Научно-методическое обоснование эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений Западной Сибири на основе детального геолого-технологического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Шпуров Игорь Викторович

• Шпуров Игорь Викторович
• доктор наук
• 2015

Оглавление диссертации доктор наук Шпуров Игорь Викторович

ВВЕДЕНИЕ

1.1 Анализ степени вовлечения в разработку различных геологических комплексов

1.2 Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной

провинции

Выводы по разделу

2 МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ

2.1 Макромоделирование средне-верхнеюрских отложений юга Западной Сибири на основе анализа седиментационной обстановки

2.2 Комплексная макро- и микро-дифференциация юрских отложений на примере Хохряковского месторождения

2.2.1 Литофациальная дифференциация и построение модели пород пласта ЮВ2

2.2.2 Литологическая характеристика и фациальная модель пластов ЮВ1

2.2.3 Структура и соотношение литофаций коллекторов юрских отложений

2.3 Методика обоснования критерия дифференциации юрских коллекторов на основе литолого-петрофизических и геофизических исследований

2.4 Анализ экспериментальных, промысловых и геофизических данных для углубленной дифференциации коллекторов в юрских отложениях

2.4.1 Обоснование граничного значения проницаемости коллекторов при их дифференциации на классы с высоким и низким фильтрационным потенциалом

2.4.2 Экспериментально-промысловая дифференциация коллекторов

2.4.3 Обоснование дифференцированных петрофизических зависимостей для разных классов коллекторов

2.5 Апробация мультиалгоритмической дифференциации коллекторов на примере геолого-технологической модели юрских отложений Хохряковского

месторождения

Выводы по разделу

3 ДИФФЕРЕНЦИАЦИЯ ЮРСКИХ КОЛЛЕКТОРОВ НА КЛАССЫ И ИХ УЧЕТ В ТРЕХМЕРНЫХ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЯХ

3.1 Краткая литологическая характеристика пород пласта Ю4

3.2 Литологическое обоснование дифференциации коллекторов

3.3 Геолого-технологическое 3Б моделирование пласта Ю4 Уватского района

Выводы по разделу

4 ОБОБЩЕНИЕ ПРАКТИКИ И ОБОСНОВАНИЕ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РАЗРАБОТКИ ЮРСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

4.1 Особенности моделирования и разработки продуктивных пластов юрских отложений

4.2 Основные принципы обоснования геолого-технических мероприятий по

совершенствованию разработки

Выводы по разделу

5 РЕЗУЛЬТАТЫ ДИФФЕРЕНЦИРОВАННОЙ РАЗРАБОТКИ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ АДРЕСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КОЛЛЕКТОРА С ПРИНЦИПИАЛЬНО РАЗНЫМИ МЕХАНИЗМАМИ ФИЛЬТРАЦИИ

5.1 Технологии интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов

5.2 Технологии интенсификации добычи нефти для коллекторов с ВФП .... 217 5.2.1 Перфорационные методы интенсификации добычи нефти

5.2.2 Методы обработки призабойной зоны пласта добывающих и нагнетательных скважин различными составами, позволяющими улучшить ФЕС призабойной зоны

5.2.3 Физико-химические методы повышения нефтеотдачи, направленные на выравнивание профилей приемистости и повышения эффективности

вытеснения нефти водой

5.3 Технологии интенсификации добычи нефти для коллекторов с НФП

С депрессией на пласт

Выводы по разделу

6 РЕЗУЛЬТАТЫ ПРАКТИЧЕСКОГО ПРИМЕНЕНИЯ СОЗДАННЫХ МЕТОДИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ЭФФЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

6.1 Программа геологоразведочных работ на территории южных районов Тюменской области

6.2 Разработка и реализация стратегии промышленной добычи нефти с использованием результатов разработанных технологий

6.3 Мониторинг и прогнозирование процесса развития топливно-энергетического комплекса в части добычи углеводородного сырья для целей бюджетного планирования и разработки предложений по инновационному развитию топливно-энергетического комплекса Тюменской области

6.3.1 Расчет вариантов технологических показателей разработки месторождений, включая уровни добычи нефти с учетом всей ресурсной базы Тюменской области (без автономных округов)

6.3.2 Экономическая оценка предлагаемых вариантов разработки месторождений углеводородов Тюменской области (без АО)

Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

СПИСОК ТАБЛИЦ

СПИСОК РИСУНКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Нефтяная промышленность Западной Сибири вступила в новый этап развития. В течении ряда лет добыча нефти в регионе падает. Между тем Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция уже почти пол века была и останется на многие годы главной базой добычи нефти в России. Имеется несколько направлений работы по преодолению сложившейся ситуации. Одно из них - активное вовлечение в разработку залежей нефти в юрских отложениях.

Доля запасов в юрских отложений составляет более 29% от суммарных текущих извлекаемых запасов нефти Западно-Сибирской провинции.

В запасах юрского нефтегазоносного комплекса ведущая роль, в свою очередь, принадлежит запасам залежей в среднеюрских резервуарах (38,2%). На среднеюрские отложения приходится 13,4% от суммарных остаточных извлекаемых запасов провинции. Эти запасы относятся к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ) и в разработку практически не вовлечены. Отбор нефти в них от НИЗ по состоянию на 01.01.2010 г. составляет всего 8,6%. Темп отбора от НИЗ 0,4% в год. Для вовлечения трудноизвлекаемых запасов нефти юрского комплекса в разработку необходимы эффективные технологии их разработки. Создание и адаптация таких технологий к условиям Западной Сибири на настоящем этапе - крайне актуальная научно-техническая проблема.

Степень разработанности темы исследования

Проблемой эффективного освоения месторождений нефти, представленных продуктивными отложениями верхней и средней юры с начала 80-х годов прошлого столетия, занимались известные ученые: Афанасенков А.П., Батурин Ю.Е., Белозеров В.Б., Боксерман А.А., Бриллиант Л.С., Брехунцов А.М., Варламов А.И., Гутман И.С., Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Казаненков В.А., Конторович А.Э., Лисовский Н.Н., Медведев Н.Я., Нестеров И.И., Попов И.П., Ревенко В.М., Салманов Ф.К., Хавкин А.Я., Шпильман А.В. и многие другие. На основе критического анализа известных

результатов исследований установлено, что сложности с эффективной разработкой связаны во многом с неоднозначностью созданных геолого-технологических моделей месторождений, точность которых в свою очередь не позволяет осуществлять адекватное реальным геологическим условиям гидродинамическое моделирование продуктивных пластов. Отсутствие обоснованных геолого-технологических моделей, как правило, приводит к ошибкам как при проектировании мероприятий по извлечению запасов нефти, так и при прогнозе показателей разработки месторождений.

Очевидно, что подобное состояние дел требует дифференцированного воздействия эффективных технологий на разнопродуктивные интервалы разреза, выделенные на основе детальных геолого-технологических моделей залежей нефти, адекватно отображающих реальное геологическое строение продуктивных пластов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научно-методическое обоснование эффективной разработки трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений Западной Сибири на основе детального геолого-технологического моделирования»

Цель работы

Научно-методическое обоснование повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов залежей нефти в юрских отложениях Западной Сибири путем создания новых технологий адресного воздействия на разнопродуктивные запасы, область применения которых должна быть определена в результате геолого-технологического моделирования и детальной дифференциации пород-коллекторов на классы.

Основные задачи исследования

1. Дифференциация пород-коллекторов юрских отложений на классы на основании детальных данных по макро- и микронеоднородности продуктивных пластов, а также лабораторных и промысловых исследований механизма фильтрации нефти в породах различных классов.

2. Создание методики и алгоритмов идентификации различных классов пород по результатам геофизических исследований скважин.

3. Обоснование критериев и параметров дифференциации классов пород при геологическом и гидродинамическом моделировании.

4. Обоснование критериев выбора геолого- технологических мероприятий, позволяющих эффективно разрабатывать выделенные классы пород.

5. Разработка и классифицирование технологий, способствующих дифференцированной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти юрских отложений Западной Сибири.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются трудноизвлекаемые запасы нефти юрских отложений месторождений Западной Сибири, а предметом -методология детального геолого-технологического моделирования и системы разработки трудноизвлекаемых запасов.

Научная новизна выполненной работы

1. На основе экспериментальных исследований обосновано разделение пород-коллекторов юрских отложений на классы пород, принципиально различающиеся между собой фильтрационно-емкостными свойствами и физико-динамическими характеристиками.

2. Создана методическая основа, позволяющая обеспечить построение достоверных геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов юрских отложений, дифференцированных по классам пород- коллекторов с помощью петрофизических мультиалгоритмов.

3. Обоснован критерий дифференциации продуктивных пластов на классы пород, различающиеся механизмом фильтрации нефти.

4. Впервые предложено дифференцировать применение технологий ограничения и изоляции водопритоков в скважинах, выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин, обработки призабойных зон и других технологий, обеспечивающих эффективную разработку продуктивных пластов в зависимости от класса пород- коллекторов юрских отложений.

5. Лабораторными исследованиями обоснованы области применения лигниносодержащих составов для ограничения водопритоков и повышения

нефтеотдачи пластов, представленных коллектором с повышенным (высоким) фильтрационным потенциалом (ВФП).

6. Обосновано применение различных технологий перфорирования скважин в породах-коллекторах с низким фильтрационным потенциалом (НФП), обеспечивающих эффективное проведение гидроразрыва пласта (ГРП).

Теоретическая значимость работы

1. Доказаны методики разделения продуктивных пластов на классы в зависимости от проницаемости пород, вносящие вклад в расширение представлений о фильтрации нефти в коллекторах с различной проницаемостью.

2. Изложены идеи дифференцированного применения технологий воздействия на прискважинные зоны пластов в зависимости от класса пород-коллекторов юрских отложений.

3. Изучены причинно-следственные связи содержания каолинита с фильтрационно-емкостными свойствами коллекторов, а с учетом дополнительных экспериментальных исследований и промысловых данных, обоснованы три группы коллекторов по содержанию каолинита. I группа -более 70-75%, II группа - от 40-45 до 70-75%, III группа - менее 40-45%.

4. Проведена модернизация методов геологического моделирования с применением петрофизических мультиалгоритмов, что обеспечивает построение достоверных геолого-гидродинамических моделей продуктивных пластов для юрских и нижнемеловых отложений коллекторов ЗападноСибирской НГП.

Практическая значимость работы

1. Создано методическое обоснование рациональной разработки юрских отложений Западной Сибири. Разработана методика выделения блоков с высокими и низкими фильтрационными свойствами и определения эффективных геолого-технологических мероприятий, обеспечивающих рациональную выработку запасов нефти юрских отложений Западной Сибири (Пат. 2513895 РФ, С1 Е21В49/00. Способ разработки нефтяных

залежей/Шпуров И.В., Хабаров В.В., Хабаров А.В., Тимчук А.С. -№2012154608103; Заявлено 14.12.2012; Опубл. 20.04.2014, Бюл. №11).

2. Принципы дифференциации (критериального выбора) геолого-технологических мероприятий применены при составлении 15 проектов разработки месторождений: Новомолодежного, Пермяковского, Хохряковского, Ершового, Колик-Еганского, Урненского, Усть-Тегусского, Северо-Немчиновского, Северо-Тамаргинского, Петьегского, Немчиновского, Протозановского, Тямкинского, Радонежского, Тальцийского.

3. Разработаны, экспериментально обоснованы и внедрены в производство композиции реагентов, предназначенные для ликвидации заколонных перетоков, изоляции водопритока к нефтяным скважинам, повышения производительности добывающих скважин, выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и т.д. По ним получено 14 патентов РФ.

4. В результате внедрения основных положений диссертационной работы по месторождениям предприятий ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» дополнительно добыто более 2 млн. т нефти. Обосновано создание Уватского нефтедобывающего района, добыча нефти, по которому в 2014 г. превысила 10 млн.т. Обосновано формирование нового перспективного Тобольского нефтедобывающего района на юге Тюменской области с проектной мощностью 7 млн. т нефти в год.

Методология и методы исследования

Методологическую и методическую основу работы составляют теоретическое обобщение и экспертный анализ известных результатов исследований и промысловых данных; анализ литолого-петрофизических характеристик продуктивных пластов, геолого-промысловый анализ, постановка и проведение экспериментальных исследований по разработке и адаптации оптимальных геолого-технических мероприятий по разработке низкопроницаемых залежей нефти, аналитическое обоснование условий и

параметров воздействия на низкопроницаемые пласты с использованием геолого-технологических моделей.

Положения, выносимые на защиту

1 Методика и критерии дифференциации классов пород по потенциальной продуктивности на коллекторы с высоким и низким фильтрационным потенциалом.

