Научные основы разработки нефтяных пластов с аномальным проявлением техногенеза тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Гайдуков Леонид Андреевич

• Гайдуков Леонид Андреевич
• доктор наук
• 2022

Оглавление диссертации доктор наук Гайдуков Леонид Андреевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ОБЗОР, ЛАБОРАТОРНЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ АНОМАЛЬНЫХ И СОПРЯЖЕННЫХ ЭФФЕКТОВ ТЕХНОГЕНЕЗА, ВЛИЯЮЩИХ НА ФОРМИРОВАНИЕ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ИЗМЕНЕНИЕ СТРУКТУРЫ ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА ПЛАСТА

1. 1 Комплекс эффектов техногенеза, определяющих структуру

околоскважинной зоны пласта

1.2 Влияние гравитации на структуру околоскважинной зоны

1.3 Влияние анизотропии пласта на структуру околоскважинной зоны

1.4 Влияние кольматации на структуру околоскважинной зоны при первичном 23 вскрытии пласта

1.5 Влияние вторичного вскрытия пласта

1.6 Влияние деформации пласта и суффозии частиц породы на структуру 28 околоскважинной зоны

1.6.1 Деформация и разрушение коллектора

1.6.2 Суффозия твердых частиц породы

1.6.3 Влияния деформационных и суффозионных эффектов на динамику 32 продуктивности скважин

1.7 Влияние выпадения АСПВ на структуру околоскважинной зоны

1.7.1 Результаты специализированных PVT исследований системы нефть-газ- 38 парафин в свободных объемах

1.7.2 Результаты керновых экспериментов по фильтрации смеси нефть- 44 парафин

1.8 Влияние выпадения соли на структуру околоскважинной зоны

1.9 Влияние защемления техногенной воды на структуру околоскважинной 50 зоны

1.9.1 Результаты экспериментов по влиянию техногенной воды на структуру 50 околоскважинной зоны засолоненного пласта с гетерогенной смачиваемостью

1.10 Влияние рассоления коллектора на структуру околоскважинной зоны

1.10.1 Результаты керновых экспериментов по влиянию рассоления на

структуру порового пространства коллектора 1.10.2 Изменение геомеханических свойств коллектора при рассолении

1.11 Структура околоскважинных зон на различных стадиях разработки 61 засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 2. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ОКОЛОСКВАЖИННЫХ ЗОН ПЛАСТА, ФОРМИРУЮЩИХСЯ В РЕЗУЛЬТАТЕ ТЕХНОГЕНЕЗА. ВЛИЯНИЕ ПАРАМЕТРОВ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ НА ПРИТОК

2.1 Математические модели околоскважинной зоны пласта

2.1.1 Модель распределения ФЕС в околоскважинной зоне

2.1.2 Модели геометрии околоскважинной зоны

2.1.3 Модель околоскважинной зоны с учетом вторичного вскрытия

2.1.4 Модель околоскважинной зоны с нелинейной фильтрацией

2.1.5 Модель околоскважинной зоны с упругопластическим режимом 71 фильтрации

2.2 Зависимость скин-фактора от структуры околоскважинной зоны

2.3 Влияние структуры околоскважинной зоны на продуктивность скважины

2.3.1 Влияние профиля проницаемости в зоне загрязнения

2.3.2 Влияние размера зоны загрязнения и степени загрязнения

2.3.3 Влияние геометрии околоскважинной зоны

2.3.4 Влияние положения главной оси тензора проницаемости

2.3.5 Влияние нелинейности потока

2.3.6 Влияние упруго-пластической деформаций коллектора

2.3.7 Влияние вторичного вскрытия пласта

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 3. КОМПЛЕКС ФИЗИКО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТРУКТУРЫ ОКОЛОСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ В УСЛОВИЯХ ПРОЯВЛЕНИЯ АНОМАЛЬНЫХ И СОПРЯЖЕННЫХ ЭФФЕКТОВ ТЕХНОГЕНЕЗА

3.1 Модель деформационных и суффозионных эффектов техногенеза 89 в околоскважинной зоне добывающих скважин

3.2 Модель первичной околоскважинной зоны засолоненного коллектора с 92 гетерогенной смачиваемостью

3.3 Модель выпадения парафина в околоскважинной зоне 95 низкотемпературного пласта

3.3.1 Настройка модели на результаты лабораторного эксперимента

3.3.2 Результаты модельных расчетов выпадения парафина в пласте

3.4 Модель выпадения №С1 в околоскважинной зоне засолоненного пласта при 105 прорыве высокоминерализованного фронта воды

3.4.1 Упрощенная аналитическая модель выпадения №С1 в 107 околоскважинной зоне

3.5 Математическая модель термогидродинамических процессов в 110 околоскважинной зоне пласта

3.5.1 Верификация численной модели

3.6 Анализ основных термогидродинамических процессов 115 в околоскважинной зоне пласта

3.6.1 Влияние эффекта Джоуля-Томсона

3.6.2 Влияние эффекта охлаждения при фазовом переходе

3.6.3 Влияние перфорационных каналов

3.6.4 Матрица применимости моделей для интерпретации ТГДИ

3.6.5 Пример интерпретации термогидродинамических исследований

3.7 Алгоритм выбора дизайна ГТМ по данным интерпретаци 123 термогидродинамических исследований

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 4. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕКОНСОЛИДИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ, ОСЛОЖНЕННЫХ ПРОЯВЛЕНИЕМ АНОМАЛЬНОГО ТЕХНОГЕНЕЗА

4.1 Обзор научных исследований по разработке неконсолидированных 126 коллекторов

4.2 Принципы и подходы к проведению информативных опытно- 128 промышленных работ для выявления и исследования эффектов техногенеза

4.3 Снижение продуктивности неконсолидированных сеноманских пластов 134 в процессе их освоения и эксплуатации

4.3.1 Оптимальные режимы эксплуатации добывающих скважин для условий 136 сеноманских нефтяных пластов

4.3.2 Выбор системы сдерживания выноса породы в процессе разработки 136 сеноманских нефтяных пластов

4.4 Механизм разрушения глинистых перемычек в процессе разработки 144 неконсолидированных коллекторов

4.4.1 Модель разрушения глинистых перемычек

4.5 Техногенное перераспределение внутрипластовых фильтрационных 148 потоков при заводнении неконсолидированных пластов

4.5.1 Комплекс рекомендаций повышения эффективности площадного 151 заводнения сеноманских нефтяных пластов

4.5.2 Кольматация порового пространства при заводнении 155 неконсолидированных сеноманских нефтяных пластов

4.5.3 Гидродинамический метод восстановления приемистости скважин

4.5.4 Образование и распространение техногенных каналов («червоточин») 158 при заводнении сеноманских нефтяных пластов

4.5.5 Результаты промыслового эксперимента

4.6 Моделирование динамического перераспределения потоков при заводнении 171 неконсолидированных пластов в матричном режиме

4.7 Моделирование образования техногенных каналов «червоточин» при 173 заводнении неконсолидированных пластов

4.8 Влияние эффектов «пенной нефти» и внутрипластовой эмульсификации на 174 разработку сеноманских нефтяных пластов

4.8.1 Лабораторные исследования проявления эффекта «пенной нефти» для 176 сеноманских нефтяных пластов

4.8.2 Проявления эффекта «пенной нефти» при исследовании скважин 178 сеноманских нефтяных пластов

4.8.3 Лабораторные исследования эффекта внутрипластовой эмульсификации 178 для сеноманских нефтяных пластов

4.9 Моделирование эффектов «пенной нефти» и внутрипластовой 180 эмульсификации при разработке сеноманских нефтяных пластов

4.9.1 Моделирование эффекта «пенной нефти»

4.9.2 Моделирование внутрипластовой эмульсификации

4.10 Рекомендации по повышению эффективности разработки сеноманских 189 нефтяных пластов в условиях аномального проявления эффектов техногенеза

4.11 Подходы к повышению эффективности разработки нефтяных оторочек 190 неконсолидированных сеноманских пластов

4.11.1 Секционное заканчивание и использование устройств контроля притока

4.11.2 Гидродинамические методы управления прорывом газа: ППД, 194 отбор газа из газовой шапки

4.12 Подходы к повышению нефтеотдачи неконсолидированных сеноманских 197 пластов с высоковязкой нефтью

4.12.1 Анализ и ранжирование методов повышения нефтеотдачи для 198 неконсолидированных коллекторов с высоковязкой нефтью

4.12.2 Заводнение горячей водой

4.12.3 Полимерное заводнение

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 5. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАСОЛОНЕННЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ГЕТЕРОГЕННОЙ СМАЧИВАЕМОСТЬЮ И НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ПЛАСТОВ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ АСПВ, ОСЛОЖНЕННЫХ ПРОЯВЛЕНИЕМ АНОМАЛЬНОГО ТЕХНОГЕНЕЗА

5.1 Комплексный подход к выбору эффективной технологии вскрытия пласта 220 и ГРП для условий засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью

5.1.1 Влияние жидкостей ГРП на коэффициент восстановления 221 проницаемости по нефти

5.1.2 Влияние типа бурового раствора на коэффициент восстановления 222 проницаемости по нефти

5.2 Схема вывода скважин на целевой режим эксплуатации для 224 низкотемпературных пластов с высоким содержанием парафина

5.3 Методика распространения гетерогенной смачиваемости в модели пласта

5.4 Методика распространения засолонения в межскважинном пространстве 231 модели пласта

5. 5 Моделирование эффекта рассоления при заводнении

низкоминерализованной водой

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 6. ПОВЫШЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕОДНОРОДНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ С ВЫСОКОЙ ЛАТЕРАЛЬНОЙ АНИЗОТРОПИЕЙ СВОЙСТВ

6.1 Методика распространения площадной анизотропии проницаемости 243 в модели пласта

6.1.1 Методика межскважинных исследований в условиях площадной 244 анизотропии проницаемости пласта

6.1.2 Практическое применение разработанной методики

6.1.3 Моделирование разработки месторождений системами горизонтальных 249 скважин в условиях площадной анизотропии проницаемости

6.2 Методика прогнозирования азимута развития трещин ГРП для оптимальной 252 ориентации проектного фонда ГС в модели пласта

6.3 Матрица требований к гидродинамическим моделям пласта для учета 255 выявленных аномальных и сопряженных эффектов техногенеза

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПРИНЯТЫЕ СОКРАЩЕНИЯ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Актуальность темы исследования

В настоящее время в связи с естественным падением добычи нефти хорошо изученных и освоенных месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья активно развиваются новые стратегические направления для поддержания и увеличения добычи в РФ, локализованные преимущественно в арктической зоне ЯНАО (п-ов Ямал, Гыданский п-ов), севере Красноярского края и в Восточной Сибири. В данных регионах в ближайшие 5-10 лет планируется создание крупных производственных кластеров по добыче углеводородов со строительством уникальной инфраструктуры, в т.ч. предполагающей транспортировку добываемой продукций по стратегическому для РФ направлению через северный морской путь. Существенная часть ресурсной базы углеводородов перспективных регионов развития локализована в пластах, характеризующихся сложным геологическим строением и проявлением специфических внутрипластовых процессов техногенеза при их разработке: неконсолидированные коллекторы с высоковязкой нефтью; засолоненные пласты с гетерогенной смачиваемостью; низкотемпературные пласты, содержащие асфальто-смоло-парафинистые вещества (АСПВ) с условиями фазового перехода близкими к начальным пластовым; пласты с выраженным тензорным характером анизотропии свойств. Входе проведенных в диссертации лабораторных и промысловых исследований выявлено, что для данного класса пластов характерно аномальное проявление комплекса эффектов техногенеза при воздействии на пласт в процессе его вскрытия и разработки, которые в синергии с другими сопряженными факторами могут оказывать принципиальное влияние на показатели и эффективность добычи углеводородов. Под аномальным подразумевается проявление эффекта, отклоняющееся от нормы, общих закономерностей, принятых в практике разработки нефтяных пластов.

История развития концепции техносферы и техногенеза восходит к учению В.И. Вернадского (1926-1935гг.). В геологии термин «техногенез» как геохимической деятельности промышленности человека, приводящей к концентрации и перегруппировке химических элементов и их соединений в земной коре, был введен А.Е. Ферсманом (1936г.) [193]. В дальнейшем С.Д. Воронкевич выделяет понятие «техногенный литогенез», в результате которого возникает специфическое новообразование - искусственные грунты. В диссертационной работе принято следующее определение, «техногенез» - стадия преобразования горных пород в пластовых условиях при техногенном воздействии, когда основное влияние на состав и свойства пород оказывают именно техногенные процессы, а естественные природные условия играют сопряженную роль.

Для неконсолидированных терригенных коллекторов с высоковязкой нефтью, расположенных в РФ преимущественно в сеноманских пластах Западной Сибири, помимо широко известной вязкостной неоднородности на фронте вытеснения при заводнении [188] характерно проявление следующих специфических/аномальных эффектов техногенеза: 1) аномальная деформация, разрушение коллектора, сопровождающееся выносом частиц породы и скачкообразным снижением продуктивности скважин; 2) образование техногенных каналов преимущественной фильтрации (в зарубежной литературе используется термин wormhole - «червоточина») между добывающей и нагнетательной скважиной с последующим «кинжальным» прорывом воды и снижением коэффициента охвата; 3) разрушение маломощных ~1м глинистых перемычек, сопровождающееся резким прорывом газа и воды с флюидальных контактов; 3) динамическое перераспределение фильтрационных потоков в пласте в зависимости от режима заводнения; 4) вспенивание нефти (в зарубежной литературе используется термин foamy oil - «пенная нефть») в околоскважинной зоне (далее ОЗ) при забойном давлении ниже давления насыщения в системе нефть-газ, приводящее к обратно нелинейной зависимости продуктивности скважины от депрессии; 5) образование и фильтрация внутрипластовой эмульсии (вода в нефти), приводящее к неклассическому характеру обводнения скважин.

Разработка засолоненных терригенных пластов с гетерогенной смачиваемостью, расположенных в РФ преимущественно в Восточной Сибири, сопровождается следующими эффектами аномального техногенеза: 1) изменение структуры порового пространства, прочностных свойств коллектора и характеристики вытеснения вследствие рассоления пласта в процессе заводнения низкоминерализованной водой; 2) динамическая самокольматация ОЗ вследствие выпадения солей при прорыве высокоминерализованного фронта вытеснения к забою добывающей скважины; 3) защемление привнесенной техногенной воды в ОЗ в зависимости от минерализации технологической жидкости, локального типа смачиваемости вскрытого интервала и степени его засолонения.

Для низкотемпературных пластов, содержащих АСПВ с условиями фазового перехода близкими к начальным пластовым, характерна внутрипластовая фильтрация образующихся вследствие изменения термобарических условий частиц АСПВ с их осаждением в поровом пространстве. При этом в наиболее градиентной по изменению давления и температуры ОЗ может происходить интенсивная самокольматация пласта (в литературе используется термин «парафиновая» кольматация). В результате формируется зона поражения пласта со сложным распределением концентрации выпавших твердых частиц и проницаемости коллектора, зависящей от содержания парафина в нефти, газового фактора и скорости осаждения частиц на поверхность пор. Параметры зоны поражения

пласта существенно влияют на продуктивность скважины вплоть до полной потери притока.

