Контроль разработки гипернизкопроницаемых коллекторов на основе комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Лазуткин Дмитрий Михайлович

• Лазуткин Дмитрий Михайлович
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Лазуткин Дмитрий Михайлович

Введение

Глава 1. Геофизическое сопровождение разработки гипернизкопроницаемых коллекторов

1.1. История геофизического сопровождения разработки гипернизкопроницаемых коллекторов

1.2. Литология и стратиграфия объекта исследований

Выводы по Главе

Глава 2. Совершенствование комплекса промыслово-геофизических исследований в гипернизкопроницаемых коллекторах

2.1. Проблематика промыслово-геофизических исследований в гипернизкопроницаемых коллекторах

2.2. Новый способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах

2.2.1. Разработка системы распределенной термокондуктивной расходометрии на основе оптоволоконного кабеля

2.2.2. Анализ способов доставки измерительного оптоволоконного кабеля

2.3. Развитие существующих методов для повышения информативности промыслово-геофизических исследований

2.3.1. Использование метода внутрискважинной видеосъемки для оценки

профиля притока в малодебитных вертикальных скважинах

2.3.2. Способ оценки профиля проницаемости на основе метода спектральной шумометрии

Выводы по Главе

Глава 3. Разработка методики исследований и комплексирования гидродинамических исследований скважин с учетом особенностей гипернизкопроницаемых коллекторов

3.1. Проблематика скважинных гидродинамических исследований в гипернизкопроницаемых коллекторах

3.2. Разработка алгоритмов решения задач гидродинамических исследований скважин в гипернизкопроницаемых коллекторах

Выводы по Главе

Глава 4. Методика сопровождения разработки гипернизкопроницаемых коллекторов промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами

4.1. Выделение высокопродуктивных интервалов по данным кернового анализа, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин

4.2. Оптимизация сопровождения разработки по данным промыслово-геофизического-мониторинга

Выводы по Главе

Заключение

Список литературы

Введение

В настоящее время в Российской Федерации и за рубежом ведется активная работа по созданию рентабельной системы разработки месторождений с низкопроницаемыми нефтематеринскими коллекторами, относящихся к нетрадиционным запасам углеводородного сырья (УВС). Основной объект разработки такого типа, интерес к которым не угасает с 80-х годов прошлого века - Баженовская свита. Коллекторы этих отложений имеют чрезвычайно сложную структуру, хорошо выраженную неоднородность по площади и по толщине, а также аномально низкие фильтрационные свойства (намного меньше 2 мД по газу), что однозначно классифицирует их как трудно-извлекаемые запасы нефти (ТРИЗ). Практика показала, что для добычи трудноизвлекаемых запасов нефти требуются повышенные затраты материальных и финансовых средств, специальные наукоемкие технологии и нефтепромысловое оборудование, реагенты и проч. Коэффициенты и темпы нефтеизвлечения, экономическая рентабельность разработки залежей с ТРИЗ существенно ниже, чем для традиционных коллекторов, вследствие чего в настоящее время данная проблематика находится под пристальным изучением нефтяников и ученых в РФ. В 2018 году в России запущен Национальный проект «Бажен», в рамках которого ведется поиск и апробирование новых технологий для извлечения углеводородов из нефтематеринских пород.

Для наиболее эффективного извлечения нефти в подобных условиях особенно важной становится система диагностических скважинных исследований, призванная обеспечить высокоэффективный контроль разработки низкопроницаемых коллекторов и мониторинг добычи в высокотехнологичных горизонтальных скважинах (ГС) с заканчиванием многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП), в том числе, с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин (ПГИ-ГДИС), основной целью которых является определение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, характеристик выработки пласта, а также в итоге - обоснование и информационное сопровождение выбора оптимального режима работы скважин.

В частности, основной целью кластера гидродинамических и технологических исследований скважин (ГДИС-ТИ) является определение текущей продуктивности, проницаемости коллектора, его гидропроводности (а в ряде случаев и пьезопроводности), текущих пластового давления и составляющих скин-фактора, параметров трещиноватой системы, необходимой для выработки пласта -т.е. основных входных данных для гидродинамического моделирования параметров, обеспечивающих дальнейший успех интенсификации притока и достижения проектных показателей коэффициентов извлечения нефти (КИН).

Для этих целей на традиционных коллекторах преимущественно используются исследования типа КВД (кривая восстановления давления) и КСД (кривая стабилизации давления). Однако, в силу ухудшенных фильтрационных свойств, сложной структуры емкостного пространства низкопроницаемых ТРИЗ, большого количества разветвленных трещин, образуемых после высокообъемного многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), методики классической интерпретации ГДИС для них мало эффективны. Это обусловлено тем, что время выхода скважин на интерпретируемый режим фильтрации флюида становится неприемлемо долгим. Также в случае с эксплуатацией горизонтальными скважинами с МГРП заканчиванием гидродинамические исследования осложняются неопределенностью в количестве работающих трещин гидроразрыва пласта, что напрямую влияет на корректность оценок параметров пласта и скважины по результатам ГДИС.

При эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийным ГРП отдельной задачей является определение профиля притока скважины, оценка вклада в приток многочисленных портов МГРП. Основными методами из комплекса промыслово-геофизических исследований (ПГИ) для такого рода объектов в последнее время является скважинная термометрия и метод спектральной шумометрии, при этом методы оценки состава продукции и расходометрия обычно носят лишь вспомогательный характер в информационном обеспечении контроля разработки ТРИЗ в условиях ГС. Исследования ПГИ, как правило, осложняются траекторией ствола скважин, иногда трехфазным потоком

продукции (включая вынос жидкости, закачанной в трещины SRV в процессе проведения МГРП), а также малыми удельными притоками из каждого порта МГРП (обычно ниже порога срабатывания механических расходомеров).

Для исследований в подобных условиях применяются высокотехнологичные комплексные приборы и внутрискважинное оборудование от мировых лидеров сервисных и геофизических услуг, инновационные способы доставки приборных комплексов на забой горизонтальных скважин, а также в ряде случаев установка на их забое дистанционных стационарных информационно-измерительных систем (СИИС) с оптоволоконным кабель-сенсором, распределенным по всей длине как горизонтального, так и вертикального участков ствола ГС. Все перечисленные способы в настоящее время являются достаточно дорогостоящими, что увеличивает необходимость в техническом и экономическом обоснованиях для каждой конкретной скважины индивидуальных мониторинговых систем и технологических программ по определению профиля, состава и характера притока в ГС.

Ситуация еще осложнена тем, что по данным анализа литературных зарубежных источников и передового опыта нефтегазодобывающих и сервисных отечественных компаний вопросами модернизации и адаптации комплексов ГДИС и ПГИ под нефтегазовые объекты, характеризующиеся гипернизкой проницаемостью, практически никто еще всерьез не занимался, новых технологий гидродинамико-геофизических исследований для гипернизкопроницаемых коллекторов не было проработано и предложено.

Таким образом, для достоверной оценки проницаемости низкопроницаемых коллекторов ТРИЗ, оценки динамики изменения пластового давления в процессе работы скважины, определения границ области дренирования скважин, оценки скин-фактора (S), динамики его изменения во времени, определения степени межскважинного взаимодействия и обоснования оптимальных режима эксплуатации и способа заканчивания высокотехнологичной горизонтальной скважины, как минимум, требуется методологическая проработка вопросов, связанных с:

- анализом информативности геофизических и гидродинамических исследований скважин, типовых дизайнов исследований и методик интерпретации данных при контроле разработки месторождений ТРИЗ;

- обоснованием технических и технологических решений, направленных на решение геолого-промысловых задач в условиях гипернизкопроницаемых ТРИЗ (не решаемых традиционными методами и комплексами ГИС-контроля);

- информационным обоснованием оптимальных режимов эксплуатации и способов заканчивания скважин для объектов гипернизкопроницаемых ТРИЗ.