2 Принципы выделения различных классов пород юрских отложений по результатам геофизических исследований скважин.

3 Методика создания трехмерных геолого-технологических моделей, позволяющая повысить эффективность работ по поиску, разведке и освоению запасов, приуроченных к верхне-среднеюрским отложениям Западной Сибири.

4 Принципы дифференциации геолого-технологических мероприятий по совершенствованию разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в юрских отложениях.

5 Результаты практического применения технологий, обеспечивающих оптимальную разработку низкопроницаемых продуктивных пластов, приуроченных к верхнеюрским резервуарам.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно пункту 3 - «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования» и пункту 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».

Степень достоверности результатов работы

В работе использованы современные методики сбора и обработки исходной информации результатов исследования керна юрских отложений, применения методов воздействия на прискважинную зону пластов. Авторские результаты согласуются с опубликованными экспериментальными данными по теме диссертации. Достоверность полученных результатов предопределяется адекватностью используемых моделей геологических объектов разработки реальному строению юрских резервуаров. Она подтверждена сходимостью теоретических и экспериментальных данных, подтвержденной методами математической статистики.

Апробация результатов исследований

Основные положения докладывались и обсуждались: на конференции «Ресурсосбережение в топливно-энергетическом комплексе России» (г. Тюмень, 1999 г.); на Всероссийской научн.-техн. конф. «Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (г. Тюмень, 2000, 2001, 2004 гг.); на VI междунар. научн.-практич. конф. «Нефть и газ» (г. Ивано-Франковск, 2000г.); на IV конф. промышленников Тюменской области «Промышленность Тюменской области - итоги, тенденции, перспективы развития» (г. Тюмень, 2005 г.); на VIII, X научн.-практич. конф. «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 2005, 2007 гг.); на научн.-практич. конф. «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области» (г. Тюмень, 2005-2009 гг.); на научн.-практич. конф., посвященной 100-летию промысловой геофизики «Геофизические исследования скважин» (г. Москва, 2006 г.); на междунар. научн. симп. «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи» (г. Москва, 18-19 сентября 2007 г.); на IV междунар. конф. В!8С0М-2009» (28-30 апреля 2009 г.); на II Всероссийской научн. конф. с

участием иностранных ученых «Фундамент, структуры обрамления ЗападноСибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности» (г. Тюмень, 2010 г.); на II междунар. форуме «Нефтегазовый сервис. Западная Сибирь» (г. Тюмень 2011 г.); на Всероссийской научн.-техн. конф. «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (г. Санкт-Петербург, 2012 г.) и др.

Публикации. Результаты выполненных исследований отражены в 57 печатных работах, в том числе 15 работ в изданиях, рекомендованных ВАК РФ, 3 монографиях, 17 авторских свидетельствах и патентах.

Диссертационная работа автора является научным обобщением результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований и разработок в области принципов выделения различных классов коллекторов, создания трехмерных геолого-технологических моделей, обеспечивающих повышение эффективности разработки средне-верхнеюрских отложений Западной Сибири, подбора и внедрения технологий, обеспечивающих оптимальную разработку низкопроницаемых продуктивных пластов, приуроченных к верхнеюрским отложениям, разработки и классифицирования технологий, способствующих дифференцированной разработке трудноизвлекаемых запасов нефти.

1 ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ПРИУРОЧЕННЫХ К НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМ ЮРСКИМ ОТЛОЖЕНИЯМ

В настоящее время извлекаемые запасы по юрским отложениям составляют 29% от всего объема запасов Западной Сибири (рис. 1.1, 1.2, табл.1.1). При этом выработка даже по васюганской свите в юрских отложениях наиболее вовлеченных в разработку, составляет всего лишь 28,8%. Среднеюрские залежи, в которых содержатся максимальные запасы нефти юрского комплекса, выработаны всего лишь на 8,6%. Это обусловлено в первую очередь низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород-коллекторов, слагающих данные отложения, и высокой расчлененностью.

Рисунок 1.1 - Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Западной Сибири по нефтегазоносным комплексам [190]

Рисунок 1.2 - Структура запасов юрского нефтегазоносного комплекса

Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции [190] Так, более 55% остаточных извлекаемых запасов приходится на долю пластов с проницаемостью менее 0,03 мкм .

Таблица 1.1 - Основные показатели вовлечения в разработку юрских отложений Западной Сибири

Нефтегазоносный комплекс Текущие извлекаемые запасы нефти комплекса от суммарных ТИЗ в целом по Западной-Сибири, % Выработка запасов, % Кратность запасов, лет Темп отбора, %

Верхнеюр ский (васюганская свита) 11,1 28,6 42,1 2,4

Среднеюрский (тюменская свита) 13,4 8,6 239,2 0,4

Нижнеюрский 1,5 28,2 128,6 0,8

Анализ литературных данных [32, 56, 57, 127, 180] о геологическом строении и нефтеносности юрского комплекса в центральных и юго-западных

районах Западной Сибири позволяет констатировать, что под влиянием более продуктивного мелового комплекса изученность юрских отложений отставала по времени и интенсивности и, по-существу, в серьезных масштабах проводится только в последние 10-15 лет. Из опыта этих работ следует, что по условиям ограничения залежей в юрском комплексе можно выделить разные подкомплексы. Залежи верхнеюрских отложений в значительной степени контролируются структурными факторами. Залежи среднеюрские в группе пластов Ю2-Ю3 плохо связаны со структурными условиями и в большей степени ограничиваются литологическими экранами. Залежи в нижней части тюменской свиты Ю4-Ю6 и далее характеризуются и структурными и литологическими границами.

1.1 Анализ степени вовлечения в разработку различных геологических комплексов

Анализ данных о степени вовлечения в разработку различных геологических комплексов в зависимости от показателя гидропроводности по Западной Сибири показал, что наиболее полно разрабатываются запасы нефти меловых и верхнеюрских залежей, в то время как запасы средней и нижней юры практически не разрабатываются. Так, при изменении значений гидропроводности в интервале от 0,1 до 1 мкм *м/(мПа*с) вовлечение в разработку запасов нефти мелового комплекса составило 56,3%, верхнеюрского - 86,7%, среднеюрского - 25,2% (рис. 1.3). Необходимо отметить, что при других значениях гидропроводности, например менее 0,1 мкм2*м/(мПа*с) и более 1 мкм2*м/(мПа*с) запасы среднеюрских отложений не разрабатываются [179].

Сделанные заключения подтверждаются показателями отбора от начальных извлекаемых запасов по этим же самым геологическим комплексам в зависимости от гидропроводности. Если рассмотреть единственный интервал значений гидропроводности, при котором запасы средней юры вовлечены в разработку с позиции отбора от НИЗ, то мы увидим, что степень выработанности запасов меловых отложений составляет 29,6%. По верхней юре

этот показатель равен 35,3%, тогда как отбор от начальных извлекаемых запасов среднеюрского нефтегазоносного комплекса даже не превышает 1% (рис.1.4).

Рисунок 1.3 - Отбор от НИЗ запасов нефти по геологическим комплексам

в зависимости от гидропроводности [190] Данные касательно нижнеюрских отложений не приводятся на графиках, так как 53,4% запасов нефти этого комплекса числятся в разработке в интервале значений гидропроводности 0,01-0,1 мкм *м/(мПа*с), при этом отбор от начальных извлекаемых запасов составляет всего 0,1%. Необходимо отметить, что меловые отложения в интервале гидропроводности менее 0,01 мкм *м/(мПа*с) представлены в основном отложениями ачимовки и рябчика, в результате чего отмечается низкое значение отбора от начальных извлекаемых запасов.

Из приведенных результатов анализа можно сделать вывод, что верхнеюрские запасы по степени освоения стоят ближе к нижнемеловым, тогда как залежи нефти в среднеюрских отложениях занимают особое положение, требующее новых технологических подходов.

Мел • Верхии я ш ра (ю ¡1 ск> I и > I ска ч с вита > Средняя юра (тюменская сон га)

Рисунок 1.4 - Распределение степени выработанности запасов по геологическим комплексам в зависимости от гидропроводности [190] Анализируя состояние в целом по Западной Сибири, следует отметить, что степень выработанности начальных извлекаемых запасов нефти по среднеюрским залежам можно характеризовать как неблагоприятную. [49, 104, 122, 131, 160]. Многие компании недропользователей практически не занимаются освоением таких запасов нефти. Отбор от НИЗ только у компаний Лукойл и Роснефть превышает 10%. Обеспеченность запасами (кратность) достигает астрономических цифр от 1778 лет и 521 года у компаний Газпром и НОВАТЭК соответственно и до 30-70 лет у остальных крупных компаний (табл. 1.2).

Так, например, остаточные извлекаемые запасы тюменской свиты, числившиеся на балансе компании ТНК-ВР до ее присоединения к Роснефти, составляли 552 млн. т, на балансе компании Роснефть - 161 млн. т, на балансе компании Газпром - 116 млн. т, при этом отбор от начальных извлекаемых запасов по данным отложениям перечисленных выше компаний не превышает 2%. В нераспределенном фонде недр на государственном балансе числится 435 млн.т остаточных извлекаемых запасов нефти среднеюрских отложений на 85 месторождениях.

Таблица 1.2 - Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Степень выработанности запасов нефти среднеюрских отложений

Нефтегазодобывающая компания Выработка запасов всего,% Отложения средней юры Обеспеченность запасами нефти, лет

НИЗ, млн. т ТИЗ, млн. т Отбор от НИЗ, %

Газпром 1 116 116 0 1728

НОВАТЭК 2 3 3 0 521

ТНК-ВР* 49 559 552 1 70

Роснефть 34 165 161 2 49

РуссНефть 21 13 12 13 46

Газпромнефть 40 48 48 1 37

Лукойл 47 456 259 43 34

Славнефть 54 14 14 0 32

Сургутнефтегаз 52 325 312 4 26

* - до присоединения к компании Роснефть

По данным СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз» [15], ни один из современных методов воздействия на пласт, включая методы повышения нефтеотдачи, горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта (ГРП), не дает эффекта, необходимого для экономически обоснованной разработки среднеюрских пластов. В среднем эффективность составляет 2,8 тыс. т/скв. Немного более эффективно горизонтальное бурение и ГРП, однако и при этих технологиях относительная эффективность недостаточно высока.

1.2 Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Качество коллекторов и продуктивность скважин являются доминирующими факторами освоения запасов, но есть еще и сопутствующие условия, которые могут влиять на этот процесс. С целью оценки влияния некоторых из них, был проведен дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах ЗападноСибирской НГП [196].

Все месторождения, на балансе которых числятся запасы юрских отложений были разделены на четыре группы:

1. Месторождения, в которых доля извлекаемых запасов верхнеюрского нефтегазового комплекса (НГК) составляет 100%.

2. Месторождения, в которых доля извлекаемых запасов нижне-среднеюрского НГК составляет 100%.

3. Месторождения, в структуре извлекаемых запасов которых присутствуют как верхнеюрские, так и нижне-среднеюрские отложения.

4. Месторождения, в структуре извлекаемых запасов которых присутствуют верхнеюрские, нижне-среднеюрские и меловые отложения.

Первая группа - месторождения, в которых доля извлекаемых запасов верхнеюрского НГК составляет 100%.

К данной группе относятся 154 месторождения, из них 94 на сегодняшний день не разрабатываются. На рисунке 1.5 представлено распределение подгруппы неразрабатываемых месторождений в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода, которое выбрано как обобщенная и корректно определяемая характеристика инфраструктуры.

и

СО <

к

N°

с ■ ГП

К

I

н о

л о »с

н

О

10

9 8 7 6 5 4

3

2 1 0

"Л

•

в

« •

•

•

• • «••• * • •

0

50

100

150

200

250

300

Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода, км

J

Рисунок 1.5 - Распределение неразрабатываемых месторождений с запасами верхнеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода [196]

Однако инфраструктурный фактор не всегда играет ключевую роль в вопросе вовлечения верхнеюрских отложений в процесс разработки, так 25 неразрабатываемых месторождений находятся на расстоянии менее 10 км от ближайшего магистрального нефтепровода. В качестве дополнительного параметра рассмотрим структуру залежи по величине извлекаемых запасов (рис. 1.6).

Как видно из рисунка 1.6, извлекаемые запасы нефти 72 месторождений не превышают 3 млн. т. Тогда как запасы нефти только 21 неразрабатываемого месторождения превышают 3 млн. т., и одного (Колтогорского) месторождения превышают 30 млн. т. По-видимому, данный фактор оказался решающим.

