Обоснование системы размещения скважин с горизонтальным окончанием на залежах нефти с разным литотипом вмещающих пород (на примере нефтяных месторождений Республики Татарстан) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Емельянов Виталий Владимирович

• Емельянов Виталий Владимирович
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Емельянов Виталий Владимирович

Введение

1 Краткая характеристика особенностей геологического строения залежей нефти, влияющих на эффективность применения ГТ на месторождениях ПАО «Татнефть

2 Краткие сведения об эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием (ГС, МЗГС, БГС) на объектах разработки месторождений ПАО «Татнефть»

3 Отражение сложностей геологического строения в моделях участков и залежей, разрабатываемых с применением ГТ на месторождениях ПАО «Татнефть»

4 Анализ результатов исследований НВСП в терригенных породах, структурных планов залежей и технологических показателей работы СГО

5 Анализ направлений трещиноватости в карбонатных коллекторах, структурных планов и технологических показателей работы СГО

Основные выводы и рекомендации

Заключение

Список сокращений

Список использованных источников

Условные обозначения

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы.

В существующих экономических условиях основной задачей, решаемой нефтяными компаниями, в том числе ПАО «Татнефть», является удержание и увеличение уровней добычи нефти. Задача решается путём применения горизонтальной технологии (ГТ) при проектировании систем разработки с заменой горизонтальным стволом как минимум двух вертикальных скважин (ВС) без учёта трещиноватости, разуплотнённости и простирания структурных элементов. Бурение скважин без учета данных параметров приводит к опережающему обводнению продукции, что сказывается на добычных возможностях скважин. Предлагается оптимальное размещение скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с использованием указанных параметров, полученных по результатам сейсмокаро-тажных исследований методом непродольного вертикального сейсмопрофилиро-вания (НВСП). При этом осуществляется увеличение добычных возможностей СГО, интенсификация добычи нефти, высокая эффективность капитальных вложений на всех стадиях разработки нефтяных месторождений.

Степень разработанности темы.

Совершенствование существующих систем разработки и создание новых, с использованием горизонтальных технологий для наиболее полной выработки запасов нефти и увеличения радиуса дренирования отражено в работах многих исследователей и учёных нефтяной отрасли России и, в том числе Татарстана. Свой вклад в изучение трещиноватости карбонатных коллекторов и её роли в выработке запасов нефти внесли учёные: А.Н. Амиров, В.Г. Базаревская, И.М. Бакиров, Г.Х. Бакирова, А.А. Губайдуллин, И.Г. Газизов, Б.Г. Ганиев, Г.Г. Ганиев, Р.Н. Ди-яшев, А.К. Доронкин, Г.Г. Емельянова, Ю.П. Желтов, Н.И. Зевакин, А.И. Иванов, З.С. Идиятуллина, В.А. Иктисанов, Е.А. Козина, В.И. Кудинов, Б.М. Курочкин, И.Р. Марченко, P.M. Миннулин, Л.М. Миронова, Н.В. Музалевская, Р.Х. Мусли-мов, И.З. Мухаметвалеев, Р.З. Мухаметшин, А.В. Насыбуллин, И.А. Нуриев, А.Т. Панарин, Е.К. Плаксин, И.Н. Плотникова, Р.Г. Рамазанов, Е.М. Смехов, В.Н. Со-

ловьёва, Э.И. Сулейманов, Б.М. Сучков, Б.В. Успенский, Р.Т. Фазлыев, И.Н. Фай-зуллин, Н.Ш. Хайретдинов, И.Н. Хакимзянов, Р.Г. Ханнанов, Р.Б. Хисамов, Р.С. Хисамов, А.И. Хурямов, В.М. Хусаинов, Р.Т. Шакирова, Е.А. Юдинцев.

Однако в трудах этих учёных не рассматриваются вопросы повышения эффективности применения горизонтальных технологий от расположения скважин с горизонтальным окончанием (СГО) в продуктивном объекте относительно направления максимальной подвижности флюида (МПФ) или максимальной гид-ропроводности (МГ) - трещиноватости и зон разуплотнения (ЗР) в карбонатных и терригенных коллекторах. Расположение новых скважин с горизонтальным окончанием и зарезок боковых горизонтальных стволов (БГС) относительно МПФ, МГ-трещиноватости и ЗР влияет не только на дебит скважин, но и на динамику обводнения их продукции, интенсификацию добычи нефти, степень выработанно-сти запасов межскважинного пространства и достижение максимального конечного извлечения нефти (КИН).

В этой связи перспективным для оптимальной ориентации ствола СГО при проектировании систем разработки является использование результатов исследования методом непродольного вертикального сейсмопрофилирования (НВСП), применяемого, как правило, геологическими службами в целях доразведки.

Метод позволяет определить наличие трещиноватости, её направленность и выделить зоны разуплотнения вмещающих пород.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование системы размещения скважин с горизонтальным окончанием на залежах нефти с разным литотипом вмещающих пород (на примере нефтяных месторождений Республики Татарстан)»

Цель работы.