Изучаемый объект

Гипернизкопроницаемые коллекторы - нефте- и газонасыщенные коллекторы с абсолютной проницаемостью по керну в диапазоне от 0.001 мД до 0.1 мД.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Контроль разработки гипернизкопроницаемых коллекторов на основе комплекса геофизических и гидродинамических исследований скважин»

Цель работы

Разработка методического обоснования комплексных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований при контроле разработки и мониторинге добычи гипернизкопроницаемых коллекторов, в том числе при сложных условиях вскрытия продуктивных горизонтов (многопластовые залежи, горизонтальные скважины, горизонтальные скважины с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП)) с целью оптимизации технологии их разработки.

Основные задачи работы

1. Анализ информативности текущих исследований ГДИС и ПГИ в гипернизкопроницаемых нефтяных коллекторах

2. Анализ зависимости информативности исследований ГДИС и ПГИ от геологического строения коллектора, способа его вскрытия и стимуляции, выявление основных причин не информативности традиционных методов скважинных исследований, поиск более эффективных технологий диагностики разработки нефтяных залежей гипернизкопроницаемых ТРИЗ

3. Разработка и апробация комплексной технологии геофизических и гидродинамических исследований для оптимизации разработки низко- и гипернизкопроницаемых нефтяных коллекторов

4. Разработка новых методов определения геолого-промысловых параметров в условиях горизонтального заканчивания скважин с МГРП с целью повышения информативности контроля разработки нефтяных месторождений с гипернизкопроницаемыми ТРИЗ гидродинамико-геофизическими методами

Методы исследований

Систематизация, обобщение и анализ научно-технической информации и технологических достижений внутри обозначенного круга проблем, результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин; теоретическое изучение и математическое моделирование физических процессов, описывающих закономерности поведения полей давления и температуры, скорости потока в скважине и пласте; разработка новых технологических решений.

Научная новизна

1. Обоснован расширенный комплекс промыслово-геофизических и гидродинамических исследований для горизонтальных скважин с заканчиванием многостадийным гидроразрывом пласта на объектах с гипернизкопроницаемыми трудноизвлекаемыми запасами углеводородов, предполагающий повышение информативности за счет использования долговременного мониторинга забойного давления и температуры в процессе истощения залежи в комбинации с использованием методов диагностики профиля притока на основе искусственных термических аномалий и усовершенствованных методик скважинной видеосъемки, а также модификаций спектральной щумометрии.

2. Установлен факт формирования локальных зон повышения давления в создаваемых искусственных трещинах и в ближней зоне питания скважины на основе динамики поведения дебита при дискретном увеличении депрессии в скважинах. Определена область применимости методов индикаторной диаграммы и кривой восстановления давления в гипернизкопроницаемых коллекторах.

3. Предложены способы повышения информативности комплекса промыслово-геофизических исследований для малодебитных объектов разработки нефти и газа за счет: 1) реализации нового метода оценки фазовых расходов на основе способа визуальной идентификации и измерения скорости всплытия глобул

нефти в восходящем потоке методом скважинной видеосъемки, 2) определения профиля абсолютной проницаемости в скважине по показаниям метода пассивной акустики, разложенным на частотно-энергетический спектр.

4. На основании распределенной оптоволоконной термоанемометрии, использующей поинтервальный нагрев кабель-сенсора, разработан способ долговременного мониторинга разработки в условиях горизонтальных скважин (в том числе с многостадийным гидроразрывом пласта), вскрывших гипернизкопроницаемые отложения - в независимости от наличия контрастных дроссельных эффектов при притоках газа в ствол или от искусственного воздействия на фоновое термическое поле непосредственно после выполнения операций по проведению многостадийного высокообъемного гидроразрыва пласта.

5. Определено, что в гипернизкопроницаемых коллекторах высокопроводящие трещиноватые прослои могут формироваться как искусственным, так и естественным путем, в связи с чем при выборе оптимального способа эксплуатации скважин и проектирования сетки бурения необходимо выявлять и учитывать емкостные характеристики совокупной трещиноватой системы.

Защищаемые положения

1. В условиях высокообъемной стимуляции и связанной с ней закачкой в пласт больших объемов охлажденной жидкости ГРП формируются аномальные отклонения в энергетическом состоянии гипернизкопроницаемого коллектора и в состоянии его температурного фонового поля, меняющие традиционные подходы к проведению гидродинамических и промыслово-геофизических исследований в период после запуска скважин в работу

2. Для гипернизкопроницаемых малодебитных объектов разработки нефти и газа требуется реализация принципиально новых методов оценки фазовых расходов, таких как способ визуальной идентификации и измерения скорости всплытия глобул нефти в восходящем потоке, а также способ определения фазовых фильтрационных параметров коллектора с помощью записей спектрального метода пассивной акустики

3. В условиях отсутствия контрастного фонового теплового поля и при отсутствии значимых притоков газа в ствол горизонтальной скважины задача мониторинга динамики изменения профилей притока и дренируемых интервалов в ГС и ГС с МГРП решается с помощью стационарной распределенной оптоволоконной системы термоанемометрии (ОВС ТА), использующая поинтервальный постоянный или импульсный нагрев ОВ кабель-сенсора

4. В гипернизкопроницаемых коллекторах (где нет возможности создания системы ППД) естественным или искусственным путем формируются высокопроводящие трещиноватые прослои, своевременная диагностика которых по комплексу методов «керн-ГИС-ПГИ-ГДИС (РТЛ&ЯТЛ технологии)» позволяет подбирать оптимальные режимы дренирования пласта эксплуатации скважины.

Практическая значимость

Предложенные автором способы модернизации и алгоритмы комплексирования методов ПГИ и ГДИС апробированы в отложениях тутлеймской свиты одного из месторождений Красноленинского свода, являющихся стратиграфическим аналогом баженовской свиты в районе исследований -актуального объекта разработки в настоящее время.

Способ оценки профиля притока с помощью технологии оптоволоконной распределенной термоанемометрии, предложенный в работе, одобрен компанией ПАО «Газпром нефть» для опытно-конструкторских работ по созданию отечественных скважинных распределенных оптоволоконных информационно-измерительных систем.

Предложенные автором способы вывода на режим работы ГС с МГРП и методические подходы по проведению первичных ГДИС гипернизкопроницаемых отложений используются на соответствующих активах компании ПАО «Газпром нефть».

Личный вклад автора

Основной личный вклад автора заключается в анализе и обосновании информативных возможностей стандартного и модернизированного комплексов методов и технологий ПГИ-ГДИС при контроле разработки

гипернизкопроницаемых нефтегазовых коллекторов. Автор на примере выполнявшихся при его участии скважинных высокотехнологичных исследований на объектах ООО «Технологический центр «Бажен» - ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства», спрогнозировал и оценил информативность широкого спектра средств промыслово-геофизических измерений в условиях заканчивания ГС с МГРП, оптимизировал технологии и программы диагностических работ. На этапе апробации новых технологических решений автором проведена обработка, интерпретация и анализ результативности ГДИС и ПГИ более 25 скважин.