Эффективное освоение запасов нефти, осложненных проявлением вышеописанных аномальных эффектов техногенеза, требует проведения междисциплинарных научных исследований, выполненных в диссертационной работе в следующей этапности (Рисунок 1): 1) определение исчерпывающего перечня аномальных и сопряженных внутрипластовых эффектов техногенеза на этапе проектирования разработки и проведения опытно-промышленных работ; 2) создание физико-математических моделей, алгоритмов и методик для корректной оценки комплексного влияния аномальных и сопряженных эффектов техногенеза на объект разработки; 3) повышение эффективности разработки за счет нивелирования/профилактики негативного влияния комплекса эффектов техногенеза или максимизации положительного влияния.

Рисунок 1. Ключевые направления научных-исследований (АЭ - аномальные эффекты, СЭ - сопряженные эффекты).

Наработанные десятилетиями в традиционных регионах добычи подходы, методики моделирования, проектирования разработки и эксплуатации месторождений не учитывают в полной мере описанную выше специфику проявления аномальных эффектов техногенеза и требуют, зачастую, принципиальной корректировки, а в некоторых случаях и разработку с нуля. Важно отменить, что в связи с высокими капитальными затратами для запуска новых масштабных проектов в арктических и удаленных регионах цена ошибки принятия неэффективных решений на этапе проектирования разработки и проведения опытно-промышленных работ крайне высока [29]. Ключевым моментом перед принятием окончательных решений по полномасштабной разработке и обустройству месторождения является выявление критических факторов, аномальное проявление которых в синергии с сопряженными эффектами в процессе реализации принятого проектного решения может привести к необходимости его принципиального пересмотра. Как правило, аномальное проявление того или иного эффекта техногенеза является результатом интерференции

множества внутрипластовых процессов (как аномальных, так и сопряженных с ними) на фоне техногенного изменения полей давления и температуры в пласте. Следует отметить, что мероприятия, направленные на профилактику негативного проявления аномальных эффектов техногенеза, могут оказывать противоположное действие на эффективность сопряженных внутрипластовых процессов, что делает нетривиальным поиск и выбор оптимального технического решения для объекта разработки в целом. Решение многофакторных и междисциплинарных задач такого уровня сложности требует изменения и самого подхода к проведению научного поиска. В связи с этим, в диссертационной работе были применены алгоритмы теории решения изобретательских задач (ТРИЗ), которые нашли широкое применение при решении нестандартных научно-технических проблем в различных отраслях.

Достижение целевых показателей эффективности крупных проектов в новых регионах невозможно без создания научных основ и методической базы, соответствующей описанной выше специфике аномального техногенеза и включающей следующие основные работы, которые попали в периметр диссертации: 1) специализированные промысловые эксперименты и PVT исследования пластовых флюидов и керна в условиях, приближенных к пластовым; 2) разработка разномасштабных физико-математических моделей аномальных и сопряженных процессов техногенеза, комплементарных к стандартным гидродинамическим моделям пласта и воспроизводящих данные фактической эксплуатации объектов исследования в целевом классе точности; 4) обоснование технических решений разработки, вскрытия пласта и заканчивания скважин, обеспечивающих минимизацию негативного проявления эффектов техногенеза; 5) разработка и реализация необходимо-достаточной программы опытно-промышленных работ, позволяющей выявить аномальные эффекты техногенеза и получить необходимую фактическую информацию, обеспечивающую настройку физико-математических моделей для проведения прогнозных расчетов в целевом классе точности.

Таким образом, решаемая в диссертационной работе задача создания научных основ разработки нефтяных пластов с аномальным проявлением техногенеза является актуальной. Внедрение разработанных в диссертации физико-математических моделей, подходов, методик и технических решений позволит эффективно разрабатывать сложные месторождения в новых перспективных регионах развития РФ, а также существенно снизить риски принятия ошибочных решений на этапе проектирования.

Цель работы - научное обоснование и разработка специализированных физико-математических моделей внутрипластовых процессов, подходов, алгоритмов, методик и комплексных технических решений, обеспечивающих повышение эффективности

разработки нефтяных пластов, осложненных аномальным проявлением техногенеза. Основными задачами исследования являются:

1. Анализ физических процессов техногенеза, происходящих в ОЗ и межскважинном пространстве при вскрытии, освоении и разработке пласта. Выявление комплексных механизмов, закономерностей и ключевых влияющих факторов, приводящих к аномальному проявлению эффектов техногенеза.

2. Разработка программ и проведение специализированных исследований пластовых флюидов, фильтрационных исследований керна, промысловых и стендовых экспериментов, позволяющих выявить закономерности и зависимости масштаба проявления аномальных эффектов техногенеза от ключевых влияющих факторов для использования при моделировании разработки пласта.

3. Разработка разномасштабных физико-математических моделей, комплементарных к стандартным гидродинамическим моделям пласта и воспроизводящих аномальное проявление эффектов техногенеза с учетом интерференции с комплексом влияющих сопряженных внутрипластовых процессов.

4. Разработка моделей ОЗ пласта и исследование закономерностей динамического техногенного изменения ее фильтрационных свойств в условиях аномального техногенеза, оценка влияния на продуктивность скважин различной конструкции. Обоснование параметров технологий вскрытия пласта и заканчивания скважин, обеспечивающих минимизацию негативного проявления эффектов техногенного изменения фильтрационных свойств ОЗ.

5. Разработка термогидродинамических моделей многофазной фильтрации флюидов к скважине в техногенно-измененном пласте с вторичным вскрытием, позволяющих определять структуру ОЗ посредством решения сопряженной задачи по динамике забойного давления и температуры.

6. Обоснование оптимальных режимов заводнения, режимов эксплуатации скважин и комплексных технических решений, обеспечивающих повышение эффективности разработки нефтяных пластов, осложненных аномальным проявлением эффектов техногенеза.

7. Научное обоснование методик и алгоритмов моделирования для повышения качества прогнозирования показателей разработки неконсолидированных пластов (в т.ч. нефтяных оторочек) с ВВН, засолоненных пластов с гетерогенной смачиваемостью и неоднородных пластов с выраженным тензорным характером анизотропии свойств.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются нефтяные пласты с неоднородным, анизотропным

геологическим строением и аномальным проявлением комплекса эффектов техногенеза при их разработке: 1) неконсолидированные коллекторы с ВВН; 2) засолоненные пласты с гетерогенной смачиваемостью; 3) низкотемпературные пласты, содержащие АСПВ с условиями фазового перехода близкими к начальным пластовым. Характерные для данных объектов АЭ техногенеза исследованы на примере сеноманских нефтяных пластов Западной Сибири и вендских засолоненных терригенных пластов Восточной Сибири.

Методы исследования

Для решения поставленных задач применялись следующие методы: междисциплинарный анализ и систематизация теоретических, лабораторных, промысловых исследований, фактических результатов ОПР и промысловых экспериментов; экспериментальные лабораторные методы комплексного исследования неконсолидированных, засолоненных, анизотропных терригенных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью; экспериментальные лабораторные методы исследования пластовых флюидов и их эмульсий в различных термобарических условиях; аналитические и численные методы решения задач моделирования внутрипластовых процессов; гидродинамическое моделирование (ГМ) разработки пласта.

Научная новизна работы

1. На примере сеноманских нефтяных пластов экспериментально и на основе промысловых данных установлено, что при разработке неконсолидированных коллекторов с ВВН возникает ряд АЭ техногенеза: деформация, разрушение коллектора с аномальным снижением продуктивности скважин; разрушение экранирующих глинистых перемычек в процессе эксплуатации; динамическое перераспределение внутрипластовых фильтрационных потоков; образование каналов преимущественной фильтрации («червоточин») и «кинжальных» прорывов воды при заводнении; вспенивание нефти («пенная нефть») при снижении давления ниже давления насыщения в системе нефть-газ; внутрипластовая эмульсификация нефти.

2. Предложены физико-математические модели, позволяющие описать выявленные АЭ техногенеза при разработке неконсолидированных пластов с ВВН, и воспроизвести обусловленную их проявлением неклассическую динамику показателей разработки на примере сеноманских нефтяных пластов.

3. На примере вендских терригенных пластов Восточной Сибири экспериментально и на основе промысловых данных установлена динамическая структура ОЗ, обусловленная проявлением АЭ техногенеза на различных этапах разработки. Первичная ОЗ: рассоление пласта, защемление привнесенной воды в поровом пространстве при вариации смачиваемости, разуплотнение и деформация наиболее промытых областей. Вторичная ОЗ:

выпадение солевого осадка при прорыве высокоминерализованного фронта воды, выпадение частиц парафина при техногенных изменениях термобарических условий пласта.

4. Предложены физико-математические модели, позволяющие воспроизводить сложнопостроенную структуру ОЗ и неклассическую динамику продуктивности скважин, обусловленную проявлением АЭ техногенеза, для засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью и низкотемпературных пластов с высоким содержанием АСПВ.

5. Предложены методики и алгоритмы, позволяющие учесть АЭ техногенеза при ГМ разработки засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью и пластов с тензорной анизотропией свойств: 1) Методика учета рассоления в межскважинном пространстве модели пласта; 2) Методика распространения гетерогенной смачиваемости в модели пласта; 3) Методика распространения площадной анизотропии свойств в модели пласта.

6. Разработаны термогидродинамические модели многофазной фильтрации в техногенно-измененном пласте с вторичным вскрытием, позволяющие определить структуру ОЗ. На основе интерпретации термогидродинамических исследований скважин предложен алгоритм выбора оптимальных геолого-технических мероприятий и разработаны схемы вывода скважин на целевой режим эксплуатации, обеспечивающие минимизацию потери продуктивности.

Положения, выносимые на защиту

1. Выявленный комплекс эффектов аномального техногенеза для неконсолидированных коллекторов с высоковязкой нефтью, проявление которых вследствие интерференции с сопряженными внутрипластовыми процессами оказывает существенное влияние на показатели разработки месторождений (на примере сеноманских нефтяных пластов).

2. Научно обоснованный комплекс разномасштабных физико-математических моделей для оценки влияния аномальных эффектов техногенеза на основные показатели разработки неконсолидированных коллекторов с высоковязкой нефтью (на примере сеноманских нефтяных пластов).

3. Выявленная динамическая структура сложнопостроенных околоскважинных зон в засолоненных коллекторах с гетерогенной смачиваемостью, обусловленная проявлением аномальных эффектов техногенеза на различных стадиях разработки пласта (на примере терригенных пластов Восточной Сибири).

4. Научно обоснованный комплекс физико-математических моделей и алгоритмов, применение которых позволяет определять параметры околоскважинной зоны

засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью и низкотемпературных пластов с высоким содержанием АСПВ (на примере терригенных пластов Восточной Сибири). 5. Комплекс методических рекомендаций по повышению качества гидродинамического моделирования разработки засолоненных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью и пластов с тензорной анизотропией свойств в условиях проявления аномальных эффектов техногенеза (на примере терригенных пластов Восточной Сибири). Практическая значимость работы

1. Применение предложенных комплексных технических решений по разработке неконсолидированных пластов с ВВН и засолоненных пластов с гетерогенной смачиваемостью позволило повысить эффективность добычи, а также снизить риски недостижения плановых показателей проектов по причине аномального проявления эффектов техногенеза.

2. Разработанные модели ОЗ, методики /алгоритмы/технические решения по сохранению и восстановлению продуктивности скважины, комплексно учитывающие изменение фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта в результате аномального проявления техногенеза, позволили повысить эффективность программ геолого-технологических мероприятий (ГТМ) нефтедобывающих предприятий.

3. Применение в гидродинамических расчетах разработанного комплекса физико-математических моделей, учитывающих проявление аномальных и сопряженных с ними эффектов техногенеза, позволит повысить качество проектирования разработки месторождений и снизить риск принятия неэффективных технических решений.

5. Предложенные технические решения по повышению эффективности разработки засолоненных неоднородных коллекторов с гетерогенной смачиваемостью позволили обеспечить максимальный прирост продуктивности скважин по результатам проведения интенсификации и выбрать оптимальное расположение горизонтальных стволов в системе разработки относительно локального тензора анизотропии свойств.

6. Разработанная методика планирования, реализации и интерпретации межскважинных 3D гидродинамических исследований позволяет получить необходимую информацию для выбора оптимальной системы разработки пластов с тензорным характером проницаемости.

7. Разработанные схемы вывода скважин на целевой режим эксплуатации для низкотемпературных пластов с парафинистой нефтью и неконсолидированных коллекторов с ВВН обеспечили минимизацию динамического скин-фактора и позволили избежать скачкообразного снижения продуктивности скважин.

8. С помощью разработанной матрицы требований к гидродинамическим моделям пласта возможно без проведения предварительных исследований определить необходимый и

достаточный тип и функционал модели для оценки влияния аномальных и сопряженных эффектов техногенеза на выбранный показатель разработки в целевом классе точности.

Личный вклад автора

Постановка и участие в проведении лабораторных, численных и промысловых экспериментов; систематизация результатов мультидисциплинарных исследований; разработка физико-математических моделей процессов техногенеза; разработка методик и алгоритмов гидродинамического моделирования аномальных и сопряженных эффектов техногенеза.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Научные основы разработки нефтяных пластов с аномальным проявлением техногенеза»

Апробация работы

В полном объеме результаты диссертационной работы докладывались на научных семинарах им. С.Н. Закирова в ИПНГ РАН, на заседании кафедры разработки месторождений Тюменского индустриального университета, Уфимского государственного нефтяного технического университета. Основное положения и результаты докладывалось на научно-техническом семинаре ООО «Газпромнефть-НТЦ», на научном семинаре кафедры компьютерного моделирования МФТИ (ГУ), научно-техническом совете ООО «ТННЦ», российских и зарубежных конференциях: I-м международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (2007); VI международной научно-практической конференции «Геофизика-2007» (2007); 50-й, 51-й научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (2007, 2008); 11th, 13th, 14th, 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (2008, 2012, 2014, 2018); 2-й, 7-й, 8-й научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (2009, 2014, 2015); SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition (2012, 2016, 2017, 2020); 75th European Association of Geoscientists and Engineers Conference and Exhibition (2013); 17th European Symposium on Improved Oil Recovery (2013); SPE Heavy Oil Conference Canada (2013); 3-й международной научно-практической конференции «GeoBaikal 2016: Expand Horizons» (2016); 19-й конференции по вопросам геологоразведки и разработки месторождений нефти и газа «Геомодель-2017» (2017); 2-й, 3-й научно-практической конференции «Горизонтальные скважины. Проблемы и перспективы» (2017, 2019).

