Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Кузилов, Олег Игоревич

• Кузилов, Олег Игоревич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Кузилов, Олег Игоревич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИНГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований

1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений

1.3. Основные особенности разработки нефтяных месторождений

1.4. Анализ применения методов увеличения нефтеотдачи

и интенсификации добычи нефти

Выводы по главе 1

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ

В УСЛОВИЯХ АКТИВНОГО ВОДОНАПОРНОГО РЕЖИМА

2.1. Моделирование влияния геолого-технологических параметров залежи

на нефтеотдачу

2.2. Гидродинамическое моделирование функциями, зависящими

от насыщенности коллектора

2.3. Методология проектирования разработки с использованием

reo лого-гидродинамического моделирования

Выводы по главе 2

3. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ЗАЛЕЖЕЙ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ

НЕФТИ

3.1. Анализ выработки запасов нефти

3.2. Оценка влияния геолого-технологических параметров месторождения

на эффективность разработки

3.3. Анализ влияния геолого-технологических параметров на изменение пластового давления

Выводы по главе 3

4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

4.1. Актуальность экспресс-методик прогнозирования выработки

запасов

4.2. Методика экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти

при недостатке информации

4.3. Адаптация и апробация методики экспресс-оценки коэффициента извлечения нефти применительно к геолого-технологическим

условиям месторождений Калининградской области

Выводы по главе 4

Основные выводы и рекомендации

Библиографический список использованной литературы

>

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Методология проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном активном водонапорном режиме»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Разработка мелких нефтяных месторождений имеет определенные особенности. Для корректного прогноза технологических показателей необходим ретроспективный геолого-технологический анализ разработки залежи нефти с оценкой энергетического потенциала. Как правило, расчет технологических показателей разработки в настоящее время проводится алгоритмами гидродинамического симулятора, адаптированного в границах месторождения, и не учитывает влияния «внешней» геолого-технологической обстановки, важной при разработке залежей без поддержания пластового давления. При этом недостаточная геолого-технологическая обоснованность показателей разработки даже в пределах одной-трех скважин может привести к существенным отклонениям динамики фактических показателей от проектных.

Исследования проводились на месторождениях Калининградской области. Расчетные значения технологического коэффициента извлечения нефти (КИН) по общеизвестной в отрасли методике с использованием характеристик вытеснения и с применением геолого-технологической модели могут отличаться на десять и более процентов. Очевидно, что точность прогнозирования определяется достоверностью и количеством исходной информации. Расхождение фактических показателей разработки и проектных, полученных в результате фильтрационного моделирования для мелких месторождений, требует использования контрольных методик расчета эксплуатационных показателей. Следует отметить, что использование коэффициентных методик и характеристик вытеснения позволяет оперативно оценить перспективы выработки запасов и определяет необходимость развития методологии использования последних.

Таким образом, методология расчетов технологических показателей для проектирования и регулирования разработки мелких месторождений нефти на естественном режиме является актуальной.

Цель работы — обоснование методологии технологического проектирования и регулирования разработки для повышения эффективности выработки запасов нефти мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме.

Основные задачи исследований:

1. Анализ механизма выработки запасов нефти месторождений, разрабатываемых на естественном режиме;

2. Поиск закономерностей, определяющих эффективность выработки запасов нефти;

3. Ранжирование объектов разработки по геологическим критериям и эффективности выработки запасов;

4. Оценка значимости геолого-технологических мероприятий (ГТМ) и их влияния на величину коэффициента извлечения нефти;

5. Разработка методики оценки коэффициента извлечения нефти для проектирования и оперативного регулирования освоения мелких месторождений нефти.

Методы решения поставленных задач. Решение поставленных задач проводилось в соответствии с общепринятой методикой научных исследований, включающей анализ и обобщение известных результатов в этой области. Методы исследования: геолого-промысловый анализ разработки, методы трехмерного геологического и гидродинамического моделирования (ГДМ), многомерный статистический анализ, оценка и анализ геолого-промысловой информации.

Достоверность результатов исследований подтверждается сходимостью фактических и расчетных показателей разработки эксплуатационных объектов месторождений Калининградской области. Решение задач осуществлялось на

с/

базе фактических данных ООО «ЛУКОИЛ-Калининградморнефть».

Научная новизна результатов работы

1. Для среднекембрийских отложений установлено, что при разработке месторождений нефти на естественномактивном водонапорном режиме плотность сетки скважин и депрессия на пласт в краевых зонах залежей оказывают незначительное влияние на выработку запасов нефти.

2. По данным разработки однопластовых объектов на естественном режиме исследованы и обоснованы численные значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) без их лабораторного определения с использованием статистических данных добычи.

3. Разработана методика, позволяющая при минимуме геолого-физической информации выполнить экспресс-оценку технологического КИН без использования геолого-гидродинамического моделирования (ГГМ).

Основные защищаемые положения:

• методология геолого-гидродинамического моделирования и оперативного регулирования разработки мелких месторождений на естественном активном водонапорном режиме, основанная на уточнении

данных фазового поведения флюидов и ранговой оценке влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов;

• методика построения кривых ОФЦ по кривым относительных отборов нефти и воды; модифицированные кривые ОФП для среднекембрийских залежей нефти месторождений Калининградской области, позволяющие адаптировать фильтрационные модели по истории разработки с высокой точностью;

• методика экспресс-оценки технологического КИН в условиях недостаточной геолого-физической информации;

• зависимости влияния геолого-технологических параметров на выработку запасов нефти месторождений Калининградского вала по результатам математического и гидродинамического моделирования нефтеизвлечения и изменения пластового давления.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследований соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 5: Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов.

