Методическое обоснование выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах: месторождения Когалымского региона тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Дулкарнаев, Марат Рафаилевич

• Дулкарнаев, Марат Рафаилевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Дулкарнаев, Марат Рафаилевич

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗОНУ ДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИН

1.1. Анализ влияния литолого-фациальных особенностей залежи нефти

на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на зону дренирования скважин

1.2. Оценка эффективности гидравлического разрыва пласта в зависимости от фациальной неоднородности пласта Ю1 месторождений Когалымского региона

1.3. Фациальная диагностика осадочных пород на основе кластерного анализа макроописаний керна

Выводы по главе 1

2. МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

2.1. Влияние интерпретации геофизического исследования скважин на распределение фильтрационно-емкостных свойств

и эффективность разработки пласта

2.2. Разработка методики интерпретации петрофизических данных 45 Выводы по главе 2

3. МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО И ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

ДЛЯ ОЦЕНКИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

3.1. Статистическое моделирование фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов

3.2. Оценка распределения остаточных запасов нефти с использованием итерационной методики построения геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов

3.3. Анализ применимости графоаналитических методов интерпретации гидродинамических исследований скважин

Выводы по главе ' 71 3

4. ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ С УЧЕТОМ ПЛОТНОСТИ ТЕКУЩИХ ПОДВИЖНЫХ ЗАПАСОВ, ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ДРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

4.1. Обоснование выбора метода воздействия на зону дренирования скважины по результатам индикаторных исследований

4.2. Обоснование системы заводнения в низкопроницаемых

коллекторах

4.3. Обоснование комплексного подхода к увеличению нефтеотдачи

пласта с реорганизацией системы разработки

4.4. Обоснование физико-химических методов и технологий

воздействия

4.4.1. Реогазохимическое воздействие

4.4.2. Комплексное физико-химическое воздействие

Выводы по главе 4

Основные выводы и рекомендации

Библиографический список использованной литературы

р

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методическое обоснование выработки залежей нефти в неоднородных сильнорасчлененных пластах: месторождения Когалымского региона»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. В условиях залежей нефти, характеризующихся высокой неоднородностью и сильной расчлененностью, обоснование проектных решений, направленных на увеличение технологической эффективности добычи углеводородов, должно включать всесторонний анализ геолого-технологических свойств и параметров, определяющих выработку запасов. Стандартные методики подсчета запасов и геолого-гидродиндмического моделирования (ГГМ) оказываются недостаточными, поскольку они изначально ориентированы в большей степени на получение интегральных показателей. Для более точной локализации остаточных запасов и повышения эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ) необходимы дополнительные исследования на основе усовершенствованных методик обработки геолого-геофизической и промысловой информации.

Актуальность данной проблемы обоснована поиском новых подходов к выработке малоподвижных текущих запасов нефти в условиях высокой обводненности добываемой продукции. Для повышения успешности геолого-технологических мероприятий необходимо комплексно и системно обосновывать проектные решения в пределах каждого отдельного участка залежи с остаточными запасами углеводородов, котдрые, в свою очередь, основываются на анализе и оценке влияния литолого-фациальной изменчивости продуктивных пластов на выработку запасов, оценке взаимосвязи фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и характера насыщенности коллектора, статистическом и геолого-гидродинамическом моделировании, анализе энергетического состояния залежи и причин снижения производительности скважин, оценке эффективности технологий и методов воздействия на пласт и его призабойную зону.

Цель работы — разработка комплексного методического подхода к обоснованию принципов и технологий выработки остаточных запасов нефти из неоднородных сильнорасчлененных продуктивных пластов.

Основные задачи работы:

• анализ влияния изменчивости литолого-фациальных условий на эффективность выработки запасов нефти и? неоднородных сильнорасчлененных пластов;

• определение причин некорректной интерпретации петрофизических данных и совершенствование методик по построению геолого-петрофизических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов;

• разработка метода моделирования фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов;

• разработка методики построения геолого-гидродинамических моделей (ГГДМ) для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геолого-технологических мероприятий;

• разработка методики оценки эффективности влияния системы заводнения на выработку запасов нефти.

Методы решения поставленных задач. Использованы общепринятые методики научных исследований, включающие обобщение результатов геологических, геофизических, гидродинамических и промысловых исследований. Основными методами изучения влияния ФЕС на движение флюидов в пористой среде являлись петрофизические методы, многомерный статистический анализ, геолого-гидродинамическое моделирование и др. Достоверность результатов исследований базируется на сходимости фактических и расчетных показателей разработки продуктивных объектов.

Научная новизна результатов работы

1. Усовершенствованы подходы в применяемых методиках обработки и интерпретации петро физических данных, используемых в геолого-петрофизических и гидродинамических моделях месторождений углеводородов, оценена степень влияния литолого-фациальных особенностей на эффективность выработки запасов нефти для неоднородных пластов нефтяных месторождений Когалымского региона.

2. Разработана методика интерпретации гидродинамических исследований, заключающаяся в совместной интерпретации многократных гидродинамических исследований по группе близкорасположенных скважин с целью создания непротиворечивой модели пластовой системы.

3. Разработана итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геолого-технологических мероприятий.

4. Усовершенствована методика оценки и уточнения определения величины абсолютной проницаемости и величины остаточной водонасыщенности.

Основные защищаемые положения:

• итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для неоднородных сильнорасчлененных пластов и оценки степени влияния литолого-фациальных особенностей на эффективность выработки запасов нефти;

• методика интерпретации многократных гидродинамических исследований по группе скважин, используемая при построении адекватных моделей пластовых систем;

• методические подходы к обработке и интерпретации петрофизических данных, определению величин абсолютной проницаемости и остаточной водонасыщенности, используемых в геолого-петрофизических и гидродинамических моделях залежей углеводородов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 1: Промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых

резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа.

Практическая ценность результатов работы

1. По результатам оценки степени влияния литолого-фациальной обстановки на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на пласт и его призабойную зону выполнено ранжирование эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и обработки призабойной зоны (ОПЗ) согласно фациальной зональности.

