результате гидроразрыва пласта.

Оценка технологической эффективности, как правило, проводится после проведения ГРП по текущему дебиту в течение года (дополнительно добытой нефти за счёт повышения нефтеизвлечения) и снижению обводненности. Данный метод требует длительного времени для оценки. Точность оценки дополнительно добытой нефти определяется адекватностью модели, аппроксимирующей добычу на прогнозируемый период. Кроме непосредственной оценки дополнительно добытой нефти, необходимо знание метода, за счет которого обеспечивается технологический эффект. Требуется комплексный метод оценки качества вовлекаемых запасов нефти в результате проведения ГРП на месторождениях на

поздней стадии разработки с системой заводнения и высокими остаточными запасами. Рекомендуется применение комплексного контроля за процессом ГРП с использованием оптических методов.

Данная диссертационная работа посвящена исследованию процессов разработки терригенных отложений девона с использованием технологии гидравлического разрыва пласта на основе оптических методов исследования в комплексе с анализом геолого-технической информации, физико-химических свойств и компонентного состава добываемой нефти.

Таким образом, тема работы является актуальной, поскольку предложенные в ней подходы позволяют более адресно проводить ГРП на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и получать дополнительную добычу нефти.

Степень разработанности темы

Технология гидравлического разрыва пласта ведет свое начало с середины прошлого века и в настоящее время хорошо изучена и успешно внедрена на месторождениях России и странах зарубежья. В становление и развитие технологии значительный вклад внесли следующие ученые: Амиров А.Д., Васильев В.А., Желтов Ю.П., Ибатуллин Р.Р., Каневская Р.Д., Максимович Г.К., Муравьев И.М., Муслимов Р.Х., Насыбуллин A.B., Салимов BX., Салимов О.В., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Христианович С.А., Щуров В.И., John Ely, Clark J.B., Hubbert M.K., Willis D.G. и др. Практика применения оптических методов исследования нефти рассматривалась в работах таких исследователей, как Абезгауз И.М., Амерханов М.И., Бабалян Г.А., Березин В.М., Блажевич Ф.Д., Булатов М.И., Ганеева Ю.М., Гильманшин А.Ф., Глумов И.Ф., Гуськова И.А., Девликамов В.В., Евдокимов И.Н., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов Н.Г., Латышев А.А., Лосев А.П., Мархасин И.Л., Петрова Л.М., Романов Г.В., Слесарева В.В., Хисамов Р.С., Юсупова Т.Н. и др. Однако, применение оптических методов для оценки эффективности воздействия технологии ГРП изучено недостаточно. Среди последних работ по данной теме можно назвать работу коллектива авторов: Ибатуллин Р.Р., Слесарева В.В., Амерханов М.И. и др.

Цель диссертационной работы: повышение эффективности разработки остаточных запасов нефти терригенных отложений Ромашкинского месторождения на основе исследований изменения оптических свойств нефти в результате проведения гидравлического разрыва пластов.

Задачи исследований:

1. Проанализировать способы оценки эффективности технологии ГРП как метода вовлечения в разработку остаточных запасов нефти. Выполнить анализ оптических методов контроля процессов разработки нефтяных месторождений.

2. Разработать методику комплексного анализа по оценке качества запасов нефти (преобразованные и непреобразованные), вовлекаемых в разработку при проведении ГРП, и классификационной направленности воздействия технологии гидроразрыва.

3. Исследовать динамику и установить взаимосвязь между технологическими характеристиками работы скважин, изменениями оптических характеристик, физико-химическими свойствами и компонентным составом добываемой нефти до и после проведения ГРП.

4. Усовершенствовать методологический подход к прогнозированию назначения повторного ГРП.

Методы исследований

Решение поставленных задач основываются на проведении теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Работа выполнена в соответствии со стандартными экспериментальными методами, а также с использованием специально разработанных методик. Обработка экспериментальных данных проводилась с помощью методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Экспериментально подтверждено влияние гидравлического разрыва пласта на изменение оптической плотности добываемой нефти терригенных отложений девона для оценки классификационной направленности воздействия: метод повышения нефтеизвлечения (увеличение коэффициента охвата) или метод интенсификации разработки (увеличение текущего отбора нефти).

2. Установлена зависимость между технологическими показателями работы скважины, коэффициентом светопоглощения, физико-химическими свойствами и компонентным составом нефти, которая позволяет реализовать индивидуальный подход при классификации ГРП как метода воздействия на пласт.

3. Предложено на основании исследований оптической плотности проб нефти добывающих скважин после проведения ГРП, при увеличении значения коэффициента светопоглощения (Ксп) классифицировать технологию ГРП, как метод интенсификации добычи текущих запасов преобразованной нефти. При снижении значения Ксп добываемой нефти после ГРП предложено классифицировать технологию в добывающих скважинах, как метод повышения нефтеизвлечения за счет мобилизации остаточной непреобразованной нефти. Установлено влияние ГРП в нагнетательных скважинах на снижение значения коэффициента светопоглощения добываемой нефти по реагирующим скважинам, что позволяет подтвердить мобилизацию остаточной непреобразованной нефти и классифицировать ГРП, как метод повышения нефтеизвлечения.

4. По результатам промысловых и экспериментальных исследований установлено соответствие динамики оптической плотности нефти технологическим показателям работы скважин после гидроразрыва и возвращения среднего значения коэффициента светопоглощения к исходному значению до проведения первичного ГРП. На основе полученных зависимостей предложена методика повышения точности прогнозирования назначения повторного ГРП.

Защищаемые научные положения:

1. Комплексная методика оценки характера преимущественного направления воздействия технологии ГРП при извлечении остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти (метод интенсификации разработки или метод повышения нефтеизвлечения), как метода определения назначения операции и контроля за эффективностью проведения ГРП.

2. Результаты экспериментальных и промысловых исследований применения комплексного метода определения изменений оптических свойств нефти в результате проведения гидроразрыва пласта и усовершенствование методологического подхода прогнозирования назначения повторного ГРП.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием специализированного оборудования и приборов, высокой сходимостью расчетных и экспериментальных величин, воспроизводимостью полученных данных.

Практическая значимость работы

В диссертационной работе разработана универсальная комплексная методика для оценки характера преимущественного направления воздействия технологии ГРП при извлечении остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти. Результаты проведенных лабораторных исследований по данной методике позволяют реализовать индивидуальный подход при классификации ГРП как метода воздействия на пласт.

Предложена новая методика, позволяющая повысить точность прогнозирования назначения повторного ГРП, обеспечивающая дополнительную добычу нефти, на основе спектрофотометрического метода исследования проб нефти до и после проведения первичного ГРП, которая защищена патентом РФ №2568450 от 05.05.2014 г.

Разработанная методика обладает универсальностью для применения на терригенных отложениях нефтяных месторождений, что подтверждено на примере Павловской, Зеленогорской, Северо-Альметьевской, Миннибаевской, Березовской площадях Ромашкинского месторождения Республики Татарстан.

Результаты исследования использованы при выполнении работ по договору №7-12 от 01.01.12 г. по теме «Анализ изменения свойств добываемой нефти в результате проведения ГРП» между Альметьевским государственным нефтяным институтом и ПАО «Татнефть», совместно с ИОФХ им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН.

Разработанная комплексная методика анализа была использована в проводимых исследованиях по НИОКР «Анализ добываемой продукции скважин доманиковых отложений ПАО «Татнефть» для изучения динамики свойств нефти в процессе эксплуатации скважин» (ПАО «Татнефть», 2016 г.).

Материалы диссертационной работы рекомендованы и использованы в учебном процессе кафедры РиЭНГМ АГНИ для направления «Нефтегазовое дело» при изучении дисциплин «Скважинная добыча нефти», «Реагенты и технологии ОПЗ», «Реагенты и технологии МУН», «Взаимовлияние технологий».

Публикации

По теме диссертации опубликована 21 научная работа, из них 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки, и получен 1 патент РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, заключения, списка сокращений и условных обозначений, списка литературы, из 188 наименований, 5 приложений. Материал диссертации изложен на 163 страницах машинописного текста, включает 52 таблицы и 48 иллюстраций.

Автор выражает благодарность д.т.н., профессору, академику АН РТ Ибатуллину Р.Р. за научные консультации, обсуждение результатов, ценные замечания и советы, данные при выполнении диссертационной работы; коллективу ИОФХ им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН в лице Юсуповой Т.Н. и Барской Е.Е. за проведение совместных исследований; сотрудникам кафедры РиЭНГМ Альметьевского государственного нефтяного института.