ч о

Е

о

О

Он

о н

о О

о а ь и о

О

50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0

45

¿/

21

1

Очень мелкие

Мелкие

Средние

Крупные

.У

Рисунок 1.6 - Распределение неразрабатываемых месторождений

верхнеюрского нгк по величине запасов [196] Положение с разрабатываемыми месторождениями верхней юры совершенно отличается, связь степени выработанности их запасов с инфраструктурным фактором для этих отложений очевидна (рис. 1.7).

Рисунок 1.7 - Степень выработанности по разрабатываемым месторождениям с запасами верхнеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода [196]

С увеличением расстояния между месторождением и ближайшим магистральным нефтепроводом, уменьшается степень выработанности месторождения (фактор позднего обустройства).

Вторая группа - месторождения, в которых 100% извлекаемых запасов выявлены в нижне- среднеюрских отложениях.

К данной группе относятся 84 месторождения, из них 74 на сегодняшний день не разрабатываются. На рисунке 1.8 представлено распределение неразрабатываемых месторождений в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода.

В данном случае даже относительно благоприятная инфраструктура (20 месторождений находятся на расстоянии от ближайшего магистрального нефтепровода менее 10 км) и не очень плохая структура объектов по величине (рис. 1.9) не способствовали вовлечению месторождений в разработку.

Иными словами, первый фактор - качество коллекторов, оказался в данном случае более решающим.

и

са <

Й и

СП

н с

Си

о

(С н

о

• • • • • —•—

50

100 150

Расстояние до ближайшего трубопроовода, км

200

Рисунок 1.8 - Распределение неразрабатываемых месторождений с запасами нижне- среднеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода [196]

30

27

25

£ 25

в

5 20

о о,

с

(н

о и

ж

с со н о и V К

Е о

15 10 5

о

20

2

Очень мелкие

Мелкие

Средние

Крупные

Рисунок 1.9 - Распределение неразрабатываемых месторождений нижне-среднеюрского нгк по величине запасов [196]

Из рисунка 1.9 видно, что запасы 25 неразрабатываемых месторождений превышают 3 млн. т., и двух месторождений (Гавриковское и Ярудейское) превышают 30 млн. т.

На рисунке 1.10 и в таблице 1.3 приведена степень выработанности по разрабатываемым месторождениям данной группы в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода.

Больший интерес представляет группа из 10 месторождений с запасами в тюменской свите вовлеченных в разработку. По выбранному нами фактору инфраструктуры (рис. 1.10) и его достигнутому уровню отбора от НИЗ (60%, 95,6%) складывается впечатление полного благополучия. Но на самом деле все обстоит иначе.

Основные месторождения этой группы были открыты в 70-ые годы, а введены в разработку в первой половине 80-ых, то есть, во времена плановой экономики. Закладывался новый район нефтедобычи, построение инфраструктуры и разбуривание месторождений производилось одновременно, отсюда и связь между ними.

Рисунок 1.10 - Степень выработанности по разрабатываемым месторождениям с запасами нижне- среднеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего трубопровода [196]

Таблица 1.3 - Разрабатываемые месторождения с запасами средне-нижнеюрского НГК

Месторождение НИЗ, млн. т Расстояние до ближайшего магистрального нефтепровода, км Отбор от НИЗ АВС1 Отбор от НИЗ АВС1+С2 % НИЗ в разработке

Западно-Тугровское 6,3 48 2,8 1,2 80,8

Кислорское 4,0 6 12,8 7,4 85,8

Ловинское+Западно-Ловинское 28,6 0 66,5 59,9 98,3

Новомостовское 2,9 0 2,5 2,3 97,2

Омбинское 33,9 0 11,6 7,9 98,7

Пайтыхское 9,7 2 2,9 1,3 85,5

Песчаное 11,4 14 19,2 15,1 100

Трехозерное 16,0 0 95,6 95,6 89,0

Усть-Тегусское 67,0 1 1,9 1,2 52,3

Яхлинское 24,5 0 1,4 1,1 22,8

Однако, фактор качества коллекторов и на данных «относительно благополучных» объектах имеет место и это можно проследить на конкретных

примерах.

Ловинское и Яхлинское месторождения территориально близки, продуктивные комплексы и качество коллекторов очень сходны. Однако, судя по таблице 1.3 степень вовлечения запасов в разработку разная. На Ловинском месторождении практически все запасы разбурены (98,3% извлекаемых запасов по сумме кат. АВС1+С2 вовлечены в разработку), отбор от НИЗ составил 59,9%. На Яхлинском месторождении вовлечено в разработку только 22,8% запасов и соответственно, крайне низкий отбор от НИЗ - 1,1%.

Причина разных результатов освоения запасов кроется в основном в особенностях строения продуктивных разрезов и отчасти в сроках ввода месторождений в разработку.

Ловинское месторождение расположено в Ханты - Мансийском автономном округе. Месторождение открыто в 1973 г. В промышленную эксплуатацию введено в 1982 г. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях средней юры тюменской свиты (пласты ЮК2-4, ЮК5-6).

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Шпуров Игорь Викторович, 2015 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Ахияров В.Х. Методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности полимиктовых коллекторов при изменяющейся минерализации пластовой воды/ Ахияров В.Х., Ефименко В.И., Пих Н.А., Ручкин А.В.// Геология нефти и газа, 1985. №4, -С. 40-44.

2 Абабков К. В. Особенности проектирования разработки малопродуктивных залежей Восточно-Сургутского месторождения / Абабков К. В., Еникеева Г. М., Нигматуллина Р. Г., Тимашев Э. М., Тужилова Т. В., Пасынков А. Г. // Нефтепромысловое дело, 2005. №6

3 Абатуров С. В. Комплексная технология освоения скважин с использованием глубокопроникающей кумулятивной перфорации и инвертно-эмульсионных растворов / Абатуров С. В., Шпуров И. В., Абатуров В. Г. // Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно -Сибирского нефтегазодобывающего комплекса. Сб. науч. тр. -Тюмень, 2000. -С. 39-41.

4 Александров В. М. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС11 Фаинского месторождения в зонах различного палеофациального генезиса / Александров В. М., Мазаев В. В., Пасынков А. Г. // Нефтяное хозяйство, Москва, 2005. №08. -С. 66-70

5 Александров В. М. Эффективность применения углеводородных растворителей при обработке призабойной зоны пласта ЮС11 Фаинского месторождения / Александров В. М., Мазаев В. В. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской области. Сб. науч. тр. - Тюмень, 2005. т. II. -С. 24-37.

6 Александров В. М. Обоснование применения технологии кислотного

воздействия на призабойную зону пластов ЮК2-5 Песчаного месторождения / Александров В. М., Мазаев В. В.// Пути реализации нефтегазового потенциала Югры. Сб. науч. тр. -Ханты-Мансийск, 2007.

7 Аполлов Б. А. Учение о реках / Аполлов Б. А. // -Москва, 1951. -С. 521.

8 Афанасьева А. В. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания/ Афанасьева А. В., Горбунов А. Т., Шустеф Н. Н. // -Москва, Недра, 1975. -С. 215.

9 Бадьянов В. А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии/ Бадьянов В. А. // Тюмень, 2011. -С. 184.

10 Байков В. А. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения/ Байков В.А., Р.Р. Галеев, А.В. Колонских, А.К. Макатров, М.Е. Политов, А.Г. Телин, А.В. Якасов.//, Научно-технический вестник ОАО «НК»Роснефть», 2013 г.

11 Байков В.А. Интерпретация результатов изменения давления/добычи на неустановившихся режимах в сверхнизкопроницаемых коллекторах с учетом нелинейной фильтрации / Байков В. А., Давлетбаев А.Я, Иващенко Д.С. // Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка БРБ по разведке и добычи. -Москва, 2014.

12 Байков В.А. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Лабораторные фильтрационные исследования керна Приобского месторождения / Байков В.А., А.В. Колонских, А.К. Макатров, М.Е. Политов, А.Г. Телин. // Научно-технический вестник ОАО «НК» Роснефть», 2013 г.

13 Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и

газов в природных пластах. М., Недра, 1984. -С. 211.

14 Батурин Ю. Е. Методы разработки сложнопостроенных нефтегазовых залежей и низкопроницаемых коллекторов / Батурин Ю. Е., Медведев Н. Я., Сонич В. П., Юрьев А. Н.// Нефтяное хозяйство, 2002. № 6. -С. 104-109.

15 Батурин Ю. Е. Методические основы разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на разных стадиях их эксплуатации / Батурин Ю. Е. // Состояние и дальнейшее развитие основных принципов разработки нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. -Москва, 2013. -С. 164.

16 Бетехтин А. Г. Курс минералогии / Бетехтин А. Г. // Государственное издательство геологической литературы, Москва, 1951. -С. 542.

17 Бондаренко И.Ф., Физика движения подземных вод, Гидрометеоиздат, Л. 1973

18 Борисов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Борисов Ю. П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. // - Москва, Недра, 1964. -С. 154.

19 Ботвинкина Л. Н. Слоистость осадочных пород / Ботвинкина Л. Н. // -1962. -Том 59. -С. 541.

20 Брехунцов А. М. Методология и опыт выделения главных нефтегазоносных объектов на севере Западной Сибири на современном этапе освоения месторождений нефти и газа / Брехунцов А. М., Бочкарев В. С., Бородкин В. Н., Дещеня Н. П. // Геология и геофизика, 2001. №11-12. -С. 1854-1863.

21 Брехунцов А. М. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин / Брехунцов А. М., Телков А. П., Федорцов В. К. // -Тюмень, ТГУ, 2004. -С. 292.

22 Бриллиант Л.С. Оценка структуры остаточных запасов нефти шеркалинской свиты Талинской площади с учетом фильтрационной

неоднородности коллекторов / Бриллиант Л.С., Кильдышев С.Н., Антипин М.А. //Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений, Екатеринбург, 2003, с.66-79.

23 Бриллиант Л. С. Отчет о НИР: «Геолого-технологическая модель продуктивных пластов АВ5 Самотлорского месторождения» / Бриллиант Л. С., Абдуллин Р. А., Шпуров И. В., Клочков А. А. и др. // Тюмень, СибНИИНП, 1997 г.

24 Бружес Л.Н., Бружес В.Л., Скачек К.Г, Изотов В.Г. Типизация терригенных коллекторов верхнеюрского горизонта Тевлинско-Русскинского месторождения и особенности анизотропии фильтрационно-емкостных свойств //Нефтяное хозяйство, 2011, № 8, -С. 29-31

25 Бурлаков И. А. Некоторые данные о зависимости проницаемости гранулярных и трещиноватых пород от горного давления и температуры / Бурлаков И. А., Фурсова Н. П. // Труды ГрозНИИ, 1964, вып. 17, с. 277—281.

26 Вахрушева И. А. Сравнительная эффективность выработки запасов в площадной и рядной системах разработки на примере Пермяковского месторождения / Вахрушева И. А., Леванов А. Н., Ручкин А. А., Елизаров О. И., Романчев М. А. // Нефтяное хозяйство, Москва, 2010. №07. -С. 92-95.

27 Вендельштейн Б. Ю. Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа / Вендельштейн Б. Ю., Г. М. Золоева, Н. В. Царева и др. // Недра. Москва, 1985. -С. 248.

28 Воронов В.Н. Напряженно-деформационное состояние земной коры Сургутского и Вартовского нефтегазоносных районов / Воронов В.Н., Шпуров И.В., Стариков С. А. // Горные ведомости - Тюмень, 2005. -№6. - С. 52-59.

29 Грачев С.И., Черняев А.В., Шпуров И.В. Совершенствование разработки коллекторов юрских отложений //Известия вузов. Нефть и газ, 2012, № 4, -С. 53-57.

30 Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений -М.: Недра, 1981. - 240 с.

31 Григорьев Б.А. Исследование начальных градиентов давления при фильтрации через низкопроницаемые породы-коллекторы / Григорьев Б.А., Д.М. Орлов, Н.В. Савченко, А.Е. Рыжов // Научно-технический сборник - Вестник нефтегазовой науки, №1(12), 2013.

32 Гурари Ф. Г. Закономерности размещения углеводородных залежей в нижне - среднеюрских отложениях Западной Сибири / Гурари Ф. Г., Еханин А. Е. // Геология и геофизика, 1987. -№10. -С. 19-26.

33 Гуревич А.Е. Практическое руководство по изучению движения подземных вод при поисках полезных ископаемых. - Л.: Недра, 1980 - 216 с.