2. Предложенные в диссертационной работе методы и технологии позволили вовлечь в процесс фильтрации малоподвижные текущие запасы нефти. Эффективность от рекомендуемых ГТМ составила 49,360 тыс. т дополнительной нефти, сокращение попутно добываемой воды - 1049,244 тыс. т при продолжительности эффекта 4... 18 месяцев.

3. На основе гидродинамических и индикаторных исследований определены причины низкой эффективности системы заводнения и предложены новые подходы к выбору методов увеличения нефтеотдачи.

4. С целью совершенствования системы заводнения для условий неоднородных и расчлененных эксплуатационных объектов обоснован метод перекрестной схемы закачки с циклом 10 дней.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; обосновании комплекса методических положений, учитывающих особенности выработки запасов нефти из неоднородных сильнорасчлененных пластов с учетом литолого-фациальных, гидродинамических, промысловых индикаторных исследований, обобщении их результатов, внедрении разработанных методик.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов» (Казань, 2009 г.); XIV, XV, XVI ежегодных научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра» (Ханты-Мансийск, 2010, 2012, 2013 гг.); III научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», посвященной 15-летию КогалымНИПИнефть (Тюмень, 2011 г.); научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ОАО «ЛУКОЙЛ»; научно-методических семинарах научного совета ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов», а также кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ (Уфа, 2013, 2014 гг.).

1. ИЗУЧЕНИЕ ВЛИЯНИЯ ЛИТОЛОГО-ФАЦИАЛЬНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ ЗАЛЕЖИ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗОНУ ДРЕНИРОВАНИЯ СКВАЖИН

1.1 Анализ влияния литолого-фациальных особенностей залежи нефти на эффективность выработки запасов нефти с применением технологий воздействия на зону дренирования скважин

Наиболее значимым фактором, оказывающим влияние на эффективность разработки нефтяных месторождений, является неоднородность резервуара, вызванная литологическими особенностями пласта, условиями образования пласта, тектонической приуроченностью территории, постседиментационными преобразованиями. Исследования, позволившие изучить и оценить степень влияния неоднородности пласта на выработку запасов углеводородов, проведены такими специалистами и учеными, как В. Е. Андреев, В. А Бадьянов, К. С. Баймухаметов, Ю. Е. Батурин, В. Б. Белозеров, В. Н. Бородкин, Д.В. Булыгин, Г.В. Ведерников, Р.Х. Гильманова, Е.Е. Гавура, В.П. Девятов, Р.Н. Дияшев, С.А. Жданов, P.P. Ибатуллин, М.М. Иванова, В.А. Конторович, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, А.Х. Мирзаджанзаде, B.C. Муромцев, Р.Х. Муслимов, В.Ш. Мухаметшин, Р.Я. Нугаев, Б.М. Орлинский, В.Г. Пермяков, A.A. Потрясов, М.М. Саттаров, К.Г. Скачек, B.C. Славкин, М.Л. Сургучев, М.А. Токарев, K.M. Федоров, М.М. Хасанов, Н.И. Хисамутдинов, Н.Ш. Хайрединов, Р.Х. Хазипов, Г.Г. Шемин, В.Н. Щелкачев, К.Ш. Ямалетдинова и другие.

Существует множество методов изучения неоднородности пласта: гидропрослушивание, метод меченной жидкости, электрофациальные и сейсмофациальные анализы, фациальные исследования керна. Наиболее доступными и малозатратными являются последние два вида исследований.

В качестве примеров эффективного применения этих видов исследований в данной работе приводятся зависимости эффективности геолого-технологических мероприятий от фациального замещения пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения, который проведен на основе фациального анализа по керну, и эффективности геолого-технологических мероприятий пласта AB 1-2 в западной части Ватьеганского месторождения с учетом неоднородности резервуара.

Результатом изучения неоднородности пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения на основе фациального анализа по керну стало выделение следующих фациальных зон: супралитораль (верхний пляж), литораль (нижний пляж и верхняя часть предфронтальной зоны пляжа), сублитораль (нижняя часть

пред фронтальной и переходной зон пляжа), неритовая зона (дальняя зона пляжа) (рисунок 1.1).

-ч

• • . • .» •

- ^ - ■ - - * -« • >

г

-% -т- - .

а _ -с- .V - • 2 г

' - ■-

» '» _

■» »

,*• ».- ь « г . * * Ь к

/ к

...» .. • •, .... .

. .. р-%' .*■,-. - • »•»

■ А »* . . ..• ? ; ; ,

, ..... . • -

....... - % -. ^ ■ ■ ■ : *

-г --: ■ - •* _

•• Г- _Г

■ . ">- -V .'П. ■ -

• * Г . ь • * » *■ ... _ . 1

. • - -» ■■■ : >» , , * ^ - * * ■»

Г

- - - ' V ...............

--ч- ^ . ... . , .