Практическая ценность результатов работы

Разработанные методики построения кривых ОФП по кривым относительных отборов нефти и воды, а также методика экспресс-оценки технологического КИН используются при технологическом проектировании и мониторинге разработки нефтяных месторождений Калининградской области.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; выработке методических подходов с целью точного прогнозирования темпов разработки месторождений нефти Калининградского региона; в проведении аналитических и математических исследований, обобщении их результатов, внедрении разработанных методик.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы реализованы при проектировании разработки нефтяны^ месторождений Калининградской области, докладывались на научно-технических совещаниях ООО «ЛУКОЙЛ-

Калининградморнефть» (Калининград, 2006 г.) и ОАО «ЛУКОЙЛ» (Москва, 2005, 2007, 2011 гг.), научно-практической конференции «Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России» (Санкт-Петербург, 2007 г.)

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КАЛИНИГРАДСКОЙ ОБЛАСТИ

1.1. Обобщенная геологическая характеристика месторождений района исследований

Расположенные на территории Калининградской области и Калининградского участка российского сектора шельфа Балтийского моря промышленно разрабатываемые месторождения нефти, так же как и перспективные структуры (рисунок 1.1), относятся к мелким и мельчайшим по извлекаемым запасам нефти (от 0,030 до 17 млн т). Единственным промышленно-нефтеносным региональным комплексом являются терригенные отложения среднего кембрия, представленные кварцевыми песчаниками и алевролитами с подчинёнными прослоями аргиллитов и глин..

Суммарные начальные извлекаемые ресурсы нефти региона оцениваются в 109 млн т, из них на сушу приходится 67 млн т и на шельф - 42 млн т. Разведанность ресурсов на суше составляет около 58,0 %, на шельфе - 17,7 %. Характерно, что разведанность ресурсов шельфа Балтики выше, чем по остальным шельфовым зонам России, где она на порядок ниже, чем по сопредельной суше.

По территории суши Калининградской области глубина залегания среднекембрийского продуктивного горизонта изменяется в направлении с востока на запад от 1550 м (Ново-Искринское месторождение) до 2480 м (Ладушкинское месторождение), в этом же направлении увеличивается толщина отложений и ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС).

В пределах. Калининградского участка российского, сектора шельфа

среднекембрийский горизонт залегает на глубине от 2100 м на северо-востоке

до 3000 м на юге. Мощность его изменяется от 71 (скв. Б6-2) до 94 м (скв.

С8-1). В составе горизонта практически повсеместно выделяются 5-7 пластов

мелко- и среднезернистых песчаников мощностью от 5 до 35 м. Они разделены

к

прослоями алевролитов и глин мощностью от 2 до 10 м. Суммарная мощность песчаников в разрезе продуктивного горизонта составляет 40...80 м. С северо-востока на юго-запад возрастает глинистость разреза, повышается содержание глинистого и кварцевого цемента в песчаниках. В этом же направлении снижаются ФЕС коллекторов. В акватории Балтийского моря их открытая пористость колеблется от 20% на северо-востоке до 4...7% на юге. Проницаемость кварцевых песчаников на Кравцовском месторождении изменяется от единиц до 7450 мД [1].

ПОЛЬША

V rv-

v

ЛИТВА

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Ишгипсы ОГ III (кровли ордовика)

- Разрывные нарушения

• Месторождения нефти

Непромышленные :$алежи нефти 0 Выявленные перспективные структуры

00

Рисунок 1.1 - Обзорная схема расположения нефтяных месторождений и перспективных структур Калининградской области

В тектоническом плане территория Калининградской области и прилегающая к ней акватория Балтийского моря приурочены к Балтийской синеклизе Восточно-Европейской платформы [2 - 5]. Нефтегеологические перспективы региона, как и всей синеклизы, связаны с каледонским комплексом пород.

На севере Балтийская синеклиза обрамлена Балтийским щитом, на востоке ограничена Латвийской седловиной, по которой отделяется от Московской синеклизы, на юго-востоке-Белорусско-Мазурской антеклизой. Её юго-западная граница совпадает с краевым швом Восточно-Европейской платформы, вдоль которого она граничит с эпикаледонской Западно-Европейской платформой. В посткаледонский этап развития Балтийская синеклиза формировалась в тесной связи с Западно-Европейской платформой и открывается на юго-западе в сторону внутриплатформенного Датско-Польского прогиба.

В административном отношении Балтийская синеклиза расположена в Калининградской области Российской Федерации, Литве, Латвии, Эстонии, Польше.

В соответствии со схемой тектонического районирования в пределах Калининградского участка выделяются Куршская впадина (А), Балтийская моноклиналь (АО, Балтийский вал (А2), Северо-Самбийская депрессия (А3), Западно-Куршский вал (АД Зеленоградская депрессия (А5), Самбийская ступень (А6), Калининградский вал (А7), Прегольская депрессия (А8), Багратионовская ступень (А9), Мамоновская депрессия (Аю), Болынаковская моноклиналь (Ап), Гусевская ступень (А12), Дружбинский выступ (А]4), Восточный борт Балтийской синеклизы (Б), Курземская структурная зона (В) (рисунок 1.2) [6].

Основные месторождения суши приурочены к структурам, объединенным в линейную тектоническую дислокацию и составляющим Калининградский вал (А7) широтного простирания размерами 4x40 км (Красноборское, Ушаковское, Малиновское, Западно-Красноборское, Исаковское, Дейминское, Ладушкинское, Славинское, Веселовское, Северо-Красноборское, Славское, Гаевское и другие месторождения) [2].

В пределах Северо-Западной моноклинали и Северо-Самбийской депрессии на шельфе выявлены локальные поднятия 02, Т)9, Б18, Б19, ОЗЗ, В44. Локальные поднятия С7, С9, СИ, С14, С32, С41, С42, С43 приурочены к экваториальной части Самбийской и Калининградской ступеней. На структуре С9 открыто небольшое нефтяное месторождение.

Наибольшей плотностью суммарных начальных ресурсов углеводородов характеризуется Западно-Куршский вал. Он имеет субмеридиональное простирание и в тектоническом отношении граничит на западе с Северо-Самбийской депрессией, на востоке - с Зеленоградской депрессией, на юге - с Самбийской ступенью. Восточное крыло вала осложнено системой сбросов субмеридионально-северо-восточного простирания с амплитудами от 20.. .30 до 80 м.