Автором разработана и апробирована оригинальная методика, дизайны и программы вывода высокотехнологичных эксплуатационных ГС, эксплуатирующих ТРИЗ, на технологический режим работы. По результатам апробации определены алгоритмы оптимизации разработки объектов ТРИЗ при информационном сопровождении диагностическими исследованиями.

Автор принимал непосредственное участие в подготовке и реализации лабораторных испытаний, физическом и математическом моделировании разработанных новых технологий и технических решений в области распределенной термоанемометрии и видеорасходометрии, и является соавтором соответствующих патентов ООО «Газпромнефть НТЦ» и РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина.

Апробация результатов

Основные результаты работы доложены автором на 1 4 международных и всероссийских научных конференциях.

Структура и объем диссертации

Работа состоит из введения, четырех глав и заключения; общий объем составляет 137 страниц машинописного текста, 58 рисунков, 8 таблиц, библиографию из 126 наименований.

Благодарности

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю - д.т.н., профессору Ипатову А.И. за терпеливое руководство деятельностью автора,

помощь в постановке задач и анализе результатов исследований при выполнении диссертационной работы.

Автор благодарит генерального директора ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства» Стрижнева К.В. за поддержку актуальности работы, Алексеева Ю.В. за помощь и направление в проектной деятельности, а также Хачатуряна М.В. и Басова А.В. за помощь в проведении исследований и апробацию новых алгоритмов их реализации.

Также, автор признателен специалистам ООО «Газпромнефть-НТЦ» Каешкову И.С., Колесникову М.В. за помощь в анализе результатов исследований.

Автор выражает благодарность ректору РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина Мартынову В.Г. и профессорско-преподавательскому составу кафедры ГИС. Большое влияние на направление исследований оказали совместная работа и творческие контакты с д.т.н., профессором Кременецким М.И., д.г-м.н, доцентом Коваленко К.В., к.т.н. Гуляевым Д.Н., к.г.-м.н., доцентом Городновым А.В., к.г.-м.н., доцентом Беляковым М.А., к.г.-м.н. Хохловой М.С., Скопинцевым С.П., Кричевским В.М.

Глава 1. Геофизическое сопровождение разработки гипернизкопроницаемых

коллекторов

Понятие ТРИЗ довольно широкое. Трудноизвлекаемые запасы нефти - запасы нефти залежей (месторождений, объектов разработки) или частей залежи, отличающиеся неблагоприятными для извлечения геолого-физическими характеристиками и условиями залегания нефти (Халимов Э.М., Лисовский Н.Н., Дмитриевский А.Н., Бродский П.А. Критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым // IV Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» 15-17 марта 2005г., Москва, 2005).

Доля России в мировых ТРИЗ оценивается в 22% (17% у США, по 9% у Аргентины и Китая). По данным Минэнерго РФ ТРИЗ в России составляют более 65% от общего объема доказанных запасов. Их доля в общероссийской добыче в настоящее время невелика (порядка 7%), но она постоянно растет и потенциальный объем превышает 200 млрд. тонн. При этом 2/3 этих запасов сосредоточены в баженовской (запасы оцениваются до 120 млрд.тонн), тюменской и ачимовской свитах. Средняя эффективная проницаемость пород баженовской свиты порядка 0.001-0.01мД, что недостаточно для возникновения естественной фильтрации даже при значительных перепадах давления [51].

Говоря о проницаемости коллектора, в первую очередь подразумевается абсолютная проницаемость керна по газу, определенная в лабораторных условиях. В настоящее время в России наиболее распространена классификация гранулярных коллекторов по А.А.Ханину, в которой все песчано-алевритистые коллекторы подразделяются на 6 классов, при этом коллекторы с проницаемостью ниже 1мД относятся к последнему классу и не считаются коллекторами промышленного значения [36,109].

Классификация А.А.Ханина была принята в 1965г. Однако за прошедшие 50 лет технологии нефтедобычи были значительно усовершенствованы, «легкие» запасы истощались и в настоящее время те породы, которые считались не

пригодными к промышленной разработке, осваиваются с достаточной экономической рентабельностью.

По классификации ГКЗ Роснедра все коллекторы с газовой проницаемостью ниже 2мД отнесены к категории низкопроницаемых ТРИЗ. Данные исследования посвящены проблеме гипернизкопроницаемых коллекторов, с проницаемостью от 0.001 до 0.1 мД.

Согласно распоряжению Правительства РФ № 700-р от 3 мая 2012 г. выделяются четыре категории проектов по добыче трудноизвлекаемой нефти, определенных на основе показателей проницаемости коллекторов и вязкости нефти:

1) проекты по добыче нефти из коллекторов с низкой проницаемостью в интервале от 1.5 до 2 мД включительно (от 1.5*10"3мкм2 до 2*10-3 мкм2 включительно);

2) проекты по добыче нефти из коллекторов с крайне низкой проницаемостью в интервале от 1 до 1.5 мД включительно (от 1*10-3 мкм2 до 1.5*10-3 мкм2 включительно);

3) проекты по добыче нефти из коллекторов с предельно низкой проницаемостью до 1 мД включительно (до 1*10-3 мкм2 включительно);

4) проекты по добыче сверхвязкой нефти с вязкостью нефти в пластовых условиях более 10 000 мПа*с.

Благодаря огромным запасам углеводородов в нефтематеринских породах, интерес к их разработке не угасает с 1960-х годов. Только в конце 20-го века появились технологии, позволяющие повысить рентабельность разработки подобных запасов, такие как возможность бурения горизонтальных скважин большой протяженности и возможность проведения большого количества стадий МГРП (с созданием системы искусственной трещиноватости с большей площадью контакта с матрицей породы) с созданием необходимых скоростей и объемов закачки жидкости и проппанта в пласт.

По различным оценкам проницаемость этих коллекторов находится в диапазоне от 0.001 до 0.5 мД, в зависимости от литологического состава и степени

преобразованности пород и керогена. Соответственно, данные коллекторы уже не могут быть отнесены ни к одной из существующих классификаций по проницаемости. Автором работы данным коллекторам с проницаемостью в диапазоне от 0.001 до 0.1 мД была присвоена категория «гипернизкопроницаемых».

Необходимость выделения данных коллекторов в отдельную категорию состоит в том, что из-за крайне низких диаметров поровых каналов и, соответственно, скорости фильтрации, сложной структуры емкостного пространства и состава коллектора, способы разработки данных объектов должны значительно отличаться от коллекторов, проницаемость которых достаточна для рентабельной разработки без применения специальных технологий.

Гипернизкопроницаемые коллекторы представлены в том числе нефтематеринскими толщами баженовской свиты и ее стратиграфических аналогов. Вышеназванные отложения характеризуются высокой степенью неоднородности с различным содержанием органического вещества и с различной степенью его «зрелости».

В работе автором рассмотрены гипернизкопроницаемые коллекторы на примере отложений нижней подсвиты тутлеймской свиты (стратиграфический аналог баженовской свиты) с оценкой перспектив изучения средствами ГИС-контроля подобных нетрадиционных коллекторов ТРИЗ с аномально низкой проницаемостью.

1.1. История геофизического сопровождения разработки гипернизкопроницаемых коллекторов

Наиболее распространенным примером гипернизкопроницаемых коллекторов являются отложения баженовской свиты.

Проблема разработки коллекторов баженовской свиты изучается с 80-х годов 20-го века. По данным Е.А.Никитиной (2020г) [92] всего на государственном балансе запасов нефти России состоят 206 залежей/участков нефти в баженовской свите на 112 месторождениях.