34 Гутман И.С. Особенности строения залежей нефти в горизонте ЮС1 Грибного месторождения / Гутман И.С., Султаншина Т.Р., Халяпин С.В. //Нефтяное хозяйство, 2014, № 5, с. 60-64

35 Гутман И. С. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Часть 1. Геологические модели/ Гутман И. С., Авербух А. Г., Билибин С. И., Болотник Д. Н., Величкина Н. Ф., Гутман И. С., Денисов С. Б., Дьяконова Т. Ф., Закревский К. Е., Серкова М. Х., Старобинцев А. Е., Черницкий А. В. // - Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 2003. -С. 164.

36 Дахнов В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород / Дахнов В. Н. // Недра. Москва, 1975. -С. 344.

37 Девликамов В.В. Некоторые особенности фильтрации

высокосмолистых нефтей: Докторская диссертация - МИНХиГП, 1968 г.

38 Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Структурно механические свойства нефти некоторых месторождений Башкирии // НХ. - №10.1968 г.

39 Дементьев Л. Ф. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. Учебник для вузов/ Дементьев Л. Ф., Иванова М. М., Чоловский И. П. // - Москва, Недра, 1985. -С. 422.

40 Демушкин Ю. И. Технологическая схема опытной эксплуатации элементов системы заводнения глинистой части пласта АВ. Самотлорского месторождения / Демушкин Ю. И., Ефремов Е. П., Ревенко В. М. и др. //Тюмень, СибНИИНП, 1980. -С. 57.

41 Дмитриевский А. Н. Актуальные проблемы совершенствования технологий разработки месторождений нефти и газа. Новые следствия закона Дарси / Дмитриевский А. Н. // Москва, ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт", 2013. - С 3-4.

42 Дмитриевский А. Н. Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России/ Дмитриевский А. Н., Конторович А. Э.// - Москва, ГЕОС, 2007. -С. 391.

43 Добрынин В.М. Петрофизика (Физика горных пород): Учеб. для вузов. 2-ое изд. перераб. и доп. под редакцией доктора физико-математических наук Д. А. Кожевникова / Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Кожевников Д.А. // - Москва, ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. -С. 368.

44 Дорошенко А. А. Дискретно-непрерывное моделирование нефтяных залежей с целью обоснования геолого-промысловых критериев

эффективного применения методов повышения нефтеотдачи: На примере месторождений Западной Сибири / Дорошенко А. А. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктор геолого-минералогических наук, Тюмень 1999.

45 Дубков И. Б. Анализ факторов, влияющих на эффективность методов ОПЗ пород-коллекторов тюменской свиты юрских отложений / Дубков И. Б., Краснов И. И., Минаков С. В., Ярославцев К. В. // Бурение и нефть, 2008. № 03. -С. 17-19.

46 Ефремов Е. П. Отчет о НИР "Проект пробной эксплуатации пласта ЛВП+2 (глинистая часть) Самотлорского месторождения" / Ефремов Е. П., Гарифуллин Г. Х., Демушкин Ю. П. и др. // Тюмень, СибНИИНП, 1981. -С. 48.

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

48 Золотухин А.Б. Докторская диссертация «Системный подход к проектированию разработки нефтяных месторождений», МИНГ им.И.М. Губкина, 1991.

49 Иванова М.М. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти на примере Талинского месторождения/ Иванова М.М., Григорьева В.А., Лысенко В.Д., Михайлов Н.Н., Пименов Ю.Г., Чарыков В.Ф. //. Изд. ОАО ВНИИОЭНГ, 1996. -С. 72.

50 Ирбэ Н.А. Геологический разрез юрских отложений Красноленинского района и краткая характеристика залежей/Эффективность геофизических исследований при разработке нефтяных и газовых месторождений Тюменской области/ Ирбэ Н.А., Мухер А.Г., Райкова В.Т.// - Тюмень, 1988. -С. 63-71.

51 Каналин В. Г. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология /

Каналин В. Г., Вагин С. Б., Токарев М. А., Ланчаков Г. А. // - Москва, Недра, 1997. -С. 366.

52 Карагодин Ю. Н. Региональная стратиграфия / Карагодин Ю. Н. // Москва, Недра, 1985. -С. 179.

53 Кисляков Ю. П. Влияние градиентов давления на величину параметров пластов на Туймазинском месторождении / Демин Н. В., Русских В. Н. // «Нефтяное хозяйство», 1964, № 2. -С. 24—28.

54 Колпенская Н. Н. Эффективность применения палинологического метода для оценки фациальных условий формирования коллекторов неструктурных ловушек / Колпенская Н. Н., Куликова Н. К., Танинская Н. В., Федорова В. А. // Неструктурные, сложно построенные ловушки - основной резерв прироста углеводородного сырья России - Санкт-Петербург, Недра, 2005. -С. 150-163.

55 Колпенская Н. Н. Палеографические реконструкции условий образования ловушек УВ на основе панилогического метода в юрских отложениях юга Западной Сибири / Колпенская Н. Н., Куликова Н. К., Федорова В. А. // Актуальные проблемы пронозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. Санкт-Петербург, Недра, 2006. -С. 283-291.

56 Колпенская Н. Н. Литолого-палеографические критерии прогноза зон развития неструктурных ловушек УВ в юрских отложениях юга Тюменской области / Танинская Н. В., Хафизов С. Ф., Шиманский В. В. // Санкт-Петербург, Недра, 2006. -С. 170.

57 Конторович А. Э. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири / Конторович А. Э., Сурков В. С., Трофимчук А. А. // Новосибирск, 1994. -С. 201.

58 Конторович А.Э. Геотехнология разработки месторождений нефти и газа / Конторович А.Э., Ермилов О.М., Лапердин А.Н.// Вестник Российской Академии наук, 2013, том.83, №9, -С. 788-799.

59 Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи /Под ред. А.А.Боксермана, авторы Ю.А.Спиридонов, Р.А.Храмов, А.А.Боксерман, В.И.Грайфер, Н.К.Байбаков, А.Я.Хавкин идр.//Госдума РФ, 2006, -С. 144.

60 Коротенко В. А. Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующих слоистый коллектор / Коротенко В. А. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидат технических наук, Тюмень 2007.

61 Котов А. И. Водоупорные свойства глинистых грунтов и природа начальных градиентов фильтрации / Котов А. И., Нерпин С. В. // «Изв. АН СССР», ОТН, Механика и машиностроение, 1958, № 9.

62 Курамшин Р. М. Пути повышения эффективности разработки нефтяных месторождений при применении ГРП / Курамшин Р. М. // Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Сб. науч. тр. - Москва, 1999. -С. 159-172.

63 Кусаков М. М. Поверхностные явления в процессах фильтрации / Кусаков М. М., Ребиндер П. А., 3инченко К. Е // «ДАН СССР», 1940, вып. XXVIII, № 5, -С. 432—236.

64 Лазеев А. Н. Применение технологии ГРП для повышения коэффициента нефтеизвлечения пластов Шеркалинской свиты Талинской площади / Лазеев А. Н., Барташевич А. Ю., Бриллиант Л. С., Вязовая М. А., Степанов А. А., Довбенко И. В. // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Сб. науч. тр. - Тюмень, 2007. -С. 205-212.

65 Ланин И. А. Оценка эффективности физико-химических методов обработки призабойной зоны пластов, применяемых на месторождениях ТПП УРАЙНЕФТЕГАЗ / Ланин И. А., Коротченко А. Н., Зозуля Г. П. // Нефтепромысловое дело, 2010. №5.

66 Лидер М. Р. Седиментология. Процессы и продукты / Лидер М. Р. // -Москва, 1986. -С. 439.

67 Липчинский К. Н. Результаты лабораторных испытаний перспективных технологий физико-химических методов интенсификации добычи нефти на моделях пластов различного возраста / Липчинский К. Н., Андреев О. В.// VII конференция молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа-Югры, Новосибирск 2007.

68 Мазаев В.В. Применение кислотных составов с добавлением взаимного растворителя при обработках ПЗП низкопроницаемых юрских отложений месторождений Нижневартовского района. / Мазаев В.В., Рамазанов Д.Ш., Абатуров С.В., Шпуров И.В., Стариков С. А., Матвеев К.Л. // Известия вузов. Нефть и газ, 2002. - №3. - С. 4246.

69 Мазаев В. В. Перспективы применения дисперсных и осадкообразующих составов потокоотклоняющего действия при извлечении нефти из коллекторов юрских отложений Западной Сибири / Мазаев В. В., Андрианов В. В., Александров В. М., Асмандияров Р. Н. // Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала ХМАО-Югры. Сб. науч. тр.- Ханты-Мансийск, 2009. -С.72-81.

70 Макаров А.В. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук «Разработка и исследование системного подхода для выбора оптимальной технологии вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти». Тюмень, 2002.

71 Максимов М. И. Геологические основы разработки месторождений нефти и газа / Максимов М. И. // - Москва, Недра, 1975. -С. 536.

72 Медведев Н.Я. Юрские отложения западной части Среднего Приобья как объект для наращивания промышленных запасов нефти / Медведев Н.Я., Кос И.М., Никонов В.Ф., Ревнивых В.А. //Нефтяное хозяйство, 2002, № 8, -С. 48-50

73 Медведев Н. Я. Геотехнологические основы разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Медведев Н. Я. // -Москва, НЕДРА, 1997. -С. 234.

74 Медведский Р. И. Особенности разработки низкопроницаемых коллекторов при совместном применении ГРП и заводнения (на примере горизонта ЮВ1) / Медведский Р. И., Леванов А. Н. // Нефтепромысловое дело, Москва, 2010. №04. -С. 32-38.

75 Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. М.: Недра, 1996. -С. 339.

76 Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа / Муромцев В. С. // Недра. -Москва, 1984. -С. 156.

77 Муромцев В. С. Электрометрические модели фаций и палеогеографические реконструкции условий формирования отложений шельфов древних морей Широтного Приобья Западной Сибири // Основные проблемы нефтегазоносности Западной Сибири, 1984. -С. 106-121, 202.

78 Мясникова Г. П. Условия формирования продуктивного пласта Ю1 в связи с поисками залежей неантиклинального типа / Мясникова Г. П. // Сб. науч. тр.: Тюмень, 1980. Вып. 156.

79 Наймушин Д. Г. Выбор вариантов разработки пластов с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов на примере Майского месторождения / Наймушин Д. Г., Попов А. А. // Геология нефти и газа, 2010.

80 Нерпин С.В. Физика почвы / Нерпин С.В., Чудновский А.Ф.// -Москва, 1967. -С. 581.

81 Нестеров И. И. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири / Нестеров И. И., Салманов Ф. К., Шпильман К. А. // Москва. Недра, 1971. -С. 463

82 Отчет «На оказание услуг по мониторингу и прогнозированию процесса развития топливно-энергетического комплекса в части добычи углеводородного сырья для целей бюджетного планирования и разработки предложений по инновационному развитию топликно-энергетического комплекса Тюменской области, Тюмень, 2012

83 Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород / Павлова Н.Н.// Москва, Недра, 1975.

84 Патент РФ №2276255. Способ виброобработки пластов в нагнетательных скважинах/ Савиных Ю.И., Ягафаров А.К., Утешева А.Х., Клепалова Л.А.Опубл.10.05.2006.

85 Пат. 2188312 РФ, С2 Е21В43/22. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Шпуров И.В., Мазаев В.В., Тастыгораев А.М., Абатуров С.В. - № 2000109408/03; Заявлено 14.04.2000; Опубл. 27.08.2002, Бюл. №24.

86 Пат. 2142043 РФ, С2 Е21В43/22. Состав для изоляции водопритока в скважину / Абатуров С.В., Старкова Н.Р., Шпуров. И. В., Рамазанов Д.Ш., Чернавских С.Ф. -№ 2000109408/03; Заявлено 14.04.2000; Опубл. 27.08.2002, Бюл. №24.

87 Пат. 2109939 РФ, С1 Е21В43/32. Состав для ограничения притока пластовых вод / Мазаев В.В., Гусев С.В., Коваль Я.Г., Шпуров И. В., Абатуров С.В., Ручкин А.А. и др. всего 6 чел. -№ 97111687/03 Заявлено 10.07.1997; Опубл. 27.06.1998, Бюл. №7.

88 Пат. 2472184 РФ, С1 00^5/04. Способ выделения высокорадиоактивных пород-коллекторов / Шпуров И.В., Хабаров

B.В., Хабаров А.В., Тимчук А.С. - № 2011137583/28; Заявлено 12.09.2011, Опубл. 10.01.2013, Бюл. №1.

89 Пат. 2419111 РФ, С2 00^11/00. Способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов / Хабаров В.В., Хабаров А.В., Шпуров И.В., Тимчук А.С. - № 2009125899/28; Заявлено 03.07.2009, Опубл. 20.05.2011, Бюл. № 14.