Условные знаки

- район работ

- границы структурных элементов I порядка

- границы структурных элементов II порядка

Месторождения нефти:

1 -Красноборское

2 Западно Красноборское

3 - Ушаковское

4 - Малиновское

5 - Исаковское

6 - Дейминское

7 - Ладушкинское

8 - Славинское

9 - Гаевское

10 - Северо-Красноборское

11 - Спавское

12 - Южно-Олимпийское

13 - Алешкинское

14 - Западно-Ушаковское

15 - Северо-Славинское

16 - Олимпийское

17 - Чеховское

18 - Семеновское

19 - Зайцевское

20 - Ратное

21 Кравцовское (Д6)

22 - Южно-Октябрьское

23 - Восточно-Горинское

24 - Ново-Искринское

25 - Ново-Павенковское

26 - Ершовское

27 - Армейское

28 - Западно-Чеховское

29 - Калининградское (С9)

30 - Западно-Ракитинское

31 - Западно-Озерское

32 - Дружбинское

33 - Домновское

34 - Весеповское

35 - Ново-Серебрянское

36 - Ягодное

37 -Гусевское

Тельшяйско-Приекульская структурная зона

I

¿о

- £ /о. $

(о

I»

II

Балтийская моноклиналь

Рисунок 1.2- Схема тектонического районирования территории Калининградской области [6].

А

К поднятому (западному) крылу Западно-Куршского. вала приурочена цепочка структур Б35, Б5, D27 (в Литве) и Б6, D29, Б41 (в российском секторе шельфа). Наиболее крупная и наиболее изученная из них - структура Б6, на которой в 1983 г. открыто Кравцовское месторождение нефти - одно из самых крупных в Калининградской области и соседней Прибалтике.

В геологическом строении месторождений региона принимают участие кристаллические породы фундамента архейско-протерозойского возраста и осадочного чехла. Разрез осадочного чехла представлен отложениями кембрия, ордовика, силура, перми, триаса, юры, мела и четвертичной системы. Толщина осадочных пород составляет от 1500 до 3000 м, в том числе кембрия, единственного промышленно-нефтеносного комплекса, - до 250 м. Разрез преимущественно сложен терригеннымр песчано-глинистыми породами (рисунок 1.3).

Промышленная нефтеносность связана с песчаниками среднего кембрия.

По кровле продуктивного горизонта структуры представляют собой, как правило, брахиантиклинальные поднятия с различными направлениями простирания, часто осложненные разрывными нарушениями (не являющимися гидродинамическими экранами). Залежи пластовые сводовые (массивные), ряд залежей тектонически экранированные (рисунки 1.4, 1.5). По всей площади нефтеносности залежи подстилаются подошвенной водой. Водонефтяной контакт (ВНК) трактуется горизонтальной плоскостью.

В составе продуктивного среднекембрийского горизонта, по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) и исследований кернов, выделяют, как правило, три литологические пачки, ^се они сложены преимущественно крупно- и среднезернистым песчаниками, причем наилучшие коллекторские свойства характерны для верхней первой пачки, содержащей значительную (основную) долю запасов месторождений.

В таблице 1.1 приведена характеристика неоднородности объектов разработки с начальными геологическими запасами нефти более 1 млн т.

Таблица 1.1- Характеристика неоднородности разрабатываемых месторождений

Месторождения, залежь Коэффициент песчанистости, доли ед. Коэффициент расчлененности, ед. 1

Красноборское 0,97 2,о :

Западно-Красноборское 0,80 3,3 1

Ушаковское, северная залежь 0,87 1,9

Ушаковское, южная залежь 0,84 2,7

Малиновское, северная залежь 0,81 1'3

Малииовское, южная залежь 0,86 1,5

Дейминское 0,70 7,1

Ладушкинское 0,39 6,2

Алёшкинское 0,86 1,8

Восточно-Горинское, центральный купол 0,84 2,5 ,

Зайцевское 0,93 _ 2,6

Кравцовское (Об) 0,92 3,6

Стратиграфия 5 св I S ю >л £ Толщина, м Литология Состав пород

Группа Система Отдел

Кг P+Q - 100 - 200 46- 59 С углинки супеси, г/ины с вал ука ми .прослои песков, гра в w но чалеч юго материала

Mz К к2 К, 168-223 ■ь у ® Мфгелис прослоям мега, известняков, алевролит es и глин Пески зеленовато-серые слрсслояыи ал шритов с конкрециям и фосфоритов Кварце во-глауконит>выепескис прослоя ми ал шролитов

J J3 - 300 - 400 - 500 - 600 - 700 - 800 - 900 1ПГУ1 152-202 -г- П есианики из вести свист ье, сл Зэосцемен ировэнны е, с пр ссло ят песков Алевролиты спрослэямиглины глины черные .тем носерые, карбон агные, алеврито вые Пески, гвечажки, мергеги.алевротты

J? -—— Пески, пвечажки, алевролиты

Т Т, 302-332 ■ 1 ■ 1" Глины, пэреслаивание г тин с алевролитами Мфгели, глины, грослои известняк св оолит ов ьк, ал ев рол игов Аргиллиты, гтны с про его ям и известняков

Р р2 246-268 1- + + +■ + +• + + + + 4 4 4 + Ангодриты, огипсоважые доломиты Каменная соль Доломиты сесые. твлно-сеоые треииноватые.Аргиллиты, алевролиты, песманики

D D, -1100 -1200 -1300 -1400 -1500 -1600 -1700 -1800 -1900 -2000 -2100 -2200 67- 98 ' v ' / Песчаники пестроцеетныеспрослоями гшни апевро/итов Глжа а/ввритистая мергели с прослоям и песчаников Алшролигы иарги/тжты