Опытно-методические работы по обоснованию поиска, разведки и освоения залежей нефти в баженовской свите активно проводились с середины 20-го века как в Губкинском университете В.М.Добрыниным, В.Г.Мартыновым, А.В.Постниковым, О.В.Постниковой, Б.Ю.Вендельштейном, М.А.Беляковым, Г.М.Золоевой, В.А.Костериной, Т.Ф.Соколовой, Н.В.Фармановой, Н.В.Царевой, Б.Н.Куликовым , так и другими учеными, в частности, специалистами МГУ имени М.В.Ломоносова, ИПНГ РАН, ИГиРГИ, СибНИИНП (Тюмень), ЗапСибНИГНИ (Тюмень), Гипротюменнефтегаз, Нефтеюганскгеофизика и др.: С.Н.Закиров, Э.С.Закиров, И.М.Индрупский, Н.А.Еременко, В.И.Шпильман, В.В.Хабаров, С.В.Анпенов, Б.Н.Зубарев, В.П.Сонич, А.Н.Завьялец, В.П.Толстолыткин, Я.Н.Басин, Т.В.Дорофеева, Б.А.Лебедев, И.И.Нестеров, А.Э.Конторович, Ф.Я.Боркун, И.И.Нестеров, Б.Н.Пьянков, М.Ф.Свищев, М.М.Садыков,

H.Д.Каптелинин, К.С.Юсупов, Г.А.Калмыков, Н.С.Балушкина, И.Г.Мельников, А.Д.Алексеев и другие [35, 55, 56, 58, 61, 73, 89, 90-95, 97, 100, 103-106] .

Исследованием возможностей методов ГИС при контроле процесса разработки пласта Ю0 активно занимались специалисты АО ВНИИнефть. В настоящее время работы по созданию эффективных технологий разработки и ее контроля геофизическими методами ведутся компаниями ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Газпром нефть», НК «Роснефть», ОАО «Лукойл», ОАО «РИТЭК» (таблица

I.1).

Таблица 1.1.

Сведения о разработке нефти в пластах баженовской свиты на месторождениях России по

Наименование Всего Сургутнефтегаз Газпром нефть ЛУКОЙЛ Роснефть МПР РФ Прочие

Количество 112 36 5 21 16 16 18

месторождений

Количество залежей, 206 69 13 64 18 16 26

участков

Начальные 3056.4 314.6 117.3 164.8 1035.9 1327.4 96.4

геологические запасы, АВ1В2

Начальные 608.4 44.8 16.5 28.0 147.7 357.1 14.3

извлекаемые запасы, АВ1В2

КИН текущий 0.004 0.013 0.001 0.007 0.004 0.001 0.003

КИН на Госбалансе 0.199 0.142 0.141 0.170 0.143 0.269 0.149

Опытно-промышленная разработка баженовской свиты на начало 2015 года, велась на Верхне-Салымском, Средне-Назымском, Галяновском, Маслиховском, Камынском, Сыньеганском, Ульяновском, Западно-Сахалинском, Мурьяунском, Алёхинском и Ай-Пимском месторождениях [105].

Инициатором и лидером по созданию отечественных технологий и оборудования для разработки нефтеносных отложений баженовской свиты является компания «Газпром нефть». В 2018 году компанией «Газпром нефть» был создан «Технологический центр «Бажен» (ТЦБ) - дочернее общество, занимающееся поиском технологий промышленной и рентабельной технологии добычи нефти из баженовской свиты и ее аналогов. Площадкой для испытания новых разработок проекта «Бажен» стало одно из месторождений Красноленинского свода Западно-Сибирского осадочного бассейна (ЗСБ). Материалы исследований на активах «ТЦБ» в отложениях нижней подсвиты тутлеймской свиты автором использованы в своей диссертационной работе.

Разработка гипернизкопроницаемых коллекторов за рубежом и в РФ выполняется с применением технологий создания искусственного коллектора, заключающихся в проведении высокообъемного и высокоскоростного МГРП в скважинах для создания максимально разветвленной и распространенной сети трещин, в английской терминологии - Stimulated Reservoir Volume (SRV).

Нефтяные компании, разрабатывающие отложения баженовской свиты, безусловно, проводят работы по обоснованию методик подсчета запасов углеводородов, проектирования строительства скважин, методов проведения ГРП, геолого-технических и других мероприятий. Но информация о результатах исследований очень ограничена и зачастую предназначена только для внутреннего использования.

Специалисты компании ОАО «Сургутнефтегаз» предполагают наиболее эффективной технологию разработки на режиме истощения с образованием искусственной трещиноватости в пласте. В настоящее время малоэффективны существующие технологии по восстановлению и повышению продуктивности

скважин, определенные сложности имеются при строительстве скважин в условиях АВПД. В ОАО «Сургутнефтегаз» применяются технологии вскрытия пласта на депрессии в основном вертикальными, наклонно-направленными и частично горизонтальными скважинами, стимулированными МГРП, в том числе многоствольными; планируется разработка технологии образования искусственного коллектора на основе закачки водных растворов, проведения гибридного и многосекционного ГРП; разрабатываются технологии теплового, волнового и ударного воздействия на пласт и технологии разработка пласта с применением гидротермовоздействия после проведения детальных лабораторных, теоретических и промысловых исследований с целью выявления возможности реализации нефтегенерационного потенциала пород после выработки запасов на режиме истощения [58].

Добыча нефти ведущими нефтедобывающими компаниями из отложений баженовской свиты Западной Сибири возможна к реализации в основном следующими способами:

- из существующего первоначального емкостного пространства: естественных трещин и матрицы;

- путем генерации жидких углеводородов из органического вещества баженовской свиты и ее стратиграфических аналогов под влиянием теплового воздействия (методы термического ГРП и термогазового воздействия);

- с привлечением массового высокоскоростного высокообъемного гидроразрыва пласта.

Компанией ОАО «Лукойл» на нескольких месторождениях Красноленинского свода добыча нефти из пласта ЮК01 осуществляется наклонно-направленными скважинами с проведением ГРП и ОПЗ солянокислотными составами [58].

Компанией «РИТЭК» совместно с партнерами усовершенствован способ термогазового метода увеличения нефтеотдачи [92]. Для поддержания пластового давления в условиях повышенной пластовой температуры производится закачка в пласт водовоздушной смеси.

Первые целенаправленные исследования скважинными геофизическими и промыслово-геофизическими методами в отложениях баженовской свиты были выполнены на Салымском месторождении нефти, открытом в 1965 году первым в Западной Сибири. В большом ряде исследований 80-х и 90-х годов рассмотрены вопросы эффективности методов ГИС и ГИС-контроль для определения их подсчетных параметров и контроля разработки коллекторов баженовской свиты с учетом их петрофизических и геохимических особенностей [58, 59, 60, 61, 82, 93, 94, 95, 100, 106]. За эти годы рассмотрены информативность стандартного и расширенного комплексов ГИС. Отмечена высокая эффективность акустических методов исследования скважин (и ультразвукового и широкополосного). В работе [93] детально рассмотрены специальные исследования методами ГИС, которые выполнялись по разным технологиям: в одних скважинах вскрывался весь разрез свиты, после чего выполнялись исследования по схемам: «каротаж - закачка меченого вещества - каротаж», а затем «каротаж - испытание - каротаж», в других - разрез баженовской свиты разбуривался в 3-4 приема по 12 метров, при этом специальные исследования выполнялись по схеме «каротаж - испытание -каротаж» с раздельным испытанием отложений свиты. Именно специальные исследования позволили разделить коллекторы по типу емкостного пространства (по типу фильтрации промывочной жидкости) на порово-трещинные, приуроченные к породам с высокой естественной радиоактивностью, и высокими удельными сопротивлениями и преимущественно трещинные, приуроченного к плотным карбонатным и кремнистым породам, имеющие подчиненное значение в эффективной мощности свиты; оценить динамическую пористость работающих интервалов (Кп.дин.), которая в трещинных коллекторах не превышает 0,5%, а в порово-трещинных и каверново-трещинных коллекторах составляет 2-2,5%. В работе [59] рассматриваются результаты исследований электрическими микросканерами FMI, а также отборы проб нефти приборами MDT и указывается, что естественная трещиноватость развита очень слабо, выделенные природные трещины, как правило, залечены в результате вторичного минералообразования,

для оценки трещинной емкости более корректно использовать данные акустического каротажа в режиме регистрации полной волновой картины.

