Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Саттаров, Рамиль Зайтунович

• Саттаров, Рамиль Зайтунович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Саттаров, Рамиль Зайтунович

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

1.1 Изучение основных показателей неоднородности пласта и их влияния на выработку запасов

1.2 Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечепие на примере месторождений Татарстана и Западной Сибири

1.3 Изучение влияния гидроразрыва пласта на выработку запасов

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАВИСИМОСТИ ОХВАТА ПЛАСТА СЕТКОЙ СКВАЖИН ОТ ПАРАМЕТРОВ МАКРОНЕОДНОРОДНОСТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ СТОХАСТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

2.1 Обзор геостохастических методов геологического моделирования

2.1.1 Литологическое моделирование

2.1.2 Источники информации, используемые при стохастическом моделировании

2.2.3 Основные стохастические методы

2.2 Вероятностно-статистические подходы к решению задач по определению коэффициента охвата

2.3 Анализ и апробация вероятностно-статистических методов определения коэффициента охвата пластов

2.4. Оценка влияния показателей макронеоднородности пласта на коэффициент охвата сеткой и коэффициент заводнением

2.4.1 Определение зависимости коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости с использованием стохастических моделей

2.4.2 Определение зависимостей коэффициентов охвата сеткой скважин и заводнением от коэффициента расчлененности

2.5 Разработка автоматизированной методики определения коэффициента охвата

2.5.1. Алгоритм использования геологических и промысловых данных для решения задач контроля за разработкой в программе "РготСео"

2.5.2 Программный модуль для определения коэффициента охвата сеткой

ГЛАВА 3 ВЕРИФИКАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ С ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ И ПРОМЫСЛОВЫМИ ДАННЫМИ

3.1 Сопоставление зависимости коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости на примере Ромашкинского месторождения с применением программного комплекса "Лазурит"

3.2 Верификация значений коэффициента охвата, полученных на реальных моделях объектов разработки с применением автоматизированной методики, с промысловыми данными объектов исследования

ГЛАВА 4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЕ

4.1 Технология построения геолого-технологической модели с учетом проведения ГРП

4.2 Оценка прироста коэффициента охвата после проведения ГРП

4.3 Анализ коэффициента охвата и прироста коэффициента охвата после проведения ГРП на цифровых фильтрационных моделях

4.3.1 Построение гидродинамической модели

4.3.2 Верификация значений коэффициента охвата, полученных по автоматизированной методике с результатами гидродинамической модели

4.3.3 Анализ прироста коэффициента охвата после проведения ГРП на цифровых фильтрационных моделях

4.3.4 Анализ выработки запасов многопластовых систем с различными фильтрационно-емкостными характеристиками при проведении ГРП

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического моделирования»

ВВЕДЕНИЕ

За последние годы на месторождениях России наметилась тенденция к ухудшению структуры остаточных запасов. Значительная часть запасов находится в слабопроницаемых коллекторах и в зонах, не охваченных заводнением. Основным фактором, негативно влияющим на продуктивность и эффективность разработки, является неоднородность нефтяных пластов.

Нефтенасыщенные пласты представляют собой чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. В пределах пласта может выделяться до 10 — 20 пропластков, что указывает на сильную расчлененность пластов. В связи со сложностью строения нефтяных залежей, очень трудно или невозможно обеспечить полное дренирование всего объема залежи и полный охват вытеснением нефти водой в добывающие скважины через нагнетательные скважины [1].

Основными показателями макронеоднородности пласта являются песчанистость, расчлененность, прерывистость пласта. Прерывистость пласта может быть обусловлена как выклиниванием пласта, так и его замещением непроницаемыми породами. Следствием прерывистости пласта является наличие множества разных по геометрическим размерам как по латерали, так и по горизонтали песчаных тел (линз), в пределах которых возможно движение флюидов. Влияние макронеоднородности пласта имеет большое значение на коэффициент охвата пласта воздействием. Это нужно учитывать при проектировании разработки, как на начальном этапе, так и последующих этапах. Одними из основных методов технологических факторов, влияющих на коэффициент охвата пласта, являются схема расположения скважин в системе разработки и плотность сетки скважин. Все перечисленные факторы влияют и на эффективность проведения гидроразрыва пласта (ГРП). Исследованию влияния геологических факторов (макронеоднородности и микронеоднородности) и

технологических факторов (плотность сетки скважин) на выработку запасов при проведении ГРП посвящена эта работа.

Большой вклад в изучение влияния геологических особенностей нефтегазовых месторождений и проведения гидроразрыва на эффективность выработки запасов внесли целый ряд ученых и специалистов:

Абдулмазитов Р.Г., Андреев В.А., Бадьянов В.А., Бакиров И.М., Борисов Ю.П., Блинов А.Ф., Валиханов A.B., Владимиров И. В., Воинов В.В., Дияшев P.M., Желтов Ю.П., Закиров С.Н., Каневская Р.Д., Котенев Ю.А., Закиров С.Ы., Лысенко В.Д., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Мухарский Э.Д., Рябинина З.К., Салимьянов И.Т., Саттаров М.М., Султанов Ш.Х., Токарев М.И., Тронов В.П., Фазлыев Р.Т., Халабуда Э.П., Хамзин Р.Г., Хисамов P.C., Хуснуллин М.Х., Швецов И.А., Щелкачев В.II. и другие.

Актуальность проблемы.