S S, 731-939 / / / I — I-1 Глины, аргиллиты с редкимилрослоями мергелей Аргиллиты с прослоями известняков глинисты хи мергелей Аргиллиты с прхлоям извести жов и м ер гелей

S, SEES

0 о,о,-о, 58- 81 l ' 1-' I /Известнжи песгроцветные, мелкозернистые, нфавнсмерноглижстые Аргиллиты, известняки плэтнье глижстые, мергели Известнжи глинистые д сломикзированные, дспомюы, ггауко ж то вый песчаник

е е2 83-105 | i * ' » П есманики светло-серые .кварфвые неф те на сыценные, алев ропиты, пр ссло и глин звле нсв ато-серы х, пе с-в ни ки вод онас ыщен ные

е, 78- 95 X г X i х Пеонаник кварцевый од нэрод ный, алевролиты темно-серые тинистые

Ar+Pr 20448* im Гранит рае но мерю кристаллический, темно-серого цвета (* - вскрытая толщина)

АЛА

Л л Л Л Л

Ангидриты Алевролиты Глины, аргиллиты Из вестняки Доломиты

> . > . >

+■ 4 +

EZ3

j Мергели Каменная соль Валуны, гравелиты Супеси, суглинки Пески

Фосфориты Песчаники

Нефтенасыщенность

^л^^х Кристаллический фун,с Известняк оолитовый

Рисунок 1.3 - Сводный литолого-стратиграфический разрез

0 100 200 ЗСО •«00 5о; м

1 .. 1 ■ I., — —.. .1-1

Условные обозначения

7

1939 2

-пробуренные

- ликвидированные -без спуска колонны

- поисковые

- параметрические

- нагнетательные

номер скважины абс отметка кровли среднего кембрия -куст

- иэогипсы

- тектоническое нарушение

Скважины

Ж

г)

-1921,9 о

-1920"

Рисунок 1.4- Структурная карта по кровле продуктивного пласта среднего кембрия Славского месторождения

скв. 7

СКВ. 1 СКВ. 12 А

Ю- В

1972-

1976-

1980-

1984-

1988-

1992-

1996-

2000-

2004-

2008-

2012-

2016-

2020-

2024-

2136,0 - 2052,0

2090,0 2150,0 -2037,1 -2066,4

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

коллектор нефтенасыщенный

коллектор водонасыщенныи неколлектор

~ интервал перфорации

ВНК по месторождению

ВНК по скважине разрывное нарушение

Расчленение продуктивного горизонта непроницаемыми включениями существенно повышает анизотропность пласта, что благоприятно отражается на процессе вытеснения нефти подошвенной водой.

Площадь нефтеносности - от 327 тыс. до 25 млн м , этаж нефтеносности -от 3 до 56 м, начальные геологические запасы нефти - от 29 тыс. до 16,5 млн т.

Тип коллектора - поровый, средняя пористость от 8,0 % до 16,2 %, средневзвешенная начальная нефтенасыщенность - от 67 % до 94 %. Следует отметить, что для подавляющего большинства месторождений наиболее пористой является прикровельная часть среднекембрийских отложений.

Расчлененность, в зависимости от этажа нефтеносности, колеблется от 1-3 до 4-7, песчанистость - от 0,22 до 1,00. Средняя проницаемость от 0,03 до 0,93 мкм2; анизотропия проницаемости, по промысловым данным (по безводной добыче), колеблется в широких пределах - от 1 до 16 и более.

Коэффициент аномальности пластового давления - на уровне 1,1; пластовая температура - от 54 °С до 94 °С. Режим залежей - естественный активный водонапорный с падением пластового давления не более 10 % (преимущественно 5... 6%) от первоначального (по данным 30-летней эксплуатации). Пластовое давление имеет тенденцию к восстановлению до начального по мере выработки запасов нефти. Механизм вытеснения нефти -преимущественный подъем ВНК, близок к поршневому характеру. Отмечается хорошая гидродинамическая связь с законтурной областью. Коэффициент пьезопроводности, по данным гидродинамических исследований скважин, составляет несколько десятков тысяч см2/с.

Пластовая нефть легкая

(0,700.. .0,854 т/м3), маловязкая (0,72... 10,97 мПа-с), малосернистая (0,05...0,37 %), парафиновая (2,75...9,44 %), недонасыщена газом (давление насыщения нефти газом от 0,70 до 8,31 МПа). Газосодержание пластовой нефти - от 0,8 до 76,0 м3/т, объемный коэффициент пластовой нефти - от 1,015 до 1,283.

Пластовая вода хлоркальциевого типа, общая минерализация до 250 кг/м3, плотность от 1,084 до 1,144 т/м3, вязкость в пластовых условиях от 0,52 до 0,78 мПа-с.

Отношение вязкостей нефти и воды находится в диапазоне от 1,7 до 14,2 и предопределяет существенную разницу в подвижностях флюидов при изменении фазовых состояний.

В таблице 1.2 приведены диапазоны изменения основных геолого-физических характеристик для месторождений, разрабатываемых на естественном активном водонапорном режиме.

Коэффициент вытеснения, характеризующий максимальную величину КИН, составляет 0,56 при проницаемости 0,001 мкм2 и 0,67 - при проницаемости 1 мкм2 (обработано 174 определения по 25-ти месторождениям) (рисунок 1.6).