Значительно скромнее рассмотрены исследования геофизическими методами контроля разработки этих лет. Примерно с 1982 года стандартный комплекс ГИС начали дополнять новыми методами. На Салымском месторождении в трех эксплуатационных скважинах были выполнены исследования скважинным акустическим телевизором САТ-1. Результаты этих исследований были признаны малоэффективными и дальнейшее применение САТ-1 было прекращено.

При выделении «работающих» интервалов в разрезах действующих эксплуатационных скважин был признан эффективным метод термометрии. Анализ диаграмм термометрии в ряде скважин показал наличие притоков нефти, приуроченных к нижней, средней и верхней части разреза Ю0, которые были подтверждены поинтервальными испытаниями (скважина № 554-э и другие) и расходограммами, полученными механическим расходомером РГД и термоанемометром СТД. «Работающие» интервалы, выделяемые в разрезе по данным термометрии и диаграммам расходометрии, не являлись полностью идентичными эффективной толщине продуктивного коллектора, но они создают основу для надежного определения эффективных толщин в разрезе баженовской свиты по данным стандартного комплекса ГИС [61, 100]. Для контроля разработки также применялись механическая и термокондуктивная расходометрия, влагометрия, барометрия [95].

Для получения однозначной информации о работающих прослоях при исследовании малодебитных скважин и, особенно скважин, работающих в режиме накопления, предлагалось [95]:

- проведение исследований в скважинах с открытым забоем;

- комплексные исследования, при различных установившихся режимах работы скважины, а также при переходе с режима на режим. В особо важных случаях - исследования скважин в режиме искусственного фонтанирования с применением компрессора;

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лазуткин Дмитрий Михайлович, 2022 год

Список литературы

1. Абубакирова З. В. Методы измерения скорости потока в скважинной геофизике // Молодой ученый. — 2017. — №2. — с. 221-223.

2. Алмазов Д.О., Городнов А.В., Лазуткин Д.М., Скопинцев С.П. Корреляционный манометрический расходомер // Каротажник. - 2015. - №2. 3. - 81-88с.

3. Афанасьев В. С., Ланцов А. Ю. Методика и приемы, используемые при обработке механической расходометрии // НТВ АИС Каротажник - 2014. - 4 (238) - стр. 61-83.

4. Барышников А.В., Сидоренко В.В., Кременецкий М.И. и др. Особенности применения одновременно-раздельной эксплуатации скважин на ЮЛТ Приобского месторождения // SPE Conference Paper, 138089-RU 2010. - с. 24-38.

5. Барышников А.В., Сидоренко В.В., Кременецкий М.И. Результативность долговременного мониторинга совместной разработки пластов системами одновременно-раздельной добычи на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №6. - стр. 30-33.

6. Басин Я.Н., Грунис Е.В. Геофизические исследования скважин на этапе эксплуатации месторождений нефти и газа // НТВ АИС «Каротажник» - 1996. - 25. стр. 11 -15.

7. Басин Я.Н., Кузнецов О.Л., Петухов А.С. Применение промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. -М., ВНИИОЭНГ, 1973. - 125 с.

8. Басов А., Буков О., Лазуткин Д., Олюнин А., Кузнецов В., Шевчук Т., Ипатов А., Овчинников К., Сапрыкина К., Новиков И. SPE-196830-RU Эволюция маркерной диагностики профилей притоков горизонтальных скважин (SPE-196830-MS, «Evolution of Horizontal Wells Production Logging Using Markers») // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 22-24 октября 2019г.

9. Басов А., Буков О., Лазуткин Д., Сапрыкина К., Овчинников К., Гурьянов А., Каташов А., Новиков И. SPE-198393-RU Комплексный подход к исследованиям

горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах баженовской свиты: микросейсмический мониторинг, геофизические исследования скважин и маркерная диагностика (SPE-198393-MS, «Evaluating Performance of Horizontal Wells Using Integrated Approach: Micro Seismic Monitoring, Geophysical Logging Using Conventional PLT and Marker-Based Production Logging») // Ежегодная Каспийская техническая конференция SPE, Баку, 16-18 октября 2019г.

10. Белоус В.Б, Мажар В.А., Гуляев Д.Н., Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов // Нефтяное хозяйство - 2006. - №12. - с. 62-67.

11. Билинчук А.В., Ипатов А.И., Ситников А.В. и др. Промыслово-геофизический контроль разработки низкопроницаемых пластов в скважинах со сложным заканчиванием. Опыт компании «Газпром нефть». «Нефтяное хозяйство», №12, 2018, стр.34-37.

12. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов.

- М.: Недра, 1971. - 173 с.

13. Браго Е.Н., Царев А.В. и др. Статистические методы измерения расхода многофазных флюидов. Труды МИНГ, вып.203, М.,1986, с. 6-10.

14. Браун Д., Рогачев Д. Распределенные системы контроля температуры на базе современных волоконно-оптических датчиков //Технологии ТЭК. - 2005. - №. 1. -С. 5-11.

15. Валиуллин Р.А. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7 т. Том 3: Исследования действующих скважин / ОАО "Башнефтегеофизика"; [сост. Булгаков Р. Б.]. - Уфа: Информреклама, 2010. - 184с.

16. Валиуллин А.С., Валиуллин М.С., Тихонов И.Н., Назаргалин Э.Р., Ефремов А.Н. Мониторинг разработки месторождений с применением технологии байпасирования электроцентробежных насосов (УЭЦН) // НТВ АИС Каротажник.

- 2016. - 3 (261) - с. 46-57.

17. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками - Уфа: Издательство Башкирского Государственного

18. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Садретдинов А.А и д.р. Количественная интерпретация нестационарных температурных данных в многопластовой скважине на основе температурных симуляторов // SPE Conference Paper, 171233-RU, 2014. - 24 с.

19. Валиуллин Р. А., Яруллин Р. К., Гордеев Я. И., Маслов С. О. Особенности проведения промыслово-геофизических исследований действующих скважин на Верхнечонском нефтегазоконденсатном месторождении // НТВ "Каротажник". Тверь: Изд. АИС - 2012. - 10 (220). 12-29 с.

20. Валиуллин Р. А., Яруллин Р. К. Геофизические исследования и работы в скважинах: в 7 т. Т. 3. Исследования действующих скважин / Сост. — Уфа: Информ-реклама, 2010. — 184 с.

21. Вольпин С.Г., Ломакина О.В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. - 1988. - стр. 27-30.

22. Вольпин С.Г., Ломакина О.В., Афанаскин И.В. Особенности геологического строения и энергетического состояния залежи в отложениях баженовской свиты // Материалы международной научно-технической конференции Geopetrol 2014, Exploration and production of oil and natural gas reservoirs - new technologies, new challenges (Krakow, 15-18.09.2014) - с. 85-95.