На месторождениях республики Татарстан основную часть в структуре остаточных извлекаемых запасов нефти занимают трудноизвлекаемые. К ним относятся запасы высоковязких нефтей, в малопроницаемых терригенных и карбонатных коллекторах и запасы в зонах, не охваченных заводнением. Выявление этих зон и вовлечение их в разработку является важной задачей для повышения эффективности разработки.

Как отмечалось, макронеоднородность оказывает существенное влияние на выработку запасов нефти. Ухудшение показателей макронеоднородности ведет к повышению неопределенности наличия коллектора в межскважинном пространстве и гидродинамической связи между зонами нагнетания и отбора. Стохастическое моделирование позволяет создать множество реализаций с сохранением исходной информации для исследуемых объектов. Многовариантность и применение вероятностно-статистических подходов к определению коэффициента охвата приводит к увеличению достоверности и снижению погрешностей вследствие возможности статистической оценки

результатов. Это необходимо учитывать при анализе разработки, оценке остаточных запасов нефти, геолого-технологическом моделировании, и выработке рекомендаций по ГТМ на каждом этапе разработки.

Грамотное и системное проведение гидравлического разрыва пласта (ГРП) может приводить к увеличению нефтеотдачи как за счет подключения недренируемых запасов нефти в изолированных линзах в неоднородных и расчлененных коллекторах, так и за счет вовлечения в разработку слабодренируемых целиков нефти и увеличения области дренирования. Проблема повышения эффективности проведения гидроразрыва становится актуальной в связи с переходом многих месторождений в более позднюю стадию разработки.

Цель работы. Повышение эффективности выработки прерывистых пластов с применением гидроразрыва на основе геостохастического компьютерного моделирования с учетом влияния основных показателей неоднородности продуктивных пластов на коэффициент извлечения нефти (на примере терригенных девонских отложений Ромашкинского месторождения).

Основные задачи исследований:

1. Изучение влияния геологических особенностей месторождений и технологических факторов разработки на выработку запасов нефти.

2. Анализ влияния макронеоднородности пласта на коэффициент нефтеизвлечения нефтяного месторождения.

3. Изучение взаимовлияния основных параметров макронеоднородности пласта - коэффициента песчанистости и коэффициента расчлененности.

4 Анализ существующих вероятностно-статистических методик определения коэффициента охвата пласта.

5. Разработка автоматизированной методики определения коэффициента охвата сеткой скважин на этапе проектирования разработки терригепных отложений с применением геостохастической модели.

6. Анализ влияния проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) на прирост коэффициента охвата пласта с применением геостохастической модели для условий девонских терригенных отложений Ромашкинского месторождения.

Научная новизна.

1. Установлена аналитическая зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.

2. Определены параметры макронеоднородности (коэффициент расчлененности принимает максимальное значение при значении коэффициента песчанистости равном 0,53), характеризующие максимальное сложное строение коллекторов пласта.

3. Установлены зависимости коэффициентов охвата пласта сеткой скважин и заводнением от коэффициента расчлененности при рядной системе разработки.

4. Установлена аналитическая зависимость прироста коэффициента охвата пласта от параметров макронеоднородности, латеральных размеров линзы и полудлины трещины ГРП.

5. Получены эмпирические зависимости геометрических параметров трещины ГРП от проницаемости для выравнивания фронта заводнения для терригенных отложений девона Ромашкинского месторождения.

Основные защищаемые положения.

1. Автоматизированная методика определения коэффициента охвата сеткой скважин с применением геостохастической модели на основе вероятностно-

статистического подхода.

2. Зависимость коэффициента расчлененности от коэффициента песчанистости при фиксированной толщине песчаного тела (линзы).

3. Зависимости коэффициента охвата пласта воздействием и заводнением от коэффициента расчлененности.

4. Верификация полученных данных с реальными объектами разработки.

5. Зависимость прироста коэффициента охвата пласта от латеральных размеров линзы и полудлины трещины ГРП.

6. Зависимость параметров трещины от проницаемости для обеспечения более эффективной выработки неоднородных по проницаемости пластов.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики и на использовании стохастических методов моделирования пласта в современных пакетах геомоделирования.

Практическая значимость и реализация результатов исследований.

1. Разработана автоматизированная методика определения коэффициента охвата пласта сеткой скважин с применением геостохастической модели.

2. Разработан программный комплекс "Ргоггщео", позволяющий определять коэффициент охвата пласта с учетом проведения гидроразрыва.

3. С использованием предложенных в работе методов анализа разработки нефтяных месторождений выполнен автоматизированный расчет коэффициента охвата 10 объектов месторождений Татарстана с сопоставлением полученных результатов с данными разработки этих месторождений.

4. Программный комплекс "Ргопщео" используется при подсчете запасов и проектировании разработки нефтяных месторождений.

5. Поданы на получение свидетельства о регистрации следующие программы для ЭВМ: LogView, PromGeo, WellsCorr.

Апробация работы. Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на VIII Международной научно-практической конференции «Геомодель-2006» (Геленджик, 2006 г.), юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г.Бугульма, 2006 г.), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г.Азнакаево, 2011 г.), семинаре главных инженеров ОАО «Татнефть» (г.Бугульма, 2013 г.), секции ученого совета института «ТатНИПИнефть» (г.Бугульма, 2014 г.), Международной научно-практической конференции (г.Казань, 2014 г.).

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 106 наименований. Объем работы составляет 134 страницы, в том числе 64 рисунка, 6 таблиц.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 12 печатных работ. В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов. В ведущих рецензируемых научных журналах по списку ВАК РФ опубликовано 6 статей.