Публикации

По результатам исследований, выполненных в рамках диссертационной работы, опубликовано 45 печатных работ, из них 35 публикаций в периодических изданиях, рекомендованных ВАК (в т.ч. 25 публикаций в изданиях, включенных в Scopus), 9 тезисов

докладов, материалов конференций и публикаций в журналах, не входящих в список рекомендованных ВАК, 1 патент РФ. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы, включающего 300 наименований. Общий объем работы составляет 286 страниц, включая, 164 рисунка, 25 таблиц.

Глава 1. «Обзор, лабораторные и промысловые исследования

аномальных и сопряженных эффектов техногенеза, влияющих на

формирование околоскважинной зоны и изменение структуры порового

пространства пласта»

Как было отмечено выше, для повышения эффективности разработки целевых объектов исследования диссертационной работы важным моментом является определение исчерпывающего перечня аномальных и сопряженных эффектов техногенеза, а также выявления связей и закономерностей их комплексного влияния на основные внутрипластовые процессы. В случае если перечень эффектов будет неполным, при обосновании базового технического решения возникает риск нахождения локального оптимума, а не оптимума для всей системы. Для решения данной задачи основными инструментами являются специализированные экспериментальные исследования керна и пластовых флюидов, а также детальный анализ исследования скважин и промысловых экспериментов на этапе опытно-промышленных работ. В диссертации выполнены специализированные исследования керна (100 образцов) и пластовых флюидов (50 проб), а также промысловые эксперименты (10 экспериментов).

Для нефтяных пластов, являющихся предметом исследования диссертационной работы (неконсолидированные коллекторы с высоковязкой нефтью; засолоненные пласты; низкотемпературные пласты, содержащие АСПВ с условиями фазового перехода близкими к начальным пластовым; неоднородные коллекторы с гетерогенной смачиваемостью; пласты с выраженным тензорным характером анизотропии свойств), характерно аномальное проявление разномасштабных комплексных эффектов техногенеза при разработке, которые схематично представлены на Рисунке 1.1.

В большинстве случаев аномальное проявление эффектов техногенеза имеет место в наиболее градиентной по термобарическим условиям ОЗ, т.к. именно скважина является проводником техногенных воздействий, привносимых в пласт в процессе его вскрытия и разработки. Для ряда объектов аномальное проявление эффектов техногенеза происходит в масштабе всего пласта, тем самым оказывая влияние не только на дебит скважин, но и на нефтеотдачу в целом. По масштабу проявления эффекты можно условно разделить на три категории: 1) эффекты на стенке скважины (масштаб ~см); 2) эффекты в ОЗ (масштаб ~м); 3) эффекты в масштабе всего пласта. На Рисунке 1.2 схематично представлены исследованные в диссертационной работе аномальные и сопряженные с ними эффекты техногенеза (желтой заливкой отмечены эффекты, характерные для неконсолидированных сеноманских пластов с высоковязкой нефтью, синей заливкой - для вендских засолоненных пластов Восточной Сибири).

Рисунок 1.1. Схема разномасштабных внутрипластовых эффектов техногенеза, проявляющихся при разработке объектов исследования диссертационной работы.

аномальные эффекты техногенеза (АЭ) сопряженные эффекты техногенеза (СЭ)

1. Прорыв газа из ГШ ("конус") 2. Фильтрация выделившегося газа при Р<Рнас

3. Эффект «пенной» нефти

4. Деформация, разрушение коллектора, вынос породы, самокольматация 5. Деформационные процессы в межскважинном пространстве

6. Деформация, разрушение коллектора, образование "червоточин"

7. Фильтрация твердых частиц, техногенное перераспределение фильтрационных потоков

8. «Кинжальные» прорывы закачиваемой воды по техногенным каналам

9. Рассоление коллектора

10. Тензорный характер анизотропности ФЕС и ОФП пласта

11. Кольматация привнесенными твердыми частицами

12. Защемление привнесенной воды

13. Вторичное вскрытие {перфорация)

11. Кольматация привнесенными твердыми частицами

13. Вторичное вскрытие (перфорация)

14. Выпадение АСГ В и соли

15. Эффект Джоуля-То мсона

14. Выпадение АСПВ

16. Разница между температурами закачиваемого агента и пласта

17. Образование и фильтрация внутри пластовой эмульсии

18. Фильтрационная неоднородность пласта, обусловленная гетерогенной смачиваемостью

19. Прорыв подстилающей воды {"конус")

- СМ

~1м

околоскважиниая зона добывающей скважины

~ 100м

межскважинное пространств о

~ 1 М

- СМ

околоскеажинная зона нагнетательной скважины

Рисунок 1.2 Схема исследованных в диссертации аномальных и сопряженных с ними

эффектов техногенеза.

Далее проведен обзор лабораторных, численных и промысловых исследований эффектов техногенеза в разрезе их влияния на структуру и свойства ОЗ пласта. Представлены результаты проведенных в диссертационной работе лабораторных и промысловых экспериментов, позволяющих выявить механизмы и закономерности

влияния аномальных и сопряженных эффектов техногенеза на структуру ОЗ объектов исследования. Перенос выявленных экспериментальных и эмпирических закономерностей на масштаб пласта решается посредством создания специализированных физико-математических и гидродинамических моделей/алгоритмов, учитывающих синергетический эффект от проявления ансамбля влияющих факторов. Разработка данных моделей и алгоритмов является одной из задач диссертационной работы, решение которой представлено в следующих главах.

1.1 Комплекс эффектов техногенеза, определяющих структуру

околоскважинной зоны пласта

При бурении, освоении и эксплуатации скважин в ОЗ происходит множество физических процессов, которые в разной степени влияют на ее структуру. В работах Чиркова М.В., Михайлова Н.Н. (2009г.) показано, что в общем случае ФЕС ОЗ являются функцией множества факторов, которые динамически меняются во времени: фактор скорости отложения мелких частиц на поверхности пор; фактор высвобождения частиц; фактор скорости уноса мелких частиц; фактор скорости адсорбции жидкости; фактор разбухания; фактор скорости изменения размеров пор; фактор закупорки поровых каналов; минералогический состава пористой среды; концентрация солей; смачиваемость породы; смачиваемость дисперсных частиц; депрессия на пласт; температура и т.д. В обобщенном виде функция изменения проницаемости в результате техногенных изменений пласта

может быть записана в виде — = f(t)m(a1, ...,a¿, ..., an), где ai - перечисленные выше

fcg

влияющие факторы [131].

Исследование влияния техногенеза на структуру и динамику изменения свойств ОЗ проводилось в работах Михайлов Н.Н., Подгорнов В.М., Зайцев М.В., Чирков М.В., Чумиков Р.И., Крылов В.И., Никитин Б.А., Гноевых А.Н., Шелухин В.В, Ельцов И.Н., Попов С.Н., Рыжиков Н.И., Михайлов Д.Н., Шако В.В., Виноградов И.А., Загоровский А.А., Гильманов Я.И., Бовт А.Н., Мусинов В.И., Мясников К.В, Михайлов А.Н., Ермилов О.М., Сечина Л.С., Моторова К.А., Кузьмин В.А., Веригин Н.Н., Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Сидорин Ю.В., Al-Taq A., Bazin B., Ding.D., Ding Y., Longeron D., Renard G., Audibert A., Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R., Krueger R.F., Pucknell J.K, Behrmann L.A., P. Bedrikovetsky, M. J. da Silva, D. R. Fonseca, Renard G., Dupuy J.M., Frick T.P., Economides M.J., Furui K., Zhu D., Hill A.D. и др. В данных работах предложены общие математические модели, позволяющие описывать изменения фильтрационных свойств ОЗ за счет задания параметрических зависимостей от давления, расстояния, водонасыщенности и других параметров. Предложены аналитические зависимости для оценки влияния параметров ОЗ на продуктивность скважин.

Многообразие и интерференция влияющих факторов делает затруднительным создание универсальной физико-математической модели формирования ОЗ, пригодной для всех случаев. В работах Попова С.Н. делается вывод о том, что «совокупный эффект от совместного проявления различных факторов не является аддитивным, а возникает особый синергетический эффект, не совпадающий с ранее установленными по отдельности закономерностями изменения природных свойств пласта. Возникает необходимость изучения аномальных механико-химических явлений при разработке залежей углеводородов» [162].

В диссертационной работе проведена классификация физических процессов/эффектов техногенеза, влияющих на структуру ОЗ и пласта в целом (Рисунок 1.3). Синей заливкой на схеме выделены механизмы техногенеза, имеющие аномальное проявление при разработке объектов исследования диссертационной работы и являющиеся фокусом исследования.

Рисунок 1.3 Исследованные в диссертационной работе аномальные эффекты в общей классификации механизмов техногенеза нефтяного пласта.

В Таблице 1.1 представлены основные блоки физических процессов и эффекты техногенеза, влияющие на формирование и структуру ОЗ объектов исследования диссертационной работы: 1) гравитация; 2) анизотропия пласта; 3) кольматация твердыми частицами; 4) вторичное вскрытие пласта; 5) деформация, суффозия и разрушение коллектора; 6) выпадение АСПВ и соли; 7) защемление техногенной воды; 8) рассоление. Степень влияние каждого фактора на структуру ОЗ не может быть определена по универсальным методикам и требует индивидуальной проработки для каждого конкретного случая. Следует отметить, что разработка объектов исследования диссертационной работы производится системами горизонтальных добывающих и

нагнетательных скважин. В связи с этим, изучение влияния эффектов техногенеза на структуру ОЗ производилось преимущественно для случая сегмента горизонтальной скважины (далее ГС).

Таблица 1.1

Основные физические процессы и эффекты техногенеза, определяющие структуру ОЗ

1 1 1 1 1 1 1 1

Сопряженные эффекты Аномальные эффекты

1. Гравитация 2. Анизотропия 3. Кольматация 4. Вторичное вскрытие 5. Деформация Суффозия 6. Выпадение соли/ АСПВ 7. Защемление воды 8. Рассоление

Зачастую, корректный учет ключевых факторов техногенеза для определения структуры ОЗ и, как следствие, продуктивности скважины осложнен отсутствием достаточного объема качественных специальных лабораторных исследований, а в ряде случаев даже отсутствием самих методик проведения исследований. В связи с этим, в диссертационной работе был сделан акцент на проведение специальных лабораторных и промысловых исследований по тем направлением, которые недостаточны освещены в научных работах, а не на дублирование экспериментов для получения хорошо известных зависимостей. Далее представлен обзор существующих научных работ и результаты проведенных в диссертации экспериментальных исследований по влиянию физических процессов и эффектов техногенеза на структуру и свойства ОЗ.

1.2 Влияние гравитации на структуру околоскважинной зоны

Влияние гравитации на структуру ОЗ вертикальной скважины является несущественным поскольку направление действия силы тяжести перпендикулярно плоскости фильтрации технической жидкости в пласт. В связи с этим в предположении латеральной изотропности пласта, форма ОЗ в интервальном сечении перпендикулярном стволу скважины будет близка к круговой (в предположении однородности коллектора в масштабе ОЗ ~1м). Вдоль ствола вертикальной скважины параметры ОЗ будут контролироваться распределением начальных ФЕС по разрезу пласта и технологическими условиями при бурении (время проходки интервала, репрессия и др.). В случае ГС ситуация принципиально меняется. В работах [119, 132, 205, 218, 107, 211] на основе математического моделирования показано, что вследствие гравитационной сегрегации даже в изотропных коллекторах при небольших репрессиях на пласт из-за различной плотности бурового раствора и пластового флюида вокруг ГС формируется асимметричная зона проникновения со сложной геометрией. Основная причина асимметрии в этом случае - различие плотностей бурового раствора и пластового флюида. Если закачивается более легкий раствор, то фронт вытеснения «всплывает», если раствор тяжелее, то фронт

«оседает». Влияние гравитации наиболее ярко выражено при небольших репрессиях на пласт. При больших перепадах давления расширение фронта во всех направлениях происходит практически одинаково и контролируется в большей степени параметром анизотропии пласта. На Рисунке 1.4 представлены результаты моделирования проникновения бурового раствора в пласт при различных соотношениях плотностей [205].

Рисунок 1.4 Форма зоны проникновения при различных соотношениях плотностей технологической жидкости р№ и пластового флюида р^ [Шелухин, Ельцов].

В случае незначительного превышения давления в скважине над пластовым внедрение бурового раствора в пласт из-за влияния сил гравитации может быть существенно несимметричным. Несимметричность ОЗ в некоторых случаях может оказывать заметное влияние на продуктивность скважины. Результаты численного исследования данного вопроса представлены в Главе 2 диссертационной работы.

1.3 Влияние анизотропии пласта на структуру околоскважинной зоны

Основной причиной наличия анизотропии свойств пласта являются процессы осадконакопления в условиях влияния поля гравитации и диагенеза (выщелачивание, тектонические подвижки и др.). В результате этих явлений образуются зоны, в которых преобладают разрывающие, сжимающие и сдвиговые напряжения. Это приводит к анизотропии фильтрационно-емкостных и физических свойств пластовой системы. Традиционно задачи разработки анизотропного пласта решаются для случая диагонального тензора проницаемости, при этом считается, что главные оси тензора совпадают с осями координат. Основы теории течения через анизотропные среды и методы решения задач рассматривались в работах Ризенкампфа Б.К., Аравина В.И., Нумерова С.Н., Феррандона Д., Ирмея С., Литвинишина Д., Горбунова А.Т., Щербакова Г.В., Шешукова Е.Г., Молоковича Ю.М., Дахлера Р., Шаффернака Ф., Козлова В.С., Полубариновой-Кочиной П.Я., Максимова В.М., Кадета В.В., Дмитриева М.Н., Дмитриева Н.М., Басниева К.С. и др.

В отличие от вертикальной скважины при формировании ОЗ вокруг ГС анизотропия коллектора, обуславливающая изменение геометрии зоны проникновения технической жидкости, играет существенную роль. Моделирование проникновения бурового раствора в анизотропных по проницаемости коллекторах показало, что зона проникновения должна

иметь эллиптическую форму, вытянутую по направлению наименьшего фильтрационного сопротивления [218]. На Рисунке 1.5 представлены результаты численного моделирования проникновения бурового раствора в анизотропный пласт (соотношение проницаемостей 1/10) при различных углах между осью скважины и направлением напластования. Видно, что при нулевом угле (случай вертикальной скважины) зона проникновения имеет симметричную круговую форму. При увеличении угла до 90° (случай ГС) форма зоны проникновения вытягивается в сторону наименьшего фильтрационного сопротивления, приобретая эллиптический вид.

Таким образом, в анизотропном пласте вокруг ГС образуется несимметричная зона проникновения, форма которой может быть аппроксимирована эллипсом. Помимо вертикальной анизотропии объекты исследования диссертационной работы характеризуются еще и ярко выраженной латеральной анизотропией, которая так же имеет влияние как на структуру ОЗ, так и на производительность скважин.

Рисунок 1. 5 Результаты численного моделирования проникновения фильтрата бурового раствора в анизотропный пласт (соотношение проницаемостей 1/10)

[Barber].