* *\ _ . л

»-' V-" >

'.-«У;;-.-

Рисунок 1.1- Схема распространения фациальных зон

Как видно из фациальной карты, зона супралиторали (верхний пляж) распространена в центральной, юго-восточной частях и обособлена на севере Южно-Ягунского месторождения. Это надприливная область пляжного комплекса, затопляется только во время штормов. От нижней зоны верхняя зона обычно отделяется низким уступом (бермой). На этом участке преобладают процессы заплеска, прибоя и обрушения, дополняемые вдольбереговыми течениями. Отложения зоны супралиторали представлены светло-серыми, неравномерно бурыми, средне- и мелкозернистыми песчаниками. Прослоями (от 7... 10 см до 2 м) песчаники карбонатные. Текстура слабовыраженная, горизонтальная и косая однонаправленная слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом, редко текстура массивная. Отмечаются редкие фрагменты пропластков угля мощностью до 8 мм, единичные отпечатки двустворчатых раковин. Коэффициент сортировки (8о) обычно 1,6... 1,8. Проницаемость составляет 0,250...0,540 мкм2 участками до 0,800 мкм2. Преобладает пористость 18...22 %. Содержание слюд до 2...7 %. Растительный детрит (участками до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных фрагментов длиной до 0,2...0,5 мм. Палеогидродинамический режим соответствует первому уровню гидродинамической активности (а11С = 0,8... 1,0). Практически вся центральная часть площади исследования представляет собой зону литорали, которая подвержена сильному волновому воздействию. Отложения зоны литорали представлены светло-серыми, мелкозернистыми, участками -карбонатными песчаниками. Отмечаются прослои (до 15 см) темно-серых, мелкозернистых, глинистых алевролитов с внутренней горизонтальной слойчатой текстурой, иногда с текстурами пластической деформации. Реже отмечаются прослои (мощностью до 15 см) обогащения интракластами серых, сильноглинистых алевролитов. Текстура массивная, участками - горизонтальная или косая, редко - разнонаправленная слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом со следами биотурбации. Коэффициент сортировки (Бо) изменяется от 1,4 до 2,9 с преобладанием 1,5...2,2. Проницаемость 0,050...0,600 мкм , реже достигает 0,990 мкм . Пористость насыщения - от 14 % до 25 %. Содержание слюд - от 1 % до 3 %, в нижней части до 9 %. Растительный детрит (от единичных знаков до 3 %) в виде пластинчатых витринизированных и фюзенизированных фрагментов иногда длиной до 0,2...0,5 мм; редко отмечается раковинный детрит. Косые разнонаправленные текстуры отражают приливно-отливные течения. Редкие прослои глинистых алевролитов образовывались в обстановках забаровых лагун в условиях низкой гидродинамической активности. Палеогидродинамический режим соответствует второму уровню гидродинамической активности (апс = 0,6...0,8). Фации нижней и верхней частей сублиторали распространены в юго-западной и северной частях изучаемой территории. Комплекс пород представлен серыми, темно-серыми

мелкозернистыми неравномерно-глинистыми алевролитами. Текстура горизонтальная пологоволнистая слоистая за счет частых линзовидных прослоев (1...3 см) светло-серых крупнозернистых алевролитов и песчаников (10... 15 см, иногда до 1 м и более). Отмечается обилие следов биотурбации мелкими донными организмами. Внутренняя текстура в прослоях алевролитов косая, пологоволнистая слойчатая за счет слойков обогащения углисто-слюдистым материалом. Песчаники бурые, буровато-серые, мелкозернистые. Текстура слабо-выраженная, горизонтальная слойчатая. Участками отмечаются обильная примесь интракластов глинистых алевролитов со следами пластической деформации, следы интенсивной биотурбации, крупные обломки обугленных растительных остатков (ОРО), редкие обломки раковинного детрита и морских лилий. Коэффициент сортировки песчаников и алевролитов светло-серых - от 1,4 до 2,2. Проницаемость колеблется в широких пределах - от 0,0001 до 0,185 мкм2, обычно составляя 0,006...0,009 мкм . Пористость изменяется в диапазоне от 12 % до 19 %. Содержание слюд - от единичных знаков до 2 %. Палеогидродинамический режим среды седиментации в целом соответствует третьему уровню гидродинамической активности (апс = 0,4.. .0,6).

Неритовая зона распространена в северо-западной части Южно-Ягунского месторождения. Отложения данной зоны представлены аргиллитами и глинистыми алевролитами субрегиональной чеускинской пачки, являющейся литологическим экраном для линз пласта БС102. Текстура горизонтальная, участками линзовидная слоистая за счет тонких прослоев светло-серых алевролитов, как правило, градационного строения. Характерны мелкие следы биотурбации (хондриты). В подошвенной части пачки отмечаются пиритизированные остатки растений, чешуи рыб, отпечатки обугленных растительных остатков и фрагменты мелких тонкостенных раковин двустворчатых моллюсков. На плоскостях наслоения отмечается обогащение примесью углисто-слюдистого материала. Далеогидродинамическая активность среды седиментации соответствует низшему, пятому, уровню (апс = 0...0,2).

Фациальные особенности обуславливают геологические особенности коллектора: пористость, глинистость, карбонатность, слоистость, расчлененность, проницаемость, наличие химически и физически связанной воды [1-6].

Для того чтобы проследить гидродинамическую связь фациальных зон с дебитами скважин, сопоставлены карты текущих и накопленных отборов пласта БС10 с фациальной картой. Выделены низко-, средне-, высокодебитные скважины (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 - Схема распределения дебитов

К низкодебитным скважинам относятся скважины, текущий дебит жидкости которых изменяется от 1 до 25 м3 в месяц, к среднедебитным -

3 3

25...55 м , к высокодебитным - 55... 100 м . Высокодебитные скважины приурочены к зоне супралиторали (верхний пляж). Зоны с низкими значениями

дебитов приурочены к мелководной и глубоководной сублиторали. Полученная карта подтверждает закономерность размещения данных фациальных зон.

Для упрощения работы со статистическими данными рассматриваемая область была разделена на 4 зоны: супралитораль, литораль, мелководная и глубоководная сублиторали (рисунок 1.3).

Проанализированы следующие виды ГТМ: гидроразрыв пласта (ГРП), обработка призабойной зоны пласта реагентом на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) и кислот, форсированный отбор жидкости (ФОЖ), бурение горизонтальных стволов, перфорация, ремонтно-изоляционные работы (РИР), дострелы, избирательная перфорация, бурение боковых стволов, оптимизация режима эксплуатации, прострелочно-взрывные работы.

В качестве результативности работ .дспользовалась оценка абсолютного прироста дебита нефти (рисунок 1.4) и относительной эффективности геолого-технологического мероприятия согласно фациальной зональности (рисунок 1.5). По результатам анализа выявлено, что ГРП является во всех рассмотренных зонах эффективным методом за счет высокой песчанистости и расчлененности продуктивного пласта БС101.

Самыми благоприятными для проведения кислотных обработок (Алдинол-20, КСПЭО), по данным полученных гистограмм, являются зоны супралиторали и литорали. Эти зоны характеризуются высокопроницаемыми песчаниками-коллекторами, которые в своем составе имеют участками карбонатный цемент. В зонах глубоководной и мелководной сублиторалей они менее эффективны из-за содержания в песчаных коллекторах алевригисто-глинистых разностей.