23. Герасимов Э.Л., Валовский В.Л., Лобода И.И. Измерение частоты фазового сдвига, времени распространения электромагнитных или других волн, например, ультразвуковые расходомеры. Патент РФ № 2195633, 2002.

24. Грабовская Ф.Р., Жуков В.В., Заграновская Д.Е. Строение и условия формирования баженовского горизонта Пальяновской площади Западной Сибири // Литология и полезные ископаемые. - 2018. - № 3. - С.195-206.

25. Гуляев Д.Н. Гидродинамические исследования при промыслово-геофизическом контроле нестабильно работающих скважин // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва, 2005, 212 с

26. Гуляев Д.Н., Золоева Г.М., Лазуткин Д.М., Кокурина В.В. Инновационная технология мультискважинного анализа как первичный инструмент предотвращения загрязнения водоносных пластов при разработке нефтяных

месторождений // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. - 2018. -№. 2. - 43-48с.

27. Гуляев Д.Н., Лазуткин Д.М., Морозовский Н.И. Контроль разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин // Труды XII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (12-14 февраля 2018г., Москва, РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина). Москва. 2018 - с.82-91

28. Гуляев Д.Н., Мельников С.И., Кокурина В.В., Кременецкий М.И. Непрерывный мониторинг, как единственный информативный способ гидродинамических исследований низкопроницаемых гидроразрывных пластов. // Труды 10-й НТК «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений». - Томск. - 2011. - с. 21-23.

29. Гуляев Д.Н., Мельников С.И., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.М. Анализ взаимовлияния скважин по результатам стационарного глубинного мониторинга на основе секторного моделирования // Нефтяное Хозяйство. - 2012. -№5.- с. 82-85.

30. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1952. - 252 с.

31. Дворкин И.Л., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Б., Загидуллина Ф.Г., Байков А.М., Демин Н.В. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта // Нефтяное хозяйство. - 1986, стр. 15-18

32. Дияшев Р.Н Исследование эффективности совместной и раздельной разработки неоднородных нефтенасыщенных коллекторов многопластовых нефтяных месторождений // НТВ АИС «Каротажник». - 2003. - №109. - с. 147-166.

33. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии: Учебник для ВУЗов. - М.: Гостоптехиздат. 1958. - 198 с.

34. Жувагин И.Г., Комаров С.Г., Черный В.Б. Скважинный термокондуктивный дебитомер СТД. М.: Недра, 1973. - 81с.

35. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / Москва, 2004, 520с.

36. Закиров С. Н., Контарев А. А., Закиров Э. С. Новые данные о строении и возможности извлечения нефти из низкопроницаемых коллекторов / Доклады Академии наук, Т. 462, №4, июнь, 2015, с. 449-451

37. Ипатов А.И., Кременецкий. М. И., Лаптев В. В., Белоус В. Б. Развитие в России технологий ГИС в процессе добычи углеводородов для мониторинга совместно разрабатываемых пластов // НТВ АИС Каротажник. - 2014. - 2 (236) - с. 48-60.

38. Ипатов А.И. Научные принципы и применение современных технологий геофизических исследований эксплуатационных скважин для контроля за динамикой разработки нефтегазовых залежей: дис. д.т.н., Москва, 1999. - 399 с.

39. Ипатов А.И., Городнов А.В., Петров Л.П., Шумейко А.Э., Скопинцев С.П. Апробация метода анализа амлитудно-частотных спектров сигналов акустического и электромагнитного шума при оценке фильтрации флюида в породах // НТВ Каротажник - 2004 - №122, стр.51-66

40. Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Роль активных технологий в пассивном эксперименте промыслово-геофизического мониторинга // SPE Conference Paper, 181989-RU, 2016. - 10 с.

41. Ипатов А.И., Жуковская Е.А., Лазуткин Д.М. SPE-201814-RU Высокопроводящие прослои и их роль в разработке нефтяных залежей бажен-абалакского комплекса (SPE-201814-MS, «Highly Conductive Layers and their Role in the Development of Oil Fields of the Bazhen-Abalak Complex») // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 12-14 октября 2020г.

42. Ипатов А.И., Кокурина В.В., Мельников С.И. и др. Способ определения фильтрационных параметров пласта. Патент РФ № 2476669, 2013.

43. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Мельников С.И., Каешков И.С., Морозовский Н.А. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов// Нефтяное хозяйство - 2015. -9 - с. 68-72.

44. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 780 с.

45. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. -М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 896 с.

46. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №5. - стр. 2-7.

47. Ипатов А.И., Кременецким М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике: Научное издание - М.: ГАНГ, 1997. - 229 с.

48. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., Каешков И.С., Мельников С.И., Панарина Е.П., Морозовский Н.А. Активные технологии пассивного эксперимента при промысловых и геофизических исследованиях // XXI Губкинские чтения, тезисы докладов «Фундаментальный базис и инновационные технологии поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа» - Москва:, 2016 - стр. 60

49. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Лазуткин Д.М. Способ количественной оценки профиля притока в мало- и среднедебитных горизонтальных нефтяных скважинах с МГРП: патент на изобретение №RU2702042 от 21 ноября 2018г.

50. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Лазуткин Д.М. Способ оценки профиля фазовой проницаемости в нефтяных и газовых эксплуатационных скважинах: патент на изобретение №RU2707311 от 6 сентября 2019г.

51. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Лазуткин Д.М., Масленникова Ю.С. Способ количественной оценки профиля и состава притока в малодебитных обводненных нефтяных скважинах: патент на изобретение № RU2724814 от 25 июня 2020г.

52. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Лазуткин Д.М., Шароварин Е.В., Скопинцев С.П. SPE-191557-RU Оценка скоростных характеристик потока в горизонтальных нефтяных скважинах с использованием метода термоанемометрии на основе оптоволоконной распределенной перманентной измерительной системы (SPE-191557-MS, «Flow velocity estimation in horizontal oil wells using the method of

thermal flowmeter based on the fiber-optic distributed permanent monitoring system») // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 15-17 октября 2018г.

53. Ипатов А.И., Лазуткин Д.М. Проблематика при решении задач контроля разработки месторождений ТРИЗ с помощью гидродинамических исследований // Труды РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. -2020. - №3/300 - С. 5-17

54. Ипатов А.И., Лазуткин Д.М., Кременецкий М.И. Особенности изучения коллекторов с аномально-низкой проницаемостью по результатам ГДИС // Ежегодная международной конференции «Трудноизвлекаемые запасы - настоящее и будущее», Санкт-Петербург, 5-6 сентября 2019г., тезисы докладов, с. 20-21

55. Ипатов А.И., Нуриев М.Ф., Белоус В.Б. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №10. - стр. 58-62.

56. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешков И.С., Буянов А.В. Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем // Нефтяное хозяйство. - 2016. - №12. - стр. 69-71.

57. Каешков И.С. Технология промыслово-геофизического контроля в условиях изменяющихся во времени параметров нефтегазовых пластов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва:, 2014 - стр.136

58. Калмыков, Г.А. Строение баженовского нефтегазоносного комплекса как основа прогноза дифференцированной нефтепродуктивности: дис. ... д-ра геол.-мин. наук: 25.00.12 / Калмыков Георгий Александрович. — М., 2016. — 391с.