Автор выражает признательность и благодарность научному руководителю д.т.н. Насыбуллину A.B., д.т.н. Бакирову И.М., к.т.н. Латифуллину Ф.М., к.т.н. Салимову В.Г., к.т.н. Саттарову Р.З. за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.

и

ГЛАВА 1 АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ.

Сложное строение неоднородных пластов нефтяных залежей затрудняет дренирование всего объема залежи, ограничивает охват вытеснением нефти водой через нагнетательные скважины в добывающие скважины. Поэтому с каждым годом все более актуальной становится проблема обеспечения более полного охвата пластов процессом заводнения.

Главной задачей заводнения нефтяных месторождений является поддержание пластового давления на заданном уровне с целью вытеснения нефти водой из пластов.

В настоящее время заводнение является самым распространенным в мире видом воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений. Свыше 90% всей нефти в России добывают из заводняемых месторождений.

Очень часто нефтеносные пласты состоят из хаотически расположенных проницаемых песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых слоев, линз и пропластков. Пласты чрезвычайно изменчивы по толщине и не выдержаны по площади. Диаграммы электрокаротажа по двум соседним скважинам, пробуренным на расстоянии нескольких сотен метров друг от друга, часто имеют совершенно различный характер. Такая сложная картина значительно затрудняет корреляцию разрезов скважин [2, 3].

Отдельные пропластки, входящие в объекты разработки, могут не охватываться заводнением и, соответственно, из них не вытесняется нефть. Даже при строго упорядоченном расположении скважин на нефтеносной площади месторождения неравномерное обводнение отдельных скважин приводит к тому, что в пласте остаются нефтенасыщенные зоны, неохваченные заводнением, что приводит к значительному сокращению извлекаемых запасов.

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении N определяют следующей формулой:

где:

КИН - коэффициент извлечения нефти , в — геологические запасы, тыс.т.

Для раздельного учета влияния микро- и макро неоднородности породы академик А.П. Крылов [4] предложил представлять КИН в виде произведения двух коэффициентов:

где Квыт - коэффициент вытеснения, характеризующий полноту вытеснения нефти из породы, д.ед; Кохв - коэффициент охвата, характеризующий полноту охвата запасов продуктивного пласта вытеснением, д.ед.

Коэффициентом вытеснения нефти водой {Квшп) при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием (Кохв) называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Коэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения, зависит от следующих основных факторов:

1) фильтрационно-емкостных свойств (пористости, глинистости пород, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей), которые определяются минералогическим составом и литологической структурой пород-

N= КИН • С

(1)

(2)

коллекторов нефти, распределением пор по размерам, параметрами микротрещиноватости пород, т.е. размерами блоков и трещин, отношением их проницаемости и т. д.;

2) структурно-механических (неныотоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

3) свойств пластовой нефти и вытесняющего агента;

4) скорости вытеснения нефти водой;

5) характера и степени нефтеводонасыщенности, смачиваемости пород водой [5].

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит от следующих факторов:

1. Параметров системы разработки месторождения (расположением скважин в пласте, расстоянием между добывающими, между добывающими и нагнетательными скважинами, отношением числа нагнетательных к числу добывающих скважин).

2. Геологической неоднородности и физических свойств нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Имеется в виду наличие прерывистости пласта по вертикали (расчлененности пропластков) и по горизонтали (зональной неоднородности), нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, то есть водоплавающих зон.

3. Применения различных способов и технических средств разработки и эксплуатации нефтяных скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

4. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

1.1 Изучение основных показателей неоднородности пласта и их влияния на выработку запасов

Геологическая неоднородность пород — коллекторов является одной из важнейших характеристик модели пласта, залежи или всего объекта разработки. Различают макронеоднородность и микронеоднородность [6].

Макронеоднородность - это пространственное распределение коллекторов и непроницаемых пропластков внутри продуктивного горизонта.

Микронеоднородность - это изменчивость коллекторских свойств (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также фациально-литологических свойств, таких как структура порового пространства, гранулометрический и минеральный состав зерен, глинистость, карбонатность, степень цементации) (рисунок 1).

В- ЕЗг ЕЛЗ3

Рисунок 1- Отображение макроструктуры и микронеоднородности на геологическом разрезе (1 - граница пласта; 2 - граница прослоя; 3 - коллектор; 4 - неколлектор; а - д - индексы пластов) (рисунок заимствован из [6])

Можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от петрофизических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении определяется степенью макронеоднородности месторождения, условиями эксплуатации скважин и системой разработки.

Коэффициент расчлененности является важнейшим показателем макронеоднородности разреза. Он служит показателем вертикальной неоднородности продуктивного горизонта или всего объекта разработки. Коэффициент расчлененности определяется путем подсчета числа проницаемых прослоев в разрезе скважины. В целом по объекту производится суммирование пород-коллекторов по всем скважинам, а затем сумма делится на число скважин:

Крас = (3)

где: Крас - коэффициент расчлененности;

11 — число прослоев - коллекторов в каждой скважине; N - число скважин.

Если весь продуктивный горизонт состоит из одного пласта - коллектора коэффициент расчлененности равен единице. Чем больше количество проницаемых пропластков в разрезе каждой скважины, тем выше значение Крас.