Современные методы лабораторных керновых исследований дают возможность устанавливать пространственную анизотропию коллекторских свойств - определять направления главных осей напряженного состояния и тензора проницаемости (как правило, считается, что они совпадают). По ряду экспериментов на керновом материале зафиксировано не только наличие анизотропии проницаемости, но и вариация ее характера по площади. Вариативность анизотропии пласта так же характерна для месторождений Восточной Сибири, имеющих сложное блоковое строение.

Теоретические основы методики лабораторного определения компонент тензора проницаемости анизотропных коллекторов и задачи обобщения законов нелинейной фильтрации на случай анизотропных фильтрационных свойств представлены в работе [72]. Результаты лабораторных экспериментов Гурбатовой И.П., Михайлова Н.Н. по определению абсолютной проницаемости керна в различных направлениях представлены на Рисунке 1.6. На диаграмме распределения проницаемости по направлению

напластования отчетливо видно наличие направлений преимущественной фильтрации, различных в зависимости от образца керна из выборки.

Рисунок 1.6 Экспериментальные диаграммы распределения проницаемости для двух образцов в полярных координатах [Гурбатова, Михайлов].

В работе [156] показано, что принятые в нефтедобыче методики моделирования разработки сложнопостроенных коллекторов недостаточно полно учитывают специфику фильтрационных процессов в анизотропных пластах, что особенно важно при использовании ГС. Механизмы фильтрации при различном взаимоположении ствола ГС и главных осей тензора проницаемости приводят к различным закономерностям распределения фильтрационных потоков, что влияет на дебит скважины и накопленную добычу. Неучет тензорного характера проницаемости может приводить к существенным неточностям при определении показателей разработки отдельных скважин и месторождения в целом.

Таким образом, для корректного определения производительности ГС в анизотропном пласте объектов исследования диссертационной работы необходимо решать задачи фильтрации с полным тензором проницаемости, учитывая соответствующую геометрию ОЗ. Результаты численного исследования данного вопроса представлены в Главе 2 и Главе 6 диссертационной работы.

1.4 Влияние кольматации на структуру околоскважинной зоны при

первичном вскрытии пласта

Одним из определяющих процессов формирования первичной ОЗ является кольматация (также в научной литературе используются термины «загрязнение», «поражение») порового пространства коллектора твердыми частицами. Существуют два типа механизма попадания кольматирующих частиц в поровое пространство: 1) привнесение вместе с технологическими жидкостями по направлению скважина ^ пласт; 2) образование и движение кольматирующих частиц непосредственно в пласте в процессе взаимодействия фильтрующихся флюидов между собой и с породой. Первый механизм реализуется в процессе бурения и ремонта скважин. Буровой раствор/технологическая жидкость со взвешенными в нем кольматирующими частицами, проникая в ОЗ, меняет ее

физические свойства (проницаемость, водонасыщенность, удельное электрическое сопротивление и т.д.). Вероятность проникновения бурового раствора в глубь пласта увеличивается при проводке скважины на пласты с невысоким пластовым давлением (ниже гидростатического), что характерно для вендских терригенных пластов Восточной Сибири. Размер зоны поражения и степень изменения свойств ОЗ зависит также от времени контакта коллектора с технологической жидкостью, которое определяется длиной скважины в продуктивном пласте и скоростью проходки при бурении [169,120]. Специальные керновые исследования [133,220,234,290] показали, что в ОЗ формируются сложные радиальные профили фильтрационных свойств.

Степень необратимости изменения фильтрационных свойств ОЗ пласта зависит от природы кольматации, ее интенсивности и глубины. Исследованиями Абрамса А. отмечено проникновение глинистых частиц в поры гранулярных коллекторов на расстояние до 40 см и более. Другими исследователями дается меньшая глубина кольматации: от нескольких миллиметров до 5 - 10 см. Исследованиями, проведенными в ТатНИПИнефть, установлено, что, кроме размерных характеристик поровых каналов и твердых частиц, глубина кольматации зависит от физико-химических свойств дисперсной среды и репрессии на пласт. В работе Боярчука А.Ф., Кересилидзе В.П. говорится о том, что при размерах поровых каналов и трещин в 100 мкм глубина проникновения известково-битумного раствора составляет 20 - 60 см, а при 250 мкм достигает 130 - 150 см. Гидродинамические исследования, проведенные на скважинах после ввода их в эксплуатацию из бурения, и низкая эффективность малообьемных ГТМ свидетельствуют о еще более глубоком и существенном загрязнении ОЗ пласта. Изучению распределения профиля проницаемости k(r) в зоне проникновения раствора, содержащего кольматирующие частицы, посвящены работы Шехтмана Ю.М. (1961г.) [206], Касперского Б.В. (1971г.) [106], Михайлова Н.Н. (1987г.) [133], Подгорнова В.М. (1988г.) [161], Рыжикова Н.И., Михайлова Д.Н. (2014г.) [168, 139] и др. Несмотря на различия в исходных данных и методиках проведения экспериментов общая закономерность распределения проницаемости в ОЗ k(r) в виде степенных функций сохраняется.

Неоднозначность результатов по глубине и степени кольматации ОЗ на различных месторождениях очевидна и зависит от уникальных параметров пласта, типа технологических жидкостей и конкретных условий каждой скважины. Для пластов, характеризующихся аномальным проявлением эффектов техногенеза, обозначенная проблематика особенно актуальна.

После вызова притока часть кольматирующих частиц выносится из пласта под действием приложенной депрессии, при этом фильтрационные свойства коллектора

частично восстанавливаются, и в ОЗ формируется несколько отличный профиль проницаемости. Традиционно для количественного описания восстановления фильтрационных свойств используется постоянный безразмерный коэффициент восстановления проницаемости в, равный отношению измененной проницаемости образца после вызова притока к проницаемости чистого образца а для количественной оценки поражения - коэффициент уменьшения проницаемости у, равный отношению проницаемости до вызова притока к Коэффициенты в и у характеризуют степень поражения незначительных по размерам образцов керна и считаются величинами, не зависящими от размеров образца. Однако, как показывают специальные керновые исследования [132, 234, 290] коэффициенты восстановления в(г/гир) и уменьшения проницаемости у(г/гПр) зависят от расстояния до скважины, где г„р - радиус проникновения технологической жидкости в пласт / радиус зоны поражения пласта. И в случае г„р >>Гс допущение о постоянстве коэффициентов в, у в ОЗ будет приводить к некорректной оценке продуктивности сквважины.

Полученные в работах [234, 290] посредством специальных керновых исследований профили проницаемости, водонасыщенности и коэффициентов уменьшения / восстановления проницаемости представлены на Рисунке 1.7, 1.8.

Рис. 1.7 Экспериментальная зависимость Рис. 1.8 Экспериментальная зависимость коэффициента уменьшения / восстановления проницаемости и водонасыщенности от

проницаемости от расстояния до скважины расстояния до скважины.

[Ding, Longeron]. [Suryanarayana].

В работе [132] показано, что нормированные профили проницаемости в прямом и обратном направлении прокачки технологической жидкости идентичны и определяются общей для данного образца зависимостью (Рисунок 1.9). Тогда с помощью преобразования сдвига нормированного профиля проницаемости А?/г„р) их можно представить в виде в(г/гПр)=/(г/гПр,Р) и у(г/гпр)=/(г/гпр,у), где Д, у - коэффициенты восстановления и уменьшения

проницаемости пласта в малом объеме на стенке скважины. Величина относительного восстановления проницаемости ^/у на стенке скважины зависит от механизма кольматации, природной проницаемости коллектора, депрессионного/репрессионного режима промывки пласта технологической жидкостью и времени прямой и обратной промывки.

В работе [235] авторами разработана модифицированная математическая модель кольматации ОЗ с учетом вызова обратного притока в скважину, позволяющая воспроизводить экспериментальные данные специализированных фильтрационных исследований на керне.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Гайдуков Леонид Андреевич, 2022 год

Список литературы

1. Абукова Л.А. К вопросу о количественной оценке гидрохимического эффекта при техногенном заводнении коллекторов в эвапо-ритсодержащих бассейнах/ Л.А. Абукова, Г.Ю. Исаева // Тезисы докладов IV Международной конференции "Новые идеи в науках о земле". М., 1999г., с.57.

2. Аксенова Н.А. Технология и технические средства заканчивания скважин с неустойчивыми коллекторами: Монография / Н.А. Аксенова, В.П. Овчинников, А.Е. Анашкина - Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2018. - 134c.

3. Амелькин С.В. Некоторые особенности пенообразования в пористой среде / С.В. Амелькин, А.Т. Ахметов, А.А. Губайдуллин, А.В. Шнайдер // Нефтегазовое дело. - 2006. -№2. - С.1-14.

4. Андреев О.П. Методы разработки трудноизвлекаемых запасов вязких нефтей из подгазовых оторочек сеноманского горизонта Западной Сибири / О.П. Андреев, С.А. Кирсанов, В.Н. Хлебников [и др]. - М: Недра, 2015. - 355с.

5. Антониади Д.Г. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти СевероКомсомольского месторождения/ Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, К.Э. Джалалов // Интервал. - 2003. - №4 (51). - C.38-41.

6. Афанасьев И.С. Особенности проектирования разработки контактных залежей высоковязкой нефти / И.С. Афанасьев, С.И. Эдель, А.В. Джабраилов, А.Ю. Петров [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №8. - C.50-53.

7. Ахметов А.Т. Особенности течения дисперсий из микрокапель воды в микроканалах / А.Т. Ахметов // Письма в журнал технической физики. - 2016. - Т.36. - С.21-28.

8. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1988. - 343С.

9. Байков В.А. Нелинейная фильтрация в низкопроницаемых коллекторах. Анализ и интерпретация результатов лабораторных исследований керна Приобского месторождения / В.А. Байков, Р.Р. Галеев, А.В. Колонских [и др] // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2013. - № 2. - Вып. 31. - C.8-12.

10. Бембель Г.С. Математическое моделирование четочного двухфазного течения в системе капиллярных каналов / Г.С. Бембель, С.В. Степанов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2015. - №6. - C.30-38.

11. Букаты М.Б. Причины засолонения нефтегазоносных коллекторов на юге Сибирской платформы / М.Б. Букаты, В.И. Вожов, Т.А. Горохова, Е.З. Рахленко, С.Л.Шварцев // Геология и геофизика. - 1981. - № 9. - С.15-25.

12. Бовт А.Н. Проницаемость твердой пористой среды после камуфлетного взрыва: лабораторный эксперимент / А.Н. Бовт, В.И. Мусинов, К.В. Мясников, Е.А. Щурыгин // Динамика многофазных сред - Новосибирск, 1985. - C.15.

13. Богданов А.В. Оценка константы скорости растворения галита в открытом объеме и в пористой среде / А.В. Богданов, Т.А. Исмайилов //Научно технический сборник «Вести газовой науки». - 2017. - №2(30). - C.208-213.

14. Бодрягин А.В. Регулирование процессов трещинообразования при закачке воды в пласт: на примере пласта АВ31 + АВ2-3 Самотлорского месторождения: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / А.В. Бодрягин. - Тюмень, 2001. - 155с.

15. Болычев Е.А. Заканчивание горизонтальных скважин на пилотном кусте Русского месторождения / Е.А. Болычев, А.М. Нуйкин, Э.Я. Муслимов [и др] //Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2014. - №2. - С.3-11.

16. Бондаренко А.В. Экспериментальное обоснование сопровождения опытно-промышленных работ по обоснованию технологии полимерного заводнения в условиях высокой минерализации пластовых и закачиваемых вод: диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / А.В. Бондаренко, - Москва, 2017. - 132с.

17. Брадулина О.В. 3D гидропрослушивание на Памятно-Сасовском месторождении / О.В. Брадулина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008.

- №12. - C.42-46.

18. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа / А.И. Брусиловский - М.: Грааль, 2002. - 575с.

19. Булчаев Н.Д. Методы защиты насосного оборудования при добыче пескосодержащей нефти / Н.Д. Булчаев, А.В. Минеев, П.М. Кондрашов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2010.

- №10. - C.82-85.

20. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1988. - 422c.

21. Бюкачек Р.Ф. Равновесное содержание влаги в природных газах: пер. англ. / Р.Ф. Бюкачек. -М: ВНИИГАЗ, 1959. - 56с.

22. Валиуллин Р.А. Интерпретация термогидродинамических исследований при испытании скважины на основе численного симулятора / Р.А. Валиуллин, А.Ш. Рамазанов, Т.Р. Хабиров [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Москва, 2015. - C.1425.

23. Валиуллин Р. А. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами/ Р. А. Валиуллин, А.Ш. Рамазанов, Р.Ф. Шарафутдинов // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. - 1994. - №6. - С.113-117.

24. Васильев А.В. Воздействие камуфлетного взрыва на фильтрационные свойства коллекторов / А.В. Васильев, В.В. Кадет // Динамика многофазных сред. - Новосибирск, 1985. - C.38.

25. Васильев В.В. Поиск новых решений для оптимизации разработки Русского месторождения / В.В. Васильев, Н.Н. Иванцов, К.Г. Лапин, Е.Р. Волгин // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. - 2018. - №4. - C.46-52.

26. Васильев Ю.Н. Новое уравнение фильтрации, учитывающее влияние погребенной воды и тупиковых пор на движение газа в продуктивном пласте / Ю.Н. Васильев // Научно-технический сборник Вести газовой науки. - 2014. - №4. - С.4-15.

27. Вахрушева И.А. Опыт работ и методические подходы к изучению керна, отобранного из неконсолидированных отложений пласта ПК1-7 / И.А. Вахрушева, И.В. Новосадова, Я.И. Гильманов // V научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», 2015. - С.7.

28. Веригин Н.Н. Диффузия и массообмен при фильтрации жидкостей в пористых средах / Н.Н. Веригин, Б.С. Шержуков // Развитие исследований по теории фильтрации в СССР. -М.: изд. Наука, 1966. - С.237-313.

29. Вехи и выходы: Управление крупными проектами в «Газпром нефти» / Журнал «Сибирская нефть». - 2013. - №6. - URL: https://www.gazprom-neft.ru/press-center/sibneft-online/archive/2013 -j une/1104179.

30. Вилкова Н.Г. Свойства пен и методы их исследования: моногр. / Н.Г.Вилкова. - Пенза, ПГУАС, 2013 - 120 с. ISBN 978-5-9282-1032-8.

31. Виноградов И.А. Исследование процесса рассоления при разработке засолонённых терригенных коллекторов Верхнечонского месторождения / И.А. Виноградов, А.А. Загоровский, В.А. Гринченко, Я.И. Гордеев // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №1. - C.74-77.

32. Власов С.А. Новые перспективы полимерного заводнения в России/ С.А. Власов, Я.М. Каган, А.В. Фомин [и др] // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №5. - C.46-49.