59. Калмыков Г.А., Балушкина Н.С., Белохин В.С., Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф., Исакова Т.Г. Пустотное пространство пород баженовской свиты и насыщающие его флюиды. // Недропользование-XXI век -2015 - № 1 - с. 64-71

60. Колесникова А.А., Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Коваленко И.В., Комаров В.С., Немирович Г.М. Промыслово-геофизические исследования 140

горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке // Нефтяное хозяйство - 2016 - № 8, стр. 84-88

61. Коллекторы нефти баженовской свиты Западной Сибири: Труды / [Сост. Т. В. Дорофеева, С. Г. Краснов, Б. А. Лебедев и др.]; Под ред. Т. В. Дорофеевой. - Л.: Недра: Ленингр. отд-ние, 1983. - 131 с.

62. Косарев В.Е. Контроль за разработкой нефтяных и газовых месторождений: пособие для самостоятельного изучения для слушателей курсов повышения квалификации специальности «Геофизика». - Казань: Казанский государственный университет, 2009. - 145 с.

63. Кременецкий М.И. Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин (научное обоснование и создание автоматизированной системы «Геккон»). Дисс. д.т.н. - М.: МИНХ, 1998.

64. Кременецкий М.И. Интерпретация термограммы в действующих скважинах вне интервалов притока. В сб. Физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983.

65. Кременецкий М.И. Оценка пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов по данным термометрии. деп. ВНИИЭгазпром 1981, Ж20ГЗ-81.

66. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

67. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа: монография / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов. — Москва : [б. и.] ; Ижевск : Ин-т компьютерных исслед., 2018. — 795 с. — (Золотой фонд нефтегазовой науки)

68. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Мониторинг гидродинамических параметров совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // SPE Conference Paper, 138049-RU, 2010. - с. 1-5.

69. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Мельников С.И., Лаптев В.В. и др. Методическое обеспечение технологий ГИС в процессе добычи нефти // НТВ АИС «Каротажник». - 2014. - № 1. - с. 29-45.

70. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Рыжков В.И., Афанасьева Л.А. Повышение достоверности математического моделирования разработки месторождений нефти

и газа на основе совместной интерпретации промыслово-геофизических, гидродинамических и промысловых данных в едином обрабатывающем комплексе // Геофизика - 2005 - №4.

71. Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Информативность термических исследований действующих скважин вне работающих интервалов. Изв. ВУЗов Нефть и газ,1987.

72. Кременецкий М.И., Мельников С.И. Раздельная оценка совместно разрабатываемых пластов по результатам ГДИС // Труды 10-й научно-технической Конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», Томск. - 2011. - с. 15-17.

73. Кременецкий М.И., Резванов Р.А. Физические основы и теория термических методов исследования скважин, Учебное пособие, М., МИНГ, 1983, 67 с.

74. Лазуткин Д М. Развитие термокондуктивной расходометрии в горизонтальных нефтяных скважинах с использованием оптоволоконной измерительной системы // Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы нефти и газа» ИПНГ РАН, Москва, 14-16 ноября 2018г., тезисы докладов, с. 110-111

75. Лазуткин Д.М. Модификация метода термокондуктивной расходометрии с использованием оптоволоконного кабеля («Modification of the thermal flowmeter method by using fiber-optic cable») // 6-я научно-практическая конференция EAGE «Тюмень-2019», Тюмень, 25-29 марта 2019г., тезисы докладов

76. Лазуткин Д.М., Морозовский Н.А., Гуляев Д.Н. SPE-187791-RU Обоснование геолого-технических мероприятий при разработке нефтяных месторождений по данным гидродинамических исследований скважин (SPE-187791-MS, «Oil production enhancement operations recommendations by well-testing and decline analyze») // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Москва, 16-18 октября 2017г.

77. Лазуткин Д.М., Алмазов Д.О. Способ измерения расхода нефти в обводненной скважине // 68-я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ-

2014», Москва, 14-16 апреля 2014г., тезисы докладов, издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина), с. 41

78. Лазуткин Д.М., Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Информативность оптоволоконной измерительной системы для количественной оценки расхода в нефтяных скважинах // IX Сибирская конференция молодых ученых по наукам о Земле, Новосибирск, 19-23 ноября 2018г., с.293-295

79. Лушпеев В.А., Цику Ю.К. Мониторинг работы скважин, оборудованных системами одновременно-раздельной эксплуатации, термогидродинамическими методами // Инженерная практика. - 2015. - №02. - с. 48-54.

80. Лушпеева В.А. Разработка и исследование термогидродинамических методов оценки фильтрационных свойств многопластовых объектов: автореф. дис. к.т.н. Тюмень, 2007. - 25 с.

81. Мартынов, В.Г. Емкостные свойства и нефтеносность горизонтально трещинных коллекторов в нефтематеринских глинистых породах (на примере баженовской свиты Западной Сибири): дис. к.т.н.: 04.00.12 / Мартынов Виктор Георгиевич. — М., 1981. — 197с.

82. Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. -

83. Мартынов В.Г., Лазуткина Н.Е., Хохлова М.С. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике / Под ред. В. Г. Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. - М.: Инфраинженерия, 2009. - 960 с.

84. Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва: 2013 - 137 с.

85. Мельников С.И. Контроль совместной разработки низкопроницаемых пластов в условиях ГРП // Инженерная практика. - 2013. - №1. - с. 49-53.

86. Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кременецкий М.И., Кокурина В.В., Кричевский В.М. Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидроразрывом на основе анализа снижения дебита скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - с. 45-49.

87. Мельников С.И., Кокурина В.В., Кременецкий М.И. Технология контроля совместно разрабатываемых низкопроницаемых пластов в условиях гидроразрыва // SPE Conference Paper, 161970-RU. - 2012. - с. 2-9.

88. Мельников С.И., Кокурина В.В., Кричевский В.М., Морозовский Н.А. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий // Инженерная практика. - 2012. - № 8. - с. 6-11.

89. Мищенко И.Т. Некоторые вопросы совершенствования механизированных способов добычи нефти. - М.: ВНИИОНГ, 1978. - 44 с.

90. Немова В. Д. и др. Обзор результатов разработки баженовской свиты в связи с ее геологическим строением и пластовыми условиями (на примере Средне-Назымского и Салымского месторождений) //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовый месторождений. - 2017. - С. 38.

91. Непримеров Н.Н. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. -Казань: КГУ, 1968 - 161 с.

92. Никитина, Е.А. Экспериментальные исследования влияния термического преобразования керогена баженовской свиты на эффективность нефтеизвлечения: автореф. дис. ... канд. тех. наук: 25.00.17 / Никитина Евгения Анатольевна. — М., 2020. — 23с.

93. Обоснование критериев выделения коллекторов объекта баженовская свита: отчет о НИР для НПФ «МОДЕС», Москва / Вендельштейн Б.Ю., Беляков М.А., Соколова Т.Ф., Царева Н.В. — Москва: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1996. — 69с.

94. Опытно-методические работы по обоснованию поиска, разведки и освоения залежей нефти в баженовской свите: отчет о НИР для НПО «Система», Москва / Вендельштейн Б.Ю., Беляков М.А., Соколова Т.Ф., Царева Н.В., Костерина В.А., Фарманова Н.В., Абдрахманова Л.Г. — Москва: ГАНГ им. И.М.Губкина, 1997. —

48с.

95. Опытно-методические работы по обоснованию поиска, разведки и освоения залежей нефти в баженовской свите: отчет о НИР для АНК «ЮКОС», г. Нефтеюганск / Фурсов А.Я. и др., ОАО «ВНИИнефть», 1997. — 81с.

96. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. - М.: Недра, 1977. - 239 с.