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА (ГРП). АНАЛИЗ ОПТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ

ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Обзор научно-технической литературы по методикам оценки

эффективности МУН и ОПЗ

Оценка эффективности проводимых мероприятий на эксплуатируемом объекте является важным процессом, который необходим для определения фактической эффективности от проведенных мероприятий по повышению нефтеизвлечения, а также контроля эффективности всех применяемых воздействий на эксплуатируемый объект [1]. На основе полученных результатов в совокупности с экономическим эффектом, принимается решение о целесообразности дальнейшего применения того или иного мероприятия.

Необходимо отметить, что анализ эффективности применяемых МУН и ОПЗ состоит из нескольких этапов [2]:

- идентификация добывающих скважин на рассматриваемом участке;

- установление о пригодности участка к проведению анализа;

- выбор подходящих методов оценки эффективности;

- конечная оценка проведенных мероприятий.

Зачастую, на объектах разработки применяются несколько МУН или ОПЗ, следовательно, в таких случаях, определяется общая технологическая эффективность. А провести количественную оценку эффективности каждого метода в данном случае является довольно затруднительным, поскольку наблюдается наложение технологического эффекта, также затруднительно определить границы участков, которые охвачены воздействием. Для решения этих проблем, необходимо использовать методы разделения эффектов.

Технологический эффект любого проведенного мероприятия оценивается отклонением по сравнению с нормальным течением процесса разработки. Однако

возникает вопрос, что принять за нормаль в каждом из рассматриваемых случаев. Существует два метода.

Первый метод - сравнивание с эталоном, которым является аналогичный объект, в котором не были применены никаких воздействий и с известной динамикой. Необходимо понимать, что эталона в данном случае не существует, поскольку природные условия, производственные особенности повторить невозможно, однако подобрать аналогичный участок, схожие объекты возможно. Степень сходства достаточно условный показатель и контролируется она по ряду критериев. Как правило, данный метод используется лишь при анализе первичного воздействия на пласт.

Второй метод - сравнивание реальной динамики эксплуатационного объекта с его экстраполированной предысторией, то есть по характеристикам вытеснения. В данном случае необходимость подобия объектов по геологическим критериям отпадает, потому этот метод является более применимым при анализе технологической эффективности проведенных мероприятий. При использовании этого метода, в первую очередь, проводится аппроксимация предыстории, то есть до проведения воздействия на пласт. Важным моментом является выбор вида аппроксимирующей зависимости. Полученная зависимость принимается за нормальную динамику объекта, то есть без проведения мероприятия. После чего проводится экстраполяция предыстории, сравнением которой и определяется эффект от проведенных мероприятий [3-10]. На сегодняшний день известно более 100 характеристик вытеснения, по восьми из которых проводится расчет технологической эффективности в РТ.

Для того, чтобы получить максимальную эффективность от принятой системы разработки, в первую очередь, необходимо провести оперативное регулирование, при этом постоянно контролируют процессы разработки различными методами, например:

- геолого-промысловые;

- промыслово-гидродинамические;

- промыслово-геофизические.

Геолого-промысловые методы - с помощью данных методов контролируются дебиты добывающих и приемистость нагнетательных скважин, а также технологические режимы эксплуатации скважин. Для осуществления данного метода необходимо использовать сложные устройства и скважинные приборы. При проведении геофизических исследований необходимо останавливать скважины, что для добывающих скважин является отрицательным показателем, так как это ведет к потерям нефти. Более подробно геолого-промысловые методы рассмотрены в работах [11-16].

В свою очередь, промыслово -гидродинамические методы дают возможность получить информацию о характеристиках исследуемого пласта. Данные о пласте могут быть ограничены небольшим отдалением от скважины, или же на значительном расстоянии от нее, что говорит о возможности изучения большого объема пласта. В основном промыслово -гидродинамический метод применяется для подсчета запасов углеводородов, для выбора оптимального режима эксплуатации скважин, а также применяются при выборе систем разработки объекта. В данном случае, в своем большинстве, также возникает необходимость остановки скважины, а применяемое оборудование довольно дорогостоящее. Качество получаемых результатов исследований зависят от правильности подбора методики и его проведения, а также метрологических характеристик применяемых технологий. Промыслово-гидродинамические методы были изучены и изложены в работах [11,17-21].

Изучению промыслово-геофизических методов контроля были посвящены труды [11,21-23]. Суть данного метода заключается в проведении исследований на всех скважинах, то есть на действующих скважинах и на скважинах, находящихся в бурении. В данном случае исследования проводятся как до спуска обсадной колонны, так и при действующей скважине. В первом случае, получаемые данные являются важной частью материалов, необходимых при контроле за разработкой. А в результате проведения геофизических исследований

в действующих скважинах получают данные о техническом состоянии колонн, характеристики разрабатываемого пласта и другие показатели, необходимые при изучении процесса вытеснения нефти из пласта. В обоих случаях, для проведения необходимых технологических процессов, требуется дорогостоящее оборудование.

Как уже упоминалось ранее, наглядное разделение методов воздействия на пласт на МУН и ОПЗ является довольно важной задачей, к тому же, наложение эффектов крайне нежелательно. Резкий рост различных технологических процессов воздействия на пласт, также осложняет выбор наиболее подходящего метода, необходимого в данных условиях. Вследствие чего необходима систематизация всех методов воздействия на эксплуатационный объект, используя при этом инструкции каждого метода, геолого-промысловые данные по объекту, а также дополнительную информацию из источников и оценок специалистов. Однако не всегда удается корректно установить, к какому виду относится тот или иной метод воздействия на пласт.

Р.Х. Муслимов [24] отмечает, что физические МУН приобретают все большее значение в процессах нефтедобычи и в то же время возникает вопрос -считать ли их МУН или же это ОПЗ. Но все зависит от геологических условий применения этих методов. Наиболее «древним» и широко распространенным методом из группы физических МУН является гидравлический разрыв пласта (ГРП), который наиболее широко начал применяться в США. Но в то же время ГРП можно классифицировать как метод интенсификации разработки для ускоренного извлечения проектного количества нефти.

1.2 Обзор научно-технической литературы по технологии ГРП и методикам

оценки его эффективности

Теоретические представления о процессе ГРП, как методе увеличения продуктивности скважин впервые были представлены в работе Ж. Кларка в 1948 году [25]. В 1957 году М. Хуберт и Д. Виллис представили работу, которая теоретически обосновывала механику трещинообразования в продуктивных отложениях [26]. Но наиболее основательно теория формирования и

распространения трещин гидроразрыва разработана отечественными учеными Г.И. Баренблаттом, Ю.П. Желтовым и С.А. Христиановичем, которые получили аналитические зависимости для определения размеров горизонтальных и вертикальных трещин, образовавшихся посредством закачки фильтрующейся и нефильтрующейся жидкостей [27-30].

Впервые в нефтяной практике гидравлический разрыв был произведен в 1947 году в США. К концу 1955 года в США было проведено более 100 тыс. операций ГРП [26]. По мере совершенствования теоретических знаний о процессе и улучшения технических характеристик применяемого оборудования, жидкостей разрыва и расклинивающих материалов успешность операций ГРП достигла 90%. К 1968 году в мире было произведено более одного миллиона операций. В США максимум операций по стимулированию скважин с помощью ГРП был зафиксирован в 1955 году - около 4500 ГРП в месяц, к 1972 году число операций уменьшилось до 1000 ГРП в месяц, а к 1990 году стабилизировалось на уровне 1500 ГРП в месяц [31].

В отечественной нефтедобыче ГРП начали применять с 1952 года. Общее число ГРП в СССР в пиковый период 1958-1962 годы превышало 1500 операций в год, а в 1959 году достигло 3000 операций в год, которые имели высокие технико -экономические показатели [32].

Большое число исследований и публикаций конца 60 -х годов прошлого века посвящены опыту применения ГРП и оценки его эффектинвости на различных месторождениях СССР (Азербайджан, Туркмения, Украина, Краснодар, Башкирия, Татарстан) [33-46].

На промыслах Татарстана метод ГРП стал применяться с 1954 года и до 1956 года носил исключительно экспериментальный характер. За это время опытным путем определились основные операции ГРП применительно к геологическим условиям Татарстана (в основном Ромашкинского месторождения), а также параметры применяемых при этом жидкостей и песка [24].

В 1991-1994 гг. на Ромашкинском месторождении были выполнены 190 гидроразрывов пласта, в том числе 19 на Абдрахмановской площади с целью оценки возможности интенсификации добычи нефти в поздней стадии в условиях многопластового объекта разработки [ 47]. В результате был сделан вывод, что метод ГРП является одним из высокоэффективных технологий по интенсификации добычи нефти и увеличения КИН слабопроницаемых коллекторов и песчаных пластов второй группы с низкой продуктивностью или вскрытых небольшим количеством скважин, когда организация заводнения представляет определенные трудности.

О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, Н.Ф. Гумаров [48] пишут, что на поздней стадии разработки площадей Ромашкинского месторождения всё наиболее широко применяется ГРП, как один из эффективных методов увеличения продуктивности добывающих скважин. В статье рассмотрены результаты повторных и большеобъёмных ГРП.