33. Воробьев В.С. Модель распространения терригенных коллекторов и засолоненных песчано-гравелитистых отложений в пределах месторождений центральной части Непского свода / В.С. Воробьев, И.В. Чеканов, Я.С. Клиновая // Геология нефти и газа. - 2017. - №3 - С.47-60.

34. Воронич И.В. Фильтрация флюида к горизонтальной скважине при изменении параметров зоны загрязнения/ И.В. Воронич, Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов // Прикладная механика и техническая физика. - 2011. - Т.52. - №4. - C.127-135.

35. Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки/ А.А. Газизов - М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. - 639с.

36. Гайворонский И.Н. Современные технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов / И.Н. Гайворонский, А.А. Меркулов, А.Ю. Ликутов //Бурение и нефть. - 2016. -№1. - С.41-44.

37. Гайдуков Л.А. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит / Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №1. - С.90-93.

38. Гайдуков Л.А. Моделирование изменения проницаемости околоскважинной зоны добывающей скважины при фильтрации высокоминерализованного раствора хлористого натрия/ Л.А. Гайдуков // Нефтяное хозяйство. - 2021. - №2. - С.82-85.

39. Гайдуков Л.А. Техногенное изменение проницаемости пласта при неизотермической фильтрации системы нефть-газ-парафин в условиях фазовых переходов / Л.А. Гайдуков, А.В. Новиков // Прикладная механика и техническая физика. - 2021. - Т.62. - №6. - С.64-73.

40. Гайдуков Л.А. Исследование структуры околоскважинных зон на различных стадиях разработки засолоненных коллекторов с текстурной смачиваемостью/ Л.А. Гайдуков // Георесурсы. - 2021. - Т.23. - №1. - С.112-117.

41. Гайдуков Л.А. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов // Газовая промышленность. -2010. - №1. - С.37-40.

42. Гайдуков Л.А. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов// Газовая промышленность. - 2008. - №6. - С.31-33.

43. Гайдуков Л.А. Учет изменений сложно построенных околоскважинных зон при оценке эффективности технологий интенсификации добычи газа / Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов, Б.А. Орынбаев // Газовая промышленность. - 2009. - №1. - С.35-38.

44. Гайдуков Л.А. Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов// Бурение и нефть. - 2010. - №4. - С.21-23.

45. Гайдуков Л.А. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов //Экспозиция нефть газ. - 2010. -№2. - С.19-22.

46. Гайдуков Л.А. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин/ Л.А. Гайдуков, Б.А. Орынбаев // Труды МФТИ. - 2010. - Том 2. - №2. - С.86-91.

47. Гайдуков Л.А. Исследование упругопластического режима фильтрации жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов// Нефтепромысловое дело. - 2010. - №6. - С. 11-17.

48. Гайдуков Л.А. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Часть 2. Пены и эмульсии/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Иванцов, С.В. Степанов [и др] //Нефтепромысловое дело. - 2016. - №1. - С.37-43.

49. Гайдуков Л.А. Определение параметров пласта по результатам эксплуатации скважин/ Л.А. Гайдуков, В.П. Степанов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2008. - №4. - С.73-79.

50. Гайдуков Л.А. Методика учета изменения сложно построенных околоскважинных зон при интенсификации добычи газа/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов, Б.А. Орынбаев // Вестник ЦКР Роснедра. - 2008. - №4. - С.41-45.

51. Гайдуков Л.А. Моделирование эффекта техногенного изменения фильтрационных свойств неконсолидированного пласта вследствие выноса твердой фазы при его заводнении/ Л.А. Гайдуков, Е.А. Кузьмин // Нефтепромысловое дело. - 2022. - №1. - С.15-19.

52. Гайдуков Л.А. Подходы к гидродинамическому моделированию в условиях аномального проявления геолого-технологических эффектов при разработке нестандартных коллекторов/ Л.А. Гайдуков // Нефтепромысловое дело. - 2020. - №9. С.5-13.

53. Гайдуков Л.А. Исследование фильтрационных характеристик для определения изменений околоскважинных зон пласта и радиальной чувствительности ГИС/ Л.А. Гайдуков// Геофизические методы исследования Земли и недр: Материалы VI Международной научно-практической конференции «Геофизика-2007» (Санкт-Петербург, Россия 1-5 октября 2007), с. 132.

54. Гайдуков Л.А. Моделирование процессов защемления в околоскважинной зоне на продуктивность скважины/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов // Материалы I Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (Москва, Россия, 18-19 сентября 2007), с. 332.

55. Гайдуков Л.А. Моделирование влияния техногенных изменений околоскважинной зоны на производительность горизонтальной скважины/ Л.А. Гайдуков// Тезисы докладов II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 15-17 апреля 2009), с.12.

56. Гайдуков Л.А. Применение метода функций Грина и алгоритма Эвальда для расчета притока жидкости к скважинам/ Л.А. Гайдуков, Д.В. Клийменко, Д.В. Посвянский // Тезисы XIII научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 15-17 апреля 2014), с.7.

57. Гайдуков Л.А. Математическое моделирование термодинамических процессов в пласте для определения структуры околоскважинной зоны/ Л.А.Гайдуков, А.В. Новиков [и др] // Тезисы IX научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 7-9 апреля 2015), c.8.

58. Гайдуков Л.А. Моделирование влияния процессов ухудшения фильтрационных свойств в околоскважинной зоне на коэффициенты сопротивления и форму индикаторных кривых/ Л.А. Гайдуков, Б.А. Орынбаев, Н.Н. Михайлов // Труды 51-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук»: Часть VI. Аэромеханика и летательная техника. - М.: МФТИ, 2008, с.211. - ISBN 978-5-7417-0279-6.

59. Гайдуков Л.А. Возможность использования данных ГИС для определения характеристик каротажного зонда и продуктивности скважин/ Л.А. Гайдуков, Н.Н. Михайлов // Труды 50-ой научной конференции МФТИ «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук»: Часть VI. Аэромеханика и летательная техника. -М.: МФТИ, 2007, с.81. - ISBN 978-5-7417-0233-8.

60. Гильманов Я.И. Исследование процесса рассоления при разработке засолоненных терригенных коллекторов Верхнечонского месторождения / Я.И. Гильманов, А.А. Загоровский, Е.Н. Саломатин, А.М. Фадеев // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №1. - C.74-77.

61. Грачев С.И. Исследования каналов сверхпроводимостей межскважинного пространства/ С.И. Грачев, А.В. Стрекалов, А.Т. Хусаинов// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2016. - №5. - С.46-56.

62. Григоращенко Г.И., Зайцев Ю.В., Кукин В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. - М.: Недра. - 1978. - 213c.

63. Гримус С.И. Использование комплексных исследований засолоненных пород-коллекторов для расширения ресурсной базы углеводородов Припятского прогиба / С.И. Гримус [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference. - Москва, 2020. - С.3086.

64. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений/ А.Т. Горбунов - М.: Недра, 1981. - 237с.

65. Горбунов А.Т. Щелочное заводнение / А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков - М.: Недра, 1989. - 160с.

66. Гринченко В.А. Лабораторное исследование процесса рассоления при заводнении засолонённых коллекторов Верхнечонского месторождения / В.А. Гринченко, И.А. Виноградов, А.А. Загоровский // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 4. - C.100-103.

67. Гринченко В.А. Повышение эффективности разработки запасов нефти в засолоненных коллекторах: диссертация на соискание степени кандидата технических наук / В.А. Гринченко - Тюмень, 2013. - 134с.

68. Губайдуллин М.Р. Поле давления в анизотропном трехслойном пористом пласте с вертикальной неоднородностью: диссертация на соискание ученой степени кандидата физико-математических наук / М.Р. Губайдуллин - Стерлитамак, 2019. - 120с.

69. Гурбатова И.П. Масштабные и анизотропные эффекты при экспериментальном определении физических свойств сложнопостроенных коллекторов / И.П. Гурбатова, Н.Н. Михайлов // ВАК НТВ Каротажник. - 2011. - Выпуск 7(205). - С.138-145.

70. Деминг Э. Выход из кризиса: новая парадигма управления людьми, системами и процессами /Э. Деминг - М.: Альпина Бизнес Букс, 2007. - 370 с.

71. Динков А.В. Способ эксплуатации скважин, вскрывающих коллектора, сложенные песками и слабосцементированными песчаниками/ А.В. Динков, Г.А. Ланчаков // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра, 1998. - с. 330342.

72. Дмитриев Н.М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах / Н.М. Дмитриев, В.М. Максимов // Изв. РАН. МЖГ. - 1998. - № 2. - С.87-94.

73. Добрынин В.М. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа / В.М. Добрынин, А.Г. Ковалев, А.М. Кузнецов, В Н. Черноглазов - М.: ВНИИОЭНГ, 1988. - 52с.

74. Ерасов В.С. Стабильность и реологические свойства водных многокомпонентных пен: диссертация на соискание ученой степени кандидата химических наук / В.С. Ерасов -Москва, 2019. - 220c.

75. Ермилов М.О. Природная и техногенная гидрофобизация пород-коллекторов газоконденсатных месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / М.О. Ермилов - Москва, 2014. - 212с.

76. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В., Чугунов Л.С. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Наука, 1995. - 359с.

77. Ермолаев А.И. Методика расчета максимально допустимой депрессии на пласт с целью ограничения процессов пескопроявления в газовых скважинах / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П. Миронов // ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2-ая Международная научно практическая конференция «Актуальные вопросы исследования нефтегазовых пластовых систем» 19-21 сентября 2018 г.

78. Ермолаев А.И. Обоснование предельных дебитов газовых скважин сеноманских залежей с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа устьевого оборудования / А.И. Ермолаев, С.И. Ефимов, Е.П. Миронов, А.А. Легай // Наука и техника в газовой промышленности. - № 2(78). - 2019. - C.38-45.

79. Ефимов С.И. Методика комплексной оценки предельной депрессии на пласт при эксплуатации газовых скважин / С.И. Ефимов // Наука и техника в газовой промышленности № 3 (83) - 2020, - C.19- 25.

80. Жогло В.Г. Геолого-гидродинамические условия разработки залежей нефти в засолоненных карбонатных коллекторах (на примере Золотухинского и Осташковичского месторождений Припятского прогиба) / В. Г. Жогло, С. И. Гримус. - Гомель : ГГТУ им. П О. Сухого, 2017. - 170с.

81. Загребельный Е.В. Особенности освоения скважин в условиях слабоконсолидированного пласта ПК1-3 Восточно-Мессояхского месторождения / Е.В. Загребельный, М.В. Мартынов, А.Ю. Конопелько [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference - Москва, 2018. - C.369.

82. Зайцев М.В. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины / М.В. Зайцев, Н.Н. Михайлов //Нефтяное хозяйство. - 2004. - №1. - C.64-66.

83. Закиров С.Н. Технико-технологические аспекты геомеханического воздействия на пласт / С.Н. Закиров, А.Н. Дроздов, Э.С. Закиров, И.М. Индрупский [и др] // Деловой журнал neftegaz.ru. - 2008. - №6. - С.24-29.

84. Закиров И.С. Особенности исследований и проектирования разработки месторождений системами горизонтальных скважин при площадной анизотропии проницаемости/ И.С. Закиров, Э.В Северинов, Л.А. Гайдуков [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №9. - C.68-72.

85. Дроздов А.Н. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями / А.Н. Дроздов, В.П. Телков, Ю.А. Егоров [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №1. - С.58-59.

86. Злобин А.А. Анализ фазовых переходов парафинов в поровом пространстве пород-коллекторов /А.А. Злобин // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. -2012. - №5. - С.47-55.

87. Зотов Г.А. Геомеханические принципы установления предельных добывных возможностей газовых скважин // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Ч.3. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - C. 52-71.

88. Иванова М.М. Регулирование свойств пласта в околоскважинных зонах/ М.М. Иванова, Н.Н. Михайлов, Р.С. Яремийчук //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1988. - Выпуск 15. - С. 4-50.

89. Иванцов Н.Н. Оценка возможностей гидродинамических симуляторов имитировать разработку месторождений высоковязкой нефти. Часть 1. Конусообразование / Н.Н.

Иванцов, С.В. Степанов, А.В. Степанов, И.С. Бухалов // Нефтепромысловое дело. - 2015. -№6. - С.52-58.

90. Иванцов Н.Н. Моделирование химического заводнения для условий высоковязкой нефти / Н.Н. Иванцов, А.В. Степанов, А.В. Стрекалов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2018. - Т.4. - № 4. - С. 191-209.

91. Иванцов Н.Н. Особенности численного моделирования разработки месторождений высоковязкой нефти / Н.Н. Иванцов, А.В. Стрекалов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 5. - С.69-73.

92. Иванцов Н.Н. Перспективы применения теплоносителей при разработке сложно построенных залежей вязкой нефти на примере Русского месторождения/ Н.Н. Иванцов -Материалы международной конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири», 16-18 сентября 2009. - С. 44.

93. Иванцов Н.Н. Обоснование оптимальных режимов эксплуатации горизонтальных скважин в слабосцементированных коллекторах / Н.Н. Иванцов, В.А. Павлов // Oilfield engineering. - 2019. - №11. - С.92-95.

94. Иванцов Н.Н. Исследование фильтрации полимерных растворов в слабосцементированном коллекторе / Н.Н. Иванцов // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2018. - Т.4. - № 2. - С.136-150.

95. Иванцов Н.Н. Перспективы вовлечения в разработку тонких подгазовых оторочек высоковязкой нефти/ Н.Н. Иванцов, А.А. Гильдерман, А.О. Гордеев, Л.А. Гайдуков // Вестник ПАО «НК «Роснефть». - 2015. - №3. - C.64-72.

96. Иванцов Н.Н., Лапин К.Г., Гайдуков Л.А., Волгин Е.Р. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ №2610485, 2015.

97. Ивченко О.В. Зависимость удельной продуктивности скважин от их фациальной принадлежности и засолонения коллекторов на примере ботуобинского горизонта Чаяндинского месторождения / О.В. Ивченко // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2014. - №3. -С.26-31.

98. Ильясов И.Р. Геолого-физические особенности разработки слабоконсолидированных коллекторов вязкой нефти / И.Р. Ильясов, С.И. Грачев // Известия Томского политехнического университета. - 2021. - Т332. - №2. - С.153-156.

99. Индрупский И.М. Интерпретация результатов 3D гидропрослушивания на основе секторного моделирования / И.М. Индрупский // Разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - №11. - С.37.

100. Исаева Г.Ю. Разработка методики и модели компьютерного прогнозирования процесса солеотложения в нефтяных пластах при заводнении: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук/ Г.Ю. Исаева - Москва, 2000. - 163с.

101. Исаков Г.В. О деформации нефтяных коллекторов / Г.В. Исаков //Нефтяное хозяйство. - 1946. - №11. - С.17-24.

102. Калачева Л.П. Изучение возможности гидратообразования и солеотложения в призабойной зоне скважин Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения / Л.П. Калачева, И.И. Рожин, А.И. Сивцев. Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2018. -Т.13. - №4. - C.1-16.