Увеличение добычных возможностей скважин за счёт оптимальной проводки горизонтальных стволов в залежах с различным литотипом вмещающих пород, на основе данных НВСП и новых зависимостей между траекторией скважин, относительно трещиноватости и зон разуплотнения пород, и их добычными возможностями на разных стадиях разработки.

Основные задачи исследований.

1. Исследование влияния структурного фактора на направление максимальной подвижности флюида и максимальной гидропроводности-трещиноватости в пределах одного поднятия, контролирующего залежь нефти.

2. Анализ зависимости технологических показателей работы скважин с горизонтальным окончанием от расположения их забоев в плане относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропро-водности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах с использованием предложенного коэффициента удельной годовой добычи нефти на метр ствола СГО в продуктивном объекте.

3. Разработка: а) критериев оптимального положения скважин с горизонтальным окончанием в плане относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах; б) алгоритма заложения СГО; в) комплекса геолого-технологических мероприятий для совершенствования существующих систем разработки на залежах, разрабатываемых с применением ГТ.

Научная новизна.

1. Выявлена зависимость между ориентацией направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и простиранием структурных элементов в рельефе адресного пласта или объекта в пределах поднятий, контролирующих залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах.

2. Установлена зависимость между направлением СГО в плане продуктивного объекта относительно ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах и их добычными возможностями.

3. Предложен алгоритм заложения СГО с учетом использования данных по ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и распространения зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Разработаны рекомендации по применению нового подхода к составлению проектных документов, расположению проектного фонда СГО и по разработке

ГТМ с использованием данных направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.

Оценена возможность использования, разработанных приемов и подходов по увеличению добычных возможностей СГО для всех залежей и месторождений с разным литотипом пород, находящихся на разных стадиях разработки, в целом по республике Татарстан.

Изучены связи между направлениями простирания структурных элементов и направлениями максимальной подвижности флюида или максимальной гидро-проводности - трещиноватости и разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.

Выведен коэффициент удельной годовой добычи нефти на метр ствола в адресном объекте (УГДН) для сравнения добычных возможностей СГО по-разному расположенных к направлениям максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и зонам разуплотнения.

Выявлены зависимости между технологическими показателями работы СГО и положением условно-горизонтальных частей стволов скважин относительно направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропро-водности-трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.

Разработаны рекомендации по совершенствованию систем разработки путём оптимального размещения проектного фонда СГО, оценено повышение добычных возможностей СГО при рекомендуемой ориентировании стволов СГО относительно разуплотнения вмещающих пород на месторождениях Урало-Поволжья. Предложено три способа разработки нефтяных пластов, защищённых патентами РФ.

Методология и методы исследования.

Решения поставленных задач основывались на результатах ГИС и НВСП, моделирования и анализа технологических показателей 93 СГО (ГС, МЗС, БГС), пробуренных на залежах в карбонатных и терригенных коллекторах.

Для решения поставленных задач использованы: геологическое моделирование участков залежей, разрабатываемых с применением ГТ, анализ особенностей их строения, сопоставления структурных планов с направлениями максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещино-ватости, разуплотнённости в карбонатных и терригенных коллекторах с технологическими показателями работы СГО по-разному ориентированных к ним.

Основные защищаемые положения.

1. Зависимость между ориентацией направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и простиранием структурных элементов в рельефе адресного пласта или объекта в пределах поднятий, контролирующих залежи нефти в карбонатных коллекторах;

2. Зависимость между положением СГО в плане продуктивного объекта относительно ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропроводности - трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах и их добычными возможностями.

3. Алгоритм заложения СГО с учетом использования данных по ориентации направления максимальной подвижности флюида или максимальной гидропро-водности - трещиноватости и зон разуплотнения в карбонатных и терригенных коллекторах.

Достоверность результатов.

Достоверность полученных результатов достигалась путем применения современных методов математического моделирования с применением лицензионного программного обеспечения и методов обработки статистической информации с использованием ПЭВМ и анализа. Полученные теоретические выводы подтверждаются на практике.

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и основные ее положения докладывались и обсуждались на следующих семинарах и конференциях: молодежной научно-практической конференции НГДУ «Прикамнефть» ОАО «Татнефть», г. Елабуга, 2012, 2013, 2014, 2015 г.; научно-технической ярмарке идей и предло-

жений ОАО «Татнефть», г. Альметьевск, 2012, 2014 г.; семинарах ЦСМС ОАО «Татнефть» по секции: «Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений», г. Альметьевск, г. Казань, 2013, 2014, 2015 г.; 13-ой молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 70-летию с начала разработки нефти в РТ, г. Альметьевск, 2013 г.; научно-техническом семинаре главных геологов и специалистов ОАО «Татнефть», г. Нурлат, 2014 г.; 1-й республиканской молодежной геологической конференции, организаторы: кафедра Юнеско «Развитие фундаментальных принципов хартии земли для создания устойчивого сообщества», Институт проблем экологии и недропользования АН РТ, г.Казань, 2014 г.; 14-й молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 55-летию НГДУ «Джалильнефть», п. Джалиль, 2014 г.; 4-й международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П.Карпинского, г.Санкт-Петербург, 2015 г.; защита проекта по программе модульного обучения «Молодой лидер нефтегазовой отрасли», Норвегия, г.Осло - Ставангер, 2015 г.; 15-й молодежной научно-практической конференции ПАО «Татнефть», посвященной 70-летию НГДУ «Ле-ниногорскнефть», г. Лениногорск, 2015 г.; VIII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2015» - г. Уфа, 2015 и др.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, из них 6 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 4 статьи в сборниках трудов конференций, 3 патента на изобретения.