В работе Р.Р. Ибатуллина, А.В. Насыбуллина и О.В. Салимова [49] рассчитывается возможность применения гидравлического разрыва покрышки при циклической закачке пара в скважины Ашальчинского месторождения. Результаты расчетов показали, трещина вошла в верхние и нижние барьеры, но не прорвала покрышку.

Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф. и другие в патенте «Способ гидроразрыва нефтяного пласта» [50] описали и привели эффективный пример проведения гидроразрыва пласта в терригенных заглинизорованных коллекторах с применением раствора глинокислоты, позволяя проводить интенсификационные работы, при этом не закачивая проппант в скважину, что удешевляет процесс ГРП. В свою очередь Юсифов Т.И. [51] предлагает применить комплексный подход к планированию операций ГРП для повышения его эффективность на глинистых залежах за счет применения технологий контроля высоты трещины ГРП и использования жидкости на нефтяной основе.

В работах А.А. Филиппенко и Ашихмин С.Г. [52,53] ГРП описывают как способ довыработки остаточных запасов нефти, как путем локализации

остаточных запасов, так и путем применения направленного гидроразрыва пласта, который позволяет создать трещины с заданным направлением, ориентированных в одной вертикальной плоскости, позволяющий вовлечь данные запасы в разработку. В работе [54] рассматривается способ вывода скважин ООО «РН-Пурнефтегаз» из бездействия путем создания трещин ГРП, позволяя при этом достичь недренируемых зон с более подвижной нефтью и получить устойчивую гидродинамическую связь скважины с этими зонами.

А.Н. Янин и другие [55] оценивают эффективность гидроразрыва в водонефтяных зонах Пальяновской площади и предлагают с целью увеличения дебита и снижения обводненности в новых скважинах испытать улучшенные технологии гидроразрыва: J-FRAC, струйные ГРП, водоизолирующие ГРП, также сверлящую перфорацию с увеличенной длиной каналов. В статье [56] описывается подход, позволяющий прогнозировать обводненность скважины в зависимости от параметров ГРП и пласта. Данная методика дает возможность оценить обводненности скважины, не прибегая к относительно долгому и трудоемкому численному моделированию.

Собин А.М. в своей диссертации [57] указал, что при проведении мероприятий ГРП необходимо стремиться к созданию в каналах максимально высокой пропускной способности, но при этом параллельно учитывать продуктивный потенциал коллектора с целью минимизации затрат по мероприятиям. Автор дает рекомендации для эффективного проведения ГРП в зависимости от проницаемости коллектора.

В работах [58-66] описывается опыт активного внедрения технологии ГРП на Приобском, Вынгапуровском, Кошильском, Сибирском, Знаменского и других месторождениях таких регионов России, как Западная Сибирь, Республика Башкортостан, Пермский край и Самарская область. Применение различных модификаций технологии на объектах показало высокую технологическую эффективность, рост добычи, снижение обводненности и продолжительный эффект, что свидетельствует о подключении в разработку в результате ГРП ранее недренируемых запасов нефти.

Коллектив авторов под руководством Парфенова А.Н. идею комбинированного проппантно-кислотного ГРП описал в своей работе [67] на объектах АО «Самаранефтегаз». В статье [68] была выполнена оценка эффективности КГРП за счет изменения коэффициента продуктивности, в зависимости от отношения забойного давления к давлению насыщения для скважин без проведения КГРП. В работе Насыбуллина А.В., Ибатуллина Р.Р., Салимова В.Г. и Салимова О.В. [69] проведены экспериментальные исследования определения констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями при КГРП.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Рыбаков Акрам Александрович, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие. - Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ. 2012. - 664с.

2. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2011. - 304с.

3. Давыдов А. В. Прогнозирование технологических показателей разработки залежей в поздней стадии. "Нефтепромысловое дело", М: ВНИИОЭНГ. 1985. № 10. С. 8-10.

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

5. Амелин И.Д., Гомзиков В.К., Давыдов А.В. Оценка технологических показателей разработки залежей нефти по базовому варианту //Нефтепромысловое дело: Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. 1984. - 29 с.

6. Давыдов А.В. Применение регрессионного анализа как метода прогноза технологических показателей разработки залежей нефти на поздней стадии // Нефтяное хозяйство. 1989. №5. С.19-22.

7. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей // Изв.ВУЗов: Нефть и газ. 1972. № 10. С.42-45.

8. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой. РНТС // Нефтепромысловое дело. - М. 1976. №8. С.5-7.

9. Форест А.Гарб. Расчеты динамики падения добычи по данным обводненности добываемой продукции / Форест А.Гарб // Инженер-нефтяник. 1978. №7. С.21-25.

10. Абызбаев И.И. Об одном из методов оценки эффективности новых методов воздействия на залежь в геолого-промысловых условиях // Особенности

разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: Труды БашНИПИнефть. 1978. Вып. 51.

11. Хисамов P.C. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений / P.C. Хисамов, Т.Г. Габдуллин, Р.Г. Фархуллин // Казань: «Идел -Пресс». 2009. - 406 с.

12. Тахаутдинов Ш.Ф. Обработка практических динамограмм на ПЭВМ / Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.Г. Фархуллин, Р.Х. Муслимов и др. // Казань: Новое знание. 1997. -76 с.

13. Фархуллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти / Р.Г. Фархуллин // Казань: Татполиграф. 2002. - 302 с.

14. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов // Учебное пособие. -Казань: Издательство КГУ. 2002. -596 с.

15. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности / Р.Х. Муслимов // Учебное пособие. - Казань: Фэн. 2005. - 688 с.

16. Ибатуллин P.P. Влияние землетрясения, произошедшего на Юго-Востоке Татарстана 29 мая 2008 г., на процесс разработки добывающих скважин залежи 303 Ромашкинского месторождения / P.P. Ибатуллин, В.В. Слесарева, М.И. Амерханов, О.И. Афанасьева // Сб. научных трудов ТатНИПИнефть. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2010. С.146-150.

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

18. Бузинов С.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин // М.: Недра. 1973. - 248 с.

19. Басниев К.С. Подземная гидромеханика / K.G Басниев, Н.М. Дмитриев, Р.Д. Каневская, В.М. Максимова // Москва-Ижевск: Институт компьютерных технологий. 2005. - 495 с.

20. Габдуллин Т.Г. Техника и технология оперативных исследований скважин / Т.Г. Габдуллин //Казань: Плутон. 2005. - 336с.

21. Ипатов А.И. Геофизический и гидродинамический: контроль разработки месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий // М: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». Институт компьютерных исследований. 2005. - 780 с.

22. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений / Ю.В. Коноплев // Учебное пособие. -Краснодар: Кубанский госуниверситет. 1999. - 151 с.

23. Померанц Л.И. Геофизические методы исследования нефтяных и газовых скважин / Л.И. Померанц, М.Т. Бондаренко, Ю.П. Гулин, В.Ф. Козяр // М.: Недра. 1981. - 376 с.

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

25. Clark J.B. Hydraulic process for increasing productivity of wels. Trans. AIME, 1949. vol.186. p. 1-8.

26. Hubbert M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing. Trans. AIME, 1957. vol.210. p. 153-168.

27. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта // Изв. АН СССР. ОТН. 1955. №5. С.3-41.

28. Христианович С.А. О механизме гидравлического разрыва пласта / Ю.П. Желтов, Г.И. Баренблатт. // Нефтяное хозяйство. 1957. №1. С.44-53.

29. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. - М.: Недра. 1966. - 198 с.

30. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. - М.: Недра. 1975. - 207 с.

31. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. - М.: ВНИИОЭНГ. 1998. - С.3.

32. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. -М.: Недра. 1966. - 148 с.

33. Амиров А.Д. Состояние работ по гидравлическому разрыву пластов на промыслах Азербайджана // Нефтяное хозяйство. 1959. №9. С.30-34.

34. Яруллин Х.Г. Из практики гидравлического разрыва пластов на промыслах Кировнефти // Нефтяное хозяйство. 1957. №4. С.60-62.

35. Денисов Ф.И. Гидравличесий разрыв пластов на Сиазанском месторождении / Денисов Ф.И., Карапетов К.А., Мелекбеков А.С. // Нефтяное хозяйство. 1957. №2. С.31-34.

36. Денисов Ф.И. Влияние некоторых факторов на эффективность гидроразрыва / Денисов Ф.И., Карапетов К.А. // Нефтяное хозяйство. 1957. №5. С.30-33.

37. Дурмишьян А.Г. Повторные гидроразрывы пласта / Дурмишьян А.Г., Карапетов К.А. // Нефтяное хозяйство. 1957. №11. С.67-70.