Ремонтно-изоляционные работы являются эффективными в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей в связи с тем, что в пласте БС101 присутствует большая глинистая составляющая и при бурении возникает большое количество каверн, из-за чего происходит некачественное цементирование в ряде зон. Из полученных результатов, РИР также эффективен в зонах супралиторали и литорали за счет того, что поры и каналы коллектора большие, происходит некачественное тампонирование цементом [1].

Основные рекомендации по применению технологий воздействия на зону дренирования скважин приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 - Рекомендации по применению ГТМ в зависимости

от фациальной принадлежности коллектора

Фациальные зоны Рекомендуемые ГТМ Характеристика зоны

для условий пласта БС10 Южно-Ягунского месторождения

Супралитораль, литораль ОПЗ на основе кислот, ремонтно-изоляционные работы, ГРП, термогазохимическое воздействие (ТГХВ) Высокопроницаемые песчаники-коллекторы, имеющие в своем составе участки карбонатного цемента

Мелководная и глубоководная сублиторали Ремонтно-изоляционные работы Имеют большую глинистую составляющую, что при бурении приводит к образованию большого количества каверн

Зона литорали

»144 оиеултЯ'

И- л.

□ •-•.с

т с\т

ггхе реперф

ко РФ

МС ропрнятжя

грп огтпгн

Зона глубоководной сублиторали

кат-во опер $

тгхв реперф ко рир

мероприятия

Грт ОПТ ИМ

Зона супралиторали

тгхв ретерф ко рнр грг оптш

мсфоцигпш

Зона м ел ко вод нон сублиторали

у

/ 1

у

у 1 п

.■Шшг Ь Ъ ¿55-1 т?

тгхв релерф ко рир

мероприятия

грп 01ТШМ

Рисунок 1.4 — Абсолютная эффективность фациальных зон

Зона литорали

та &

с о

о ф

г; 3

тгхв реперфорцкя ко рир

Эффективность после мероприятий, в %

| -0-250 О-250-*50

фп оптимизации мероприятия

■>450

Зона глубоководной сублиторали

5

я

6

С

О

0

и

1

£

о

1

I

' ш . ,|Г-

тосвреперфораи^я ко

рир

фп оптимизация

мероприятия

Эффективность после мероприятий, в % I - 0-250 □ - 250-450 I > 450

Зона супралиторали

ттхб реперЗюрац^я ко рир

Эффективность после мероприятий, в %

| - 0-250 Е] - 250-450

оппмюацин и ероприятия

■ >460

Зона мелководной суолиюрали

тгхвреперфорация ко

рир грп оптимизация

мероприятия

Эффективность после мероприятий, в % | - 0-250 (3 250-450

1> 450

Рисунок 1.5— Относительная эффективность фациальных зон

Таким образом, в зонах супралиторали и литорали рекомендуется проводить ГРП, РИР и кислотные обработки, ТГХВ, так как данные ГТМ в изучаемых зонах наиболее эффективны, в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей - ГРП, РИР, ТГХВ, дающие также положительный эффект. Рекомендуется также разбуривание новых кустов начинать в благоприятных фациальных зонах, таких как супралитораль и литораль, характеризующихся высокопористыми и высокопроницаемыми песчаниками-коллекторами. Затем переходить к бурению скважин в зонах мелководной и глубоководной сублиторалей, характеризующихся менее высокими значениями коэффициентов пористости и проницаемости.

При анализе эффективности ГТМ пласта AB 1-2 Ватьеганского месторождения за основу приняты результаты переинтерпретации данных сейсморазведки 3D в западной части Ватьеганского месторождения, сопоставленные со структурной картой пласта AB 1-2 (рисунок 1.6). По особенностям геологического строения можно отметить, что в пределах месторождения накопление продуктивных отложений осуществлялось преимущественно в прибрежно-морской и мелководно-морской обстановках [7].

Рисунок 1.6 - Временной седиментационный срез в интервале залегания отложений пласта АВ1 -2

Наибольший интерес вызывает пачка русловых отложений, которая выделяется в разрезах скважин, расположенных в южной и центральной частях месторождения. Зоны протягиваются в субширотном направлении. Перекрывается эта пачка отложениями, аккумуляция которых осуществлялась в условиях периодической смены фациальной зоны мелководно-морского шельфа, расположенного в непосредственной близости от береговой линии, и дельтовой обстановки. В результате в верхней части группы пластов сформировались отложения, характеризующиеся своеобразными мелколинзовыми текстурами. Среди данных пород выделяются коллекторы, которые в ряде случаев именуются так называемыми «рябчиками». Рассматриваемые отложения распространены по всей площади месторождения. Подстилается пачка русловых отложений преимущественно глинистыми отложениями. Данный тип разреза тяготеет к I зоне - центральные русловые отложения и III зоне - южный русловые отложения.

Второй тип разреза представлен следующим образом: отложения верхней

части разреза представлены преимущественно глинистыми породами; нижняя

часть разреза представлена преимущественно песчано-алевролитовыми

отложениями. Данные отложения распространены в юго-восточной (скв. 56, 183,

187, 1672, 1673, 1954 и т.д.) и в северо-западной (скв. 10, 102, 158, 164) частях

полигона сейсмической съемки 3D. Вероятно, скважины вскрыли отложения или

стариц, или заболачиваемых озер. Это II зона - центральные межрусловые »в

отложения, а также западная часть V и VI зон - соответственно северные русловые отложения и западные межрусловые отложения.

В третьем типе разреза отложения верхней части представлены преимущественно песчано-алевролитовыми отложениями, а отложения нижней части представлены преимущественно глинистыми породами. Области распространения отложений данного типа разреза (скв. 159, 161, 2387, 2653, 2779, 5483 и т.д.) преимущественно контактируют с фациальной зоной основного русла. Очевидно, в данном случае осуществлялась миграция потока за счет врезания в области развития болот. В данном случае это западная часть I и VI зон, а также IV зона - северные межрусловые отложения.

Четвертый тип разреза представлен и в нижней, и в верхней частях глинистыми породами. Данный тип разреза встречен в скв. 160, 165, 411, 2030, 2385, 2442, 2870, 5269 и т.д. Очевидно, рассматриваемые отложения накапливались преимущественно на территории болот. Песчаный материал поступал в данные зоны, скорее всего, во время сезонных паводков. В нашем случае это VII зона - южные межрусловые отложения.