Коэффициент песчанистости определяет отношение эффективной толщины продуктивного пласта к его общей толщине:

К„ес = (4)

"общ

где: Кпсс - коэффициент песчанистости; Н0бщ ~ общая толщина пласта: Н,ф - эффективная толщина пласта;

Коэффициент песчанистости показывает соотношение коллекторов и неколлекторов в общем объеме объекта разработки. Комплексный анализ коэффициентов песчанистости и расчлененности позволяет представить картину о макронеоднородности разреза. Чем меньше коэффициент песчанистости и больше коэффициент расчлененности, тем выше макронеоднородность объекта.

Коэффициент литологической связанности (слияния) - это показатель степени слияния коллекторов двух соседних пластов, а следовательно, степени их гидродинамической связи:

Ксв = (5)

■-•общ

где: Ксц — коэффициент литологической выдержанности пласта;

80бщ - общая площадь залежи, тыс. м ;

8СВ - площади участков, где пласты сливаются, тыс. м2.

Чем больше Ксв, тем больше степень гидродинамической связи по вертикали между пластами.

Коэффициент литологической выдержанности пласта — это отношение площади распространения коллекторов пласта к общей площади залежи:

Клв = (6)

где: Кл.„. — коэффициент литологической выдержанности пласта; - площадь распространения коллекторов, тыс. м2;

$обш ~~ общая площадь залежи, тыс. м2.

Чем больше коэффициент литологической выдержанности, тем благоприятнее условия для разработки объекта [6].

Для определения макронеоднородности строят различные профили, карты и схемы [7], наглядно характеризующие степень объемной и площадной неоднородности пласта. На них выделяют три группы участков: непрерывную часть нефтяного пласта, линзы и полулинзы. Под линзами подразумеваются

изолированные участки распространения проницаемой части пласта, окруженные со всех сторон непроницаемыми породами. Полулинзами называют участки пласта-коллектора, открытые для поддержания пластового давления только с одной стороны. Непрерывная часть пласта насчитывает не менее двух выходов к контуру питания. Наличие коллекторов в виде линз и полулинз указывает на ещё один важнейший показатель неоднородности — прерывистость пласта.

Прерывистость пластов - один из важных параметров, значительно влияющих на фильтрационные (дебит) и ёмкостные (нефтеотдача) характеристики процесса разработки. В первую очередь дебит и нефтеотдача снижаются из-за полного выключения из разработки части проницаемого пласта, не выходящего одновременно на линии нагнетания и отбора.

Прерывистость пласта определяют исходя из детальной корреляции пласта или горизонта по данным разрезов скважин, составления зональных карт, вычисления вышеперечисленных коэффициентов [8].

Несмотря на наличие множества корреляционных схем и геологических профилей отложений пласта все они носят условный характер и могут восприниматься по-разному. Никто не может исключить вероятность прерывания пласта в межскважинном пространстве. Нельзя судить о неоднородности только по высоким показателям коэффициента расчлененности без коэффициента песчанистости. Совместный анализ этих двух главных показателей неоднородности и правильная корреляция пластов и пропластков позволяют определить насколько выдержан пласт и насколько он расчленен, определить наличие пропластков-неколлекторов.

Графическое отображение неоднородности пласта в виде карт распространения пласта-коллектора дает возможность наглядно оценивать степень прерывистости пласта [9].

Изменение литолого-физических свойств пласта, связанное с выклиниванием или замещением его непроницаемыми породами характерно

практически для всех продуктивных пластов, сложенных терригенными отложениями. Поэтому все они в той или иной степени прерывисты. Особенно это касается пластов, приуроченных к месторождениям платформенного типа. В работе [10] представлены результаты изучения геологического строения Ромашкинского месторождения, относящегося к такому типу. Основные продуктивные пласты осадочной толщи Ромашкинского месторождения характеризуются значительным разнообразием особенностей залегания по площади и разрезу, а также литолого-петрофизическому составу, коллекторским свойствам и насыщенности слагающих пород. Продуктивные отложения пашийского и кыновского горизонтов являются основными промышленными объектами месторождения.

Пашийский горизонт Д] является многопластовым объектом, представленным переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых пород. Характерной особенностью пашийского горизонта в целом является замещение песчаноалевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади.

В работе [11] проведен анализ выработки запасов нефти по Ромашкинскому месторождению в целом. По результатам анализа структуры распределения коллекторов по площади и разрезу, степени их расчлененности и неоднородности был сделан вывод о том, что верхиепашийский и нижнепашийские отложения Ромашкинского месторождения целесообразно анализировать в отдельности и рассматривать как выделенные объекты разработки. Среднее значение коэффициента песчанистости для верхнепашийских отложений равно 0,42, а для нижнепашийских - 0,56, среднее значение коэффициента расчлененности -соответственно 2,25 и 2,7. Представленные на рисунках 2, 3 карты также подтверждают выводы, представленные выше. На карте песчанистости верхнепашийских отложений четко видны растянутые в меридиальном направлении зоны с высокими значениями коэффициента песчанистости. На

карте песчанистости нижнепашийских отложений выделение зон с высокими значениями коэффициента песчанистости менее определенное и располагаются в разных направлениях.

Сопоставление карт песчанистости и расчлененности не привело к положительным результатам. Как видно из рисунков 2 и 3, зонам минимальных и максимальных значений коэффициента песчанистости соответствуют зоны минимальных значений коэффициента расчлененности. Средние же значения Кпес не коррелируются со значениями Крас, хотя связь между ними существует и она подробно описывается во 2 главе.