38. Черфас А.А. Влияние гидравлического разрыва пласта на частоту ремонтов скважин // Нефтяное хозяйство. 1959. №10. С.52-55.

39. Крупнов А.К. Изоляция подошвенных вод с примененением гидравлического разрыва пластов на промыслах Туймазанефть // Нефтяное хозяйство. 1957. №11. С.55-58.

40. Шимчишин Е.Ф. Гидроразрыв пластов на промыслах Туркмении // Нефтяное хозяйство. 1959. №6. С.65-67.

41. Вошик Я.И. Повышение эффективности гидравлического разрыва пласта / Вошик Я.И., Оганов К.А. // Нефтяное хозяйство. 1957. №8. С.35-38.

42. Каширин В.С. Об эффективности гидравлического разрыва пласта на промыслах Краснодарнефти // Нефтяное хозяйство. 1957. №4. С.58-59.

43. Панов М.П. Пятикратный эффективный гидроразрыв в алевролитах // Нефтяное хозяйство. 1959. №4. С.63-67.

44. Максимович Г.К. Проектирование технологического процесса гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 1957. №2. С.24-25.

45. Муравьев И.М. Об эффективности гидравлического разрыва пласта / Муравьев И.М., Щуров В.И. и Го Шан-пин // Нефтяное хозяйство. 1957. №12. С.32-41.

46. Юй Зы-дюнь. О расчете эффективности гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 1959. №10. С.50-52.

47. Хисамов Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений. - М.: ООО «Техинпут». 2005. - 540 с.: ил.

48. Карпова О.М. Основные направления применения гидроразрыва пласта на поздней стадии разработки девонских отложений на Ромашкинском месторождении / О.М. Карпова, Б.Г. Ганиев, Н.Ф. Гумаров // Нефтяное хозяйство. №7. 2012. - С.17.

49. Ибатуллин Р.Р. Расчет возможности гидравлического разрыва покрышки при пароциклическом воздействии на Ашальчинском месторождении природных битумов / Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов // «Нефтяное хозяйство». 2011. С. 94-97.

50. Пат. РФ №2151864 Хисамов Р.С., Кандаурова Г.Ф. и др. «Способ гидроразрыва нефтяного пласта».

51. Юсифов Т.Ю. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений / Т.Ю. Юсифов, Р.М. Зизаев, А.В. Колода, А.А. Аскеров // Электронный научный журнал « Нефтегазовое дело». 2012. -78 с.

52. Филиппенко А.А. Локализация остаточных запасов нефти в условиях клиноформного строения неокомских отложений Мамонтовского месторождения и вовлечение их в эффективную разработку при помощи ГРП / А.А. Филиппенко, И.Р. Мукминов, Р.В. Тулаев // Научный журнал «Нефтяное хозяйство». 2009. С. 55-57.

53. Ашихмин С.Г. Опыт создания ориентированной трещины гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин, С.С. Черепанов, Т.Р. Балдина, Е.В. Филиппов // Нефтяное хозяйство. 2014. №6. С.40-43.

54. Джабраилов А.В. Вывод скважины из бездействия при помощи гидравлического разрыва пласта / А.В. Джабраилов, Т.Ю. Юсифов, И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов, А.Н. Горин, А.М. Хайдар // Нефтяное хозяйство. №8. 2010. - С.58.

55. Янин А.Н. Оценка эффективности гидроразрыва в водонефтяных зонах пласта. ООО «Проектное бюро «ТЭРМ» / А.Н. Янин, М.С. Павлов, А.А. Гильдерман. // Научный журнал «Нефтяное хозяйство». №2. 2012. С. 64-68.

56. Загуренко А.Г. Оценка обводненности скважины после проведения ГРП при наличии фронта заводнения / А.Г. Загуренко, В.А. Краснов, Т.Р. Мусабиров, А.В. Пестриков // Нефтяное хозяйство. №6. 2011. - С.14.

57. Собин А.М. Регулирование разработки нефтяных месторождений на основе выявленных закономерностей фильтрации флюидов в призабойной зоне скважины /А.М.Собин // Диссертация на соискание уч.ст. к.т.н. Ухта. 2015. -С.137.

58. Афанасьев И.С. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении / И.С. Афанасьев, Д.А. Антоненко, И.З. Муллагалин, Т.С. Усманов, А.В. Свешников, А.Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. №8. 2005. - С.62.

59. Малышев А.Г. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Г. Малышев, Г.А. Малышев, В.Ф. Седач, Л.М. Кочетков // Нефтяное хозяйство. №2. 2004. - С.62.

60. Кудряшов С.И. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов / С.И. Кудряшов, С.И. Бачин, И.С. Афанасьев, А.Р. Латыпов, А.В. Свешиков, Т.С. Усманов, А.Г. Пасынков, А.Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. №7. 2006. С.80-83.

61. Антонов Д.В. Опыт проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Пермского края и основные направления повышения его эффективности / Д.В. Антонов, С.А. Кондратьев, А.А. Жуковский, Т.С. Кочнева // Нефтяное хозяйство. №3. 2014. - С.70.

62. Саранча А.В. Эффективность проведения гидравлического разрыва пласта на Вынгапуровском месторождении / А.В. Саранча, В.В. Федоров, Д.А. Митрофанов, О.П. Зотова // Фундаментальные исследования. №2. 2015. С.25-81.

63. Гарипова Д.А. Эффективность гидроразрыва пласта на Сибирском месторождении нефти с высокой газонасыщенностью / Нефтяное хозяйство. №7. 2014. - С.99.

64. Ручкин А.А. Анализ результатов проведения гидроразрыва пласта в скважинах Кошильского месторождения / А.А. Ручкин, О.И. Елизаров // Нефтяное хозяйство. №11. 2005. - С.78.

65. Парфенов А.Н. Особенности и опыт проведения проппантного ГРП в ОАО «Самаранефтегаз» / А.Н. Парфенов, В.А. Шашель, С.С. Ситдиков // Нефтяное хозяйство. №11. 2007. - С.38.

66. Чекушин В.Ф. Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях Башкортостана / В.Ф. Чекушин, А.А. Колесников, М.Р. Мухаметшин, С.А. Литвиненко // Научный журнал «Нефтяное хозяйство». 2012. С. 40-42.

67. Парфенов А.Н. Перспективы проведения комбинированного проппантно-кислотного гидравлического разрыва пластов в АО «Самаранефтегаз» / А.Н. Парфенов, А.Е. Летичевский, А.Н. Никитин, Н.А. Останков, И.Д. Латыпов, Р.Я. Харисов // Нефтяное хозяйство. №11. 2015. - С.52.

68. Мордвинов В.А. Продуктивность скважин после кислотных гидроразрывов пласта на Гагаринском и Озерном месторождениях / В.А. Мордвинов, В.В. Поплыгин, Д.Д. Сидоренко, А.Р. Шаймарданов // Нефтяное хозяйство. №4. 2013. - С.44.

69. Насыбуллин А.В. Экспериментальное определение констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями для гидроразрыва пласта / Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, В.Г. Салимов, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. 2013. №2. С.66-69.

70. Михин А.С. Совершенствование технологии гидравлического разрыва с целью вовлечения в разработку слабопроницаемых недренируемых интервалов слоисто - неоднородных пластов / А.С. Михин //Научный журнал « Нефтяное хозяйство». 2013. С. 50-52.

71. Чертенков М.В. Опыт построения геомеханической модели для прогноза направления распространения трещины гидроразрыва пласта в условиях Урьевского месторождения / М.В. Чертенков, Д.А. Метт // Научный журнал «Нефтяное хозяйство». 2015. С. 55-57.

72. Эли Джон. Гидроразрыв пласта с использованием воды - новые перспективы на базе промысловой практики / Дж. Эли // ROGTEC - №21. С.74-79.

73. Ибатуллин Р.Р. Планирование гидроразрыва пласта в скважинах с отрицательным скин-фактором / Р.Р.Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов// Нефтяное хозяйство. 2013. №5. С.66-68.

74. Золотухин А.Б. Методика определения свойств трещин после проведения многоступенчатого гидроразрыва пласта / Чжоу Цяофэн, А.Б. Золотухин, ЧжанШичэн, Ван Фэй // Нефтяное хозяйство. 2016. №6. С.81- 108.

75. Крюков П.И. Оптимизация технологии повторных многостадийных гидроразрыва пласта / П.И. Крюков, Р.А. Гималетдинов, С.А. Доктор, И.Г. Файзуллин, Р.Г. Шайкамалов // Нефтяное хозяйство. №12. 2015. - С.64.

76. Иванов С.А. Прогноз дебитов нефти после проведения гидроразрыва пласта / С.А. Иванов, А.В. Растегаев, В.И. Галкин // Научный журнал «Нефтяное хозяйство» . 2012. С. 116-118.