Личный вклад автора.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задачи, в ходе её решения получение зависимостей и разработка способов их применения на залежах с разным литотипом вмещающих пород на различной стадии разработки для повышения коэффициента нефтеизвлечения и эффективности ГТМ по оптимизации существующих систем разработки.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, заключения, библиографического списка использованных источников из 123 наименований, изложена на 155 страницах машинописного текста и содержит 78 рисунков, 6 таблиц.

Автор выражает глубокую признательность и благодарность д.г.-м.н., профессору Р.С. Хисамову, д.г.-м.н., профессору Р.Х. Муслимову, научному руководителю д.т.н., доценту А.В. Насыбуллину, д.г.-м.н., профессору Б.В.Успенскому, д.г.-м.н. И.Н. Плотниковой, д.т.н. И.Н. Хакимзянову за поддержку, внимание и ценные советы при обсуждении основных положений при написании диссертационной работы. Благодарю к.т.н. И.Г. Газизова, Л.М. Миронову, а также сотрудников геологической службы НГДУ «Прикамнефть», ООО «Наука» за совместную плодотворную работу над решением проблем повышения эффективности применения горизонтальной технологии на месторождениях республики Татарстан.

1 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГТ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ПАО «ТАТНЕФТЬ»

Сложность геологического строения эксплуатационных объектов на месторождениях ПАО «Татнефть» подтверждена множеством работ и не вызывает сомнений (Р.Х. Муслимов, Р.З. Мухаметшин, А.В. Насыбуллин, И.Н. Плотникова, Б.В. Успенский, И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, В.М. Хусаинов и др.).

Месторождения Республики Татарстан (РТ) сложнопостроенные, многообъектные и многозалежные. В их строении принимают участие породы кристаллического фундамента, девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем [104, 83].

В данной главе работы рассмотрены месторождения ПАО «Татнефть» и конкретно те объекты, которые разрабатываются с применением горизонтальной технологии (ГТ), особенности их геологического строения, влияющие на добычные возможности скважин с горизонтальным окончанием (СГО), на выбор участков их заложения и ориентацию в плане.

Известные методы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений, основанные на разбуривании их вертикальными и наклонно-направленными скважинами, позволяют отобрать 15-60% запасов. Особенно низкий коэффициент нефтеизвлечения отмечается по залежам с трудноизвлекаемыми запасами: в карбонатных, глинистых коллекторах, имеющих высокую неоднородность по площади и разрезу, расположенных под населёнными пунктами и их санитарно-защитными зонами [48, 49, 74].

В то же время основные запасы в терригенных коллекторах верхнего девона с малой вязкостью нефти до 10 мПа*с на сегодня имеют выработанность до 86 -90%, а доля запасов нефти, относящаяся к трудноизвлекаемым, стремительно растет и достигает по ряду объектов месторождений Республики 60-80% [41, 59].

Современные экономические условия требуют обеспечения высокой

эффективности капитальных вложений на всех стадиях производства путём внедрения эффективных методов повышения нефтеизвлечения [25, 53, 55].

Наиболее перспективными были и остаются, по мнению ведущих специалистов отрасли, гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта, включающие развитие системы поддержания пластового давления по объектам, оптимизацию плотности сетки скважин, применение различных видов заводнения, изменение направления фильтрационных потоков и т.д [45, 46, 50].

Все перечисленные методы могут быть осуществлены с большей эффективностью путём внедрения их через современные технологии разработки месторождений углеводородного сырья с применением ГТ, бурением скважин и зарезок боковых стволов с горизонтальным окончанием [85].