Всего на исследуемом участке выделяется 7 зон, из которых 3 зоны являются русловыми отложениями, а 4 зоны - межрусловыми. После сопоставления зон неоднородности на картах разработки и текущих отборов (рисунок 1.7) отмечено, что:

Рисунок 1.7 — Карты текущей разработки и накопленных отборов пласта АВ1-2 по состоянию на 01.01.2010 г.

• центральное и южное русла, имеющие лучшие фильтрационно-емкостные свойства, хорошо коррелируются с зонами максимальных отборов;

• межрусловые зоны хорошо коррелируются с зонами минимальных отборов.

Таким образом, все зоны неоднородности, выявленные по результатам переинтерпретации сейсморазведки, соответствуют зонам максимальных и минимальных отборов.

Ранжирование эффективности ГТМ в пределах рассматриваемых фациальных зон путем анализа средних абсолютных приростов дебита нефти приведено на рисунке 1.8.

Распределение эффективности I iМ м I доме

Касяот- До- форси-

мая стрел рснмн-

обра- ный

ботка отбор

1 2 1

Л«,.- Г..РО-»»«■ И»-

| Кол-во ска.-операций Прирост т/сут.

S

48

2

06

2

О 6

2

42

Распределение »ффек!ивмосги ГТМ но II зоне

■ Кол-во скв.-олераций Прирост, т/сут

ГРП на волной геле Дхтрел (перестрел) пласт» ФОрСИ-роаан-ныИ отбор жидкости Солчно кис лот-нал обработка Кислотная обработка ГРП на нефтя-мо* геле ПАВ-кис потное килев- СТИ»

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дулкарнаев, Марат Рафаилевич, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Скачек, К. Г. Опыт применения фациального анализа как основы геолого-экономической оценки эффективности ГТМ на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» [Текст] / К. Г. Скачек, М. Р. Дулкарнаев, Ю. А. Маганова // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра: матер. XIV ежегодной научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2010. - С. 36-41.

2. Ушатинский, И. Н. Постседиментационные изменения минералогии и фильтрационных свойств коллекторов нефти и газа Западной Сибири [Текст]: тр. ЗапСибНИГНИ / И. Н. Ушатинский, О. Г. Зарипов. - Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1970.-Вып. 35. -203 с.

3. Сахибгареев, Р. С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей [Текст] / Р. С. Сахибгареев. - Л.: Недра,1989. - 260 с.

4. Шмырина, В. А. Глинистые минералы и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов БСп' и lOCj1 Кустового месторождения [Текст] / В. А. Шмырина, Я. X. Саетгалеев // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО-Югра: матер. XV научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2011. - С. 124-130.

5. Соколов, В. Н. Глинистые породы и их свойства [Текст] /

B. Н. Соколов // Соросовский образовательный журнал. - М.: МГУ, 2000. -№ 9. - 70 с.

6. Дулкарнаев, М. Р. Дифференциация продуктивного пласта по литолого-фациальным зонам на основе электрометрических моделей кривых альфа-ПС для' обоснования технологий доизвлечения нефти [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, М. В. Каждан, А. А. Габитов // Нефтегазовое дело: электрон, научн. журн. - 2013. - № 6. -

C. 81-102. URL: http://www.ogbus.ru/authors/ DulkarnaevMR/ DulkarnaevMR_l .pdf.

7. Котенев, Ю. А. Уточнение трехмерной геологической модели пласта AB 1-2 Ватьеганского нефтяного месторождения в пределах объекта исследования [Текст] / Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, М. Р. Дулкарнаев, М. В. Каждан // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. научн. тр. - Уфа: ООО «Монография», 2013. - Вып. 2 (7). - С. 5561.

8. Волостнов, В. А. Зависимость эффективности ГРП от фациальной неоднородности пласта ЮВ, на местораждениях ТПП «Когалымнефтегаз» [Текст] / В. А. Волостнов, М. Р. Дулкарнаев, Ю. А. Маганова // Пути реализации

нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра: матер. XIV ежегодной научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2010 — С. 32-35.

9. Михайлов, В. Н. Экспертная система для фациальной диагностики осадочных пород на основе кластерного анализа микроописаний керна [Текст] / В. Н. Михайлов, К. Г. Скачек, М. Р. Дулкарнаев, А. Н. Шайхутдинов // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра: тр. XVI окружной научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2013. Т. 1. - С. 245-255.

10. Ханин, А. А. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР [Текст] / А. А. Ханин. - М.: Недра, 1973. - 304 с.

11. Каждан, М. В. Восстановление литолого-фациальной обстановки формирования продуктивного горизонта с использованием современных геоинформационных технологий керна [Текст] / М. В. Каждан, Ю. А. Котенев, Ш. X. Султанов, М. Р. Дулкарнаев // Нефтегазовое дело: электрон. научн. журн. - 2013. - № 6. - С. 103-125. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KazhdanMy/KazhdanMV_l .pdf.

12. Ботвинкина, JI. Н. Атлас литогенетических типов угленосных отложений среднего карбона Донецкого бассейна керна [Текст] / JI. Н. Ботвинкина, Ю. А. Жемчужников, П. П. Тимофеев, А. П. Феофилова, В. С. Яблоков. - М.: Изд-во АН СССР, 1956. - 367 с.

13. Алексеев, В. П. Атлас фаций юрских терригенных отложений (угленосные толщи Северной Евразии) [Текст] / В. П. Алексеев. - Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2007. - 209 с.

14. Александров, А. В. Атлас литологических типов угленосных отложений Алдано-Чульмановского района Южно-Якутского каменноугольного бассейна [Текст] / А. В. Александров, В. М. Желинский, В. Н. Коробицына, Ш. А. Сюндюков, В. И. Фролов. - М.: Наук%, 1970. - 226 с.

15. Тимофеев, П. П. Геология и фации юрских угленосных формаций Южной Сибири [Текст]: тр. Геологического института АН СССР / П. П. Тимофеев. - М.: Наука, 1969. - Вып. 197. - 556 с.