77. Латыпов И.Д. Расчет фильтрационных параметров при проектировании гидравлического разрыва пласта / И.Д. Латыпов, А.К. Макатров, А.М. Кузнецов, С.С. Ситдиков, С.В. Валеев // Нефтяное хозяйство. №11. 2014. - С.70.

78. Ибатуллин Р.Р. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть» / Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин, В.Г. Салимов, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. №5. 2007. - С.80.

79. Афанасьев И.С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта / И.С. Афанасьев, А.Н. Никитин, И.Д. Латыпов, Г.А. Борисов // Нефтяное хозяйство. №11. 2009. С.62-66.

80. Гильмиев Д.Р. Гидродинамическая модель фильтрации жидкости в пласте при наличии трещин гидроразрыва / Д.Р. Гильмиев // Нефтяное хозяйство. 2013. №7. С.108-110.

81. Давлетова А.Р. Использование геомеханического моделирования для определения давления смыкания трещин гидроразрыва пласта / А.И. Федоров, А.Р. Давлетова, Д.Ю. Писарев// Нефтяное хозяйство. 2014. №11.С.50-53.

82. Верисокин А.Е. Гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах / А.Е. Верисокин, В.А. Васильев // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2013. №6. С.101-110.

83. Канаевская Р.Д. Опыт моделирования и оценки эффективности горизонтальных скважин с трещинами гидроразрыва на Верхне-Шапшинском месторождении / Р.Д. Канаевская, С.Ю. Жучков // Нефтяное хозяйство. 2013. №7. С.92-96.

84. Насыбуллин А.В. Влияние вязкости пластового флюида на результаты ГРП / Р.Р.Ибатуллин, А.В.Насыбуллин, В.Г. Салимов, О.В. Салимов // Нефтяное хозяйство. 2013. №9. С.32-35.

85. Антонов М.С. Зависимость эффективности ГРП от расположения скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи / М.С. Антонов, Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, В.В. Васильев, А.В. Аржиловский // Нефтепромысловое дело. 2012. №1. С.61-63.

86. Шабаров А.Б. Эффективность гидроразрыва пласта при рядной системе расстановки скважин / Д.Р. Гильмиев, А.Б. Шабаров // Вестник Тюменского государственного университета. 2013. №7. С.54-63.

87. Гидроразрыв нефтяного пласта. Теоретический обзор. «Учебно-методический модуль №1 Разработка нефтяных месторождений. Учебно-методический блок №2», Томский политехнический университет. Нефтяная компания ЮКОС. Томск. 2000. - 66 с.

88. Волкова О.С. Практикум по физической химии. Спектрофотометрия. Кислотно-основные равновесия / О.С. Волкова, Б.В. Кузнецова, Л.Н. Кириллова // Методическое пособие. Новосибирск. 2005. - 42 с.

89. Браун Д. Спектроскопия органических веществ / Д. Браун, А. Флойд, М. Сейнзбери // М.: Мир. 1992. - 300 с.

90. Булатов М.И. Практическое руководство по фотометрическим методам анализа / М.И. Булатов, И.П. Калинкин // Л.: Химия. 1986. - 432 с.

91. Инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач. - ТатНИПИнефть. 2007. - 26 с.

92. Девликамов В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений / В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян // М.: «Недра». 1970. - 160 с.

93. Петрова Л.М. Формирование состава остаточных нефтей / Л.М. Петрова // Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ. 2008. - 204 с.

94. Ибатуллин Р.Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов // Теория. Методы. Практика. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». 2004. -292 с.

95. Губайдуллин А.А. Остаточная нефтенасыщенность заводненных коллекторов на примере пластов горизонта Д1 Ромашкинского месторождения /

A.А. Губайдуллин, Р.И. Дияшев, P.P. Ибатуллин, Р.Х. Муслимов. Г.В. Романов, Л.М. Петрова // Тез.докл.Междунар.симпозиума по нетрадиционным источникам углеводородного сырья и проблемам его освоения. - С.-Петербург, 1992. - С.140-141.

96. Ибатуллин Р.Р. Применение спектрофотометрического метода для геохимического контроля успешности проведения ГРП на скважинах, расположенных на Березовской площади Ромашкинского месторождения / Р.Р. Ибатуллин, В.В. Слесарева, М.И. Амерханов, О.М. Андриянова, Т.Н. Новичкова,

B.А. Таипова // Сб. научных трудов ТатНИПИнефть. Выпуск № LXXVIII. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2010. - С. 146.

97. Левшин Л.В. Оптические методы исследования молекулярных систем / Л.В. Левшин, А.М. Салецкий // М.: Наука. 1979. - 270 с.

98. Мухина Е.А. Физико-химические методы анализа / Е.А. Мухина // М.: Изд-во «Химия». 1995. - 416 с.

99. Латышев А.А. Разработка и применение оптических методов исследования пластовых флюидов для повышения эффективности освоения глубокозалегающих нефтегазовых месторождений / А.А. Латышев // М.: Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. 2003. - 23 с.

100. Богомолов А.И. Современные методы исследования нефтей / А.И. Богомолов, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцева и др. - Л.: Недра. 1984. - 432 с.

101. Габдрахманов А.Т. Обзор фотоколориметрических и спектрофотометрических исследований нефтей для решения геолого-промысловых задач / А.Т. Габдрахманов, Л.И. Гарипова, Е.В. Леванова // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том VII. Альметьевск: АГНИ. 2009. С. 110-115.

102. Орлов И.Р. Исследование нефтяных дисперсных систем рефрактометрическим методом / И.Р. Орлов // Выпускная работа бакалавра. - М. 2004. - 37 с.

103. Габдуллин Т.Г. Техника и технология оперативных исследований скважин / Т.Г. Габдуллин // Казань: Плутон. 2005. - 336 с.

104. Евдокимов И.Н. Возможности методов исследования в системах контроля разработки нефтяных месторождений / И.Н. Евдокимов, А.П. Лосев // М.: Изд-во «Нефть и газ». 2007. - 228 с.

105. Бодрягин А.В. Контроль выработки запасов нефти на основе комплексирования результатов индикаторных исследований и определения оптических свойств флюида / А.В. Бодрягин, Е.С. Буйнов, А.А. Коробейников, Ю.Д. Куприянов, А.Д. Митрофанов, А.Ю. Никитин // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. 2009. №20. С. 21-25.

106. Вержичинская С.В., Дигуров Н.Г., Синицин С.А. Химия и технология нефти и газа. - М.: ФОРУМ - ИНФРА-М. 2007. - 400 с.

107. Глумов И.Ф., Гильманшин А.Ф. Применение фотоколориметрии нефтей в нефтепромысловом деле//Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений:

Мат. Всесоюзн. совещ. по разработке нефтяных и газовых месторождений (Киев, 1961). - М.: Гостоптехиздат. 1963. - 490 с.

108. Глумов И.Ф., Гильманшин А.Ф. Временная инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геологопромысловых задач. - Бугульма: ТатНИИ. 1965. - 37 с.

109. Закс Л. Статистическое оценивание/Пер. с нем. В.Н. Варыгина; Под ред. Ю.П. Адлера и В.Г. Горского. - М.: Статистика. 1976. - 598 с.

110. Березин В.М. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона/В.М. Березин, В.В. Гизатуллина, В.И. Шутиков и др.//Нефтяное хозяйство. 1982. № 6. С. 31-36.

111. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. - М.: Недра. 1992. - 270 с.

112. Глумов И.Ф. Статистический анализ результатов определения нефте-насыщенности керна по некоторым месторождениям Урало-Поволжья // Тр. ТатНИИ. I960. Вып. 10. С. 403-416.

113. Уиллхайт Г.Пол Заводнение пластов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. - 788 с.

114. Raimondi, P. and Torcaso, M.A.: «Distribution of the Oil Phase Obtained upon Imbibition of Water», Soc. Pet. Eng. J. (March 1964) 49-55; Trans., AIME, 231.

115. Melrose, J.C. and Brandner, C.F.: «Role of Capillary Forces in Determining Microscopic Displacement Efficiency for Oil Recovery by Waterflooding» J. Cdn. Pet. Tech. (Oct.-Dec. 1974) 54-62.

116. Юсупова Т.Н. Физико-химические процессы в продуктивных нефтяных пластах / Т.Н. Юсупова, Ю.М. Ганиева, Г.В. Романов, Е.Е. Барская; Ин-т органической и физической химии им. А.Е. Арбузова Казанского научного центра РАН. - М.:Наука, 2015. - 412 с..

117. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов / Б.М. Рыбак // - М.: «Гостоптехиздат». 1962. - 186 с.

118. Ляликов Ю.С. Физико-химические методы анализа / Ю.С. Ляликов // - М.: Изд-во «Химия». 1964. - 235 с.