В данной работе выделены только те основные черты геологического строения объектов месторождений, которые влияют на выбор расположения проектной траектории каждой СГО в плане и разрезе при проектировании их строительства на примере более чем 30 месторождений ПАО «Татнефть» и десятков объектов разработки [4, 11, 12, 65, 66, 67]:

- залежи месторождений республики Татарстан в плане имеют сложный рисунок, в результате изометричных форм поднятий их контролирующих, которые сгруппированы в структурные гряды и объединены единой стратоизогипсой на залежах, имеющих как большие площади нефтеносности (до десятков километров), так и контролируемых поднятиями небольших размеров (рисунок 1.1а);

- залежи нефти в карбонатных коллекторах характеризуются этажами нефтеносности 5 - 78 и более метров и по своему строению относятся как к пластово-сводовым (залежи верейского горизонта и карбонатного девона), так и к массивным и массивно-слоистым (залежи башкирского, серпуховского и турнейского ярусов), в которых выделяются высокопроницаемые и менее проницаемые прослои, характеризующиеся разной степенью трещиноватости или разуплотнённости разного генезиса, в терригенных - преимущественно пластово-сводовые в разной степени литологически ограниченные (рисунок 1.1б) [16];

а)

б)

Рисунок 1.1 - а) выкопировка из структурной карты Чишминской площади Ромашкинского месторождения; б) схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона Ново-Суксинского месторождения; в) схематический геологический профиль продуктивных отложений нижнего карбона Пионерского месторождения

Ш в)

- на всех тектоноэлементах (за исключением Бавлинской зоны), залежи нередко осложнены границами тектонических и эрозионных нарушений, причём последние ориентированы, как правило, в направлении ближайших прогибов, являющихся зонами разгрузки (рисунок 1.1в, 1.2а);

- структурные планы продуктивных отложений карбона соответствуют структурным планам карбонатного девона и несколько смещены относительно структурных планов терригенного девона и рельефа дневной поверхности, что является не только доразведочным признаком, но и даёт возможность принимать решения о переходе на выше или нижезалегающие объекты эксплуатации (рисунок 1.2б);

а) б)

Рисунок 1.2 - а) структурная карта по кровле продуктивных отложений турнейского яруса Кадыровского нефтяного месторождения; б) карта совмещенных контуров Тюгеевского месторождения

- терригенные коллекторы имеют поровый тип строения, редко трещинно-поровый в породах, залегающих в разрезе ближе к фундаменту (верхний и средний девон, рисунок 1.3), класс средне- и высокоёмких, низко-средне- и высокопроницаемых, а карбонатные породы относятся к коллекторам трещинно-порового типа, в различной степени кавернозным, и в различном их сочетании; класс низко- и среднеёмких, низко- и среднепроницаемых) [31];

- продуктивные пласты тиманского (кыновского) горизонта в отложениях верхнего девона развиты, в основном, на краевых площадях Ромашкинского месторождения и занимают особое положение в разрезе, залегая среди агрессивных глин толщиной 10-14 метров, имеют небольшие толщины (1-7 метров) и представлены от одного до трёх пропластков [47, 111, 107] (рисунок 1.4а, б);

Рисунок 1.3 - Скв. № 7159. Матросовское

месторождение, пашийский горизонт, следы смещения алевролитовых прослоев и оползание в аргиллите

а)

в)

б)

Рисунок 1.4 - а) схематический геологический профиль отложений кыновского горизонта Аль-кеевской площади Ромашкинско-

го месторождения; Павловская площадь Ромашкин-ского месторождения: б) схематический геологический профиль отложений пашийского горизонта; в) выкопировка с карты разработки пласта Д1а пашийского горизонта

- для отложений пашийского горизонта характерна высокая неоднородность по площади и разрезу (рисунок 1.4в);

- основным ёмкостным пространством в терригенных коллекторах служат межформенные пустоты и канальцы их соединяющие, в карбонатных коллекторах - поры, каверны и трещины [26, 29, 30];

- нефтевмещающим карбонатным породам кизеловского горизонта характерна некая зернистость и разуплотнённость, в том числе, за счёт преимущественно хаотичной трещиноватости, а нефтевмещающие породы черепетского горизонта являются более массивными и менее трещиноватыми, причём трещины имеют направленный характер (рисунок 1.5 а, б, в) [23, 110];

- основными флюидопроводящими каналами в поровом коллекторе являются межформенные пустоты и короткие канальцы их соединяющие, в карбонатном - микро- и макротрещины различного генезиса плотностью от единиц до 500 и более 1/м, увеличивающихся в объёме породы вниз по разрезу (рисунок 1.5 г, д, е) [76, 102, 112];

а)

Рисунок 1.5 а) образцы шлифовки кизеловских: скв. № 1164 обр. 142 (николи скрещены) и скв. № 11749 обр. 22-2 (николи скрещены); и черепетских (скв. № 1164 обр.157 поровотрещинный коллектор) отложений;

б)

в)

г)

д)

Керн, отобранный из нефтеносных отложений башкирско - серпуховского комплекса, представленный: б) известняк органо-генно-обломочный, пористо-кавернозный интенсивно нефтенасыщенный (Ульяновская площадь); в) известняки органогенно-

детритовые, послойно, пятнисто нефтенасыщенные, стилолитизированные, участками трещиноватые (обр.9 -Акташская пл.); г) известняки органогенно-детритовые, пос-лойно, пятнисто нефтенасыщенные, стилолитизированные, участками трещиноватые (обр.11- Куакбашская пл.), д) обр.35 - Ново-Елховская пл.);е) прокрашенный аншлиф породы; известняк с

многочисленными минерализованными трещинами, следами сдвиговой тектоники и доломит флюидально-полосчатый нефтенасыщенный по микро-и макрокавернам выщелачивания округло-щелевидной формы, развитых по

микротрещинам.