а) б)

Рисунок 2 - Карты песчанистости по верхнепашийским и нижнепашийских отложениям Ромашкинского месторождения: а) верхнепашийские,

б) нижнепашийские

а) б)

Рисунок 3 - Карты расчлененности по верхнепашийским и нижнепашийским отложениям Ромашкинского месторождения: а) верхнепашийские,

б) нижнепашийские

В силу различного характера распространения коллекторов в пластах верхней и нижней пачки пашийского горизонта выработка запасов нефти происходит по-разному. В нижнепашийских отложениях запасы вырабатываются более равномерно, чем в верхнепашийских, так как распределение коллекторов в верхней пачке пластов неоднородно. На это указывают более низкие коэффициенты охвата в верхнепашийских отложениях: для верхнепашийских отложений среднее значение коэффициента охвата составляет 0,48, для нижнепашийских - 0,63.

Это говорит о том, что коэффициенты песчанистости и расчлененности являются одними из важных показателей степени неоднородности пласта, влияющими на выработку запасов. В работе [12] говорится, что на ранних стадиях проектирования коэффициент нефтеизвлечения можно весьма приближенно косвенно оценить по корреляционной зависимости между долей объема

непрерывной части пласта (VH) и коэффициентом песчанистости (Кпсс) (рисунок 4). Эта зависимость получена на основании исследований по восемнадцати продуктивным пластам различных месторождений платформенного типа, характеризующихся водонапорным режимом.

На рисунке 4 приведены две теоретические кривые и фактические точки зависимости VH от Кпсс для семи горизонтов месторождения Узень и по ряду месторождений Поволжья. Как видно из рисунка, кривая для горизонтов месторождения Узень несколько отличается от кривой, построенной для других пластов, что объясняется, по-видимому, особенностями геологических условий их осадкообразования. Более детально вышеназванные исследования представлены в работе [13]. По кривым и средним значениям коэффициента песчанистости для исследуемого пласта или горизонта в целом можно определить необходимое значение непрерывной части пласта. Косвенный метод можно применить при составлении проекта опытной эксплуатации и подсчете запасов.

V„

1 j 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1

0

0

Рисунок 4 - Теоретические кривые и фактические точки зависимости VH от Knee ( I - месторождения Узень; II - месторождения Поволжья).

Доля объема непрерывной части пласта (V,,) характеризует степень его выдержанности, которая, в свою очередь, влияет на коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Саттаров, Рамиль Зайтунович, 2014 год

Список использованных источников

1 .http://www.oil-lib.ru/razrabotka/razrabotka-neftanyh-mestorozdenii/lekcia-l 1

2. Бадьянов В. А. Методика корреляции продуктивных пластов в условиях значительной фациальной изменчивости (на примере горизонта Д1 Ромашкинского месторождения) // НТС ВНИИ по добыче. - М., 1964. - № 24. - с.

3-5.

3. Абдулмазитов, Р.Г. Выявление особенностей строения залежей нефти живетского яруса Ромашкинского месторождения / Р.Г. Абдулмазитов, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров, А.Б. Владимиров // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - М.: ВНИИОЭНГ, 2008. - С. 85-92.

4. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / А.П. Крылов // Опыт разработки нефтяных месторождений : тр. Всесоюз. совещ. работников по добыче нефти, сост. в г. Куйбышеве 19-23 июня 1956 г. - М. : Гостоптехиздат, 1957.-С. 116-139.

5. Бакиров, А.И. О коэффициенте вытеснения нефти / А.И. Бакиров, И.М. Бакиров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 31-33.

6. http://www.geolib.net/oilgasgeology/geologicheskaya-odnorodnost.html

7. Воинов В.В., Зеденяпин E.H., Ковалев СИ. и др. Опыт применения ЭВМ для построения послойных карт и вычисления объемов пласта. Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности, №11, М., ВШИОЭИГ

8. Бадьянов В.А., Бохан Т.А. Оттенка прерывистости пластов по данным частичного разбурИвания месторождения эксплуатационной и разведочной сетками скважин. НТС. Проблемы нефти и газа Тюмени, Тюмень, 1974 г., вып. 23, с. 37-39.

9. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных местрождений. М.: "Недра", 1970 г.

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

11. Саттаров Р.З., Абдулмазитов Р.Г., Петухов А.Г., Файзуллин И.Н. Анализ выработки запасов нефти в заводненных зонах многопластового нефтяного месторождения// Сборник докладов региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами», Ижевск, 2003 - С. 30-35.

12. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности - М.: Недра, 1976.

13. Воинов В. В., Хрусталева 3. А. Характеристика зависимости между долей объема непрерывной части пласта и коэффициентом песчанистости. Тр. ВНИИ, вып. 47. М., «Недра», 1973, с. 85—92.

14. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. -267 е.: ил.

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

16. Токарев М.А. Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 1983. - № 11.

17. Токарев М.А., Чинаров A.C., Вагизов A.M., Ситдикова Д.Ф. Сравнительная оценка надежности способов контроля за эффективностью методов повышения нефтеотдачи и пути их совершенствования. Научно-технический журнал «Интервал», №8 (55), 2003, с. 55-58.

18. Чоловский И. П. К оценке неоднородности пластов-коллекторов //«Нефтяное хозяйство», 1971, № 1, с. 37—39.

19. Иванова М. М., Хахаева Т. Б. Влияние изученности нефтяных залежей на прогноз коэффициента охвата // Нефтепромысловое дело, 1982, № 5, с. 7- 9.

20. Саттаров М. М., Кузилов И. А. Выбор оптимальной плотности сетки скважин. Башкнигоиздат, 1967.

21. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии / Р.Н. Дияшев [и др.]. - М. : ВНИИОЭНГ, 1990. - 55 с. -(Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений : обзор, информ. / ВНИИОЭНГ).

22. Шавалиев A.M. Статистические исследования нефтеотдачи и водо-нефтяного фактора месторождений Урало-Поволжья. Нефтяное хозяйство, 1981, № 12, с.30-32.

23. Вайнберг Я.М., Швидлер М.И. Статистические методы классификации и марковские условные вероятности в задачах расчленения неоднородных геологических объектов. Геология и разведка, № 11, 1980.

24. Вайнберг Я.К. Статистические методы расчленения неоднородных объектов с использованием марковских условных вероятностей. Геология и геофизика, № 7, 1982

25. Уорсинг А., Геффнер Д. Методы обработки экспериментальных данных, П., 1949,362 с.

26. Дахнов В.Н., Долина Л.П. Геофизические методы изучения нефтегазоносных коллекторов. М., Гостоптехиздат, 1959, 268 с

27. Крылов А.П. О темпах разработки нефтяных месторождений. - В кн.: Экономика и организация промышленного производства, Новосибирск, 1980, с. 66-74.

28. Асмоловский B.C. и др. Совершенствование размещения скважин для разработки залежей с повышенной вязкостью нефти. - М., 1986.-35 е. - (Обзор, информ. / ВПИИОЭНГ. Сер. "Нефтепромысл. дело"; Вып. 1).

29. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. -М.: Недра. - 1985.-223 с.

30. Сургучев M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра. - 1985. - 308 с.

31. Шелкачев В.Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения / В.Н. Щелкачев // Нефтяное хозяйство. - 1974. - № 6. - С. 26-30.

32. Влияние геологических и технических факторов на коэффициент нефтеотдачи / В.Н. Мартос [и др.] // Геология нефти и газа. - 1982. - № 4. - С. 1-4.

33. Хуснуллин М.Х., Халабуда Э.П., Муслимов Р.Х. Метод оптимизации плотности сеток // Нефтяное хозяйство, - 1983. - № 11. - С. 31-34.

34. Щелкачев В.Н. О подтверждении упрошенной формулы, оценивающей влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу // Нефтяное хозяйство, - 1984. -№ 1.-С. 30.

35. Лысенко В.Д, Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.

36. РД 39-9-1069-84. Методическое руководство по определению извлекаемых запасов нефти в залежах, находящихся в поздней стадии разработки. -58 с.

37. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей. Известия Вузов "Нефть и газ", 1972, № 10, с. 41-46.

38. Камбаров Г.С, Алмамедов Д.Г., Махмудова T.D. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения. -"Азербайджанское нефтяное хозяйство", 1974, № 3, с. 22-23.

39. Копытов A.B. Определение извлекаемых: запасов нефти и газа вкарбонатных коллекторах при разработке их на истощение. -"Нефтяное хозяйство", 1970, * 12, с. 32-34.

40. Казаков А.А. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой. М„ ШИИОЭНГ, РНТС "Нефтепромысловое дело", 1976, #8, с. 5-7.

41. Пирвердян A.M., Никитин П.И., Листенгартен Л.Б. и др. К вопросуо прогнозе добычи нефти я попутной воды при разработке слоистонеоднородных пластов. - "Азербайджанское нефтяное хозяйство", 1970, » II, с. 19-22.

42. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М., Недра, 1973, с.39-47.

43. Юдин Е.В., Лубнин А.А., Рощектаев А.П. Оценка коэффициента охвата сеткой с использованием данных эксплуатации скважин // Территория нефтегаз. -2011.-№4.-С. 40-45.

44 Овнатанов С.Т., Карапетов К.А.Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. - Л.: Недра, 1970.

45. Краснов В.А., Судеев И.В., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин // Научно-технический вестник НК «Роснефть». — 2010. -№1.

46. Краснов В.А., Юдин Е.В., Лубнин А.А. Модели работы скважины для решения задачи идентификации параметров пласта по данным эксплуатации // Научно-технический вестник НК «Роснефть». - 2010. — №2.

47. Hansen С.Е. A General Pattern Flow Theory for Maximizing Waterflooding Rates. MS thesis, Colorado School of Mines, Golden, Colorado (May 2001).

48. Hansen C.E., Fanchi J.R.: Producer/Injector Ratio: The Key to Understanding Pattern Flow Per-formance and Optimizing Waterflooding, SPE 86574.

49. Dykstra II., Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Waterflooding. Secondaiy Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May.

50. El-Khatib N. Waterflooding Performance of Communicating Stratified Reservoirs With Log-Normal Permeability Distribution. // SPE 59071. - 1999.

51. Бакиров, И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях. Диссертация, представленная на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 2012 г.

52 Кожакин C.B. Статистическое исследование нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся в поздней стадии разработки / C.B. Кожакин // РНТС. Нефтепромысловое дело. - 1972. - № 7. - С. 6-11.

53 Дементьев, А.Ф. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтяных пластов / А.Ф. Дементьев, Ф.С. Акбашев, В.М. Файнштейн. — М. : Недра, 1980.-211 с.

54. Бакиров, И.М. Влияние плотности сетки скважин и интенсивности разработки на коэффициент нефтеизвлечения / И.М. Бакиров, Р.Н. Дияшев, Г.Х. Бакирова // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана : сб. науч. тр. / ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2000. - С. 123-130.