Таблица 1.2 - Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Наименование Диапазон изменения ' Наименование Диапазон изменения

Средняя глубина залегания, м 1550... 2500 Плотность пластовой нефти, т/м3 0,700...0,854

Тип залежей Пластовые сводовые Плотность поверхностной нефти, т/м3 0,805...0,871

Тип коллектора Поровый Средняя продуктивность, хЮ м3/(сут><МПа) 0,1...60,0

Площадь нефтеносности, тыс. м2 327...25201 Абсолютная отметка ВНК, м 1591... 2442

Средняя общая толщина, м 2,6...56,0 Объемный коэффициент нефти 1,015...1,283

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м 1,4...17,3 Содержание серы в нефти, % масс. 0,05...0,37

Средняя пористость, % 8,0...16,2 Содержание парафина в нефти, % масс. 2,75...9.44

Средняя нефтенасыщенность, % 67,0...94,0 Давление насыщения нефти газом, МПа 0,70... 8,31

Проницаемость, мкм2 0,030...0,930 Газосодержание пластовой нефти, м /т 0.8...76.0

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.22... 1,00 Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с 0.52...0.78

Коэффициент расчлененности, доли ед. 1,0...7,1 Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,084...1,144

Начальное пластовое давление, МПа 16,5...27.2 Начальные геологические запасы нефти, тыс. т 29... 16473

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с 0,72...10,97 Начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т 10...9776

Начальная пластовая температура, °С 54,0...94,0 Коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,323...0,692

Проницаемость, мкм

Таким образом, к геолого-физическим особенностям месторождений

*

региона можно отнести малую вязкость и небольшое газосодержание пластовой нефти, низкое давление насыщения нефти газом, высокую пластовую температуру, высокую активность минерализованных пластовых вод хлоркальциевого типа, а также высокую анизотропию по проницаемости.

Для залежей нефти экспериментально получены зависимости фазового поведения проницаемости для воды и нефти от водонасыщенности, которые свидетельствуют о благоприятных условиях фильтрации нефти в пористой среде. Увеличение подвижности воды наступает при водонасыщенности пласта более 60 %, и к этому моменту значительная часть нефти будет уже вытеснена. Такое соотношение фазовых проницаемостей, как будет показано в дальнейшем, способствует высокой эффективности вытеснения нефти водой при естественном режиме работы пласта.

1.2. Опыт и история проектирования разработки месторождений

Хронологически период составления проектных технологических документов на разработку месторождений можно подразделить на три этапа.

Первый этап охватывает годы с 1973 по 1981, когда проектные технологические документы составлялись УкрНИИПНД (г. Киев) и его филиалом (г. Гомель). В этот период были составлены технологические схемы разработки Красноборского, Западно-Красноборского, Ушаковского, Малиновского, Исаковского и Ладушкинского месторождений нефти, открытых трестом «Ярославнефтегазразведка».

Эксплуатация месторождений Калининградской области осуществлялась НГДУ «Калининграднефть», организационно входившим в объединение «Белоруснефть» Министерства нефтяной промышленности СССР.

Основные принципы проектирования разработки открытых залежей нефти с подошвенной водой были обоснованы под руководством В.А. Киселя в УкрНИИПНД.

Е = —-—,или Ш^М+ЫЯ, (1.1)

М + Ж 4 7

где М и N - параметры, учитывающие совокупное влияние на нефтеизвлечение

различных физических и геолого-промысловых факторов.

Эту зависимость можно рассматривать как аналог характеристики вытеснения (обводнения), широко использующейся в практике проектирования для статистического моделирования процесса разработки.

Величина ЯК1 в функции Я изображается на графике прямой линией, угловой коэффициент которой равен Л7, а отрезок, отсекаемый ею на оси ЯЕ равен М.

Подробно примеры использования эмпирической зависимости (1) и определение связей между технологическими показателями разработки приведены в работе [7].

Проектная технология разработки месторождений не предусматривала поддержания пластового давления, так как допускалось, что естественный напор подошвенных и контурных вод обеспечит энергией процесс разработки каждого месторождения. Применялись сгущающиеся к своду залежей сетки скважин с расстояниями между скважинами от 300 до 500 м. Для обеспечения равномерного подъема плоскости ВНК, недопущения конусообразования и неконтролируемого прорыва подошвенных и контурных вод депрессия на пласт при эксплуатации скважин не превышала 1 МПа.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кузилов, Олег Игоревич, 2014 год

Библиографический список использованной литературы

1. Десятков, В. М. Освоение УВ-потенциала шельфа Балтийского моря на примере Кравцовского (Д6) нефтяного месторождения [Текст] / В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Проблемы изучения и освоения сырьевой базы нефти и газа Северо-Западного региона России: сб. матер. Междунар. научн.-практ. конф. - СПб.: ВНИГРИ, 2007. - С. 108-117.

2. Хубльдиков, А. И. Тектоническая схема территории Калининградской области [Текст] / А. И. Хубльдиков // Региональная тектоника Белоруссии и Прибалтики. - Минск, 1977. - С. 53-56.

3. Айзберг, Р. Е. Докембрий Восточно-Европейской платформы: геология и нефтегазоносность [Текст] / Р. Е. Айзберг, Н. В. Аксаментова, М. Д. Белонин [и др.]. - СПб.: ВНИГРИ, 2002. - 391 с.

4. Познякевич, 3. Л. Геология и нефтегазоносность запада ВосточноЕвропейской платформы [Текст] / 3. Л. Познякевич, А. М. Синичка, Ф. С. Азаренко [и др.]. - Минск: Беларуская навука, 1997. - 696 с.

5. Кесслер, Ю. А. Особенности геологического строения и освоения углеводородного потенциала шельфа Балтийского моря на примере Кравцовского (Б6) нефтяного месторождения [Текст] / Ю. А. Кесслер, О. И. Кузилов, В. М. Десятков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2013. - № 3. - С. 44-50.

6. Отмас, А. А. Тектоническое районирование Калининградской области

и сопредельного шельфа [Текст] / А. А. Отмас, В. М. Десятков,

0

В. К. Чегесов, В. Н. Макаревич // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 8. - С. 13-24.

7. Кисель, В. А. Разработка нефтяных залежей с подошвенной водой [Текст] / В. А. Кисель, Ю. С. Абрамов. - М.: Недра, 1978. - 192 с.

8. Казаков, А. А. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки [Текст] / А. А. Казаков, В. С. Орлов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-51 с.

9. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений [Текст]:РД 153-39.0-110-01, утв. Министерством энергетики Российской Федерации. - М., 2002.

10. Токарев, М. А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой [Текст] / М. А. Токарев. -М.: Недра, 1990.-267 с.

Н.Саттаров, М. М. Выбор оптимальной плотности сетки скважин при разработке нефтяных месторождений [Текст] / М. М. Саттаров, И. А. Кузилов. -Уфа: Башкнигоиздат, 1966. - 90 с.

12. Сергеев, В. Б. К вопросу расчета показателей разработки нефтяного месторождения [Текст] / В. Б. Сергеев, И. А. Кузилов, В. И. Дзюба // Тр. ин-та / БашНИПИнефть. - Уфа, 1977. - Вып. 49. - С. 131-136.

13. Регламент составления проектных технологических документов па разработку нефтяных и газонефтяных месторождений [Текст]: РД 153-39-00796, утв. Министерством топлива и энергетики Российской Федерации. - М., 1996

14. Кузилов, И. А. Снижение пластового давления при разработке нефтяных месторождений Красноборского вала [Текст] / И. А. Кузилов, Ю. И. Демушкин, А. И. Хубльдиков // Геология нефти и газа. - 1984. - № 7. -С. 30-32.

15. Кундин, С. А. О степени "снижения пластового давления, обеспечивающей наибольшую нефтеотдачу [Текст] / С. А. Кундин // Тр. ин-та / ВНИИ. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - Вып. 32.

16. Кузилов, О. И. Методология проектирования разработки объектов на естественном режиме при помощи постоянно действующих моделей на базе VIP Landmark [Текст] / О. И. Кузилов, М. А. Токарев, А. Н. Червякова // Интервал. - 2003. - № 3. - С. 26-31.

17. Низаев, P. X. Проблемы создания трехмерной гидродинамической модели на базе пакетов программ фирмы «Landmark» [Текст] / P. X. Низаев, И. Н. Хакимзянов, А. С. Лисин, А. Л. Кульмамиров // Тр. научн.-практ. конф. в рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ - 2000» 5-7 сентября 2000 г.: в 2 т.

- Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. - С. 225-233..

18. Юсупов, Р. М. Обеспечение точности параметров для подсчета запасов с применением трехмерной модели месторождения [Текст] / Р. М. Юсупов, Р. Б. Хисамов, В. П. Лиходедов, Т. М. Сулейманова, А. Н. Хамидуллина // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 2. - С. 37-39.

19. Кричлоу, Генри Б. Современная разработка нефтяных месторождений

- проблемы моделирования [Текст]: [пер. с англ. Я. И. Тетельбаума; под ред. канд. геол.-минерал, наук М. М. Максимова] / Генри Б. Кричлоу. - М.: Недра, 1979.-303 с.

20. Пирсон, Сильвен Дж. Учение о нефтяном пласте [Текст]: [пер. с англ.; под ред. проф. М. М. Кусакова, проф. В. Н. Дахнова, проф. И. М. Муравьева] / Сильвен Дж. Пирсон. - 2-е изд. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - 570 с.

я

21. Кузилов, И. А. История проектирования разработки месторождений нефти Калининградской области [Текст] / И. А. Кузилов, О. И. Кузилов //

Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. -№ 8. -С. 41-46.

22. Мониторинг фильтрационных параметров пластов и эффективности регулирования выработки запасов по данным гидродинамических исследований скважин на месторождениях ООО «ЛУКОЙJI-KMH» [Текст]: информационный отчет / Левченко В. С., Воронцова И. В. - Волгоград, 2012.

23. Кузилов, И. А. Особенности разработки нефтяных месторождений Калининградской области [Текст] / И. А. Кузилов, Ю. И. Демушкин, Ю. С. Миронов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 3. - С. 25-28.

24. Кузилов, И. А. Анализ разработки Красноборского нефтяного месторождения // Отчет о НИР [Текст]: в 2 т. / И. А. Кузилов [и др.] -Симферополь: МВП «НЕФТЕГАЗ», 1994. Т. I. - 46 с.

25. Изучение зависимостей фазовых проницаемостей и коэффициента вытеснения по экспериментальным и геофизическим данным на Ушаковском и Красноборском месторождениях Калининградской области [Текст]: отчет / Свихнушин Н. М., Турчин И. В. - Киев: УкрГИПРОНИИнефть, 1983. - 27 с.

26. Определение коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей (скв. 3 Зайцевская) [Текст]: отчет по договору № 0863/19 / Рабиц Э. Г. - М.: ВНИГНИ-2, 2003.-43 с.

27. Определение коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей на перпендикулярных образцах керна (скв. 1, 2 Зайцевская) [Текст]: отчет по договору №> 2028/41 / Рабиц Э. Г. - М.: ВНЙГНИ-2, 2004. - 20 с.

28. Анализ ФЕС и определения коэффициента вытеснения и фазовых проницаемостей на керне, отобранном при бурении скважин на объектах деятельности ООО «ЛУКОИЛ-Калининградморнефть» [Текст]: отчет по договору № 1960/38 / Рабиц Э. Г. - М.: ВНИГНИ-2, 2004. - 54 с.

29. Кузилов, О. И. Эффективность применения ГОС и ПГД на месторождениях Калининградской области [Текст] / О. И. Кузилов // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2004 год: матер, совещания 14-15 апреля 2005 г., г. Москва. - М.: ООО «ПИАР-квадрат», 2005. -С. 83-87.

30. Кесслер, Ю. А. Основные и перспективные методы интенсификации нефтедобычи на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» [Текст] / Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов, Д. В. Сентяков // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2006 год: матер, совещания 18-19 апреля 2007 г., г. Москва. - М.: ГУОДНГ, 2007. -С. 86-95.

31. Авторский надзор за разработкой нефтяных месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» по состоянию на 1.01.2005 [Текст]: отчет о НИР / Кузилов И. А., Кузилов О. И. - Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2005. -337 с.