е)

- интенсивный ввод в разработку залежей нефти в отложениях башкирско-серпуховского возраста с применением ГТ показал необходимость подразделения объекта на более мелкие интервалы времени осадконакопления, которые характеризуются развитием определенных видов фауны и флоры, определяющих фации и литотипы осадков (рисунок 1.6) [71, 77];

- в отложениях башкирско-серпуховского возраста нефтеносными являются отложения (сверху вниз): черемшанского и прикамского горизонтов башкирского яруса и протвинского горизонта серпуховского яруса, где отложения прикамского горизонта башкирского яруса с несогласием залегают на осадках протвинского

горизонта серпуховского яруса и гидродинамически связаны с ними, а ориентация трещин в разрезе составляет в среднем по зениту 450 (рисунок 1.6) [6];

Рисунок 1.6 - Схема сопоставления пластов (циклитов) в отложениях башкирско-серпуховского возраста на месторождениях ПАО «Татнефть»

- отложения черемшанского горизонта с несогласием залегают на породах прикамского горизонта и представлены уплотнёнными карбонатами с одним-двумя пористо-проницаемыми прослоями незначительной толщины и относятся автором к объекту возврата (рисунок 1.6) [3, 7, 17];

- по своему разрезу, относительно расчленённости, отложения черемшанского горизонта ближе к пластовому типу строения залежей, характерного для верейского объекта и могут разрабатываться совместно с ним;

- применение ГТ в разработке пород верейского горизонта осложняется составом перемычек между пластами, представленными аргиллитами известковистыми [118]. Геолого-физические характеристики основных объектов, разрабатываемых с применением ГТ, приведены в таблице 1.1 [84];

- применение ГТ на терригенные коллекторы верхнего, среднего девона и нижнего карбона имеет приоритетность за счёт получаемых высоких дебитов нефти в результате высокой проницаемости коллекторов [5, 8];

- по тектоническим элементам ЮТС и Мелекесской впадины внутри каждого генетического типа пород коллекторская характеристика на участках бурения СГО изменяется незначительно [13, 107];

- в сложном разрезе карбонатного девона (глубины залегания изменяются

Таблица 1.1- Геолого-физические характеристики объектов, разрабатываемых с

применением ГТ (бурением СГО)

Башкир. Тульско- Турней Данк. - Кын.-

Параметры -серпух. бобрик. ский лебед. паш.-

вороб.

Средняя глубина залегания, м 886 1288 1164 1310 1740

Тип коллектора карбон терриген карбон карбон терриген

Средняя общая толщина, м 20 14 31,2 7,1 28,5

Средняя нефтенасыщ. толщина, м 6,1 7,1 9,8 5,1 6,1

Проницаемость, мкм2 0,13 0,91 0,12 0,03 0,53

Пористость, % 14,42 24.30 12,67 7 18,7

Начал. пластовое давление, МПа 8,72 13,16 11,26 13,1 17,5

Динамическая вязкость, мПахс 89,72 91,41 35,62 70,8 4,4

Плотность нефти, т/м3 0,9 0,89 0,88 0,91 0,81

Газосодержание нефти, м3/т 2,34 11,37 17,66 12,4 61,7

Давление насыщ. нефти газом, МПа 2,98 3,82 3,94 1,6 8,9

по тектоноэлементам от 1495 до 1600 метров) нефтеносными являются породы бурегско-семилукского, евлано-ливенского, задоно-елецкого, данково-лебедянского и заволжского горизонтов, в разрезе каждого из которых содержится до шести пластов-коллекторов в разной степени нефтенасыщенных [12, 29, 34];

- матрица карбонатных пород характеризуется весьма низкими значениями коллекторских свойств (особенно в отложениях верхнего девона, в которых кондиционные значения пористости составляют 5-7%), что является одной из причин необходимости выбора наиболее оптимального положения СГО в плане относительно зон разуплотнения матрицы за счёт отдельных трещин и зон тре-щиноватости (рисунок 1.7 а, таблица 1.1) [69, 70];

- в нефтеносных карбонатных отложениях турнейского яруса лучшие коллекторские свойства по разрезу отмечаются в интервале залегания пород упинского и малевского горизонтов (С1уп и С1мл) и верхней половины кизеловского горизонта (С1кз); отложения черепетского горизонта (С1чр) характеризуются ухудшенными коллекторскими свойствами и фильтрация в них зависит от степени трещиноватости (рисунок 1.7 б, в);

- при организации системы поддержания пластового давления (ППД) в

карбонатных коллекторах путём нагнетания в пласт вытесняющего агента и компенсации отбора, по опыту разработки, вытеснение в первую очередь идёт по трещинам и затем распределяется на матрицу, что обязывает разрабатывать определённые индивидуальные режимы для каждой залежи и её вмещающих пород (рисунок 1.7 а, б, в) [19, 20, 54, 119];