90 Пат. 2114288 РФ, С1 Е21В43/22. Способ увеличения охвата неоднородных пластов заводнением / Старкова Н.Р., Абатуров С.В., Шпуров И. В. Рамазанов Д.Ш. -№ 97111687/03 Заявлено 10.07.1997; Опубл. 27.06.1998, Бюл. №7.

91 Пат. 2109132 РФ, С1 Е21В43/22. Способ увеличения нефтеотдачи пластов / Мазаев В.В., Гусев С.В., Коваль Я.Г., Шпуров И. В., Абатуров С.В., Ручкин А.А., и др. всего 6 чел. -№ 96113692/03; Заявлено 27.06.1996; Опубл. 20.04.1998, Бюл.

92 Пат. 2213216 РФ, С1 Е21В43/27. Состав для обработки призабойной зоны пласта / Мазаев В.В., Рамазанов Д.Ш., Шпуров И.В., Абатуров

C.В. - № 2002100605/03; Заявлено 03.01.2002, Опубл. 27.09.2003, Бюл. №27.

93 Пат. 2138627 РФ, С1 Е21В43/22. Способ извлечения остаточной нефти / Абатуров С.В., Гордеев А.О., Рамазанов Д.Ш., Старкова Н.Р., Шпуров И. В. -№ 98108258/03; Заявлено 28.04.1998; Опубл. 27.09.1999, Бюл. № 7.

94 Пат. 2179238 РФ, С2 Е21В43/22. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений заводнением / Шпуров И.В., Мазаев В.В., Абатуров С.В. - № 2000109421/03; Заявлено 14.04.2000; Опубл. 10.02.2002, Бюл. №4.

95 Пат. 2209956 РФ, С2 Е21В43/22. Реагент для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов / Старикова Н.Р., Рамазанов Д.Ш., Шпуров И.В., Абатуров С.В., Апасов Т.К. - № 2001130667/03; Заявлено

12.11.2001, Опубл. 10.08.2003, Бюл. № 22.

96 Пат. 2071555 РФ, С1 Е21В43/22. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений / Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Шпуров И. В. Ручкин А.А., Абатуров С.В., Галеев Ф.Х., и др. всего 10 чел. - № 94037502/03 Заявлено 06.10.1994; Опубл. 10.01.1997, Бюл. №1.

97 Пат. 2199647 РФ, С2 Е21В33/138. Состав для изоляции притока пластовых вод в нефтяных скважинах / Шпуров И.В., Мазаев В.В., Абатуров С.В. - № 2001100192/03; Заявлено 03.01.2001; Опубл. 27.02.2003, Бюл. №6.

98 Пат. 2114991 РФ С1 Е21В43/32. Способ изоляции притока пластовых вод / Мазаев В.В., Гусев С.В., Коваль Я.Г., Шпуров И. В., Абатуров С.В., Ручкин А.А. -№ 96122722/03; Заявлено27.11.1996; Опубл. 10.07.1998, Бюл. № 7.

99 Пат. 2100399 РФ С1 С09К7/02. Инвертно-эмульсионный раствор для гидропескоструйной перфорации скважин / Рамазанов Д.Ш., Шпуров И. В., Ручкин А.А., Абатуров С.В. - № 96101856/03 Заявлено 31.01.1996; Опубл. 27.12.1997, Бюл. № 12.

100 Пат. 2513895 РФ, С1 Е21В49/00. Способ разработки нефтяных залежей / Шпуров И.В., Хабаров В. В., Хабаров А. В., Тимчук А. С. -№ 2012154608/03; Заявлено 14.12.2012; Опубл. 20.04.2014, Бюл. №11

101 Петерсилье В.И. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом / Петерсилье В. И., Пороскуна В. И., Яценко Г. Г. // - Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003. -С. 261.

102 Петраков А.М. Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук «Научно методические основы применения технологий адресного воздействия для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти (на примере

месторождений Западной Сибири)». Москва, 2010.

103 Полукеев С.М. Стабилизация добычи нефти в Югре за счет трудноизвлекаемых запасов- миф или реальность? / Полукеев С.М., Шпильман А.В., Кузьмин Ю.А., Коркунов В.В., Новиков М.В., Кузьменков С.Г. //Недропользование XXI век, 2013, № 10, -С.12-19

104 Попов И.П. Обоснование фильтрационно-емкостных модели юрских залежей и формирования трудноизвлекаемых запасов (на примере месторождений Западной Сибири) / Попов И.П., Попов А.И., Лесной А.Н. //Известия вузов, Нефть и газ, 2010, № 10, -С. 24-28.

105 Попов И. П. Обоснование фильтрационно-емкостной модели юрских залежей и формирования трудноизвлекаемых запасов (на примере месторождений Западной Сибири) / Попов И. П., Попов А. И., Лесной А. Н.// Известия Вузов, Нефть и газ, Тюмень, 2010. №2. -С. 24-28.

106 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтяной секции от 27.12.2011 г. №1388. «Дополнение к проекту разработки Новомолодежного нефтяного месторождения».

107 Дополнение к проекту разработки Новомолодежного нефтяного месторождения (Ханты-Мансийский автономный округ). Договор № ТНВ-0510/11 от 22.03.2011 г.

108 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтяной секции от 11.10.2011 г. №1348 «Технологическая схема разработки залежей ЮВ1.1 и ЮВ1.2 Пермяковского месторождения ОАО АНК "Башнефть"».

109 Протокол заседания нефтяной секции г. Москва от 25.11.2010 №4937 «Дополнение к проекту разработки Хохряковского месторождения в границах Хохряковского и Малосикторского лицензионных участков».

110 Протокол заседания Московской нефтяной секции от 21.12.2011 г. №5276 «Технологическая схема разработки Усть-Тегусского нефтяного месторождения».

111 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтяной секции от 19 ноября 2010 г. №23-10 «Технологическая схема разработки Урненского месторождения».

112 Протокол заседания нефтегазовой секции от 14 октября 2010 г. №2110 «Проект пробной эксплуатации Северо-Немчиновского нефтяного месторождения».

113 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтяной секции от 14 декабря 2011 г. №52-11 «Проект пробной эксплуатации Северо-Тамаргинского нефтяного месторождения».

114 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции от 14 октября 2010 г. №19-10 «Проект пробной эксплуатации Петьегского нефтяного месторождения».

115 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции от 14 октября 2010 г. №22-10 «Проект пробной эксплуатации Немчиновского нефтяного месторождения».

116 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции от декабря 2011 г. «Технологическая схема опытно-промышленных работ Протозановского нефтягого месторождения».

117 Протокол заседания ЦКР Роснедра от 17.12.2010 № 4978 «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Тямкинского месторождения».

118 Протокол заседания ЗС ТО ЦКР РОСНЕДР по УВС от 24 декабря 2010 г. №26-10 «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Радонежского нефтяного месторождения».

119 Протокол заседания Западно-Сибирской нефтегазовой секции ЦКР Роснедр по УВС от 27.08.2013 г. №15-13 «Проект пробной эксплуатации Тальцийского нефтяного месторождения».

120 Пуртова И. П. Моделирование сложнопостроенных залежей на примере Юрских отложений месторождений Нижневартовского района / Пуртова И. П., Янкова Н. В., Кадочникова Л. М., Васильев В. И., Сытник Н. В. // Интервал, 2006. -№7. -С. 38-42.

121 Пуртова И.П. Анализ эффективности систем разработки юрских залежей / Пуртова И.П., Тимчук А.С., Шпуров И.В. // Нефтегазовая вертикаль, 2010. - С. 61-64.

122 Разяпов Р.К. Геолого-промысловые методы дифференциации запасов нефти в низкопроницаемых залежах, // Сборник научных трудов ВНИИнефть, вып. 139, М., 2008, -С.103-108

123 Разяпов Р. К. Анализ продуктивности пластов Ю2-5 среднеюрского нефтегазоносного комплекса Юга Тюменской области/ Разяпов Р. К., Дорошенко А. А., Каналин В. Г.// Проблемы разработки нефтяных месторождений. Сб. науч. тр. - Москва, 2008. -С. 139.

124 Рассохин С.Г., Физическое моделирование процессов повышения углеводородоотдачи пластов месторождений природных газов, Автореферат дисс. на соискание ученой степени д. т. н. ООО «Газпром ВНИИГАЗ» М., 2009

125 Ревенко В. М. Методика организации постоянно действующей модели разработки Самотлорского месторождения. / Ревенко В. М. // "Проблемы геологии и разработки Самотлорского месторождения" сб. науч. тр. -Тюмень, 1983. -С. 58-79.

126 Ревенко В. М. Исследование влияния прерывистости пласта на коэффициент охвата процесса вытеснения / Ревенко В. М., Бадьянов В.А., Юрьев А.Н., Закомалдина Н.М. // «Проблемы нефти и газа Тюмени» сб. науч. тр. -1984. Вып. 61.

127 Региональные стратиграфические схемы триасовых и юрских отложений Западной Сибири // Новосибирск, 2004.

128 "Регламент на опытно-промышленные испытания технологии обработки низкопроницаемых пластов нефтяных скважин кислотными составами с применением бутилцеллозольва" (РД39-12544320-028-01) разработанный и утвержденный технологической службой ОАО «НК Паритет».

129 Рединг X. Обстановки осадконакопления и фации / Рединг Х. // -Мосва, 1990. - Том 1. -С. 351.

130 Е. А. Романов Геолого-физические особенности глинистых низкопроницаемых коллекторов Алымской свиты Нижневартовского свода и их учет при подсчете запасов нефти/Е. А. Романов// Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидат геолого-минералогических наук, Тюмень 1985.

131 Романчев М.А. Предварительные результаты комплексного решения задач разработки юрских отложений месторождения с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Романчев М.А., Черных Д.Г., Кириллов А.И., Зеленов И. А., Накрайников А. А. //Нефтяное хозяйство, 2013, № 10, с. 66-69

132 Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. Л.: Недра, 1985, 240 с.

133 Селли Р. Ч. Древние обстановки осадконакопления / Селли Р. Ч.// -Москва, 1989. -С. 294.

134 Скрылев С.А., Бриллиант Л.С. К обоснованию объектов разработки залежей нефти тюменской свиты Талинской площади //Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, 5 научно-практическая конференция, т.2, Ханты-Мансийск, 2002, с. 150-155

135 Скрылев С. А. Особенности геологического строения и разработки залежей нефти в отложениях абалакской свиты Ем-Еговской площади

Красноленинского месторождения (Тюменская область)/ Скрылев С.

A. и др. // «Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири» сб. науч. тр. -Тюмень, 1999. Ч. 1. -С. 15-27.

136 Соколов С.В. Особенности разработки пластов ЮК2-4 Тюменской свиты / Соколов С.В., Семенов С.В. //Сборник материалов II Международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефтегазовой отрасли и образовании, Тюмень, ТюмГНГУ, 2006, с. 199-202

137 Соколов В.С. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта в различных литолого-фациальных зонах Фаинского месторождения / Соколов В.С., Полухин А. В., Пасынков А.Г. // Нефтяное хозяйство, Москва, 2006. №01. -С. 79-81.

138 Соркин А. Я. Результаты применения потокорегулирующих технологий на Песчаном месторождении / Соркин А. Я., Ступоченко

B. Е., Кан В. А., Дябин А. Г. // Нефтепромысловое дело, 2010. №2.

139 Состояние сырьевой базы углеводородов Российской Федерации и предложения по обеспечению минерально-сырьевой безопасности/ А.И. Варламов, А.П. Афанасенков, М.И.Лодыжевская, и др.//Геология нефти и газа, 2012, №1, с.2-12.

140 Состояние и основные тенденции развития геологии и недропользования в Тюменской области. Технологии ТЭК, Москва, «Нефть и капитал», 2005, № 03, с.6-9.

141 Стрекалов А.В. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с.

142 Стрикун М. М. Особенности разработки юрских отложений месторождений Сургутского свода/ Стрикун М. М., Пленкина М. В.// Нефтяное хозяйство, 2009. №6.

143 Сургучев М.Л. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах / Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М.// -Москва, Недра, 1984, 215 с.

144 Телков А.П. Гидромеханика пласта применительно к прикладным задачам разработки нефтяных и газовых месторождений / Телков А.П., Грачев С.И. // Тюмень: ТюмГНГУ, 2009 г. 240 с.

145 Территориальная программа геологического изучения и воспроизводства минерально-сырьевой базы Тюменской области (без территории автономных округов), Тюмень, 2004. Руководитель И.В. Шпуров

146 Тер-Саркисов Р. М. Геологические и гидротермодинамическое моделирование месторождений нефти и газа / Тер-Саркисов Р. М., Максимов В. М., Басниев К. С., Дмитриевский А. Н. Сургучев Л. М. // Современные нефтегазовые технологии, 2012 г.