103. Канафин И.В. Исследование нестационарных тепловых полей при разгазировании нефти в многопластовой системе применительно к термометрии скважин: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / И.В. Канафин - Уфа, 2020. - 101с.

104. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003, 128c.

105. Карев В.И. Влияние рассолонения пород-коллекторов нефтегазовых месторождений на их деформационно-прочностные и фильтрационные свойства на примере чаяндинского НГКМ / В.И. Карев, Ю.Ф. Коваленко, Ю.В. Сидорин // Процессы в геосредах. - 2018. - № 4 (18). - C.1143-1149.

106. Касперский Б.В. Проникновение твердой фазы глинистых растворов в пористую среду / Б.В. Касперский // Нефтяное хозяйство. - 1971. - №9. - С.30-32.

107. Кашеваров А.А. Гидродинамическая модель формирования зоны проиникновения при бурении скважин/ А.А. Кашеваров, И.Н. Ельцов, М.И. Эпов // Прикланданя механика и техническая физика. - 2003. - Т.44. - № 6. - C. 148-157.

108. Кащавцев В.Е. Солеобразование при добыче нефти / В.Е. Кащавцев, И.Т. Мищенко -М.: Орбита-М, 2004. - 432с.

109. Клименко Е.Т. Оценка толщины диффузионного слоя кристаллов парафина, растущих из раствора / Е.Т. Клименко, М.Н. Селиверстов //Методы прикладной математики в нефтяной и газовой промышленности - Москва, 1978. - С.132.

110. Клименко Е.Т. Математическое моделирование процесса выпадения твердых углеводородов из раствора / Е.Т. Клименко, М.Н. Селиверстов, Я.И. Хургин //Методы прикладной математики в нефтяной и газовой промышленности - Москва, 1978. - С.118.

111. Коваленко И.В. Оценка влияния подстилающих вод на разработку пласта высоковязкой нефти пк1-3 восточно-мессояхскогоместорождения с помощью

гидродинамическихисследований скважин / И.В.Коваленко, С.К. Сохошко, ДА. Листойкин// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - №1. - С.57-63.

112. Коваленко И.В. Поддержание пластового давления путем закачки воды в горизонтальные скважины в условиях геологической неопределенности континентальных отложений высоковязкой нефти пласта пк1-3 восточно-мессояхского месторождения/ И.В. Коваленко, С.К.Сохошко, Н.Н. Плешанов// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - №2. - С.44-50.

113. Коваленко И.В. Оценка эффективности циклического заводнения пласта пк1-3 восточно-мессояхского месторождения / И.В. Коваленко, С.К. Сохошко, О.О. Лямкина. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - №6. - С.59-64

114. Комаров А.М. Обобщение опыта применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО АНК «Башнефть» / А.М. Комаров, А.В. Шувалов, И.Г. Кузин [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №11. - С.87-89.

115. Кордик К.Е. Моделирование показателей эксплуатации скважины в условиях возникновения техногенной газовой шапки в призабойной зоне пласта/ К.Е. Кордик, В.В. Шкандратов, А.Е. Бортников, А.Г. Рясный, С.А. Леонтьев// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 9. - С.64-68.

116. Корнев К.Г. Пены в пористых средах. -М.: Издательство физико-математической литературы, 2001. - 192с.

117. Коробов Г.Ю. Предупреждение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в системе «пласт - скважина»/ Г.Ю. Коробов, М.К. Рогачев // Успехи современного естествознания. 2016. № 3. С. 163-170.

118. Котенёв М.Ю. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции в трещиноватых коллекторах / М.Ю. Котенёв, В.Е. Андреев, К.М. Федоров, В.Н. Хлебников // Нефтегазовое дело. - 2010. - №2. - С.30.

119. Крылов В.И. Исследование влияния фильтрационных процессов на состояние околоскважинных зон горизонтальных скважин / В.И. Крылов, Н.Н. Михайлов, Б.А. Никитин, А.Н. Гноевых // Сборник трудов всероссийской научной конференции «Фундаментальные проблемы нефти и газа» - Москва, 1996. - Т.3. - С.20-33.

120. Крылов В.И. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом/ В.И. Крылов, Н.Н. Михайлов, А.Н. Гноевых // Нефтяное хозяйство. - 1999. - №8. - с.32.

121. Кузьмичев Д.Н. Обоснование эффективности технологий разработки залежей высоковязкой нефти с подошвенной водой и газовой шапкой: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук/ Д.Н. Кузьмичев - Москва, 2009. - 150с.

122. Леванов А.Н. Сопровождение разработки сложнопостроенного крупного месторождения Восточной Сибири на основе постоянно-действующей геолого-гидродинамической модели / А.Н. Леванов, А.С. Смирнов [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference - Москва, 2016. - C.2517.

123. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика / В.Г. Левич - М.: Физматгиз, 1959. -699с.

124. Леонтьев Н.Е. Точные решения задачи о фильтрации суспензии с замедлением скачка концентрации в рамках нелинейной двухслойной модели/ Н.Е. Леонтьев // Известия РАН. Механика жидкости и газа. - 2017. - №1. - C. 168-174.

125. Лобанов А.А. Исследование седиментации асфальто-смоло-парафиновых веществ при взаимодействии пластовой высоковязкой нефти. И жидкого CO2 для обоснования технологии циклического воздействия углекислотой с целью увеличения нефтеотдачи: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / А.А. Лобанов -Москва, 2019. - 138с.

126. Лобанова О.А. Моделирование влияния динамической адсорбции на фазовое поведение углеводородов в сланцевых и плотных коллекторах / О.А. Лобанова, И.М. Индрупский // Георесурсы. - 2020. - Т.22. - № 1. - С.13-21.

127. Лысенко В.Д. Новое в разработке залежей высоковязкой нефти / В.Д. Лысенко // Бурение и нефть. - 2009. - №10. - С.5-11.

128. Лысенко В.Д. Проблемы эффективной разработки залежей высоковязкой нефти/ В.Д. Лысенко // Нефтепромысловое дело. - 2009. - №2. - С.4-11.

129. Макарова А.А. Анализ чувствительности динамики очистки скважины и околоскважинной зоны к параметрам пласта, перфорации и свойствам бурового раствора/ А.А. Макарова, И.Т. Мищенко, Д.Н. Михайлов, В.В. Шако //Нефтяное Хозяйство. - 2015. -№3.- C. 17-23.

130. Минц Д.М. Теоретические исследования процесса фильтрации суспензии через песочные фильтры / Д.М. Минц - Науч. Тр. Акад. коммун. зоз. им. К.Д. Памфилова. - 1951. - Вып. 2-3. - С.37.

131. Михайлов Н.Н. Кинетика поражения пласта в процессе разработки залежи/ Н.Н. Михайлов, М.В. Чирков // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №7. - С.100-104.

132. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон / Н.Н. Михайлов - М.: Недра, 1996. -339c.

133. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне / Н.Н. Михайлов - М.: Недра, 1987. -152c.

134. Михайлов Н.Н. Проницаемость пластовых систем / Н.Н. Михайлов - .М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. - С.186.

135. Михайлов Н.Н. Экспериментальные исследования закономерностей фильтрации капиллярно-защемленных/ Н.Н. Михайлов , Р.И. Чумиков // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №2. - С.74-76.

136. Михайлов Н.Н. Степенной закон фильтрации и его следствия для низкопроницаемых коллекторов / Н.Н. Михайлов, Е.С. Туманов, М.В. Зайцев // Нефтяное хозяйство. - 2020. -№4. - С.34-37.

137. Михайлов А.Н. Влияние капиллярных концевых эффектов на показатели разработки эксплуатационных объектов с сильной неоднородностью / А.Н. Михайлов // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. - 2013. - №1. - С.10.

138. Михайлов Д.Н. Особенности процесса вытеснения нефти при наличии микропузырьков в фильтрационном потоке/ Д.Н. Михайлов // Прикладная механика и техническая физика. - Новосибирск: Издательство Сибирского отделения РАН, 2012. -С.68-63.

139. Михайлов Д.Н. Комплексный экспериментальный подход к определению кинетики кольматации пористых сред/ Д.Н. Михайлов, Н.И. Рыжиков, В.В. Шако // Нефтяное Хозяйство. - 2015. - № 3. - С. 74-78.

140. Михайлов Н.Н. Физика нефтяного и газового пласта (физика нефтегазовых пластовых систем): учеб. пособие. - Т. 1 / Н.Н. Михайлов. - МАКС Пресс, 2008. - 448 с.

141. Михайлов Н.Н. Влияние асфальтенов на смачиваемость газонефтенасыщенных пород-коллекторов / Н.Н. Михайлов , О.М. Ермилов , Л.С. Сечина // Доклады Академии наук, издательство Наука (М.). -Т.486. -№ 1. - С.65-68.

142. Мищенко И.Т. Оценка добывных возможностей скважин низкопроницаемых коллекторов при забойных давлениях ниже давления насыщения пластовой нефти газом/ И.Т. Мищенко, Т.Б. Бравичева, П.В. Пятибратов // Бурение и нефть. - 2004. - №11. - С.18-19.

143. Мищенко И.Т. Обоснование технологии циклического заводнения пластов с суперколлекторами в условиях упругих деформаций/ И.Т. Мищенко, К.А. Бравичев, А.Н. Загайнов// Нефтяное хозяйство. - 2014. - №10. - С.89-91.

144. Морозов П.Е. Моделирование нестационарного притока жидкости к многосекционной горизонтальной скважине / П.Е. Морозов // Георесурсы. - 2018. -Т.20. - № 1. - С.44-50.

145. Мусакаев Н.Г. Двухфазные течения с физикохимическими превращениями в каналах и пористых средах в задачах нефтегазовой механики: диссертация на соискание степени доктора физико-математических наук / Н.Г. Мусакаев - Тюмень, 2012. - 241с.

146. Мусакаев Н.Г. Снижение проницаемости прискважинной зоны пласта при взаимодействии закачиваемых и пластовых флюидов /Н.Г. Мусакаев, Р.Р. Ахметзянов. Известия вузов. Нефть и газ. - 2017. - № 4. - С.70-74.

147. Мусин Р.Р. Повышение эффективности эксплуатации скважин в осложненных геолого-промысловых условиях: на примере ОАО «Варьеганнефтегаз»: диссертация на соискание степени кандидата технических наук/ Р.Р. Мусин - Уфа, 2014. - 130с.

148. Мусин К.М. Подходы по определению параметров сверхвязкой тяжелой нефти/ К.М. Мусин, А.А. Гибайдуллин, И.И. Амерханов // Материалы межд. конф. - Казань, 2012. -С.202.

149. Муфазалов Р.Ш. Скин-фактор. Его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта/ Р.Ш. Муфазалов // Технологии топливно-энергетического комплекса. - 2007. - №3. - С. 36-42.

150. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч.1/ Р.И. Нигматулин - М.: Наука, 1987.

- 464 с.

151. Никаньшин Д.П. Моделирование переноса частиц различного размера двухфазным фильтрационным потоком/ Д.П. Никаньшин, А.И. Никифоров // ИФЖ. - 2000. - T. 73. - № 3. - С. 497-500.

152. Никифоров А.И. Моделирование переноса твердых частиц фильтрационным потоком/ А.И. Никифоров, Д.П. Никаньшин // ИФЖ. - 1998. - Т. 71. - № 6. - С. 971-975.

153. Николаевский В.Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа / В.Н. Николаевский //Прикладная механика и техническая физика. - 1961.

- №4. - С.67-76.

154. Новиков А.А. Пути повышения эффективности доразработки месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»/ А.А. Новиков [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №11.

- C.12-15.

155. Новиков Д.А. Влияние траппового магматизма на геохимию рассолов нефтегазонозных отложений западных районов курейской синеклизы (Сибирская платформа)/ Д.А. Новиков, А.О. Гордеева, А.В. Черных [и др] // Геология и геофизика. -2021. - №6. - C.861-881.

156. Орлов И.Р. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук/ И.Р. Орлов - Москва, 2009. - 153с.

157. Павлов В.А. Оценка влияния геомеханических эффектов на изменение фильтрационно-емкостных свойств в условиях слабосцементированного коллектора/ В.А.

Павлов, К.Г. Лапин, А С. Гаврись [и др] //Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2019. - №10. - C.46-52.

158. Петров И.Б., Лобанов А.И. Лекции по вычислительной математике. -М.: Интернет-Университет Информационных Технологий, 2013. - 523С.

159. Петрушевский Е.И. Испарение остаточной воды в газовых пластах при изотермической фильтрации/ Е.И. Петрушевский //Известия высших учебных заведений. - 1965. - №11. -C.42.

160. Пирвердян А.М. Защита скважинного насоса от газа и песка/ А.М. Пирвердян - М.: Недра, 1986. - 120с.

161. Подгорнов В.М. Изменение структуры глинистых корок бурового раствора в скважине при контакте с фильтратом цементного раствора [Текст] : научное издание /

B. М. Подгорнов, Ф. А. Киреев, Ахмет Мухамеадж // Состав и свойства глинист. минералов и пород. - Новосибирск, 1988. - С. 146-147.

162. Попов С.Н. Аномальные проявления механико-химических эффектов при разработке залежей нефти и газа: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук/

C.Н. Попов - Москва, 2020. - 364с.

163. Пятибратов П.В. Моделирование образования гидратов в околоскважинной зоне пласта длё условий течения газа к сегменту горизонтальной скважины/ П.В. Пятибратов, Д.С. Скоров // Наука и техника в газовой промышленности. - 2020. - №4. - С.30-37.

164. Пятибратов П.В. Моделирование паротеплового воздействия на пласт с учетом эффектов пенистой нефти / П.В. Пятибратов, Р.А. Хабибуллин, Д.С. Скоров, В.В. Михалкин // Труды российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. -2019. - №1. - С.77-86.

165. Рамазанов А.Ш. Теоретические основы термогидродинамических методов исследования нефтяных пластов: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук/ А.Ш. Рамазанов - Уфа, 2004. - 269с.

166. Рамазанов А.Ш. Температурное поле в нефте-водонасыщенном пласте с учётом разгазирования нефти/ А.Ш. Рамазанов, А.В. Паршин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2006. - №1. - С.22.

167. Рощина И.В. Особенности разработки и повышение КИН месторождений нефти с суперколлекторами в продуктивных отложениях: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17 / И.В. Рощина.- Москва, 2011.- 201с.

168. Рыжиков Н.И. Метод расчета профилей распределения пористости и объемных долей материалов в пористой среде с помощью анализа данных рентгеновской микротомографии/

Н.И. Рыжиков, Д.Н. Михайлов, В.В. Шако //Труды МФТИ. - 2013. - Т.5. - № 4(20). - C.161-169.

169. Свалов А.М. Фильтрационные процессы в призабойной зоне скважины при бурении проницаемых пород/ А.М. Свалов, С.А. Ширинзаде // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 12.