а)

б)

в)

Рисунок 1.7 - а) известняки трещиноватые и стилолитизированные, неравномерно нефтенасыщенные по порам, трещинам, кавернам выщелачивания и напластованию из скважин Зеленогорской площади; б) пелитоморфный, плотный, трещиноватый известняк. Упинский горизонт. Восточный борт Мелекесской впадины; в) горизонтальные трещинки растворения в биокластово-зоогенном известняке. Трещинки секут биокласты и зерна цемента. Черепетский горизонт. Ашалъчинская площадь

- эффективные нефтенасыщенные толщины пластов-коллекторов увеличиваются в направлении к осевым частям прогибов, что может быть использовано в качестве доразведочного признака, определяющего направление увеличения толщины вмещающих пород [103];

- покрышки продуктивных отложений по разрезу не выдержаны и зачастую носят локальный характер (например, реперная пачка «тульский известняк» уменьшается по толщине от ЮТС в направлении к Мелекесской впадине), что влияет на степень насыщенности и вязкость флюида;

- тектонические нарушения, осложняющие залежи нефти, усиливаются в разрезе в направлении к фундаменту и чаще отмечаются в отложениях среднего девона [13, 107];

- СГО, освоенные под нагнетание на слабопроницаемые терригенные коллектора, способствуют увеличению приёмистости в десятки раз (опыт НГДУ «Азнакаевскнефть» и «Лениногорскнефть») (рисунок 1.8а);

а) б)

Рисунок 1.8 - а) нагнетательная скважина с горизонтальным окончанием № 28238Г; б) схематический геологический профиль отложений кизеловского горизонта турнейского яруса Бавлинского месторождения

- существует необходимость доработки технологий бурения СГО на верхнюю пачку группы пластов Д1 (пласты Д1а-б3) и пласт Д0, в том числе по композициям применяемых растворов;

- отличительной особенностью залежи в карбонатных коллекторах Бавлинского месторождения является наличие покрышки, сложенной глинами елховского возраста, выдержанной по всему юго-восточному склону ЮТС, и явное выделение по ГИС в разрезе кизеловского горизонта интервалов высокого удельного сопротивления, соответствующего залеганию пласта "ВС", и низкого удельного сопротивления - пласта "НС". Верхний интервал подразделяется на два пропластка (ВС-а и ВС-б), разделённых прослоем неколлектора или низких ФЕС толщиной в среднем один метр и незначительно различающихся по своим коллекторским свойствам, гидродинамическая связь которых осуществляется через окна слияния (рисунок 1.8б) [22, 24];

- по правилам разработки объекты, отличающиеся по строению залежей, коллекторским характеристикам и физико-химическим свойствам насыщающих флюидов должны разрабатываться самостоятельно, что осуществляется, как с помощью пакеров и оборудование для ОРЭ, так и с помощью оборудования управления эксплуатацией скважин, разработанного ТатНИПИнефть в 2010 году и применённого на залежи в отложениях турнейского яруса Бавлинского месторождения (рисунок 1.9);

Рисунок 1.9 -Компоновка оборудования для разобщения продуктивного

пласта в горизонтальном стволе скважины

16 и

376.6 н

1 - башмак; 2 - труба обсадная 114x7,4; 3 - устройство для управления фильтром; 4 - пакер ПРО-Ш-М-С-136;5 -центратор ПЦ-156; 6 - пакер ПРО-ЯВЖГ-С; 7 -устройство ИПТ-136; 8 - профильный перекрывателъ

№4395Г

- в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов выделяются зоны эрозионных врезов (чаще русловые, чем площадные), заполненные компенсирующими осадками терригенных пород соответственно радаевского и верейского возрастов, что объясняет невыдержанность распространения первых как по площади, так и разрезу (рисунок 1.9) [35, 108, 109, 120];

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Емельянов Виталий Владимирович, 2016 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абдулмазитов, Р.Д. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймухаметов, В.Д. Викторин и др. Издание в 2 т. под ред. В.Е. Гавуры. -М.:ВНИИОЭНГ, 1996.

2. Азиз, Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари. Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. - М.: Недра, 1982. - 407 с.

3. Александров, Б. Л. Изучение карбонатных коллекторов геофизическими методами [Текст] / Б. Л. Александров. - М.: Недра, 1979. - 200 с.

4. Алиев, З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты / З.С. Алиев - М.: Недра, 1995. -144с.

5. Алишаев, М.Г. Сравнительный анализ относительных фазовых проницаемостей для порового и трещинного коллекторов при слабой гидрофильности или гидрофобности внутренней поверхности породы / М.Г. Алишаев, Е.Г. Арешев, В.В. Плынин и др. // Нефтяное Хозяйство. - 2000. - № 12. - С. 54-59.

6. Ахметов, Н.Г. Условия залегания нефти в карбонатных коллекторах в связи с подсчетом запасов / Н.Г. Ахметов, Н.Г. Ахмедзянов, В.А. Чишковский // Тр. ТатНИПИнефть. - 1973. - вып. 24 - С. 13-16.