119. Амосов Г.А. Оптическое вращение нефтей / Г.А. Амосов // Геологический сборник 1, труды ВНИГРИ, вып. 83, Гостоптехиздат. 1955.- 267 с.

120. Березин В.М. Новые методы определения нефтенасыщенности образцов пород / В.М. Березин // Уфа: Труды УфНИИ, вып. 2, Гостоптехиздат. 1957. -284 с.

121. РД 153-39.0-540-07 Инструкция по применению фотоколориметрии добываемых нефтей для решения геолого-промысловых задач. ТатНИПИнефть. 2007. - 26 с.

122. Хамидуллин Ф.Ф. Исследование изменения физико-химических свойств добываемых нефтей в процессе разработки Ромашкинского месторождения / Ф.Ф. Хамидуллин, Р.Н. Дияшев, И.И. Амирханов // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №7. - С.31-33.

123. Лютин А. Ф. и др. Изучение влияния асфальтенов на процессы, происходящие при фильтрации нефти и воды в пористой среде. Труды ВНИИнефть, вып. 37. Гостоптехиздат. 1962. - 267с.

124. Абезгауз И. М., Терзи В. П. Аппаратура и методика выделения асфальтенов из пластовой нефти. Новости нефтяной и газовой техники, серия «Нефтепромысловое дело». № 2. 1961. С. 29-34.

125. Мархасин И. Л., Абезгауз И. М., Блажевич Ф. Д. К вопросу о возможности влияния газонасыщенности нефти на содержание в ней асфальтенов. НТС, серия «Нефтепромысловое дело», ВНИИОЭНГ. № 6. 1966. С. 18-22.

126. Глумов И. Ф. Исследование вопросов увеличения нефтеотдачи пластов в условиях Ромашкинского месторождения. Кандидатская диссертация. МИНХ и ГП. 1966. - 228 с.

127. Глумов И. Ф., Гильманшин А. Ф. Применение фотоколориметрии нефтей для решения отдельных геолого-промысловых задач. Татарская нефть. № 6. 1961. С. 26-31.

128. Гильманшин А. Ф. Некоторые закономерности пространственного изменения коэффициента светопоглощения нефти в пределах месторождений ТатАССР и

вероятность использования их для решения геолого-промысловых задач. Кандидатская диссертация, ВНИИ. 1965. - 189 с.

129. Пантелеев А. С, Гилева Н. М., Гришин Е. С. Решение некоторых геолого -промысловых задач при помощи фотоколориметрии на месторождениях Оренбургской области. Нефтяное хозяйство. № 4. 1964. С. 52-56.

130. Быков В. Н., Алтынцева Т. Г. Применение фотоколориметрии нефтей для решения некоторых геолого-промысловых задач на месторождениях Пермской области. Труды Пермского филиала Гипровостокнефть, вып. 1. 1965. С. 53-61.

131. Гильманшин А. Ф. Возможность применения фотоколориметрии нефтей для определения скорости горизонтального перемещения нефти в однопластовой залежи. Новости нефтяной техники, серия «Нефтепромысловое дело». 1962. № 8.

132. Абдулмазитов Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин и др.; под ред. В.Е. Гавуры. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т. 1. - 280 с.

133. Хисамов Р.С. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / Р.С. Хисамов, Е.Д. Войтович, В.Б. Либерман и др. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2006. - 328 с.

134. Итоговый отчет по договору №7-12 от 01.01.2012 г. «Анализ изменения свойств добываемой нефти в результате проведения ГРП», АГНИ, Альмтьевск, 2012. - 106 с.

135. Ибатуллин Р.Р. Оценка эффективности гидроразрыва пласта с использованием анализа оптических свойств нефти / Р.Р. Ибатуллин, И.А. Гуськова, А.Т. Габдрахманов, А.А. Рыбаков, В.А. Таипова // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 11. - С. 113-115.

136. Гуськова И.А. О методах оценки эффективности гидроразрыва пласта / И.А. Гуськова, А.Т. Габдрахманов, А.А. Рыбаков, Т.Н. Юсупова, Е.Е. Барская // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 6. - С. 106-108.

137. Гуськова И.А. Применение оптического метода контроля за эффективностью ГРП на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / И.А. Гуськова, А.А. Рыбаков // Нефтепромысловое дело. - 2018. - №2. - С. 33-37.

138. Галин Э.Р. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений в заключительной стадии разработки / Э.Р. Галин // Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Диссертационная работа на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Уфа, 2012. - 153с.

139. Rybakov A.A. Monitoring EOR and well stimulation techniques by oil optical properties measurement / I.A. Guskova, A.T. Gabdrakhmanov // Society of Petroleum Engineers - SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition 2014, RO and G 2014 - Sustaining and Optimising Production: Challenging the Limits with Technology Sustaining and Optimising Production: Challenging the Limits with Technology. - 2014. - P. 984-991.

140. Хисамов Р.С. ОАО «Татнефть»: МУН для сверхвязких нефтей недостаточно... / Р.С. Хисамов // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - № 5. - С. 4652.

141. Пат. 2568450 (РФ), МПК Е21В 43/26 Способ разработки нефтяного месторождения / Гуськова И.А., Габдрахманов А.Т., Рыбаков А.А.: опубл. 20.11.2015.

142. Рыбаков А.А. Влияние проведения ГРП на коэффициент охвата пласта вытеснением посредством анализа спектра видимого оптического поглощения образцов добываемой нефти / А.А. Рыбаков, С.В. Фадеев // 66-ая Международная молодежная научно-практическая конференция «Нефть и газ 2012» (17-20 апреля 2012 год). Сборник тезисов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2012. -С. 35.

143. Рыбаков А.А. Влияние проведения ГРП на коэффициент охвата пласта вытеснением посредством анализа спектра видимого оптического поглощения образцов добываемой нефти / А.А. Рыбаков, С.В. Фадеев // материалы научной

сессии учёных Альметьевского государственного нефтяного института (26-27 апреля 2012 год). Альметьевск: АГНИ. - 2012. - С. 98-100.

144. Рыбаков А.А. Анализ спектра видимого оптического поглощения образцов добываемой нефти / А.А. Рыбаков, С.В. Фадеев // Учёные записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том X, Часть 1. -Альметьевск: АГНИ. - 2012. - С. 121-124.

145. Рыбаков А.А. Влияние проведения ГРП на коэффициент охвата пласта вытеснением посредством анализа спектра видимого оптического поглощения образцов добываемой нефти / А.А. Рыбаков // VI научно-техническая конференция «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (16 мая 2012 год). Сборник тезисов. - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2012. - С. 52-54.

146. Рыбаков А.А. Анализ изменения оптических свойств нефти в результате проведения гидравлического разрыва пласта / А.А. Рыбаков // 67-ая Международная молодежная научно-практическая конференция «Нефть и газ 2013» (9-12 апреля 2013 года). Сборник тезисов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2013. - С. 69.

147. Рыбаков А.А. Влияние изменения оптических свойств на степень преобразованности нефти в результате гидравлического разрыва пласта / А.А. Рыбаков // X международный молодежный нефтегазовый форум (13-14 апреля 2013 года). Сборник тезисов научно-практической конференции. - Алматы.: КазНТУ им. К.И. Сатпаева. - 2013. - С. 105-107.

148. Рыбаков А.А. Оценка влияния проведения процесса ГРП на нефтеизвлечение остаточных запасов Ромашкинского месторождения / А.А. Рыбаков // материалы Региональной научно-практической конференции «Научная сессии учёных АГНИ» (22-26 апреля 2013 год). Часть 1. - Альметьевск: АГНИ. - 2013. - С. 4548.

149. Габдрахманов А.Т. ГРП - метод увеличения нефтеизвлечения или обработки призабойной зоны пласта / А.Т. Габдрахманов, А.А. Рыбаков // Учёные записки Альметьевского государственного нефтяного института. Том XI, Часть 1. -Альметьевск: АГНИ. - 2013. - С. 16-19.

150. Гуськова И.А. Использование оптических методов контроля при применении методов увеличения нефтеизвлечения / И.А. Гуськова, А.Т. Габдрахманов, А.А. Рыбаков // материалы Международной научно-практической конференции «Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии» (4-6 сентября 2013 год). Казань: Изд-во «ФЭН», АН РТ. - 2013. - С. 324-326.

151. Рыбаков А.А. Новые подходы к оценке технологической эффективности ГРП / А.А. Рыбаков // X Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (10-12 февраля 2014 год). Тезисы докладов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2014. - С. 74.

152. Рыбаков А.А. Комплексное исследование эффективности проведения гидравлического разрыва пласта для выработки остаточных запасов нефти с использованием спектрофотометрии на примере Ромашкинского месторождения / А.А. Рыбаков // 68-ая Международная молодежная научно-практическая конференция «Нефть и газ 2014» (14-16 апреля 2014 года). Сборник тезисов. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - 2014. - С. 123.