- C.22-24.

170. Свалов А.М. Анализ факторов, обусловливающих процессы разрушения призабойной зоны скважин/ А.М. Свалов // Газовая промышленность. - 2004. - № 7. - С.61-63.

171. Степанов С.В. Обоснование предела прочности слабоконсолидированных коллекторов на основе анализа промысловой информации / С.В. Степанов, Н.Н. Иванцов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №11. - С.60-64.

172. Степанова Г.С. Обоснование технологии водогазового воздействия, основанной на эффекте пенообразования/ Г.С. Степанова, Д.Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№3. - С.76 - 79.

173. Степанова Г.С. Изменение реологических свойств нефти в условиях предфазовых переходов/ Г.С. Степанова // Газовая промышленность. - 1989. - №4. - С.17.

174. Степанова Г.С. Механизм вытеснения нефти газом/ Г.С. Степанова // Газовая промышленность. - 2001. - №11. - С.23-28.

175. Степанова Г.С. Технология водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием эффекта пенообразования/ Г.С. Степанова, Д.Н. Михайлов // Технологии и ТЭК. - 2006. - №3. - C.60-66.

176. Стрижов И.Н. Добыча газа/ И.Н. Стрижов, И.Е. Ходанович - М., Гостоптехиздат, 1946.

- 376с.

177. Султанов Б.З. Вопросы выноса песка в процессе эксплуатации нефтяных скважин/ Б.З. Султанов, С.С. Орекешев // Нефтегазовое дело. - 2005. - №1. - С.10.

178. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов/ М.Л. Сургучев - М.: «Недра», 1985. - 308c.

179. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины/ Б.М. Сучков - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. - 424с.

180. Сюняев З.И. Нефтяные дисперсные системы/ З.И. Сюняев, Р.З. Сафиева, Р.З. Сюняев

- М.: Химия, 1990. - 226с.

181. Тимчук А.С. Повышение эффективности разработки нефтяных оторочек с использованием энергии газовой шапки / А.С. Тимчук, Н.Н. Иванцов // Материалы конференции EAGE, 2013. - С.23.

182. Тимчук А.С. Повышение нефтеотдачи подгазовых оторочек высоковязкой нефти посредством контроля за перемещением газонефтяного контакта/ А.С. Тимчук, Н.Н.

Иванцов // Материалы IV Международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» - Москва, 2013. - С.33.

183. Требин Г. Ф., Капырин Ю. Ф., Лиманский О. Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважин. М.: Всесоюз. нефтегазовый науч.-исслед. ин-т. - 1978. - Вып.64. - С.16-22.

184. Тронов В.П. Механизм образования смоло-парафиновых отложений и борьба с ними / В.П. Тронов - М.: Недра, 1969. -192с.

185. Туленков С.В. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти (часть 1)/ С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский, Л.А. Гайдуков [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №10.

- C.70-73.

186. Туленков С.В. Особенности планирования, проведения и интерпретации результатов пилотных работ на Русском месторождении высоковязкой нефти (часть 2)/ С.В. Туленков, Д.С. Мачехин, К.В. Вологодский, Л.А. Гайдуков [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №11.

- C.40-43.

187. Тухватуллина А.З. Влияние кристаллизации высокомолекулярных парафинов на реологические и диэлектрические свойства нефти /А.З. Тухватуллина, Т.Н. Юсупова, А.А. Шайхутдиннов, Ю.А. Гусев. Вестник Казанского технологического университета. - 2010. -№9. - C.560.

188. Федоров К.М. К вопросу устойчивости фронтов вытеснения нефти из терригенных и карбонатных коллекторов/ К.М. Федоров, А.П. Шевелев [и др] // Нефтепромысловое дело.

- 2019. - №11. - С.69-72.

189. Федоров К.М. Определение фильтрационных параметров суспензии по экспериментальным данным/ К.М. Федоров [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference - Москва, 2020. - C.2439.

190. Федоров К.М. Фильтрационные течения с физико-химическими превращениями в задачах нефтегазовой механики/ К.М. Федоров, Н.Г. Мусакаев, Т.А. Кремлева. -Тюмень: Издательство Тюменского государственного университета, 2017. - 108 с.

191. Федоров К.М., Шарафутдинов Р.Ф. К теории неизотермической фильтрации с фазовыми переходами // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. - 1989. - №5. - С.78-85.

192. Федоровский С.А. Влияние качества глубинных проб на результаты исследований фазового поведения парафинов и асфальтенов пластовой нефти/ С.А. Федоровский, А.А. Лобанов, И.О. Промзелев [и др]// PRO^ffi^Xb. Профессионально о нефти. - 2019. - № 1(11).

- С.22-28.

193. Ферсман А.Е. Геохимия Т.2/ А.Е. Ферсман - Л.: ОНТИ-Химтеорет, 1934. - 354 с.

194. Фомкин А.В. Научно-методические основы исследований и разработки сложнопостроенных объектов нефтяных месторождений: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / А.В. Фомкин - Москва, 2020. - 239c.

195. Фомкин А.В. Оценка качества результатов интерпретации комплексных термогидродинамических исследований скважин на примере месторождений юго-восточного шельфа Вьетнама / А.В. Фомкин, В.Ф. Штырлин, В.В. Плынин // Сб. науч. трудов ОАО "ВНИИнефть". - Вып. 152. - М., 2015. - С. 127-139.

196. Хлебников В.Н. Решение проблем добычи вязкой нефти подгазовых оторочек сеноманского горизонта / В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, С.В. Антонов, П.М. Зобов, Д.А. Бакулин // Нефтесервис. - 2010. - №10. - C.25.

197. Хужаеров Б.Х. Задача фильтрации в двухзонной пористой среде с учетом предельного суффозионного градиента давления / Б.Х. Хужаеров, Ж.М. Махмудов, Ф.Э. Жаманкулова // Механика. - 2014. - №3. - С.41-44.

198. Цыпкин Г.Г. Течения с фазовыми переходами в пористых средах / Г.Г. Цыпкин - М.: ФИЗМАТЛИТ, 2009. - 232с.

199. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта / Э.Б. Чекалюк - М.: Недра, 1965. -238с.

200. Черных В.А. Математическая гидромеханика пластов и скважин. -М.: Нефть и газ, 2012. - 332с.

201. Чертовских Е.О. Отложения гипса при добыче нефти и газа на Верхнечонском НГКМ / Е.О. Чертовских, Р.У. Кунаев, В.А. Качин, А.В. Карпиков // Вестник Иркутского государственного технического университета. - 2013. - №12. - С.143-148.

202. Шарафутдинов Р.Ф. Многофронтовые фазовые переходы при неизотермической фильтрации газированной парафинистой нефти/ Р.Ф. Шарафутдинов. Прикладная механика и техническая физика. -2001. - Т.42. - №2, - С. 111-117.

203. Шахназаров А.А. Определение допустимой депрессии на пробкообразующие пласты // Нефтяное хозяйство. - 1957. - №4. - C.35-37.

204. Шашин С.Г. Нефтегазовая литология: конспекты лекций/ С.Г. Шашин, С.П. Примина - Иркутск: Изд-во Иркут.гос. ун-та. - 2009. - 44с.

205. Шелухин В.В. Особенности зон внедрения при бурении горизонтальных скважин / В.В. Шелухин, И.Н. Ельцов // ПМТФ. - 2004. - Т.45. - №6. - С.72.

206. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий / Ю.М. Шехтман -М.: Недра, 1961. - 130с.

207. Шехтман Ю.М. Исследование явлений механической суффозии / Ю.М. Шехтман // Изв. АН СССР. - 1957. - №6. - C.635.

208. Шмидт С.А. Эксплуатация добывающих скважин Южной лицензионной территории Приобского месторождения в условиях выноса механических примесей / С.А. Шмидт, Б.В. Парфенов, И.Я. Эйдельман, А.А. Шмидт // Нефтяное хозяйство. - 2006. - №12. - C.68-70.

209. Шубин А.В. Изучение эффекта засолонения порового пространства терригенного коллектора по сейсмическим данным / А.В. Шубин, В.И. Рыжков // Геофизика. - 2013. -№5. - C.17-25.

210. Шубин А.В. Методика изучения сложнопостроенных природных резервуаров на основе петроупругово моделирования и инверсии сейсмических данных: диссертация на соискание степени кандидата технических наук / А.В. Шубин - Москва, 2014. - 146с.

211. Эпов М.И. Эволюция зоны проникновения по данным электромагнитного каротажа и гидродинамического моделирования/ М.И. Эпов, И.Н. Ельцов, А.А. Кашеваров [и др]// Геология и геофизика. - 2004. - № 8. - C. 1031-1042.

212. Эюбов Ф.Т. Оценка технологии полимерного и щелочного заводнения пласта пк1-3 при разработке восточно-мессояхского месторождения / Ф.Т. Эюбов, С.К. Сохошко, А.А. Севастьянов, И.В. Коваленко// Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2017. -№5. - С. 103-109.

213. Язьков А.В. Комплексный подход к вводу в разработку Сузунского месторождения / Алексей В. Язьков, Г.Л. Розбаева, Т.А. Поспелова, Александр В. Язьков, А.А. Натеганов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №12. - С.50.

214. Якимов А.С. Проблемы рациональной разработки неконсолидированных продуктивных пород-коллекторов подгазовых залежей высоковязкой нефти / А.С. Якимов, В.Е. Тавризов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2018. - № 4. - С.50-56.

215. Якимчук И.В. Изучение полимерного заводнения на поровом уровне методом цифрового анализа керна для коллекторов Восточно-Мессояхского месторождения / И.В. Якимчук [и др] // SPE Russian Petroleum Technology Conference - Москва, 2020. - C.2378.

216. Язьков А.В. Одновременная разработка газовой шапки и оторочки высоковязкой нефти пластов ПК1-2 Ван-Еганского месторождения / А.В. Язьков, А.З. Насибуллин [и др] // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №8. - С.34-37.

217. Aksenov M. Specifics and challenges of heavy oil production in Northern Siberia illustration based on biggest heavy oil project in Russia/ Aksenov M., Lachugin D., Gaidukov L. [and others]// SPE Heavy Oil Conference (Calgary, Alberta, Canada, 11-13 June 2013), V3, pp.2166-2177, https://doi.org/10.2118/165552-MS.

218. Anderson B. New Dimensions in Modeling Resistivity / Anderson B., Druskin V., Barber T. //Oilfield Review. - 1997. - P.41.

219. Anton Gudz. Challenging Water Channeling in Unconsolidated Heavy Oil Reservoirs: Risks and Management/ Anton Gudz, Ilnur Ilyasov, Alexander Podkorytov [and others]// Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2021.

220. Al-Taq A. Mud-induced damage in carbonate reservoirs: consequences on productivity of open-hole horizontal wells / Al-Taq A., Bazin B., Ding. D. // SPE Report № 94551. - 2005. -P.2034.

221. Ali A.M. Experimental Investigation of Wellbore Phase Redistribution Effects on Pressure-Transient Data / Ali A.M., Falcone G., Hewitt G.F., Bozorgzadeh M., Gringarten A.C. // SPE № 96587 presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 9-12 October 2005, Dallas, Texas. - P.438.

222. Aguero S., Ortiz Best R., Perea Gracia M., Cremonini A.S. "Survelliance techniques for recovery factor optimization in a high viscosity unconsolidated sand reservoir", SPE 174471, 2015.

223. Azom P.N. Mechanictic modelling of emulsion formation and heat transfer during the steam-assisted gravity drainage (SAGD) process / Azom P.N., Srinivasan S. // SPE №124930, 2009. - P. 318.

224. Bautista J.F. Prediction of formation damage at water injectors wells due to channelization in unconsolidated formations / Bautista J.F., A.Dahi Taleghani // SPE №179032, 2016. - P. 2118.

225. Bedrikovetsky P. Well-History-Based Prediction of Injectivity Decline during Seawater Flooding / Bedrikovetsky P., M. J. da Silva, Fonseca D.R. // SPE №93886, 2005. - P.1522.

226. Bedrikovetsky P. Field-data-based prediction of productivity decline due to sulphate scaling / Bedrikovetsky P., Raphael M. P. Silvaa, José S. Daherb, José A. T. Gomesb, Vera C. Amorimb // SPE №107864, 2007. - P. 323.

227. Bernard Besly. Sedimentology and reservoir geology studies of reservoirs in the Suzunskoye Field (Nizhnekhetskaya suite) / Bernard Besly // Besly Earth Science Ltd. - 2010. - 112p.

228. Biryukov S.D. Uncertainty Analysis as Decision Making Toll for Green Fields of Yamal Region / Biryukov S.D., Zakirov I.S., Severinov E.V., Gaidukov L.A. [and others] // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition (Moscow, Russia, 16-18 October 2012), V3, p.2167. - ISBN: 978-1-62276-489-1, https://doi.org/10.2118/162037-MS.

229. Bogachev K.Yu. Numerical modelling of salty reservoir waterflooding with fresh water/ Bogachev K.Yu., Milyutin S.V., Dzuba V.I. //SPE Paper 162091-MS, 2012r.

230. Byrne M. Well Inflow Using Computational Fluid Dinamics - Closer to the Truth? / Byrne M., Jimenez A., Chavez J. //SPE №122351, 2009. - P.839.

231. Civan F. Reservoir formation damage / F. Civan //Gulf publishing company, Houston, Taxas, 2000. - 421p.

232. Chang H.L. Advances in Polymer Flooding and Alkiline/Surfactant/Polymer Processes as Developed and Applied in the People's Republic of China / Chang H.L., Z.Q. Zhang [and others] //SPE № 89175, 2006. - P.80.

233. Corey A.T. The interrelation between gas and oil relative permeabilities / A.T. Corey // Producers Monthly. - 05.1954. - pp. 38-41.

234. Ding Y. Modeling of both near-wellbore damage and natural cleanup of horizontal wells drilled with a water-based mud / Ding Y., Longeron D., Renard G., Audibert A. // SPE Report №73733, 2002. - P. 263.

235. Dmitry Mikhailov. Modeling of Rock Permeability Damage and Repairing Dynamics Due to Invasion and Removal of Particulate from Drilling Fluids / D. Mikhailov, V. Zhvick, N. Ryzhikov, V. Shako //Transp Porous Med. - 2018. - №121. - pp. 37-67.

236. Economides M.J. Well Configuration in Anisotropic Reservoirs / Economides M.J., Brand C.W., Frick T P. // SPE Formation Evaluation, December 1996. - P.108.

237. Edelman I. Selection of the EOR methods for the Russkoe high-viscosity oil field based on laboratory and field experiments/ Edelman I., Shandrygin A., Severinov E., Gaidukov L., Dubrovskiy D. // 17-th European Symposium on Improved Oil Recovery (St. Petersburg, Russia, 16-18 April 2013), p.436. - ISBN: 978-90-73834-45-3, https://doi.org/10.3997/2214-4609.20142624.