7. Багринцева, К.И. Атлас карбонатных коллекторов месторождений нефти и газа Восточно-Европейской и Сибирской платформ / К.И. Багринцева, А.Н. Дмитриевский, Р.А. Бочко - М. - 264с.

8. Баренблатт, Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт, Ю.П. Желтов // Доклады АН СССР, 1960. - Том 132 - № 3 - С. 545-548.

9. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик - М.: Недра, 1984. - 211 с.

10. Басниев, К.С. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н. Кочина и др. Учебник для ВУЗов - М.: Недра, 1986. - 303 с.

11. Борисов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков -М.: Недра, 1964. - 165 с.

12. Борисов, Ю.П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин / Ю.П. Борисов и др. - М.: Недра, 1964. - 306 с.

13. Буров, Б.В. Геология Татарстана: Стратиграфия и тектоника / Б.В. Буров, В.С. Губарева, Н.К. Есаулова - М.: ГЕОС, 2003. - 410 с.

14. Валитов, М.З. Выбор оптимальных систем разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам Северо-Западной Башкирии: Автореф. дис. канд. техн. наук / М.З. Валитов - Уфа, 1970. - 13 с.

15. Вахитов, Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений / Г.Г. Вахитов - М.: Недра, 1970. - 248 с.

16. Викторин, В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей / В.Д. Викторин - М.: Недра, 1988. - 150 с.

17. Викторин, В.Д. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам / В.Д. Викторин, Н.А. Лыков - М.: Недра, 1980. - 202 с.

18. Гавура, А. В. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу карбонатных коллекторов при заводнении: Автореф. дис. канд. техн. наук / А.В. Гавура - М., 1981. - 22 с.

19. Гавура, А.В. Оценка влияния трещиноватости на конечные показатели разработки карбонатных пластов при заводнении / А.В. Гавура // Тр. Гипровостокнефти. - 1979. - вып.33. - С. 84-92.

20. Гавура, А.В. О влиянии неоднородности карбонатных коллекторов на показатели разработки / А.В. Гавура // Труды Гипровостокнефти. - вып. 33. -1979. - С. 83-88.

21. Газизов, И.Г. Совершенствование системы разработки заводненных неоднородных терригенных коллекторов для увеличения степени нефтеизвлечения: автореферат диссертации кандидата технических наук / И.Г. Газизов, - Бугульма, 2013. - 24 с.

22. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалеев, Р.С. Хисамов, И.Г. Юсупов -Москва: ВНИИОЭНГ, 1995. том I - 316 с., том II - 286 с.

23. Геология карбонатных сложно построенных коллекторов девона и карбона / Р.С. Хисамов, А.А. Губайдуллин, В.Г. Базаревская, Е.А. Юдинцев -Казань, изд. ФЭН, 2010. - 283 с.

24. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, А.И. Иванов, Э.И. Сулейманов, Р.Б. Хисамов -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - 433 с.

25. Геологоразведочные работы в регионах с высокой опоискованностью недр / Р.С. Хисамов, Н.С. Гатиатуллин, Е.А. Тарасов, В.А. Екименко, С.Е. Войтович, В.Б. Либерман - Казань: Академия наук РТ, 2010. - 274 с.

26. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский - М.: Недра, 1982. - 392 с.

27. Голф-Рахт, Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт - М.: Недра, 1986. - 608 с.

28. Григорян, А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами / А.М. Григорян - М.: Недра, 1969. - 200 с.

29. Губайдуллин, А.А. Геология карбонатных сложнопостроенных коллекторов девона и карбона Татарстана: отчет Академия наук / А.А. Губайдуллин, В.Г. Базаревская, Е.А. Юдинцев - Казань, 2010.

30. Губайдуллин, А.А. Типизация продуктивных разрезов карбонатных отложений девона и карбона на эксплуатационных землях Татарии в связи с петрофизическим районированием / А.А. Губайдуллин - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1985.

31. Данилова, Т.Е. Атлас терригенных пород-коллекторов. Терригенные породы девона и нижнего карбона. / Т.Е. Данилова - Казань: ФЕН, 2008. - 472 с.

32. Диков, В.И. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения / В.И. Диков, А.В. Насыбуллин, Д.А. Разживин и др. // Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 10-11.

33. Дияшев, Р.Н. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии / Р.Н. Дияшев, Н.Х. Мусабирова // Нефтяное Хозяйство. - 1989. - № 9. - С. 43-48.

34. Добрынин, В.М. Петрофизика [Текст] / В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников - М.: Недра, 1991. - 368 с.

35. Дополнение к проекту разработки Ямашинского нефтяного месторождения: Отчет / ТатНИПИнефть; Руководители: А.В. Абзяппаров, Н.В. Музалевская -Бугульма, 2007.