16. Михайлов, В. Н. Литолого-генетическая типизация неокомских пород Западной Сибири на основе кластерного анализа макроописаний керна [Текст] В. Н. Михайлов, И. А. Шемонаев // Увеличение нефтеотдачи - приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья: матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Казань, 2011. - С. 329-333.

17. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах [Текст]. -М., 1999. - 96 с.

18. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений [Текст]: РД 153-39.0-109-01. -М.: Минэнерго РФ, 2002. -76 с.

19. Иванов, С. А. Оперативная методика совместной обработки ГИС и промысловых данных для уточнения площадного распределения остаточных запасов длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений [Текст] / С. А. Иванов, К. Г. Скачек, В. И. Михайлов, Ю. А. Волков // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов: матер. Междунар. научи.-практ. конф. 9-11 сентября 2009 г. - Казань: Изд-во «Репер», 2009. - С. 143-151.

20. Дулкарнаев, М. Р. О корректности используемых методик интерпретации петрофизических данных [Текст] / М. Р. Дулкарнаев,

B. Н. Михайлов // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2011. - № 3. - С. 25-29.

21. Львовский, Е. Н. Статистические методы построения эмпирических формул [Текст] / Е. Н. Львовский. - М.: Изд-во «Высшая школа», 1988. - 239 с.

22. Шацкий, А. В. Интегрированная система Гемма. Программы обработки промысловых данных [Текст] / А. В. Шацкий, В. Б. Тихонов, Н И. Бубенцова. - М.: Центральная геофизическая экспедиция, 2000. - 54 с.

23. Построение геологической модели продуктивного горизонта БВ8

сР

Повховского месторождения для уточнения геологических запасов нефти и создания постоянно действующей геолого-технической модели [Текст]: отчет о НИР / ТПП «Когалымнефтегаз»; исп. Басик Е. П. [и др.]. - Когалым, 1997. -

C. 48-49.

24. Исследование керна Повховского месторождения [Текст]: отчет по договору № 604 / ВНИГНИ; отв. исполн. д.г.-м.н., проф. Петерсилье В. И. - М., 1997. Ч. 2-С. 28-32.

25. Методические рекомендации по определению под счетных параметров залежей нефти и газа по материалам геофизических исследований скважин с привлечением результатов анализов керна, опробований и испытаний продуктивных пластов [Текст] / Под ред. Б. Ю. Венделынтейна, В. Ф. Козяра, Г. Г. Яценко. - Калинин, 1990. - С. 101-103.'

26. Михайлов, В. Н. Технология создания постоянно действующей модели геологического строения территории на основе интеграции электронных колонок, карт и баз знаний [Текст] / В. Н. Михайлов, В. Р. Туманов, С. А. Горбунов // Квартер-2005: матер. IV Всеросс. совещания по изучению четвертичного периода 23-26 августа 2005 г. - Сыктывкар: Геопринт, 2005.-С. 281-282.

27. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом [Текст] / Под ред. В. И. Петерсилье, В. И. Пороскуна, Г. Г. Яценко. - М., 2003. - С. 50-52.

■Л

28. Дулкарнаев, М. Р. Новый метод моделирования фильтрационно-емкостных свойств гранулярных коллекторов (на примере Повховского месторождения) [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, К. Г. Скачек, Е. О. Беляков, Г. В. Такканд // Геоинформатика. - 2011. - № 3. - С. 47-50.

29. Вольнов, И. А. Особенности гидродинамического моделирования и прогнозирования нефтеотдачи на поздней стадии разработки терригенных отложений Вятской площади Арланского месторождения [Текст] / И. А. Вольнов [и др.] // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов: матер, междунар. научн.-практ. конф. - Казань: Фэн, 2007. - С. 147-151.

30. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений [Текст]. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. Ч. 1. Геологические модели.

31. Тахаутдинов, Ш. Ф. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения [Текст] / Ш. Ф. Тахаутдинов, Н. И. Хисамутдинов, М. 3. Тазиев, Н. Т. Карачурин, И. Н. Файзуллин, И. М. Салихов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2000. - 104 с.

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

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

34. Михайлов, В. Н. Итерационная методика построения геолого-гидродинамических моделей для оценки распределения остаточных запасов нефти и планирования геолого-технологических мероприятий [Текст] / В. Н. Михайлов, Ю. А. Волков, М. Р. Дулкарнаев // НТЖ «Георесурсы». — 2011. — № 3 (39). - С. 43-48.

35. Лысенко, В. Д. К проблеме, создания математической модели разработки нефтяного месторождения [Текст] / В. Д. Лысенко // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. - С. 48-49.

36. Щелкачев, В. Н. Подземная гидравлика [Текст] / В. Н. Щелкачев, Б. Б. Лапук. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. - 36 с.

37. Хисамов, Р. С. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений [Текст] / Р. С. Хисамов, Э. И. Сулейманов, Р. Г. Фархуллин, О. А. Никашев, А. А. Губайдуллин, Р. К. Ишкаев, В. М. Хусаинов. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. - 228 с.

38. Дулкарнаев, М. Р. Анализ применимости графоаналитических методов интерпретации ГДИС в условиях Западной Сибири [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, В. Н. Михайлов, Р. Ф. Нуруллин // Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов: матер. Междунар. научн.-практ. конф. -Казань: КГУ, 2009. - С. 117-119.

39. Хайруллин, М. X. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации [Текст] / М. X. Хайруллин, Р. С. Хисамов, М. Н. Шамсиев, Р. Г. Фархуллин. - М.: Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Ин-т компьютерных исследований, 2006. - 172 с.

40. Волостнов, В. А. Особенности построения геолого-гидродинамических моделей стандартным методом и по итерационной технологии с целью уточнения распределения остаточных запасов и планирования геолого-технологических мероприятий [Текст] / В. А. Волостнов, В. Н. Михайлов, Ю. А. Волков, М. Р. Дулкарнаев // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра: тр. XV научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2012. Т. 2. - С. 68-77.