147 Тимонов А.В. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук «Системный подход к выбору геолого-технических мероприятий для регулирования разработки нефтяных залежей». Уфа, 2010.

148 Тимчук А. С. Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях (на примере Хохряковского и Ершового месторождений) / Тимчук А. С.// Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Тюмень 2007.

149 Технологическая схема разработки Усть-Тегусского нефтяного месторождения. Договор № ТУВ-0763/08/ТННЦ-2957/08 от 14.05.2008 г.

150 Технологическая схема разработки залежей пластов ЮВ1.1 и ЮВ1.2 Пермяковского месторождения ОАО АНК «Башнефть».

151 Технологическая схема разработки Урненского месторождения.

Договор № ТУВ-0762/08/ТННЦ-2956/08 от 14.05.2008 г.

152 Технологическая схема ОПР Тямкинского месторождения. Договор № ТНМ-0863/09/ТННЦ3888/10 от 7.12.2009 г. ООО «ТНК-Уват».

153 Тудвачев А. В., Коносавский П.К. Вестник СПбГУ. Сер. 7. 2013. Вып.1. 31-41 с.

154 Ушатинский И. Н. Минералогические и геофизические показатели нефтегазоносносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты / Ушатинский И. Н., Зарипов О. Г. // Сб. науч. тр. - Тюмень, 1978. Вып. 96. -С. 208.

155 Филина С. И. Литолого-стратиграфическое обоснование расчленения разрезов юрских отложений Западной Сибири / Филина С. И. и др. // Этапы развития юрского седиментационного бассейна Западной Сибири - Москва, 1973. Кн. 1, 2, 3.

156 Фурсов А.Я. О геологическом обосновании подсчетных объектов в толщах с изменчивыми коллекторами / Фурсов А.Я., Галимова А.Ф., Алексеева А.Д. //Нефтяное хозяйство, 2014, № 1, с. 33-35

157 Хабаров В. В. Поиск алгоритмов учета глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов» / Хабаров В. В. // Ассоциации разработчиков и пользователей компьютерных технологий, и интерпретации геолого-геофизи-ческих данных. Проблемы интерпретации данных Гис на ЭВМ: Сб. науч. тр. - Тюмень, 1992. -С. 110-117.

158 Хабаров В.В. Литолого-седиментологическая интерпретация данных ГИС на примере юрских отложений Широтного Приобъя. / Хабаров В .В., Хабаров А.В., Шпуров И.В., Кобелев Ф.Н., Тимчук А.С. // Геофизика, 2005. - №4. - С. 36-39.

159 Хабаров В. В. Взаимоотношение литофаций васюганской свиты с составом и типами пород на примере Хохряковского месторождения / Хабаров В. В., Шпуров И. В., Тимчук А. С. // Состояние, тенденции и

проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень, 2009. - С. 226-234.

160 Хавкин А.Я. Введение в нефтегазодобычу: учебное пособие. - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 20143. -324 с.

161 Халимов Э.М., Лозин Е.В., Лисовский Н.Н., Габитов Г.Х. Вторичная разработка нефтяных месторождений. - СПб.: Недра, 2006. - 362 с.

162 Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа. -Москва. Гостоптехиздат, 1963, 202 с.

163 Хафизов Ф. З. Нефть и газ Тюмени / Хафизов Ф. З., Конторович А. Э. // -Тюмень, Зауралье, 2012. -С. 523.

164 Чоловский И. П. Геологопромысловый анализ при разработке нефтяных месторождений / Чоловский И. П.// -Москва, Недра, 1977.

165 Чураев Н.В. Физикохимия процессов массопереноса в пористых телах.. - М: Химия, 1990 - 272 с.

166 Шелепов В. В. Геолого-геофизическое моделирование и геометризация природных резервуаров нефти в терригенных формациях: на примере Когалымского региона / Шелепов В. В. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктор геолого-минералогических наук, Пермь 2004.

167 В.В. Шиманский «Модели вторичных изменений терригенных и карбонатных коллекторов», СПб, Недра, 2002. -С. 84.

168 Шиманский В. В. Седиментационные модели юрских отложений юга Тюменской области как основа прогноза нефтегазоносности / Шиманский В. В., Хафизов С. Ф., Танинская Н. В., Еганьянц Р. Т., Колпенская Н. Н., Шибина Т. Д. // Нефтяная литология. Неструктурные ловушки и нетрадиционные типы коллекторов: Сб. науч. тр. -Санкт-Петербург, 2004. -С. 50-61.

169 Шиманский В.В. Литологические основы прогноза

нефтегазоносности / Шиманский В.В., Танинская Н.В., Колпенская Н.Н., Еганьянц Р.Т., Низяева И.С., Хафизов С.Ф. // Санкт-Петербург, 2008. - С.323-326.

170 Шиманский В.В. Фациальные реконструкции средне-верхнеюрских отложений юга Западной Сибири / Шиманский В.В., Танинская Н.В, Колпенская Н.Н., Низяева И.С. // -Екатеринбург, 2008. -Т.2. -С. 436438.

171 Шиманский В.В. Литогенетические критерии прогноза нефтегазоносности в юрских и нижнемеловых отложениях Западной Сибири / Шиманский В.В., Танинская Н.В., Колпенская Н.Н. Низяева И.С., Еганьянц Р.Т. // - Тюмень, 2009. -С. 133-138.

172 Шпильман А. В. Компьютерный комплекс прогноза нефтегазоносности и вероятностной оценки запасов и ресурсов нефти и газа / Шпильман А. В. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидат геолого-минералогических наук, Тюмень 2002.

173 Шпильман В. И. Закон распределения выявленных и невыявленных залежей нефти и газа по величине запасов/ Шпильман В. И., Цзинь Чжи Цзинь // -Москва, Геология нефти и газа, 1993. №11. -С. 179.

174 Шпуров И.В. Перфорационные системы: состояние и стратегия развития. Технологии ТЭК, Москва, 2003, №6., с.45-49.

175 Шпуров И.В., Рыльков С.А., Прозоров С.В., Роженас Я.В. Перспективы развития сырьевой базы и основные резервы увеличения добычи нефти в Западной Сибири на период до 2020 года (статья). Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы международной академической конференции, Тюмень, 20-21 ноября 2007 г.Тюмень: ЗапСибНИИГГ, 2008.-С.14-35

176 Шпуров И.В., Цимбалюк Ю.А. Перспектива нефтегазоностности

южных районов Западной Сибири (статья). Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы международной академической конференции, Тюмень, 20-21 ноября 2007 г.-Тюмень:ЗапСибНИИГГ, 2008.-С.35-41.

177 Шпуров И.В., Карогодин Ю.Н., Нежданов А.А., Белослудцев П.Ю., Варламов Е.Н., Климов С.В., Ухлова Г.Д., Цимбалюк Ю.А. Разработка системно-стратиграфических принципов и их реализация на разрезах верхней юры Западной Сибири (статья). Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы международной академической конференции, Тюмень, 20-21 ноября 2007 г.-Тюмень:ЗапСибНИИГГ, 2008.-С.197-200.

178 Шпуров И.В., Рыльков С.А., Прозоров С.В., Ознобихин Ю.В. Роль новых технологий в геологоразведке и нефтедобыче как основа стабилизации добычи нефти в Западной Сибири (статья). Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Материалы международной академической конференции, Тюмень, 17-19 сентября 2008 г.-Тюмень:ЗапСибНИИГГ, 2009.-С.17-27.

179 Шпуров И.В. Трудноизвлекаемые запасы нефти Российской Федерации. Структура, состояние, перспективы освоения/ И.В. Шпуров, А.Д.Писарницкий, И.П.Пуртова, А.И.Вариченко. - Тюмень: ФГУП «ЗапСибНИИГГ», 2012. - 256 с.

180 Шпуров И. В. Особенности геологических и фильтрационных моделей продуктивных пластов, различающихся по возможности вовлечения в разработку (на примере Хохряковского месторождения) / Шпуров И. В., Подшивалова А. Н. // Тюмень, 2008. -С. 277-278.

181 Шпуров И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского нефтяного

месторождения / Шпуров И.В., Тимчук А.С., Федоров К.М., Хабаров В.В. // Нефтяное хозяйство, 2007. - №1. - С. 22-24.

182 Шпуров И.В. Влияние гидродинамических условий разработки на фильтрационно-емкостные свойства пород горизонта ЮВ1 Хохряковского месторождения / Шпуров И.В., Смышляева М.Д., Иванов С.В., Патваканян Е.Р., Матвеев К.Л. // Известия вузов. Нефть и газ, 2002. - №3. - С. 27-32.

183 Шпуров И.В. Геолого-технологическое моделирование средне-верхнеюрских отложений Западной Сибири с целью поиска и разработки месторождений углеводородов / Шпуров И.В., Шиманский В.В. // Санкт-Петербург, Недра, 2012 - 160 с.

184 Шпуров И.В. Принципы системного подхода к повышению эффективности добычи нефти, применяемого в ОАО «НК Паритет» / Шпуров И.В. // Известия вузов. Нефть и газ, 2002. - №3. - С. 6-13.

185 Шпуров И.В. Влияние технологических параметров системы ППД на эффективность выработки запасов низкопроницаемых отложений (на примере юрских отложений Хохряковского месторождения) / Шпуров И.В., Апасов Р.Т., Дудин С.И., Васильев В.И. // Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции: Сб. науч. тр. - Тюмень, 2004. - С. 298-304.

186 Шпуров И.В. Критерии применения перфорационных систем ОУКА"^ЕЬЬ в различных геологических условиях / Шпуров И.В., Ротбергер А.В., Горячева М.Ю., Стариков С.А., Абатуров С.В. // Известия вузов. Нефть и газ, 2002. - №3. - С.13-20.

187 Шпуров И.В. Разработка и промышленное применение лигниносодержащих составов для повышения нефтеотдачи пластов в различных геологических условиях. / Шпуров И.В., Дудин С.И., Николаева Т.М., Абатуров С.В., Рамазанов Д.Ш., Старкова Н.Р. // Известия вузов. Нефть и газ, 2002. - №3. - С. 33-41.

188 Шпуров И. В. Оценка вовлечения в разработку трудноизвлекаемых

1 2

запасов нефти пласта АВ^ / Шпуров И. В., Бриллиант Л. С., Шарифуллин Ф. А., Малышева Л. В., Александров В. М. // Нефтяное хозяйство, 2000. №9. -С. 36-39.

189 Шпуров И. В. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта / Шпуров И. В., Разуменко В. Е., Горев В. Г., Шарифуллин Ф. А. // Нефтяное хозяйство, 1997. №10. -С. 50-53.

190 Шпуров И.В. Геолого-технологическое моделирование и разработка месторождений нефти юрских отложений Западной Сибири. Санкт-Петербург: «Недра», 2013 - 208 стр., Санкт-Петербург: «Недра», 2013 - 208 стр.

191 Шпуров И.В. Использование результатов петрофизического моделирования при проектировании разработки нефтяных залежей в юрских отложениях Среднего Приобья (на примере Хохряковского месторождения), НТВ Каротажник, Тверь, Изд. «АИС», 2007, выпуск 2(155), с.10-21.

192 Шпуров И.В. Методология построения геолого-технологической модели низкопродуктивных отложений Ю1 Нижневартовского района, «Нефтегазовая вертикаль» Аналитический журнал. Специальный выпуск. «ЗапСибНИИГГ - 35 лет», 2010г. с. 52-61.

193 Шпуров И.В., Ротбергер А.В., Горячева М.Ю., Тебякин В.М. Результаты проведения работ и перспективы применения перфорационных систем «Dynamit Nobel». Сб. статей Тюменского института нефти и газа «Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений». Екатеринбург: Средне-Уральское книжное издательство, 2003, с. 254-265.

194 Шпуров И.В. Состояние и основные тенденции развития геологии и недропользования Тюменской области. Промышленность Тюменской

области - итоги, тенденции, перспективы развития: Материалы IV конференции промышленников Тюменской области (г.Тюмень, апрель 2005г.). Тюмень, 2005, с.45-53.

195 Шпуров И.В. Перспективы и основные направления геологического изучения и воспроизводства минерально-сырьевой базы Тюменской области (без территорий автономных округов) на 2005-2010 годы. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО / Шпуров И.В., Прозоров С.В., Тимчук А.С., Кряквин А.Б.// Материалы восьмой научно-практической конференции (г.Ханты-Мансийск, 2005г.). Ханты-Мансийск, издательский Дом «ИздатНаукаСервис», том 1, 2005, с.290-297.