97. Панарина Е.П., Ипатов А. И., Каешков И. С., Кременецкий М. И., Буянов А.В., Фигура Е.П. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии» / // Каротажник- 2017 - № 8 (278)

98. Пасечник М.П., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мажар В.А., Ковалев В.И., Борисов Ю.С., Белоус В.Б., Молчанов Е.П., Коряков А.С. Способ мониторинга многопластовой скважины: патент на изобретение RU 2387824 С1, 27.04.2010

99. Пасечник М.П., Ковалев В.И., Белоус В.Б., Молчанов Е.П., Коряков А.С. Устройство для геофизических исследований в скважине: патент на полезную модель RU 82266 Ш, 20.04.2009.

100. Подсчет запасов нефти и растворенного газа в баженовской свите Салымского месторождения: отчет о НИР / Телишев А.Г., Сонич В.П. и др. — Тюмень: СибНИИНП, 1986.

101. Рамазанов А. Ш., Валиуллин Р. А., Садретдинов А. А. и др. Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы// SPE 136256. -2010. - 23 с.

102. Решение 6-го Межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири, Новосибирск, 2003 г. - Новосибирск: СНИИГГиМС, ИГНГ СО РАН, 2004. - 114с

103. Рыжкова С.В., Бурштейн Л.М., Ершов С.В., Казаненков В.А., Конторович А.Э., Конторович В.А., Нехаев А.Ю., Никитенко Б.Л., Фомин М.А., Шурыгин Б.Н., Бейзель А.Л., Борисов Е.В., Золотова О.В., Калинина Л.М., Пономарева

Е.В. Баженовский горизонт Западной Сибири: строение, корреляция и толщины // Геология и геофизика. - 2018. - Т. 59. - № 7. - С. 1053-1074.

104. Рыжкова С.В., Пономарева Е.В., Фомин М.А. Перспективы нефтегазоносности стратиграфических аналогов баженовской свиты в западных районах Западно-Сибирского мегабассейна. Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2019.-Т.14. - N04.- Статья № 40_2019- 24 с.

105. Саранча А. В. и др. Разработка баженовской свиты на Ай-Пимском месторождении //Современные проблемы науки и образования. - 2015. - №. 1-1. -С. 204-204.

106. Свищев М. Ф. и др. Гидродинамические особенности продуктивных пластов баженовсской свиты Салымского месторождения //Тр. Гипротюменьнефтегаз. -1974. - №. 35. - С. 161-171.

107. Скопинцев С.П., Лазуткин Д.М. К вопросу скважинной расходометрии водонефтяной смеси // Х Всероссийская научно-техническая конференция «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 10-12 февраля 2014г., тезисы докладов, Москва, издательский центр РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М.Губкина, с. 21

108. Хабаров, В.В. Разработка методики выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики: на примере баженовской свиты Западной Сибири: дисс. ... канд. геол.-мин. наук: 04.00.12 / Хабаров Владимир Васильевич. — М., 1980. — 171с.

109. Халимов Э.М., Лисовский Н.Н., Дмитриевский А.Н., Бродский П.А. Критерии отнесения запасов нефти к трудноизвлекаемым // IV Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи» (15-17 марта 2005г.). Москва. 2005

110. Хасанов М.М., Ипатов А.И., Жуковская Е.А., Кременецкий М.И., Листойкин Д.А. Особенности разработки нефтяных залежей, осложненных высокопроводящими прослоями // «Нефтяное хозяйство». - 2019 - №12. - 38-43с.

111. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - Москва: Недра, 1965, 240 с

112. Шарафутдинов Р., Валиуллин Р., Шарипов А., Рамазанов А., Бадец К.,

Джаффрезик В. Исследование температурных полей в пластах с трещиной гидроразрыва // SPE Conference Paper, 187748-RU, 2017. - стр. 1-9.

113. Янин А.Н., Янин К.Е.и др. Отчет. Дополнение к технологической схеме разработки северо-восточной части Пальяновской площади Красноленинского месторождения ХМАО-Югры Тюменской области. Т.1 ООО «Проектное бюро «ТЭРМ». ООО «Газпромнефть-Хантос». Тюмень, 2016

114. Шевчук Т., Олюнин А., Лазуткин Д., Буков О., Басов А., Сапрыкина К., Овчинников К., Каташов А., Гурьянов А., Новиков И. Исследования горизонтальных скважин в низкопроницаемых коллекторах баженовской свиты: сравнение эффективности методов, технологий и подходов. // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE (22-24 октября 2019, Москва, Россия). Москва. 2019. - SPE-196751

115. Brown G.A. Permanent Reservoir Monitoring Using Fiber Optic Distributed Temperature Measurements, SPE-108791-DL // Society of Petroleum Engineers. - 2005.

116. Brown G. Downhole Temperatures from Optical Fiber // Oilfield Review, Winter 2008/2009. - 4: Vol. 20.

117. D.Gulyaev, K.Kovalenko, D.Lazutkin. Integrated technologies of well logging, production logging and pressure transient analysis for oil and gas fields production enhancement (Комплексные технологии геофизических, промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин для повышения эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений) // The Conference Paper of 10th UPC International Symposium on New Well Logging Techniques (East China, Qingdao, 26-29 of September, 2018). Qingdao. 2018. - 5-6р.

118. Dozier G.C. "Don't Let the Temperature Log Fool You"-False Indications of Height Containment From Case Studies in a Tectonically Stressed Environment, SPE-25869 // Society of Petroleum Engineers, 2009.

119. Hanaey Dandarawy Mustafa, Ghassan Abdouche, Osama Hamdy Khedr, Antoine Elkadi, Ali Moahmed Al-Mutairi. A New Production Logging Tool Allows A Superior Mapping Of The Fluid Velocities And Holdups Inside The Well Bore, SPE-93556-MS // Society of Petroleum Engineers. - 2005

120. Johnson, D. O., Sierra, J. R., Kaura, J. D. et al. Successful Flow Profiling of Gas Wells Using Distributed Temperature Sensing Data, SPE-103097-MS // Presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, 24-27 September, - 2006

121. Kading H.W, Hutchins J.S. Temperature Surveys: The Art of Interpretation., American Petroleum Institute, 1969

122. Mustafa H. D. et al. A new production logging tool allows a superior mapping of the fluid velocities and holdups inside the well bore // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference. - Society of Petroleum Engineers, 2005.

123. Olyunin A., Shevchuk T., Bukov O., Basov A., Lazutkin D., Ovchinnikov K., Novikov I., Liss V., Drobot A., Kiselev V., Saprykina K. SPE-196300-MS Confirmed Effectiveness of Tracers Production Logging in Comparison with Conventional Production Logging // Conference Paper of the SPE/IATMI Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Bali, 29-31 October, 2019

124. Osama S. Karaman, Roy L. Kutlik, Ed L. Kluth. A Field Trial to Test Fiber Optic Sensors for Downhole Temperature and Pressure Measurements, West Coalinga Field, California, 35685- MS SPE Conference Paper // SPE Western Regional Meeting. -Anchorage, Alaska, 1996.

125. Tabatabaei, M. and Zhu, D. Fracture Stimulation Diagnostics in Horizontal Wells Using DTS, SPE-148835-MS // Presented at the Canadian Unconventional Resources Conference, Calgary, 15-17 November., - 2011

126. DuToit D. et al. Distributed fiber optic strain and temperature sensor for subsea umbilical //The Twenty-second International Offshore and Polar Engineering Conference. - International Society of Offshore and Polar Engineers, 2012.