32. Баишев, Б. Т. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений [Текст] / Б. Т. Баишев, В. В. Исайчев, С. В. Кожакин [и др.]. -М.: Недра, 1978.-197 с.

33. Лозин, Е. В. Интенсификация выработки запасов нефти на поздней стадии разработки скважин [Текст] / Е. В. Лозин, М. Г. Ованесов, Ю. И. Брагин [и др.] // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып. 25 (49). - 28 с.

34. Салахова, Л. Н. Опыт создания геологических моделей по месторождениям, находящимся в начальной стадии разработки [Текст] / Л. Н. Салахова, В. И. Диков, Г. X. Бакирова, М. М. Ахметшакиров // Тр. научн.-практ. конф. в рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ - 2000» 5-7 сентября 2000 г.: в 2 т. - Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. - С. 99-104.

35. Муслимов, P. X. Актуальные задачи геолого-гидродинамического моделирования нефтяных залежей на поздней стадии их разработки [Текст] / P. X. Муслимов, И. Н. Файзуллин, В. Ф. Шарафутдинов, Ю. А. Волков, Т. Е. Данилова, Р. С. Касимов, Г. А. Кринари, М. Г. Храмченков // Тр. научн.-практ. конф. в рамках VII междунар. выставки «Нефть, газ - 2000» 5-7 сентября 2000 г.: в 2 т. - Казань: Экоцентр, 2000. Т. II. - С. 255-261.

36. Дияшев, Р. Н. Анализ результатов промысловых исследований нефтяных скважин, характеризующихся изменением гидродинамических свойств пластов в зависимости от депрессии [Текст] / Р. Н. Дияшев // Тр. инта / ТатНИПИнефть. - Куйбышев, 1971. - Вып. 20.

37. Krueger, R. F. An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations [Text] / R. F. Krueger // JPT. - 1983. - Vol. 38. - No. 2.

38. Meyer, R. L. Process of selecting completion or workover fluids reguires of tradeoffs [Text] / R. L. Meyer, R. H. Vargas // Oil and Gas J. - 1984. - Vol. 82. - No. 5.

39. Hashemi, R. Proper filtration minimizes formation damage [Text] / R. Hashemi, A. Ershaghi, N. Ammerer // Oil and Gas J. - 1984. - Vol. 82. -No. 33.

40. Лухминский, Б. E. Гидродинамические модели коллекторов [Текст] / Б. Е. Лухминский // Каротажник. - 2000. - № 77. - С. 134-135.

41. Пермяков, И. Г. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений [Текст] / И. Г. Пермяков, Е. Н. Шевкунов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1976. - 377 с.

42. Крейг, Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении [Текст]: [пер. с англ.; под ред. проф. В. Л. Данилова ]. - М.: Недра, 1974. -192 с.

43. Нестеренко, Н. Ю. Изучение характера флюидонасыщенности коллекторов для оптимизации разработки залежей [Текст] / Н. Ю. Нестеренко, Ю. И. Петраш // Каротажник. - 2002. -№ 92. - С. 87-95.

44. Кузилов, О. И. Гидродинамическое моделирование: функции, зависящие от насыщенности [Текст] / О. И. Кузилов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2006. - № 8. - С. 46-52.

45. Шурубор, Ю. В. Прогнозирование технологических показателей разработки нефтяных залежей на основе укрупненного ретроспективно-перспективного имитационного моделирования нефтедобычи [Текст] / Ю. В. Шурубор, Е. П. Гудков, Т. Р. Балдина, В. Г. Пермяков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2002. - № 4. -С. 78-83.

46. Гиматудинов, Ш. К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки [Текст] / Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг [и др.]. - М.: Недра, 1983. - 463 с.

47. Нефтепромысловая геология. Терминологический справочник [Текст] / Под ред. М. М. Ивановой. - М.: Недра, 1983. - 262 с.

48. Быков, Н. Е. Справочник по нефтепромысловой геологии [Текст] / Н. Е. Быков, А. Я. Фурсов, М. И. Максимов [и др.]. - М.: Недра, 1981. - 525 с.

49. Пермяков, И. Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений [Текст] / И. Г. Пермяков. - М.: Недра, 1975.- 128 с.

50. Проект разработки Северо-Красноборского нефтяного месторождения [Текст]: отчет / Кузилов И. А., Кузилов О. И. - Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2003.- 143 с.

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

52. Кундин, С. А. Экспериментальные данные о фазовых проницаемостях при фильтрации трехкомпонентных смесей [Текст] / С. А. Кундин // Тр. ин-та / ВНИИ. - 1960. - Вып. 28. - С. 96-113.

53. Мирзаджанзаде, А. X. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность [Текст] / А. X. Мирзаджанзаде, М. М. Хасанов, Р. Н. Бахтизин. - Уфа: Изд-во «Гилем», 1999.-464 с.

54. 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.

55. VIP-EXECUT1VE TECHNICAL REFERENCE. - LANDMARK [Text] R2003.0, 2000. -600 с.

56. Азис, X. Математическое моделирование пластовых систем [Текст]: [пер. с англ.] / X. Азис, Э. Сеттари. -М.: Недра, 1982. - 408 с.

57. Малютина, Г. С. Особенности разработки залежей среднего кембрия на примере Ушаковского нефтяного месторождения Калининградской области [Текст] / Г. С. Малютина, И. В. Захаров, Р. М. Юсупов, В. М. Десятков, О. И. Кузилов, И. О. Кузилов // Эффективность разработки нефтяных месторождений и повышение нефтеотдачи пластов. - М.: ОАО «Всеросс. нефтегаз. научн.-исслед. ин-т», 2010. - Вып. 142. - С. 19-28.

58. Телков, А. П. Образование конусов воды при добыче нефти и газа [Текст] / А. П. Телков, Ю. И. Стклянин. -М.: Недра, 1965. -254 с.