196 Шпуров И.В. Дифференцированный анализ степени вовлечения и выработанности запасов юрских залежей в пределах ЗападноСибирской НГП / И.В. Шпуров, В.А. Захаренко, А.Я. Фурсов // Недропользование XXI век. - 2015.- № 1. - С. 12-19.

197 «Энергетическая стратегия России на период до 2020 г.» утверждена правительством РФ от 28 августа 2003 года № 1234-р

198 Шрейнер Л. А. Механические и абразивные свойства горных пород / Шрейнер Л. А., Петрова О. П., Якушев В. П. и др.// Москва, 1958. -С. 202.

199 Ягафаров А. К. Интенсификация притоков нефти на месторождениях Западной Сибири/ Ягафаров А. К., Курамшин Р. М., Демичев С. С. // -Тюмень, 2000. -С. 224.

200 Янин А.Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири/ Янин А. Н. // сб. науч. тр. -Тюмень-Курган, Зауралье, 2010. -С. 608.

201 Carver R E. Studies on the validity of Darcy's law for flow in natural sands [R]. Technical Completion Report USDI/OWRR Project No. A-037-GA, University of Georgia, Athens GA, 1973.

202 Dudegon C R. An experimental study of the flow of water through coarse granular media [J]. La Houille Blanche, 1966, 21(7): 785-801.

203 SPE 125752 «A Comparative Assesment of 3 3/8-in. Perforators Using 'Reactive' and 'Non-reactive' Shaped Charges»Authors: Dennis J. Haggerty (Jet Research Center), Doug Manning (Halliburton Energy Services), David Leidel (Halliburton),| James Marshall Barker (Jet Research Center), Andrew John Pettitt. Source: SPE Eastern Regional Meeting, 23-25 September 2009, Charleston, West Virginia, USA. Copyright: 2009, Society of Petroleum Engineers

204 Evaluation of Established Perforation Cleanup Models on Dynamic Underbalanced Perforating/ Dennis J. Haggerty, G.G. Craddok, Clinton C. Quattlebaum, SPE, Halliburtun. SPE 159413

205 Hao Fei, Cheng Lin-song, Hassan O., Hou J., Liu C. Z., Feng J. D. Threshold pressure gradient in ultra-low permeability reservoirs [J]. Petroleum Science and Technology, 2008, 26(9): 1024-1035.

206 Jim Almaguer, Jorge Manrique, Saliya Wickramasuriya, Ali Habbtar, Jorge Lopez-de-Cardenas, David May, Alan C. McNally, Arturo Sulbaran. Orienting Perforations in the Right Direction. Oilfield Review. Spring 2002. -P. 16-31.

207 Kececioglu I., Jiang Y.. Flow through porous media of packed spheres saturated with water [J]. Journal of Fluids Engineering-Transactions of the American Society of Mechanical Engineers, 1994, 116(1): 164-170.

208 Me Latche A. S., Hem stick R. A., Joung J. W. The Effective Compressibility of Reservoir Rock its Effects on permeability. J. Petrol. Technology, 1958, vol. 10, No. 6, p. 49—51

209 Miller-Bownlie T. A. Subsoil water in relation to tube wells [J]. Indian & Eastern Engineer, 1919, 42(2): 116-131.

210 Prada A., Civan F. Modification of Darcy's law for the threshold pressure gradient [J]. Journal of Petroleum Science & Engineering, 1999, 22(4):

237-240.

211 Russel D.A., Swartzendruber D. Flux-gradient relationships for saturated flow of water through mixtures of sand, silt, & clay [J]. Soil Science Society of America Proceedings, 1971, 35(1): 21-26.

212 Tarek Ahmed, Reservoir Engineering handbook, third edition 2006, Elsevier Inc. USA Linacre House, Jordan Hill, Oxford.

213 von Engelhardt W., Tunn W. L. M. The flow of fluids through sandstones [J]. Heidelberger Beitrage zur Mineralogie und Petrographie, 1954, 2(1): 12-25.

214 Wang Xue-wu et. al. Effect of absorption boundary layer on nonlinear flow in low permeability porous media Central South University Press and Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2011, 1320 p

215 Zeng B., Cheng L., Li C. Low velocity non-linear flow in ultra-low permeability reservoir. Journal of Petroleum Science and Engineering 80 (2012) 1-6. Elsevier, 2012.

СПИСОК ТАБЛИЦ

Стр.

Табл.1.1 Основные показатели вовлечения в разработку юрских отложений Западной Сибири 15

Табл.1.2 Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Степень выработанности запасов нефти среднеюрских отложений 19

Табл.1.3 Разрабатываемые месторождения с запасами средне-нижнеюрского НГК 25

Табл.1.4 Неразрабатываемые месторождения ("средние и крупные") в которых доля запасов верхнеюрских отложений составляет 100% 29

Табл.1.5 Неразрабатываемые месторождения ("средние и крупные") в которых доля запасов средне-нижнеюрских отложений составляет 100% 30

Табл.1.6 Перечень месторождений, запасы средне-нижнеюрских отложений которых не вовлечены в процесс разработки, при этом запасы верхнеюрских отложений находятся в разработке 31

Табл.1.7 Перечень месторождений, запасы верхнеюрских отложений которых не вовлечены в процесс разработки, при этом запасы средне-нижнеюрских отложений находятся в разработке 32

Табл.2.1 Распределение фациальной принадлежности пород по элементам неоднородности и классам пород-коллекторов 78

Табл.2.2 Распределение проницаемости по данным ГИС в пачках и распределение коллекторов по группам 82

Табл.2.3 Состояние выработанности запасов верхнеюрского и средненижнеюрского нгк с разделением продуктивных пластов по характеру принадлежности к классам коллекторов с ВФП и НФП 108

Табл.2.4 Результаты фильтрации газа через низкопроницаемые породы коллекторы на примере ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения 113

Табл.2.5 Распределение пор по размерам и долевое участие пор в фильтрации по классам пород-коллекторов 121

Табл.2.6 Результаты определения расчетных значений проницаемости, определенной по керну и по ГИС 130

Табл.2.7 Степень вероятности вовлечения в разработку продуктивного пласта ЮВ1 в зависимости от типа коллектора 133

Табл.2.8 Сопоставление текущих дебитов жидкости скважин с преобладанием различных классов коллекторов 134

Табл.2.9 Физико-динамические характеристики коллекторов юрских отложений месторождений Нижневартовского района 136

Табл.2.10 Геолого-промысловая характеристика объекта ЮВ1 Хохряковского месторождения 139

Табл.2.11 Сводная таблица коллекторских свойств и подсчетных параметров продуктивных пластов Хохряковского месторождения по «Базовой» модели 140

Табл.2.12 Сводная таблица коллекторских свойств и подсчетных параметров продуктивных пластов Хохряковского месторождения по «Рекомендуемой» модели 141

Табл.2.13 Сводная таблица геологических запасов нефти по секторным моделям и балансовых запасов нефти в целом по Хохряковскому месторождению 148

Табл.2.14 Сопоставление начальных балансовых запасов нефти Хохряковского месторождения 149

Табл.2.15 Сопоставление отклонений расчетных технологических показателей от фактических значений. Хохряковское месторождение 151

Табл.3.1 Параметры трехмерной сетки пласта Ю4 исследуемой территории 167

Табл.4.1 Содержание механических примесей в закачиваемой воде Хохряковского месторождения 196

Табл.5.1 Технологии интенсификации добычи нефти 217

Табл.5.2 Результаты испытаний пробивной способности перфораторов TCP 220

Табл.5.3 Результаты рентгеноструктурного анализа образца керна № 13, отобранного из скв. 154 Хохряковского месторождения (пласт ЮВ12) 223

Табл.5.4 Результаты исследований фильтрационно-емкостных свойств образца керна № 13, отобранного из скв. 154 2 Хохряковского месторождения (пласт ЮВ1 ) 223

Табл.5.5 Принципы применения перфорационных систем ОУКА"^ЕЬЬ в различных геологических условиях 225

Табл.5.6 Технологии интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов, для разработки коллекторов с ВФП 227

Табл.5.7 Принципы подбора модификаций лигниносодержащих составов в различных геологических условиях [187] 230

Табл.5.8 Результаты исследований по определению эффективности вытеснения остаточной нефти разработанными составами на основе гидролизного лигнина [93] 232

Табл.5.9 Результаты исследований разработанных составов по определению времени гелеобразования и прочности [86] 233

Табл.5.10 Показатели эффективности проведения работ по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин на Кальчинском месторождении 236

Табл.5.11 Показатели эффективности проведения работ по закачке большеобъемных оторочек «Лигнокауста» в нагнетательные скважины на Мыхпайской площади 238

Табл.5.12 Показатели эффективности проведения работ по закачке «Лигнокауста» в нагнетательные скважины на Кошильском месторождении 239

Табл.5.13 Результаты испытания отмывающей способности разработанного состава на основе лигнина и сульфанола [95] 242

Табл.5.14 Анализ коэффициента работающей толщины по объектам АВ11, АВ12 и АВ11-2 Самотлорского месторождения [188] 244

Табл.5.15 Результаты проведения ГРП в различных типах коллекторов 3 12 объектов АВ1 , АВ2-3 и БВ10" Самотлорского месторождения [189] 249

Табл.5.16 Результаты расчетов влияния ГРП на коэффициенты охвата 3 12 и извлечения нефти пластов АВ1 , АВ2-3, БВ10 " Самотлорского месторождения [189] 250

Табл.5.17 Основные показатели ГРП объекта разработки Самотлорского месторождения 253

Табл.5.18 Сравнение некоторых параметров ГРП по скважинам с перфорацией зарядами BIG HOLE - фазировка 60° (обычная перфорация), с фазировкой 180° (ориентированная перфорация) 267

Табл.6.1 Результаты геологоразведочных работ по югу Тюменской области и Ханты-Мансийскому АО в период 2006-2013 гг. 278

Табл.6.2 Сравнительное сопоставление запасов нефти и количества открытых залежей в 2004-2013гг по геологическим комплексам 281

Табл.6.3 Программа мероприятий на 2005-2010 гг. 290

Табл.6.4 Объем геолого-разведочных работ проведенных в южных района Тюменской области в период 2004-2012 гг. 292

Табл.6.5 Сравнение проектных и фактических объемов ГГР по отдельным лицензионным участкам юга Тюменской области 293

Табл.6.6 Эффективность применения ГТМ, новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения 301

Табл.6.7 Доход государства от деятельности нефтедобывающих и нефтесервисных предприятий Тюменской области (без автономных округов) за прогнозный период 2012-2020 годы, млн. руб. 305

СПИСОК РИСУНКОВ

Стр.

Рис.1.1 Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Западной Сибири по нефтегазоносным комплексам 14

Рис.1.2 Структура запасов юрского нефтегазоносного комплекса Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции 15

Рис.1.3 Отбор от НИЗ запасов нефти по геологическим комплексам в зависимости от гидропроводности 17

Рис.1.4 Распределение степени выработанности запасов по геологическим комплексам в зависимости от гидропроводности 18

Рис.1.5 Распределение неразрабатываемых месторождений с запасами верхнеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода 21

Рис.1.6 Распределение неразрабатываемых месторождений верхнеюрского нгк по величине запасов 22

Рис.1.7 Степень выработанности по разрабатываемым месторождениям с запасами верхнеюрского нгк в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода 22

Рис.1.8 Распределение неразрабатываемых месторождений с запасами средне-нижнеюрского НГК в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального нефтепровода 23

Рис.1.9 Распределение неразрабатываемых месторождений средне-нижнеюрского НГК по величине запасов 24

Рис.1.10 Степень выработанности по разрабатываемым месторождениям с запасами средне-нижнеюрского НГК в зависимости от расстояния до ближайшего трубопровода 25

Рис.1.11 Геологический профиль Ловинского месторождения по линии скважин №№ 10668, 10279, 10689, 10687, 67 27

Рис.1.12 Геологический профиль Яхлинского месторождения по линии скважин 988-75-823-822-815-816 28

Рис.1.13 Степень вовлечения в разработку месторождений с запасами верхнеюрского, средне-нижнеюрского НГК, в разрезе которых присутствуют запасы меловых отложений, в зависимости от расстояния до ближайшего магистрального 33

нефтепровода

Рис.1.14 Степень выработанности запасов верхнеюрского и средне-нижнеюрского НГК зависимости от отбора от НИЗ меловых отложений 33

Рис.2.1 Электрометрическая модель фации русла реки интенсивно-меандрирующего типа, переходящего в старичное озеро: А -типовая модель [76]; Б - пласт Ю4 Уватского района 43