55. Усманов Т.С., Муллагалин И.З., Афанасьев И.С., Мухаметшин Р.К., Хатмуллин И.Ф., Абабков К.В., Пасынков А.Г. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Технологии ТЭК. 2005. № 5 (24). С. 48-55.

56. Каневская Р.Д. Оценка влияния гидроразрыва на дебит скважин в неоднородных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - № 2. - С. 26-28.

57. Галиева М.Х., Грехов И.В., Стабинскас А.П., Султанов Ш.Х. Кластеризация скважин по геолого-технологическим параметрам с целью прогнозирования гидравлического разрыва пласта // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа: ООО «Монография», 2012. -

Вып. 1 (6).-С. 150-153.

58. Карпова О.М., Ганиев Б.Г., Гумаров Н.Ф. Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // Георесурсы . -2012.-№3(45).-С. 51-54.

59. Владимиров И. В., Шакурова А.Ф., Аржиловский A.B., Васильев В.В. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин // Нефтепромысловое дело, 2012, № 1, с. 79-81.

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

61. Владимиров И. В., Хисамутдинов Н.И., Аржиловский A.B., ЧусовитинА.А., Гнилицкий P.A. Влияние ГРП на выработку неоднородного по проницаемости участка пласта // Нефтепромысловое дело, 2012, № 1, с. 68-71.

62. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии. -Тюмень. 2010.- 135 с

63. Лысенко В. Д. и др. Исследование работы скважин на электроинтеграторе ЭГДА-9/60 в случае вероятностной модели прерывистого нефтяного пласта. Тр. ТатНИПИнефть, вып. X. JL, изд-во «Недра», 1967.

64. Cressie, N. А. С., The Origins of Kriging, Mathematical Geology, v. 22, pp 239-252, 1990.

65. Ахметсафина A.P., Минниахметов И.Р., Пергамент A.X., Стохастические методы в программе геологического моделирования, Вестник ЦКР Роснедра 1 / 2010

66. A. Galli и Н. Beucher Стохастические модели для характеристики коллекторов: обзор, дружественный к пользователю Ecole des Mines de Paris, Centre de Geostatistique

67. Eschard, R. el al «High Resolution Stratigraphy and Reservoir Prediction of the Breat Group (Tampen Spar Area) Using an Outcrop Analogue, » Mesa Verde Group, Colorado (1992). 7Ih IFP Research Conference on Exploration Production . Subsurface Reservoir Characterization from Outcrop Observations». Scarborough. Ravenscare, United Kingdom, (April 13-171992).

68. Beucher, H. et al. : .(Including a Regional Trend in Reservoir Modeling using the Truncated Gaussian Method ,» Proc. of the Fourth Geostatistics Congress, Troia, 1992.

69. Chautru, J.M. et al.: Heresim 3D: Integrating Data and Disciplinaries for Reservoir Characterization,» 4th European Communities Symposium. Oil and Gas Technology in a Wider Europe, Berlin (3-5 Nov. 92), Session B2 IOR and Reservoir Management, 11

70. Clementsen, R., A. Hurst, R. Knarud, and H. Omre, 1990, A computer program for evaluation of fl uvial reservoirs, North Sea Oil and Gas Reservoirs II, Graham and Trotman, Buller e al. eds,p. 373-385.

71. Deutch, C.: «Conditioning Reservoir Models to Well Test Information,» Proc of the Fourth Geostatistics Congress, Troia 1992, Kluwer Academic Publishers (1993).

72. Haas, A. and Noetinger, B.: «Stochastic Reservoir ModelingConstrained by Well Test Permabilities,» Geastatistics Wdlongong'96, E.Y. Baafi and N.A. Schofield (Eds), Kluwer (1997) 1,501-511.

73. Galli, A. et at. : «Quick Upscaling of Flow and Transport Related Parameters,", Final Report, Contract JOU2-CT92-0182 CEE: Geoscience 2, Reservoir Engineering Project, Topic 4 (1993-1995) 167 p.

74. Joumel, A.G., Isaaks, E.H.: « Conditional Indicator Simulation -Application to a Saskatchewan Uranium Deposit, » Math.Geology (1984) 16, No. 7, 685-718.

75. Beucher, H. et al. : .(Including a Regional Trend in Reservoir Modeling using the Truncated Gaussian Method ,» Proc. of the Fourth Geostatistics Congress, Troia, 1992.

76. Le Loc'h, G. and Galli, A. : « Truncated Plurigaussian Method ¡Theoretical and Practical Points of View,» Geostatistics WoHongang'H, E.Y. Baafi and N.A. Schofield (Eds), Kluwcr (1997)1, 211-222.

77. Tjelmeland, H. and Holden, L. : «Semi-Markov Random Fields, » Proc. Geostatistics, Troia, 1992, A.Soares Ed., Kluwcr (1993).

78. Syversveen, A.R. and Omre, H.: « Marked Point Models for Facies Units Conditioned on Well Data,» Geostatistics Wollongong'96, E.Y. Baafi and N.A. Schofield (Eds), Kluwer (1997)1,415-423.

79. Hu, L.Y,Joseph, P and Dubrule ,0. «Random Genetic Simulation of the Internal Geometry of Deltaic Sandstone Bodies, SPE 24714.

80. Бадьянов В. А. Методика прогнозирования коэффициентов охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений. Нефть и газ Тюмени, 1971, вып. 9, с, 38 - 42.

81. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи Москва-Ижевск: ИКИ, 2004, 368 стр.

82. Щелкачев В. Н. Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. - Нефт. хоз-во, 1974, № 6, с. 26- 30.

83. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. М., изд-во "Недра", 1972, 240 стр.

84. Лысенко В.Д. Вопросы проектирования разработки крупных нефтяных залежей. Диссертация, представленная на соискание ученой степени доктора технических наук. Бугульма, 1972 г.

85. Бадьянов В. А., Порман Ю. С. Об оптимальном расчленении и корреляции горизонта Д) Ромашкинского нефтяного месторождения. Труды ТатНИИ, Бугульма, 1967, вып. X, с. 85 - 90.

86. Бадьянов В. А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов. Применение математических методов при обработке материалов нефтепромысловой геологии. Труды Гипротюменьнефтегаза, Тюмень, 1972, вып. 30, с. 3 - 15

87. Насыбуллин, A.B. Оценка влияния показателей макро-неоднородности пласта на коэффициент охвата заводнением / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров, В.Ш. Шаисламов, М.Н. Шаймарданов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2014. - № 6. - С. 32-36.

88. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. РД 39-0147035-214-86. Москва, 1986 г.

89. Бадьянов В.А., Ревенко В.М., Юрьев А.Н., Закомалдина Н.М. Исследование влияния прерывистости пласта на коэффициент охвата процессом вытеснения. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1984, вып. 61, с. 31-33.

90. Насыбуллин, A.B. Анализ зависимости коэффициента охвата пласта заводнением от основных показателей макронеоднородности / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров // Территория Нефтегаз. - 2014. - № 5. - С. 76-80.

91. Насыбуллин, A.B. Применение стохастического моделирования для оценки зависимости коэффициента охвата заводнением от показателей макронеоднородности / A.B. Насыбуллин, Р.З. Саттаров // Георесурсы. - 2014. -№ 1 (56). - С. 51-53.

92. Егорова Д.И., Керим-Заде B.C. Методика выделения и корреляции зональных интервалов с помощью ЭВМ. Сб. научн. тр. Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений, вып. 64, М., Всесоюзный научно-исследовательский институт, 1978 г.

93. Воинов В.В., Веденяпин E.H., Полянский А.К. и др. Применение ЭВМ для определения коэффициента охвата пласта процессом вытеснения. М., РНТС, ВНИИОЭНГ, сер. "Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности", 1977, №5, стр. 19-23.

94. Временная методика дифференцированного подсчета запасов нефти и газа месторождений Западной Сибири на ЭШ. РД 39-17-722-82.

95. Саттаров, Р.З. Комплексная автоматизированная интерпретация геолого-геофизических данных с использованием программы «PROMGEO»/ Р.З. Саттаров, В.А. Шакиров // Сборник докладов науч.- технич. конф., посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: Нефтяное хозяйство, 2006. - С. 71-74.

96. Абдулмазитов, Р.Г. Комплексный анализ автоматизированной интерпретации материалов ГИС и геолого-промвсловых данных с использованием программы "PROMGEO" / Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров // Бурение и нефть. - 2009. - № 2. - С. 56-57.

97. Зинатуллин, М.Х. Сравнительный пересчет запасов нефти Бондюжского месторождения с применением компьютерных программных комплексов «Геопак» и «Z-MAP plus» /М.Х. Зинатуллин, О.В. Заяц, Р.З. Саттаров // Нефть Татарстана. - 2001. - № 2. - С. 40-43.

98. Саттаров, Р.З. Многофункциональный визуализатор исходных геофизических кривых и результатов интерпретации, применяемых в геолого-промысловых работах / Р.З. Саттаров, В.А. Шакиров // Актуальные проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Татарстана: сб. научных трудов / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». - М.: НП «Закон и порядок», 2006. - С. 93-97.

99. Абдулмазитов, Р.Г. Анализ автоматизированной интерпретации геофизических и промысловых исследований с использованием программы PROMGEO / Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 10.-С. 94-96.

100. Юсупов P.M., Латифуллин Ф.М.,Насыбуллин A.B. Новый инструмент для геологов Татнефти. // Журнал Нефть Татарстана. - Альметьевск, 1998 №1. -С. 115-117.

101. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2009616218. Автоматизированное рабочее место геолога «ЛАЗУРИТ» (АРМ геолога «ЛАЗУРИТ») /Ахметзянов P.P., Ибатуллин P.P., Латифуллин Ф.М., Насыбуллин А.В, Смирнов C.B.; заявитель и правообладатель ОАО «Татнефть»; заявка №2009612612, 29.05.2009; зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 11.11.2009.

102. Амелин И. Д. Определение извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения с учетом эксплуатации залежей до предела рентабельности // Нефтепромысловое дело, 1982, № 5, с. 7- 9.

103. Усманов Т.С., Муллагалин И.З., Афанасьев И.С., Мухаметшин Р.К., Хатмуллин З.Ф., Абабков К.В., Пасынков А.Г. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Технологии ТЭК. 2005. №5 (24). С. 48-55.

104. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений // Учеб. для вузов. —- 2-е изд., перераб. и доп. — М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. — 365 с: ил.

105. Саттаров, Р.З. Исследование прироста коэффициента охвата пласта при проведении ГРП на основе геостохастического моделирования// Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 9. - С 98-101.

106. Ханипов, М.Н. Исследование проблем извлечения нефти из неоднородных коллекторов с применением моделирования / A.B. Насыбуллин, Рав.З. Саттаров, Рам.З. Саттаров, // Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы углеводородов: опыт и прогнозы: материалы Международной научно-практической конференции. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2014. - С. 356-362.