41. Матковский, Д. А. Оценка эффективности применяемых методов по оценке текущей нефтенасыщенности на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» [Текст] / Д. А. Матковский, О. Б. Кузьмичев, Д. Н. Крючатов, М. Р. Дулкарнаев // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: матер. III научн.-практ. конф., посвященной 15-летию «КогалымНИПИнефть». - Тюмень, 2012. - С. 164167.

42. Михайлов, В. Н. Оценка гидродинамической связи добывающих и нагнетательных скважин на основе анализа истории разработки [Текст] / В. Н. Михайлов, К. Г. Скачек, А. А. Потрясов, С. Н. Шабанов // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов: матер, междунар. научн.-практ. конф. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ. - 2007. - С. 408413.

43. Соколовский, Э. В. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов [Текст] / Э. В. Соколовский, Г. Б. Соловьев, Ю. И. Тренчиков. -М.: Недра, 1986.

44. Соколовский, Э. В. Методическое руководство по технологии проведения индикаторных исследований и интерпретации их результатов для регулирования и контроля процесса заводнения нефтяных залежей [Текст]: РД 39-0147428-235-89 / Э. В. Соколовский, О. Л. Кузнецов, Р. Н. Дияшев. -СевКавНИПИнефть, 1989.

45. Бахтияров, Г. А. Определение оптимального сочетания горизонтальных и наклонно направленных скважин для эффективной разработки Рославльского месторождения по данным индикаторных исследований [Текст] / Г. А. Бахтияров, Р. И. Медведский, А. Ю. Никитин, А. Д. Митрофанов, А. В. Бодрягин, Ю. Д. Куприянов // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 1. -С. 11-22.

46. Иванов, С. А. Оценка состояния разработки объекта ЮВ) Повховского месторождения по результатам индикаторных (трассерных) исследований» [Текст] / С. А. Иванов, Ш. С. Галимов, М. Р. Дулкарнаев, А. Ю. Никитин, А. Д. Митрофанов, Ю. Д. Куприянов // Нефтепромысловое дело. -2010.-№6.-С. 21-28.

47. Корнильцев, Ю. А. О влиянии гидроразрыва пласта на

#

продуктивность добывающих и приёмистость нагнетательных скважин [Текст] / Ю. А. Корнильцев // Георесурсы - 2009. - С. 11-13.

48. Котенев, Ю. А. Методические принципы комплексного обоснования выработки неоднородных и сильнорасчлененных пластов залежей нефти Когалымского региона [Текст] / Ю. А. Котенев, М. Р. Дулкарнаев // Нефтегазовое дело.- 2014. -№ 1.-С. 13-24.

49. Технологическая схема разработки Северо-Конитлорского месторождения [Текст]: проектный документ. - 2008. - 458 с.

50. Корнильцев, Ю. А. Гидродинамический анализ особенностей притока к горизонтальным скважинам при формировании систем разработки нефтяных месторождений [Текст] / Ю. А. Корнильцев, Ю. А. Волков // Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование: матер, семинара-дискуссии. -Казань: Мастер Лайн, 2000. - С. 155-162.

51. Желтов, Ю. В. Комплексные исследования особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов [Текст] / Ю. В. Желтов, А. Г. Ковалев, Э. К. Коваленко [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 3. -С. 30-33.

52. Дулкарнаев, М. Р. Разработка залежей нефти и пласта ЮС] в коллекторах пониженной продуктивности на примере Северо-Конитлорского месторождения [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, А. А. Кокорин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2011. - № 3. - С. 8-10.

53. Куланин, С. Л. Новые подходы к выработке малоподвижных текущих запасов в условиях высокой обводненности добываемой продукции [Текст] / С. Л. Куланин, М. Р. Дулкарнаев, Ш. С. Галимов,' А. А. Малыгин // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». - 2012. - № 6. - С. 79-83.

54. Муслимов, Р. X. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения [Текст]: учебное пособие / Р. X. Муслимов. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2002. - 596 с.

55. Муслимов, Р. X. Актуальные задачи организации и стандартизации инновационного проектирования разработки нефтяных месторождений [Текст] / Р. X. Муслимов, Ю. А. Волков // Вестник ЦКР РОСНЕДРА. - 2010. - № 3. -С. 5-11.

56. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений [Текст]. -М.: ВНИИОЭНГ, 2003. Ч. 2. Фильтрационные модели. - 228 с.

57. Сыртланов, В. Р. О некоторых проблемах построения и использования геолого-технологических моделей для мониторинга разработки [Текст] / В. Р. Сыртланов, Ф. С. Хисматуллина, В. С. Сыртланова // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер, научн.-практ. конф. -Ханты-Мансийск, 2005. - С. 85-94.

58. Хасанов, М. М. Системно-структурированный подход к проектированию [Текст] / М. М. Хасанов, В. Н. Суртаев, П. А. Тарасов, К. В. Торопов, В. А. Павлов // Нефтяное хозяйство. -2008. - № 11. - С. 71-75.

59. Муслимов, Р. X. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения [Текст] / Р. X. Муслимов. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2003. - 596 с.

60. Авторский надзор» за реализацией Дополнения к Технологической схеме разработки Дружного месторождения [Текст]: проектный документ. -2008.-354 с.

61. Дулкарнаев, М. Р. Особенности геологического строения объектов БСЮь БС102, БС11 Дружного месторождения, определяющие характер обводнения скважин и механизм вытеснения нефти [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, А. А. Кокорин // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2011. - № 2. - С. 15-20.

62. Дулкарнаев, М. Р. Повышение эффективности нефтеизвлечения с применением комплексных методов увеличения нефтеотдачи при разработке низкопроницаемых коллекторов месторождения Дружное [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, В. В. Баушин, М. В. Исаева // НТЖ «Нефть. Газ. Новации». -2011.-№ 11.-С. 9-12.

63. Дулкарнаев, М. Р. Анализ причин расхождения фактических показателей работы скважин Ватьеганского месторождения после бурения боковых стволов [Текст] / М. Р. Дулкарнаев, В. Н. Михайлов, Ю. А. Волков // Георесурсы. - 2013. - № 5 (55). - С. 8-11.