153. Рыбаков А.А. Новый подход к оценке ГРП / А.А. Рыбаков // материалы Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс: образование, наука и производство» (14-18 апреля 2014 год). Часть 1 -Альметьевск: АГНИ. - 2014 г. - С. 42-45.

154. Гуськова И.А. Использование оптических методов контроля при применении методов увеличения нефтеизвлечения / И.А. Гуськова, А.Т. Габдрахманов, А.А. Рыбаков // материалы Международной научно-практической конференции «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы» (3-4 сентября 2014 год). Казань: Изд-во «ФЭН», АН РТ. - 2014. - С. 212-214.

155. Рыбаков А.А. Оценка качества вовлекаемых запасов в результате проведения гидроразрыва пласта / А.А. Рыбаков, Л.К. Шайдуллин // Сборник тезисов Всероссийской школы-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых

«Материалы и технологии XXI века» / Отв. ред. А.В. Герасимов. [Электронный ресурс] - Казань.: Изд-во КФУ, 2014. - С. 135.

156. Рыбаков А.А. Применение оптических методов для контроля за эффективностью проведения ГРП / А.А. Рыбаков // 69-ая Международная молодежная научно-практическая конференция «Нефть и газ 2015» (14-16 апреля 2015 года). Сборник тезисов. Том 1. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. -2015. - С. 256.

157. Гуськова И.А. Новый подход к оценке гидравлического разрыва пласта / И.А. Гуськова, А.А. Рыбаков // сборник материалов Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан: «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли». Альметьевск: АГНИ. - 2016. - С. 362-365.

158. Регламент по подбору скважин-объектов для проведения гидравлического разрыва пластов на месторождениях ОАО «Татнефть», Альметьевск, 2005. - 9 с.

159. Габдрахманов А.Т. Применение комплексного анализа спектров видимого оптического поглощения нефти для контроля процессов воздействия на пласты / А.Т. Габдрахманов // Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Диссертационная работа на соискание учёной степени кандидата технических наук. - Бугульма, 2011. - 138 с.

160. Современные методы анализа в органической геохимии / Под ред. А.Э. Конторовича. - Новосибирск, 1973. - 100 с.

161. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: ГНТННГТЛ, 1962. -880 с.

162. ГОСТ 12.0.004-2015 «Организация обучения безопасности труда. Общие положения».

163. ГОСТ 12.1.004-91 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Пожарная безопасность. Общие требования».

164. ГОСТ 12.4.009-83 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание».

165. ГОСТ 12.1.019-79 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты».

166. ГОСТ 12.1.007-76 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности».

167. ГОСТ 2517-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб».

168. Булатов М.И. Практическое руководство по фотометрическим методам анализа / М.И. Булатов, И.П. Калинкин // Л.: Химия, 1986. - 432 с.

169. Евдокимов И.Н. Возможности методов исследований в системах контроля разработки нефтяных месторождений / И.Н. Евдокимов, А.П. Лосев // М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. - 228 с.

170. Сафиева Р.З. Химия нефти и газа. Нефтяные дисперсные системы: состав и свойства (часть 1) / Р.З. Сафиева // Учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004. - 112 с.

171. Ахметов Б.Р. Влияние надмолекулярных структур асфальтенов ромашкинской нефти на надёжность оптических методов контроля / Б.Р. Ахметов, И.Н. Евдокимов, Д.Ю. Елисеев, Н.Ю. Елисеев // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды всероссийской научно -технической конференции. Том II. Альметьевск: Изд. АлНИ, 2001. - С. 360-363.

172. Ахметов Б.Р. Особенности оптических спектров, поглощения нефти и нефтяных асфальтенов / Б.Р. Ахметов, И.Н. Евдокимов, Д.Ю. Елисеев // Наука и технология углеводородов. - №3, 2002. - С. 25-30.

173. ГОСТ 5789-78 «Реактивы. Толуол. Технические условия».

174. ГОСТ 25336-82 «Посуда и оборудование лабораторные стеклянные. Типы, основные параметры и размеры».

175. ГОСТ 29227-91 «Посуда лабораторная стеклянная. Пипетки градуированные. Часть 1. Общие требования».

176. Пат. 2429343 (РФ), МПК Е21В 43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Ибрагимов Н.Г., Гуськова И.А., Ибатуллин Р.Р., Рахманов А.Р., Габдрахманов А.Т., Швецов М.В.: опубл. 20.09.11.

177. Гуськова И.А. Разработка и развитие технологических решений проблемы формирования органических отложений в условиях эксплуатации техногенно измененных залежей нефти / И.А. Гуськова // Специальность 25.00.17 -«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». Диссертационная работа на соискание ученой степени доктора технических наук. - Бугульма, 2011. - 314 с.

178. Инструкция и руководство по эксплуатации Спектрофотометров СФ102(104), ООО «НПО ИНТЕРФОТОФИЗИКА», Москва. - 15 с.

179. Техническая документация фирмы-изготовителя ротационного вискозиметра Rheotest RN4.1 «RHEOTEST Messgerate Medingen Gmbh», Германия. - 3 с.

180. ГОСТ 33-2000 «Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости».

181. ГОСТ 3900-85 «Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности».

182. ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды».

183. Современные методы анализа в органической геохимии / Под ред. А.Э. Конторовича. - Новосибирск, 1973. - 100 с., Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. - М.: ГНТННГТЛ, 1962. - 880 с.

184. ГОСТ 2177-99 «Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава».

185. Юсупова Т.Н., Петрова Л.М., Ганеева Ю.М. [и др.] Идентификация нефти по данным термического анализа //Нефтехимия. - 1999. - №4. - С.254-259.

186. Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород / Под ред. Н.А. Еременко, С.П. Максимова. -М.: Наука, 1986. - 134 с.

187. Отчёт по теме 14/62 «Усовершенствование метода и расширение задач фотоколориметрии», ТатНИИ, Бугульма, 1963.

188. Пат. 2496001 (РФ) МПК Е21В 43/26. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта / Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В.: опубл. 20.10.2013.

1,2 п

О 1

о

к 0,8

н

| 0,6 Ё 0,4 0,2 0

360 370 380 390 400 410 420 430 440 450 460 470 480 490 500 510 520 530 540

Длина волны, нм

до грп,04.08 -после грп,14.09 Погл., Б -после грп,15.09 Погл., Б

— после грп,16.09 Погл., Б -после грп,19.09 Погл., Б -после грп,20.09 Погл., Б

Рисунок А1 - Показатели зависимости изменения оптической плотности от длины волны (360-540 нм) пропускаемого света исследуемых образцов нефти по

анализируемой скважине №28843

Таблица А1 - Результаты определения плотности нефти по скважине №28843

№ п/п Дата отбора проб Номер пикнометра, ВЧ 20 / 3 Р 20, Г/СМ 20 / 3 Р 4, КГ/М

До ГРП

1 04.08.2011 №1; 11,2023 0,83093 0,830

После ГРП

2 14.09.2011 №2; 13,46005 0,86850 0,867

3 15.09.2011 №1; 11,2023 0,87234 0,871

4 16.09.2011 №2; 13,46005 0,86094 0,860

5 19.09.2011 №1; 11,2023 0,89511 0,894

6 20.09.2011 №2; 13,46005 0,86913 0,868

№ п/п Дата отбора проб Номер пикнометра, ВЧ 20 / 3 Р 20, Г/см 20 3 Р 4, кг/м

До ГРП

1 04.08.2011 №1; 11,2023 0,91642 0,915

После ГРП

2 14.09.2011 №2; 13,46005 0,91958 0,918

3 15.09.2011 №2; 13,46005 0,91148 0,910

4 16.09.2011 №1; 11,2023 0,91317 0,912

5 19.09.2011 №2; 13,46005 0,92695 0,925

6 20.09.2011 №1; 11,2023 0,90844 0,907

Таблица А3 - Результаты определения кинематической вязкости исходной нефти по скважине №28843

№ п/п Дата отбора проб Номер вискозиметра, константа К Время истечения, тср Кинематическая вязкость, мм2/с

До ГРП

1 04.08.2011 №6; 0,1676 102,1 с 17,11

После ГРП

2 14.09.2011 №14; 0,1685 104,7 с 17,64

3 15.09.2011 №6; 0,1676 101,7 с 17,04

4 16.09.2011 №14; 0,1685 94,3 с 15,89

5 19.09.2011 №6; 0,1676 208,4 с 34,93

6 20.09.2011 №14; 0,1685 97,4 с 16,41

Таблица А4 - Результаты определения кинематической вязкости остатка нефти с началом кипения более 200оС по скважине №28843

№ п/п Дата отбора проб Номер вискозиметра, константа К Время истечения, тср Кинематическая вязкость, мм2/с