59. Крылов, А. П. Проектирование разработки нефтяных месторождений [Текст] / А. П. Крылов, П. М. Белаш, Ю. П. Борисов, А. Н. Бучин. - М.: Гостоптехиздат, 1962. -138 с.

60. Щелкачев, В. И. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме [Текст] / В. И. Щелкачев. -М.: Гостоптехиздат, 1960. -231 с.

61. Хисамутдинов, Н. И. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии [Текст] / Н. И. Хисамутдинов, P. X. 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.

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

63. Руководство по анализу текущего состояния разработки нефтяного месторождения (залежи) по коэффициенту извлечения нефти (при

водонапорном режиме разработки) [Текст]: методическое пособие / ООО НПО «Нефтегазтехнология». - Уфа, 2000. - 37 с.

64. Уолш, М. Первичные методы разработки месторождений углеводородов [Текст] / М. Уолш, JI. Лейк // Серия «Библиотека нефтяного

инжиниринга» ОАО «НК «Роснефть». - М. - Ижевск: Институт компьютерных

j

исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. - 672 с.

65. Кузилов, О. И. Экспресс-оценка коэффициента извлечения нефти при недостатке информации (для месторождений Калининградской области) [Текст] / О. И. Кузилов, И. А. Кузилов, И. О. Кузилов // Технологии разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: ОАО «ВНИИнефть», 2012. - Вып. 146.-С. 39-49.

66. Саттаров, М. М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений [Текст] / М. М. Саттаров, Е. А. Андреев, В. С. Ключарев [и др.]. - М.: Недра, 1969. - 240 с.

67. Борисов, Ю. П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений [Текст] / Ю. П. Борисов, В. В. Воинов, 3. К. Рябинина. - М.: Недра, 1970. - 288 с. *

68. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для вузов [Текст] / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. - М.: Недра, 1982. -311с.

69. Проект разработки Гаевского нефтяного месторождения [Текст]: отчет о НИР / Кузилов И. А., Кузилов О. И. - Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2002.- 163 с.

70. Технологическая схема разработки Ново-Искринского нефтяного месторождения [Текст]: отчет о НИР / Кузилов И. А., Кузилов О. И. -Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2003. - 124 с.

71. Уточненный проект разработки Южно-Олимпийского нефтяного месторождения [Текст]: отчет / Кузилов И. А., Кузилов О. И. - Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2004. - 146 с.

72. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Южно-Олимпийского месторождения [Текст]: отчет / Мухаметшин Р. 3., Кузилов О. И. - Калининград: Научно-производственный центр ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», 2003. - 105 с.

73. Касумов, А. М. Заводнение нефтяного пласта горизонтальной нагнетательной скважиной [Электронный ресурс] / А. М. Касумов // Сб. тр. по науке и технике. - Баку: АзНИПИнефть, 2002. - Режим доступа: http://www.laboratory.ru/articl/geol/ag080r.htm.

74. Кузилов, И. А. О комплексном подходе к освоению морских газовых месторождений [Текст] / И. А. Кузилов, И. Н. Шустеф, Е. Н. Петрова [и др.] //

Проблемы освоения нефтегазовых месторождений континентального шельфа СССР: сб. тр. ин-та / ВНИПИшельф. - 1989. -№ 210/56. - С. 10-13.

75. Булыгин, Д. В. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода [Текст] / Д. В. Булыгин, Н. Я. Медведев, В. Л. Кипоть. - Казань: Изд-во ДАС, 2001. - 191 с.

76. Дополнение к проекту разработки Гаевского нефтяного месторождения [Текст]: отчет о НИР / Кузилов И. А. [и др.] / - Калининград: ООО «НЕФТЕГАЗ МВП», 2006. - 156 с.

77. Кесслер, Ю. А. Основные направления повышения эффективности нефтедобычи на месторождениях Калининградской области [Текст] / Ю. А. Кесслер, В. М. Десятков, О. И. Кузилов // Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин в ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2005 год: матер, совещания 6-7 апреля 2006 г., г. Москва. - М.: ЗАО «Мосиздатинвест», 2006. - С. 84-94.

78. Мищенко, И. Т. Расчеты в добыче нефти [Текст] / И. Т. Мищенко. -М.: Недра, 1989.-247 с.

79. Пыхачев, Г. Б. Подземная гидравлика: учебное пособие [Текст] / Г. Б. Пыхачев, Р. Г. Исаев. - М.: Недра, 1972. - 360 с.

80. Гайсин, Д. К. Методическое руководство по определению активных извлекаемых запасов нефти месторождений (объектов), находящихся в поздней стадии разработки [Текст] / Д. К. Гайсин. - Уфа: БашНИПИнефть, 1987. - 51 с.

81. Галеев, Р. Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья [Текст] / Р. Г. Галеев. - М.: КУБК-а, 1997. - 35 1 с.

82. Зильберман, В. К. О регламентировании репрессий на пласты при бурении скважин [Текст] / В. К. Зильберман, Н. И. Дегтев, М. Л. Ульянов // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 12. - С. 16-20.

83. Бабалян, Г. Н. Физико-химические процессы в добыче нефти [Текст] / Г. Н. Бабалян. - М.: Недра, 1978.

84. Котенев, Ю. А. Повышение эффективности эксплуатации залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти ^ [Текст] / . Ю. А. Котенев, Р. А. Нугайбеков, О. В. Каптелинин. - М.: Недра, 2004. - 236 с.

85. Гавура, В. Е. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей [Текст] / В. Е. Гавура, В. В. Исайчев, А. К. Курбанов,

B. Е. Лапидус, В. Е. Лещенко, Г. Ю. Шовкринский. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. -345 с.

86. Смирнов, С. Н. Совершенствование построения геологических ЗЭ-моделей залежей нефти, осложненных тектоническими разломами [Текст] /

C. Н. Смирнов, А. В. Щеглов, М. А. Кузнецов, А. Ю. Попов // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. - С. 7-10.