64. Еленец, А. А. Оценка потенциальной зоны бурения второго ствола с горизонтальным типом заканчивания в рамках предварительного этапа проектирования [Текст] / А. А. Еленец, М. Р. Дулкарнаев, В. А. Коротенко // НТЖ «Территория НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 3. - С. 20-24.

65. Потрясов, А. А. Технология реогазохимического воздействия на пласт [Текст] / А. А. Потрясов, В. В. Макиенко, М. Р. Дулкарнаев,

A. X. Шахвердиев // НТЖ «Нефтегазовая вертикаль». - 2011. - № 17. -С. 104-107.

»

66. Сургучев, М. JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] /М. JI. Сургучев. - М.: Недра, 1985. - 308 с.

67. Сафонов, Е. Н. Крупномасштабное внедрение и опытно-промышленные испытания МУН на месторождениях Башкортостана [Текст] / Е. Н. Сафонов, П. Ф. Викторов, К. X. Гайнуллин, Е. В. Лозин, P. X. Алмаев // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: сб. матер, семинара-дискуссии. - Казань, 1997. - С. 41-56.

68. Сургучев, М. Л. Методы извлечения остаточной нефти [Текст] / М. Л. Сургучев, А. Т. Горбунов, Д. И. Забродин. - М.: Недра, 1991. - 347 с.

69. Федоров, К. М. Гелевые обработки скважин: механизм, моделирование, оценка эффективности и проблемы [Текст] / К. М. Федоров,

B. Н. Ревенко, О. Н. Пичугин [и др.] // "Нефтепромысловое дело. - 1997. -№2.-С. 24-25.

70. Шелепов, В. В. Анализ эффективности применения в 1997 году на месторождениях Западной Сибири различных физико-химических методов интенсификации добычи нефти [Текст] / В. В. Шелепов // Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов: сб. докл. П научн.-произв. конф. - Самара, 1998. - С. 28-32.

71. Вайншток, С. М. Анализ экономической эффективности физических, химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / С. М. Вайншток, В. М. Тарасюк // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений». - М.: ВНИИОЭНГ, 1999. -№ 8. - С. 3337.

72. Gary, S. С. Coiled tubing drilling reguires economic and technical analises [Text] / S. C. Gary // Oil and Gas J. - 1995. - Vol. 93. - No. 8. - P. 59-62.

73. Хайрединов, H. Ш. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов [Текст] / Н. Ш. Хайрединов, В. Е. Андреев, К. М. Федоров, Ю. А. Котенев. - Уфа: Изд-во «Гилем», 1997. - 106 с.

74. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. Н. Глущенко. - М.: Недра, 1991. - 224 с.

75. Технология регулирования заводнения продуктивных пластов месторождений Западной Сибири с помощью углеводородного эмульсионно-дисперсного состава, эмульсий обратного типа [Текст]: инструкция. - 1999.

76. Технология применения эмульсеобразующей композиции на основе Нефтенола НЗ на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» [Текст]. -

1999.

77. Эффективность применения физико-химических технологий ПНП за период 2007-2011 гг. на месторождениях ТИП «Когалымнефтегаз» [Текст]: отчет о НИР: в 2 т. - Когалым: ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг-КогалымНИПИнефть», 2012.-423 с.

78. Анализ внедрения технологий ХМ ПНП, ВИР и ОПЗП за 1-ый квартал 2012 г. [Текст]: отчет о НИР. - Когалым: ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг-КогалымНИПИнефть», 2012. - 166 с.

79. Гафаров, Ш. А. Использование продукта жидкофазного окисления

углеводородного сырья для стабилизации и подавления набухания глин

*

[Электронный ресурс] / Ш. А. Гафаров // Нефтегазовое дело. - 2003. - Вып. 2. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Gafarov/Gafarov_l.pdf.

80. Шмырина, В. А. Оценка рисков неблагоприятных условий для разработки на основе моделирования пространственного распределения глинистых минералов (Кустовое месторождение, пласты БС11(1), ЮС1(1)) [Текст] / В. А. Шмырина, Я. X. Саетгалеев, М. Р. Дулкарнаев // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа-Югра: тр. XVI окружной научн.-практ. конф. - Ханты-Мансийск, 2013. Т. 1. -С. 205-211.

81. Никитин, А. Ю. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Красноленинского месторождения по результатам трассерных исследований' [Текст] / А. Ю. Никитин, А. Д. Митрофанов, Ю. Д. Куприянов, Е. С. Буйнов, А. А. Коробейников, Е. Ю. Трясин // НТЖ «Горные ведомости». - 2008. - № 7. - С. 38-42.

82. Stiiben, К. An introduction to algebraic multigrid [Text] / K. Stiiben; / ed. by U. Trottenberg, C. W. Osterlee, A. Schuller // Multigrid. - London: Academic Press,

2000.-P. 413-532.

83. Хисамутдинов, H. И. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, Ш. Ф. Тахаутдинов, А. Г. Телин, Т. И. Зайнетдинов, М. 3. Тазиев, Р. С. Нурмухаметов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2001. - 184 с.

84. Девятов, В. В. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях ШаимскогО района [Текст] / В. В. Девятов, P. X. Алмаев, П. И. Пастух, В. М. Санкин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 100 с.

85. Гусев, С. В. Результаты применения осадкообразующих реагентов для увеличения нефтеотдачи месторождений Западной Сибири [Текст] / С. В. Гусев, Л. С. Брилиант, В. В. Мазаев [и др.] // Основные направления научно-

исследовательских работ в нефт. промышленности: тр. СибНИИНП. - 1995. -С. 79-82.

86. Lagre diameter coiled-tubing drilling [Text] // Petroleum Technology. -1997. - Vol. 49. - No. 2. - P. 135-136.

87. Brown, M. W. Two Decander of Progress in the Assesment of Multiaxial Low-Cycle Fatigue Life [Text] / M. W. Brown, K. J. Miller // Oil and Gas. - 1992. -No. 2.

88. Turner, R. G. Analysis and prediction of minimum flow rate for continuous removal of liguids from wells [Text] / R. G. Turner, M. G. Hubbard, A. E. Dukler // Petroleum Technology. - 1987. - Vol. 13. - No. 1.

89. Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти [Текст] / И. Т. Мищенко. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 2003. - 816 с.

j