До ГРП

1 04.08.2011 №14; 0,1685 1153,8 с 194,41

После ГРП

2 14.09.2011 №14; 0,1685 1062,2 с 178,98

3 15.09.2011 №6; 0,1676 839 с 140,62

4 16.09.2011 №14; 0,1685 800,8 с 134,93

5 19.09.2011 №6; 0,1676 876,5 с 146,90

6 20.09.2011 №14; 0,1685 778,05 с 131,10

Таблица А5 -Значения коэффициента светопоглощения при длине волны 385 нм и дебита нефти по скважине №28843

Дата отбора проб Значение Ксп, см-1 Дебит нефти по скв., т/сут

04.08.2011 655 5,2

14.09.2011 (после ГРП) 758 52,0

15.09.2011 731 52,9

16.09.2011 793 59,6

19.09.2011 781 61,3

20.09.2011 732 60,2

Таблица А6 - Результаты обезвоживания проб нефти по скважине №28843 (до и после ГРП)

№ п/п Дата отбора проб Масса нефти, г Объем бензола, мл Время обезвоживания, мин Вода Бензин

Масса, г Сод-ие, % Масса, г Сод-ие, %

До ГРП

1 04.08.2011 Воды нет в образце пробы

После ГРП

2 14.09.2011 32,35 32,5 35 0,61 1,89 5,9 18,24

3 15.09.2011 22,97 23,0 32 0,02 0,09 0,91 3,96

4 16.09.2011 31,15 31,0 34 0,37 1,19 3,72 11,94

5 19.09.2011 30,94 31,0 32 3,16 10,21 2,31 7,47

6 20.09.2011 35,5 36,0 31 0,11 0,35 1,23 3,48

№ п/п Дата отбора проб Масса нефти, г Температура начала кипения, оС Масса бензинов по остатку, г Масса бензинов по приемнику, г Содержание бензинов (по доотгонке), % Содержание бензинов (общее), %

До ГРП

1* 04.08.2011 102,00 40 24,47 20,95 23,99 23,99

После ГРП

2 14.09.2011 25,16 165 1,24 1,04 3,83 22,1

3 15.09.2011 22,05 100 3,81 3,59 16,59 20,6

4 16.09.2011 27,16 120 2,88 2,64 9,25 21,2

5 19.09.2011 25,37 125 3,18 2,84 10,28 17,8

6 20.09.2011 35,5 80 9,78 8,97 27,55 31,03

Примечание: * - пробы нефти не содержат воды, проведена простая перегонка бензиновых фракций до 200оС

Таблица А8 - Результаты определения содержания компонентов в остатках с н.к.>200оС (до и после ГРП на скважине №28843)

№ п/п Дата отбора проб Масса остатка, г Содержание компонентов, г Содержание компонентов, %

Масла Смолы Асфальтены Масла Смолы Асфальтены

До ГРП

1 04.08.2011 2,0934 1,5470 0,4394 0,1063 73,9 20,9 5,1

После ГРП

2 14.09.2011 1,5178 0,9911 0,4180 0,1080 65,3 27,6 7,1

3 15.09.2011 1,3696 0,8560 0,4504 0,0644 62,5 32,9 4,7

4 16.09.2011 0,8743 0,6155 0,2303 0,0249 70,4 26,8 2,8

5 19.09.2011 1,1595 0,8487 0,2476 0,0607 73,2 21,5 5,2

6 20.09.2011 2,0435 1,4774 0,4752 0,1012 72,3 22,6 5,1

№ п/п Дата отбора проб Содержание компонентов, %

Бензины Масла Смолы Асфальтены

До ГРП

1 04.08.2011 24,0 56,2 15,9 3,9

Среднее до ГРП 24,0 56,2 15,9 3,9

После ГРП

2 14.09.2011 22,1 50,9 21,5 5,5

3 15.09.2011 20,6 49,6 26,1 3,7

4 16.09.2011 21,2 55,5 21,1 2,2

5 19.09.2011 17,8 60,2 17,7 4,3

6 20.09.2011 31,0 49,9 15,6 3,5

Среднее после ГРП 22,5 53,2 20,4 3,9

Бензины Масла. Смолы Асфальтены

Рисунок А2 - Сравнительный анализ средних значений содержания компонентов в пробах нефти скважины №28843 до и после проведения ГРП

Рисунок А3 - Кривые термического анализа нефти скважины №8420 (дата отбора проб 30.09.2011 - до ГРП и 03.10.2011 - до ГРП)

г, НИН О Ю 20 30 40 50 60 70 1,мин О 10 20 30 40 ,50 60

Рисунок А4 - Кривые термического анализа нефти скважины №8420 (дата отбора проб 05.10.2011 - до ГРП и 24.11.2011 - после ГРП)

Рисунок А5 - Кривые термического анализа нефти скважины №8420 (дата отбора проб 29.11.2011 - после ГРП и 03.12.2011 - после ГРП)

Рисунок А6 - Кривые термического анализа нефти и для остатка н.к.>200оС скважины №8420 (дата отбора проб 20.12.2011 - после ГРП)

Скважина №28843

Рисунок А7 - Кривые термического анализа нефти скважины №28843 (дата отбора проб 04.08.2011 - до ГРП)

1,нинО 10 20 30 40 50 60 70 мин 0 10 20 30 40 50 60 70

Рисунок А8 - Кривые термического анализа нефти скважины №28843 (дата отбора проб 14.09.2011 - после ГРП и 16.09.2011 - после ГРП)

Рисунок А9 - Кривые термического анализа нефти и для остатка н.к.>200оС скважины №28843 (дата отбора проб 15.09.2011 - после ГРП)

Рисунок А1 0 - Кривые термического анализа нефти скважины №28843 (дата отбора проб 19.09.2011 - после ГРП и 20.09.2011 - после ГРП)

Таблица А10 - Данные термического анализа по потерям массы проб нефти по скважине №28843 (до и после ГРП)

№ п/п Дата отбора проб Потери массы, %

от 20 до 100оС от 100 до 200оС от 200 до 400оС от 400 до 510оС от 510 до 660оС

До ГРП

1 04.08.2011 8,6 20,2 37,7 17,9 15,6

После ГРП

2 14.09.2011 10,2 21,0 34,8 18,2 15,7

3 15.09.2011 9,8 21,9 34,9 19,1 14,3

4 16.09.2011 9,3 20,9 36,8 17,1 16,0

5 19.09.2011 15,0 (вода) 18,6 28,8 16,1 21,5

6 20.09.2011 8,3 21,6 35,1 18,3 16,6

№ п/п Дата отбора проб Потери массы до 100оС, % Потери массы до 200оС, % F F1

До ГРП

1 04.08.2011 8,6 28,8 1,99 1,13

Среднее 8,6 28,8 1,99 1,13

После ГРП

2 14.09.2011 10,2 31,2 1,95 1,03

3 15.09.2011 9,8 31,7 1,99 1,04

4 16.09.2011 9,3 30,2 2,02 1,11

5 19.09.2011 - 33,6* - 0,77

6 20.09.2011 8,3 29,9 1,86 1,01

Среднее 9,4 30,8 2,0 1,0

до 100 С до 200 С I

Рисунок А11 - Сравнительный анализ средних параметров термического анализа

проб нефти скважины №2843 до и после ГРП

о о я 2

а)

X

Я

о.

а) Ч о О

10,0 8,0 -6,0 -4,0 -2,0 -0,0

сог^ооаэо — гчсо^гюсог^оооо — гчсо^гюсог^оооо — гчсо^гюсог^оо т-т-т-т-гчгчгчгчгчгчгчгчгчгчсосососососососососо^г^г^г^г^г^г^г^г^г

Число атомов углерода

Рисунок А12 - ММР алканов (скважина №8420, до ГРП 30.09.2011)

В=0,12 Б=0,21

15,0

о о п

о

п

*

а о с!

О О

12,0 -9,0 -6,0 -3,0 -0,0

Ч* и> Т—

т-т-т-т-СМСМСМСМ

Число атомов углерода

Рисунок А13 - ММР алканов (скважина №8420, до ГРП 05.10.2011)

В=0,07 Б=0,47

12,0

о о

| 9,0

0

1 6,0 В

о

Ч 3,0

о

О

0,0

Число атомов углерода

Рисунок А14 - ММР алканов (скважина №8420, после ГРП 29.11.2011)

В=0,08 Б=0,38

12,0

о о

« 9,0

а>

1 6,0

£ О

=1 3,0

о

О

0,0

Число атомов углерода

Рисунок А15 - ММР алканов (скважина №8420, после ГРП 03.12.2011)

В= -, Б=0,28

12,0

о о

« 9,0

о

6,0 -

га

*

Л О

5 3,0

о о

0,0

Число атомов углерода

Рисунок А16 - ММР алканов (скважина №8420, после ГРП 20.12.2011)