Рис.2.2 Электрометрическая модель фации русла реки ограниченно-меандрирующего типа: А - типовая модель [76]; Б - пласт Ю3, скважина Среднешапшинская 122 Салымского района, В - пласт Ю4, Уватский район, скважина Крапивная 270 44

Рис.2.3 Электрометрическая модель фации русла реки ограниченно-меандрирующего типа: А - типовая модель [76]; Б - пласт Ю3, скважина Нижнекеумская 102 Уватского района 45

Рис.2.4 Электрометрические модели фации русел рек спрямленного типа 47

Рис.2.5 Электрометрическая модель фации русел рек фуркирующего типа: А - типовая модель [76]; Б - пласт Ю4-5, скважина Верхнесалымская 49

Рис.2.6 Электрометрическая модель фации береговых валов речных пойм: А - типовая модель [76]; Б - фация береговых валов, сменяющаяся фацией бокового русла, пласт Ю3, скважина Нижнекеумская 102 Уватского района 51

Рис.2.7 Электрометрические модели фаций внешней (песчаной) части речной поймы: А - пески разливов, береговые валы [76]; Б - пески разливов речных пойм, пласт Ю4, скважина Верхнесалымская 10 Салымского района 52

Рис.2.8 Электрометрическая модель фации внутренней (глинистой) части речной поймы: А - типовая модель [76]; Б - пласт Ю4, скважина Верхнесалымская 7 54

Рис.2.9 Схема образования и размещения основных географических зон и слагающих их фациальных групп дельтового комплекса (дельтового веера) реки равнинного типа [76] 57

Рис.2.10 Электрометрические фации верхней (А) и нижней (Б) частей надводной равнины дельтового комплекса [76] 59

Рис.2.11 Электрометрические фации морского края дельты [76] 60

Рис.2.12 Электрометрическая модель фации канала морской дельты, Хохряковское месторождение, пласт Ю1, скважина 1013 62

Рис.2.13 Электрометрическая модель фации проксимальной части морской дельты, пласт Ю1 Хохряковского месторождения, скважина 1036 63

Рис.2.14 Электрометическая модель фации средней части морской дельты, пласт Ю1 Хохряковского месторождения, скважина 286 64

Рис.2.15 Электрометрическая модель фации дистальной части морской дельты, пласт Ю4 Хохряковского месторождения, скважина 612 64

Рис.2.16 Фациальная карта на время формирования пласта ЮВ2 Хохряковского месторождения 68

Рис.2.17 Фациальная карта на время формирования пласта ЮВ1 Хохряковского месторождения 74

Рис.2.18 Смена фаций в интервале пластов ЮВ2 и ЮВ1. Скважина 855 75

Рис.2.19 Геолого-геофизическая характеристика пластов ЮВ11, 2 3 ЮВ1 , ЮВ1 и ЮВ2 Хохряковского месторождения 76

Рис.2.20 Геолого-статистический разрез по песчанистости 12 3 продуктивных пластов ЮВ1 , ЮВ1 , ЮВ1 и ЮВ2 Хохряковского месторождения 77

Рис.2.21 Расположение и число ионов в отдельных листах решетки каолинита 87

Рис.2.22 Фото кристаллов каолинита (Kl), хлорита (Chl), плагиоклаза (Pl), кварца (Qy) на микрозондовой станции Quanta 200 3D 88

Рис.2.23 Петрофизическая характеристика пластов Хохряковского месторождения. Распределение содержания каолинита в глинистом цементе 89

Рис.2.24 Зависимость коэффициента проницаемости от пористости, обобщенная для Западной Сибири (меловые и юрские отложения) 90

Рис.2.25 Зависимость соотношения "Wra и апс от содержания каолинита 91

Рис.2.26 Зависимость изменения капиллярного давления от проницаемости [211] 95

Рис.2.27 Аппроксимация функции Хевисайда при gradP* =0.1 МПа/м 97

Рис.2.28 Закон фильтрации с учетом градиента сдвига 98

Рис.2.29 Закон фильтрации с учетом градиента сдвига в условиях юрских отложений - группа к < 4 мД, ^аёР* =0.002 МПа/м. Д=0.84 98

Рис.2.30 Зависимость градиента начала фильтрации от проницаемости (Я=0,781) 99

Рис.2.31 Зависимость скорости фильтрации от градиента давления. Черной штриховкой - линейный закон Дарси [11] 100

Рис.2.32 Результаты лабораторного определения эффективных начальных градиентов давления для образцов с различной проницаемостью по данным [10] 101

Рис.2.33 Зависимость эффективной проницаемости кэф при фильтрации воды в условиях 100%-ной водонасыщенности (а), при фильтрации нефти в условиях остаточной водонасыщенности (б), при фильтрации воды в условиях остаточной нефтенасыщенности (в). Черным: Кабс - 1,04 х 3 2 10 мкм , пористость - 13,89%, количество остаточной воды -3 2 58,37%; синим: Кабс - 2,54 х 10 мкм , пористость 15,41%, количество остаточной воды 49,05%; желтым: Кабс - 9,39 х -3 2 10 мкм , пористость 19,49%, количество остаточной воды 37,95%. [20] 102

Рис.2.34 Сравнение асимптотических проницаемостей в различных условиях. Наименование случаев соответствуют (рис.2.28). (Лабораторные данные В. А. Байкова и соавт.) [12] 104

Рис.2.35 Зависимость газопроницаемости от эффективной пористости. Синим - меловые и юрские песчаники и алевролиты Широтного Приобья Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Красным - девонские песчаники Александровского месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции 106

Рис.2.36 Зависимости фазовых проницаемостей по нефти при остаточной воде и по воде при остаточной нефти, построенные по результатам исследования пород горизонта БС Сургутского свода 107

Рис.2.37 Зависимости фазовых проницаемостей по нефти при остаточной воде и по воде при остаточной нефти, построенные по результатам исследования пород Ачимовских отложений Сургутского свода 107

Рис.2.38 Зависимости фазовых проницаемостей по нефти при остаточной воде и по воде при остаточной нефти, построенные по результатам исследования пород горизонтов ЮС1, ЮС2, ЮС3 Сургутского свода 108

Рис.2.39 Зависимость средней вязкости воды (1), CCl4 (2) и бензола (3) от радиуса микрокапилляра [165] 109

Рис.2.40 Зависимость газопроницаемости кернов Приобского месторождения от процентного содержания пор радиусом: красным - менее 0,28 мкм, синим - менее 0,98 мкм 110

Рис.2.41 Зависимость отношения водопроницаемостей и газопроницаемости от градиента давления (по осям ординат) слева - от градиента давления, справа- [213] 111

Рис.2.42 Зависимость проницаемости от горного давления для трех образцов песчаников [132] 112

Рис.2.43 Эффект начального градиента давления при фильтрации газа через частично насыщенную конденсатом модель пласта. Остаточная водонасыщенность - 37,8%, остаточная конденсатонасыщенность - 37,4%. [31] 113

Рис.2.44 Пермяковская группа месторождений Александровского НГР 115

Рис.2.45 Эпюры пластового давления по блокам разработки. Хохраковское месторождение, объект ЮВ1 116

Рис.2.46 Корреляционная связь проницаемости от напряжения на горную породу для горизонта ЮВ1 Хохряковского месторождения 117

Рис.2.47 Корреляционная связь необратимого снижения проницаемости и пористости во времени образцов пород Самотлорского и Федоровского месторождений при их перегрузке давлением 10 МПа 117

Рис.2.48 Вероятность подключения в разработку пропластков с разным значением апс 120

Рис.2.49 Корреляционная связь удельного расхода нефти и градиента давления на образцах керна горизонта ЮВ1 Хохряковского месторождения с разными ФЕС 123

Рис.2.50 Корреляционная связь отношения водородосодержания твердой фазы ("тв) и апс по керну и содержанием каолинита 126

Рис.2.51 Корреляционная связь проницаемости и апс 129

Рис.2.52 Связь между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью (по керну). Хохряковское месторождение 129

Рис.2.53 Корреляционная связь коэффициента работы фильтра и проницаемости, рассчитанного с использованием петрофизических мультиалгоритмов объекта ЮВ1 Хохряковского месторождения 131

Рис.2.54 Корреляционная связь остаточного нефтенасыщения и содержания каолинита по образцам керна Пермяковской группы месторождений 135

Рис.2.55 Формы фазовых кривых для различных типов коллекторов по юрским отложениям Нижневартовского района 136

Рис.2.56 Распределение литологических типов коллектора по пластам. Хохряковское месторождение 142

Рис.2.57 Сопоставление фациальной карты-схемы на время формирования пласта Ю2а и Кпр по «рекомендуемой» модели Хохряковского месторождения 144

Рис.2.58 Гистограмма распределения пористости в геологических моделях продуктивных пластов Хохряковского месторождения 145

Рис.2.59 Гистограмма распределения проницаемости в «базовой» геологической модели продуктивных пластов Хохряковского месторождения 146

Рис.2.60 Гистограмма распределения проницаемости в «Рекомендуемой» геологической модели продуктивных пластов Хохряковского месторождения 146

Рис.2.61 Сравнение отклонения расчетных технологических показателей по «базовой» и «рекомендуемой» моделям Хохряковского месторождения 152

Рис.3.1 Фациальная карта на время накопления пласта Ю4 (поздний байос) Уватского района юга Тюменской области 158

Рис.3.2 Частота встречаемости каолинита по лабораторным данным 160

Рис.3.3 Зависимость между содержанием каолинита в цементе и проницаемостью (по керну) 161

Рис.3.4 Зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости при различном содержании каолинита 162

Рис.3.5 Зависимость Кп по керну от величины апс 163

Рис.3.6 Зависимость проницаемости от относительной аномалии ПС 164

Рис.3.7 Структурный каркас одного из месторождений квадрата моделирования 166

Рис.3.8 Фациальная карта-схема на время формирования пласта Ю4 (поздний байос) 168

Рис.3.9 Карта толщин песчаника в пласте Ю4 исследуемого района 169

Рис.3.10 Геолого-литологический разрез через куб песчанистости по линии А - А 170

Рис.3.11 Геолого-литологический разрез через куб песчанистости по линии В - В 170

Рис.3.12 Гистограмма распределения доли коллекторов по скважинам, BlockWells и по кубу песчанистоси 171

Рис.3.13 Пример интерпретации ГИС 172

Рис.3.14 Карта толщин коллектора с ВФП на исследуемой территории 173

Рис.3.15 Карта толщин коллекторов с НФП на территории севера Уватского района 173

Рис.3.16 Геолого-литологический разрез через куб литологических типов пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами по линии А - А 174

Рис.3.17 Геолого-литологический разрез через куб литологических типов пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами по линии В-В 175

Рис.3.18 Гистограмма распределения проницаемости по скважинам, BlockWells и по кубу проницаемости в пределах коллектора с ВФП 176

Рис.3.19 Карта проницаемости пласта Ю4 Уватского района 176

Рис.3.20 Геологический разрез через куб проницаемости по линии А - А 177

Рис.3.21 Геологический разрез через куб проницаемости по линии ВВ 177

Рис.3.22 Зависимость общей проницаемости и толщины пород-коллекторов с высоким фильтрационным потенциалом в пласте Ю4 178

Рис.4.1 Блок-схема обоснования геолого-технических мероприятий по выбору технологий разработки 186

Рис.4.2 Зависимость коэффициента удельной продуктивности от репрессии при первичном вскрытии пластов [123] 190

Рис.4.3 Сопоставление фактической и потенциальной продуктивности пластов Ю2-4 Усть-Тегусского месторождения [189] 191

Рис.4.4 Динамика закачки воды и компенсации Хохряковского месторождения 192

Рис.4.5 Распределение текущей и накопленной компенсации по элементам разработки Хохряковского месторождения 193

Рис.4.6 Распределение скважин нагнетательного фонда Хохряковского месторождения по давлению нагнетания 194

Рис.4.7 Изменение профиля приемистости нагнетательной скважины № 516 Хохряковского месторождения при снижении давления закачки 195

Рис.4.8 Динамика режима работы группы нагнетательных скважин Хохряковского месторождения до и после проведения ОПЗ 197

Рис.4.9 Зависимость изменения градиента давления на модели пласта ЮК2-5 Рогожниковского месторождения от прокачанного порового объема флюидов при применении стандартного состава «кислота+ПАВ» [67] 202

Рис.4.10 Зависимость изменения градиента давления на модели пласта ЮК2-5 Рогожниковского месторождения от прокачанного порового объема флюидов при применении состава «кислота+ПАВ+органический растворитель» [67] 203

Рис.4.11 Динамика изменения относительных дебитов скважин по жидкости Майского месторождения, приведенных на одну дату [79] 205