238. Edelman I. Pilot testing practice for the assessment of best approach for viscous oil recovery in the Russkoe field/ Edelman I., Shandrygin A., Severinov E., Gaidukov L. // 75-th European Association of Geoscientists and Engineers Conference and Exhibition (London, UK, 10-13 June 2013), pp.6281-6285. ISBN: 978-90-73834-48-4, https://doi.org/10.3997/2214-4609.20130159.

239. Fan Baitao A. Water Injection Pressure and Fracture Propagation Investigating in Poorly Consolidated Sandstone / Fan Baitao A., Deng Jingen B., Lin Hai C., Sun Jin D., Li Jin E. // International Journal of Chemical Engineering and Applications, Vol.9, №2, April 2018. - P.55.

240. Frick T.P. Horizontal Well Damage Characterization and Removal / Frick T.P., Economides M.J. Horizontal // SPE Production and Facilities, February 1993. - P.113.

241. Furui K. A Rigorous Formation Damage Skin Factor and Reservoir Inflow Model for a Horizontal Well / Furui K., Zhu D., Hill A.D. // SPE №74698, 2002. - P.318.

242. Exerowa D., Kruglyakov P.M. 1998. Foam and foam films. Theory, experiment, application. Elsevier. Amsterdam. 773 p.

243. Gaydukov L.A. Features of Water and Process Fluids Effect on Filtration Properties of Terrigenous Reservoirs of the Nepa Suite of Eastern Siberia/ Gaydukov L.A., Nikolaev V.A., Vorobev V.S. // SPE Russian Petroleum Technology Conference (Moscow, Russia, 16-18 October 2017), V3, p.2410, https://doi.org/10.2118/187880-MS.

244. Gaidukov L.A. Features of Horizontal Well Production in Unconsolidated Sands with High Viscosity Oil/ Gaidukov L.A. // SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition (Moscow, Russia, 24-26 October 2016), V2, p.917, https://doi.org/10.2118/181909-MS.

245. Gaidukov L.A. Investigation of Thermodynamic Processes during Multiphase Fluid Filtration to the Well with Perforation Channels in Damage Reservoir for Determination of Near Wellbore Zone Properties/ Gaidukov L.A., Novikov A.V., Posvyansky D.V.// SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition (Moscow, Russia, 24-26 October 2016), V3, p.1522, https://doi.org/10.2118/181964-MS.

246. Gaidukov L.A. Modeling of wax and salt deposition in the near-well zone of a low-temperature reservoir under various operating conditions of wells/ Gaidukov L.A.// Russian Petroleum Technology Conference (Moscow, Russia, 12-14 October 2020), V4, p.3095, https://doi.org/10.2118/201912-MS.

247. Gaidukov L. Modeling of borehole zone influence on stimulation efficiency of gas production/ Gaidukov L., Mikhailov N. // 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, 8-11 September 2008), p.256. - ISBN: 978-90-73781-55-9, https://doi.org/10.3997/2214-4609.20146444.

248. Gaidukov L. Method of interpretation interference tests of horizontal wells in anisotropic reservoir/ Gaidukov L., Posvyanskii D., Potapov //13th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Baariitz, France, 10-13 September 2012), p.560. - ISBN:978-90-73834-30-9, https://doi.org/10.3997/2214-4609.20143264.

249. Gaidukov L. Estimating bottom hole damage zone parameters based on mathematical model of thermo-hydrodynamics processes/ Gaidukov L., Posvyanskii D., Tukhvatullina R.// 14th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Catania, Sicily, Italy, 8-11 September 2014), p.780. - ISBN: 978-1-63439-168-9, https://doi.org/10.3997/2214-4609.20141818.

250. Gaydukov L. Wax precipitation modeling in low-temperature reservoir under different production regimes/ Gaydukov L., Novikov A. // 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Barcelona, Spain, 3-6 September 2018), p.2326. - ISBN: 978-1-5108-6945-5, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201802189.

251. Gaydukov L. Investigation of Thermodynamic processes during multiphase fluid filtration to the horizontal well in heterogeneity reservoir/ Gaydukov L., Novikov A. // Horizontal Wells (Kazan, Russia, 2016), p.158, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201700458.

252. Gaydukov L. A. Determination of effective frac technology for low temperature, oilwet reservoirs in Ignyalinskoe field (Eastern Siberia)/ Gaydukov L., Vorobyev V., Nikolaev V. [and others]// GeoBaikal 2016: Expand Horizons (Irkutsk, Russia, 22-26 August 2016), p.131, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201601703.

253. Golovin E. Injection rate effects on waterflooding mechanism and injectivity in cohesionless sand / Golovin E., Chudnovsky A., Dudley J., Wong G. // 45th US Rock Mechanics Geomechanics symposium, 2011, San Francisco. - pp. 26-29.

254. Hammami A. Asphaltene Precipitation from Live Oils: An Experimental Investigation of Onset Conditions and Reversibility / Hammami A. [and others] // Energy & Fuels. - 2000. - V. 14. - № 1. - pp. 14-18.

255. Hassan Golghanddashti. Investigation of Salt Precipitation during Gas Injection into a Depleted Gas Reservoir/ Hassan Golghanddashti, Mohammad Saadat, Saeed Abbasi, Abbas Shahrabadi// International Petroleum Technology Conference, 7-9 February 2012, Bangkok, Thailand. Conference Paper 15179-MS.

256. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect / M.F. Hawkins // AIME. 1956. - 356P.

257. Herzig J.P. Flow of Suspensions through Porous Media / Herzig J.P., Leclerc D.M., Goff P. // Industrial and Engineering Chemistry. - 1970. - V.62. - №5. - pp. 8-35.

258. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore / W. Hurst // The Petroleum Engineer. - 1953. - V. XXV. - №11. - pp. 20-30.

259. Ilyasov I. Results of the Second Polymer Flooding Pilot at East-Messoyakhskoe Oil Field and Future Plans/ Ilyasov I., Glushchenko N. // EAGE IOR. - 2021, № Volume 2021.

260. Ilnur Ilyasov. Results of the First Polymer Flooding Pilot at East-Messoyakhskoe Oil Field. Paper presented at the/ Ilnur Ilyasov, Anton Gudz, Alexander Podkorytov [and others]// SPE Russian Petroleum Technology Conference, October 26-29, 2020.

261. Ivan Yakimchuk. Study of Polymer Flooding at Pore Scale by Digital Core Analysis for East-Messoyakhskoe Oil Field/ Ivan Yakimchuk, Nikolay Evseev, Dmitry Korobkov [and others]//Paper presented at the SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, October 2020.

262. Ivantsov N. Study of Sharp Drop in Production Rates of Horizontal Wells in Unconsolidated Rock of Heavy Oil Reservoir / Ivantsov N., Stepanov S. // SPE №157869 presented at SPE Heavy Oil Conference Canada, 12-14 June 2012, Calgary, Alberta, Canada. - P. 220.

263. Istchenko C.M. The Well-Wormhole Model of Cold Production of Heavy Oil Reservoirs / Istchenko C.M., Gates I.D. // SPE №150633, 2011. - P. 1511.

264. Jamaluddin A. Laboratory techniques to defnes the asphaltene precipitation envelope / Jamaluddin A. [and others] // Petroleum Society's Canadian International Petroleum Conference in Calgary, 2000. - P.1717.

265. Karakas M. Semi-Analytical Productivity Models for Perforated Completions / Karakas M., Tariq S. // SPE №18271, 1988. - P.77.

266. Khodaverdian M. Injectivity and fracturing in unconsolidated sand reservoirs: Waterflooding case study, Offshore Nigeria / Khodaverdian M., Sorop T., Van den Hoek P., Sathyamoorthy S., Okoh E. //44th US Rock Mechanics symposium, 2010. - P.656.

267. Khodaverdian M. Hydraulic fracturing simulation in poorly consolidated sand / Khodaverdian M., McElfresh P. // Mechanism and Consequences, 2000. - P.65.

268. Krueger R.F. An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations / R.F. Krueger // JPT. - 1983. - Vol.38. - №2. - P.131-152.

269. LeVeque R.J. Finite volume methods for Hyperbolic problems. Cambridge University Press, 2002.

270. Mahadevan А. Flow-induced channelization in a porous medium / Mahadevan А., Orpe А., Kudrolli A., Mahadevan L. // EPL (Europhysics Letters). - 2012. - №98(5). - P.580.

271. Maini B. Foamy oil flow in primary production of heavy oil under solution gas drive / B. Maini // SPE №56541, 1999. - P. 1613.

272. Mao Ilich Romero. Flow of emulsion in porous media / Mao Ilich Romero// SPE №129519-STU, 2009. - P.814.

273. Melenyuk N. The effect of leaching salts on salinization reservoir properties of terrigenous rocks of the reservoir B13, Eastern Siberia/ Melenyuk N., Vorobyev V., Gaidukov L. [and others] // 19th Science and Applied Research Conference on Oil and Gas Geological Exploration and Development (Geomodel 2017), Gelendzhik, Russia, 11- 14 September 2017, p.143, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201702204.

274. Obinna Duru. Temperature Transients and Matching to Permanent Downhole Gauge Data for Reservoir Parameter Estimation/ Obinna Duru, Roland N. Horne //SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, 2008. - P.919.

275. Phillips O. M. Flow and Reactions in Permeable Rocks. Cambridge University Press, 1991. 285 pp.

276. PMBOK GUIDE 5. Руководство к своду знаний по управлению проектами. -5 изд. -2013. - 614с.

277. Posvyanskii D.V. Well Interference Test Analysis In Stochastic Porous Media / Posvyanskii

D.V., Novikov A.V. // ECMOR XVI - 16th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. - 2018. -Volume 3. - pp. 1-9.

278. Pucknell J.K. An Investigation of the Damage Zone Created by Perforating / Pucknell J.K, Behrmann L.A. // SPE №22811, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6-9, 1991. - P.211.

279. Qianru Q., Iraj E., «Fall-off Diagnostic of Eroded Zones during Waterflooding of UnconsolidatedFormations», SPE-195376-MS, 2019.

280. Q. T. van Dorp. Salt Precipitation in Gas Reservoirs/ Q. T. van Dorp, M. Slijkhuis, P.L.J. Zitha // 8th European Formation Damage Conference, 27-29 May 2009, Scheveningen, The Netherlands. Conference Paper 122140-MS.

281. Ramazanov A.Sh. Thermal Modeling for Characterization of Near Wellbore Zone and Zonal Allocation/ Ramazanov A.Sh., Valiullin R.A. [and others] // SPE №136256, SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition, Moscow, 2010. - P.1103.

282. Renard G. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency/ Renard G., Dupuy J.M. //SPE №19414, 1991. - P.411.

283. Rodionov A. Injectivity profile monitoring and hot water flooding optimization for horizontal well 2G on Rospan's Russkoe heavy oil field using DTS / Rodionov A., Lachugin D., Muslimov

E. [and others] // SPE №159592 presented at SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition, 16-18 October 2012, Moscow, Russia. - P.2111.

284. Saffman, P.G. The Penetration of a Fluid into a Medium or Hele-Shaw Cell Containing a more Viscous Liquid/ Saffman, P.G., Taylor, G. //Proceedings of the Royal Society of London. -1958. - Series A. - №245 (1242). - pp. 312-329.

285. Sandyga M.S. Formation damage induced ba wax deposition: laboratory investigations and modeling/ Sandyga M.S., Struchkov I.A., Rogachev M.K. // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. - 2020. - №10. - pp. 2541-2558.

286. Semenov A.A. Complex laboratory investigation of fluid flow properties for anisotropic porous media / Semenov A.A., Kadet V.V., Dmitriev M.N., Dmitriev N.M. //14 European symposium on improved oil recovery Cairo. Egypt, 22-24 April 2007. - B.09. - P.23.

287. Sheng J.J. Critical view of foamy oil flow / Sheng J.J., Maini B.B., Hayes R.E. //Transport in Porous Media. - 1999. - Vol.35. - pp. 157-187.

288. Smith J. Reducing Economic Risk In Areally Anisotropic Formations With Multiple-Lateral Horizontal Wells / Smith J., Economides M.J., Frick T.P. // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, 22-25 October 1995. - P.1511.

289. Stegemeier G. A Study of Anomalous Pressure Build-Up Behavior / Stegemeier G., Matthews C. // Published in Petroleum Transactions AIME. - Volume 213. - 1958. - pp. 44-50.

290. Suryananrayana P.V. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells / Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R // SPE № 95861, 2007.

- P. 111.

291. Tek M.R. The Effect of Turbulence on Flow of Natural Gas through Porous Reservoirs / Tek M.R., Coats K.H., Katz D.L. // JPT. - 1962, pp. 799-806.

292. Tengelidi D. Hindsight analysis of field-analogue, as an instrument for further survey buildup aiming to make business decision refer to large-scale oil and gas projects at appraisal stage/ Tengelidi D., Gaydukov L. // Horizontal Wells (Kaliningrad, Russia, 27-31 May 2019), p.318, https://doi.org/10.3997/2214-4609.201901896.

293. Turhan Yildiz. Productivity of Selectivity Perforated Horizontal Well / Turhan Yildiz // Journal SPE Production and Operations. - V.21. - №1. - 2006. - pp. 75-80.

294. Vittoratos E. Optimal Heavy Oil Waterflood Management May Differ From that of Light Oils/ Vittoratos E. // SPE №129545 presented at SPE EOR Conference at Oil & Gas West Asia, April 11-13 2010, Muscat, Oman. - P.803.

295. Vittoratos E. Optimal heavy oil waterflood management may differ from that of light oils / Vittoratos E. // SPE №129545, 2010. - P.89.

296. Wensheng Z. Physical properties and seepage characteristics of unconsolidated sandstone under re-compaction / Wensheng Z., Yu, X. Hongguang X., Wei Z., Shuai W. // Petrol. Dril. Tech.

- 2015. - №43 (4). - pp. 118-123.

297. Xiuli Wang. Horizontal Well Deliverability With Turbulence Effects / Xiuli Wang, Economides M.J. // SPE №121382, 2009. - P. 211.

298. Xiuli Wang, Knut Arne Hovem, Daniel Moos, Youli Quan. Water Hammer Effects on Water Injection Well Performance and Longevity. Paper presented at the SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, Lafayette, Louisiana, USA, February 2008.

299. Zakirov S.N. Well Test for In-Situ Determination of Oil and Water Relative Permeabilities/ Zakirov S.N., Indrupskiy I.M., Zakirov E.S., Anikeev D.P., Vasiliev I.V., Severinov E.V., Gaidukov L.A. [and others]// SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition (Moscow, Russia, 16-18 October 2012), V3, p.1861. - ISBN: 978-162276-489-1, https://doi.org/10.2118/162011-MS.

300. Zhang Xudong. Reservoir damage mechanism during water flooding of oilfield in a block, western Bohai Sea / Zhang Xudong, Chen Ke, He Wei, Zhang Tongyao, Chen Yiwen. // China Petroleum Exploration. - 2016. - Vol. 21. - P.22.