36. Доронкин, А.К. Поисково-сейсмокаротажные исследования методом НВСП с целью изучения структурных особенностей вокруг скважин ОАО «Татнефть» НГДУ «Альметьевнефть»: отчет СКП 25/2011г. / А.К. Доронкин, Г.В. Зинина, С.К. Лиховидова - Бугульма, 2012.

37. Доронкин, А.К. Изучение трещиноватости (подготовка участка под горизонтальное бурение), ООО «ТНГ-Групп»: отчет сейсмокаротажной партии № 24/2008 / А.К. Доронкин - Бугульма, 2009.

38. Закревский, К. Е. Геологическое 3D моделирование [Текст] / К.Е. Закревский - М.: ИПЦ «МАСКА», 2009. - 376 с.

39. Емельянов, В.В. Перспективы прироста запасов нефти в РТ за счет открытия возвратных горизонтов в косьвинско-радаевских клиноформах / В.В. Емельянов // Экспозиция Нефть Газ. - 2015. - № 3(42). С. 28-30.

40. Емельянов, В.В. Оптимальная ориентация горизонтальной части ствола скважины в зависимости от направления трещиноватости карбонатного коллектора / В.В. Емельянов // Георесурсы. - 2015. - № 3(62). С. 48-52.

41. Емельянов, В.В. Прирост запасов трудноизвлекаемой нефти в отложениях Саргаевского горизонта. Перспективы и пути дальнейшей разработки Доманиковых отложений / В.В. Емельянов // Материалы VIII Международной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2015» - Уфа, 2015. С.99-101.

42. Емельянов, В.В. Перспективы прироста запасов нефти на месторождениях НГДУ "Прикамнефть", находящихся в завершающей стадии разработки, за счет открытия возвратных горизонтов в елхово-радаевских отложениях / В.В.

Емельянов // Материалы IV Международной научно-практической конференции молодых ученых и специалистов памяти академика А.П. Карпинского, 16-20 февраля 2015 г., Санкт-Петербург, ФГУП «ВСЕГЕИ». - СПб: Изд-во ВСЕГЕИ, 2015. - 657с. ISBN 978-5-93761-216-8. - С.327-335.

43. Емельянов, В.В. Выработка остаточных запасов нефти на основе уточнения геологического строения месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки / В.В. Емельянов // Сборник тезисов докладов семинара молодых специалистов секции «Геология, разработка нефтяных и газовых месторождений». - Казань: Изд-во «Ихлас», 2015 - 117 стр. С.23-24.

44. Емельянов, В.В. Проблемы разработки тяжелых и трудноизвлекаемых нефтей на месторождениях ЦДНГ-3 НГДУ «Прикамнефть» / В.В. Емельянов // Материалы докладов молодежной научно-практической конференции «Проблемы разведки и разработки высоковязких нефтей», посвященной 20-летию Татарского геологоразведочного управления ОАО «Татнефть». - Казань: Изд-во «Ихлас»,

2013. - 159 стр. - С. 114-117.

45. Емельянов, В.В. Перспективы прироста запасов нефти на месторождениях НГДУ "Прикамнефть", находящихся в завершающей стадии разработки, за счет открытия возвратных горизонтов в елхово-радаевских отложениях / В.В. Емельянов // Материалы 1-ой Республиканской молодежной геологической конференции (г. Казань, 22-24 октября 2014 г.). - Казань: Изд-во «Отечество»,

2014. - 176 с. ISBN 978-5-9222-0928-1. - С.52-63.

46. Емельянов, В.В. Прирост запасов трудноизвлекаемой нефти в отложениях Саргаевского горизонта. Перспективы и пути дальнейшей разработки Доманиковых отложений / В.В. Емельянов // Сборник работ МНПК ПАО «Татнефть», посвященной 70-летию НГДУ «Лениногорскнефть» - Лениногорск,

2015. - 1162 стр. - С.14-15.

47. Зиннатуллин, Н.Х. Выделение коллекторов в карбонатных разрезах Татарии и разделение их на типы по геофизическим данным / Н.Х. Зиннатуллин // Тр. ТатНИПИнефть - 1973. - вып. 24 - С. 56-67.

48. Зиннатуллин, Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в

карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии / Н.Х. Зиннатуллин // Тр. ТатНИПИнефть -1974. - вып. 26 - С. 85-92.

49. Зиннатуллин, Н.Х. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости / Н.Х. Зиннатуллин, Е.А. Юдинцев // Нефтяное Хозяйство. - 1988. -№ 11. - С. 36-38.

50. Ибатуллин, Р.Р. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти теплоносителями в условиях термокапиллярной пропитки блоков пород: Автореф. дис. канд. техн. наук / Р.Р. Ибатуллин - М., 1985. - 15 с.

51. Ибатуллин, Р.Р. Информационные технологии в разработке нефтяных месторождений / Р.Р. Ибатуллин, А.В. Насыбуллин // Нефть и жизнь. - 2004. - № 4. - с. 48-49.

52. Кнеллер, Л.Е. Определение параметров трещиноватости коллекторов по результатам ГИС, испытаний, керну / Л.Е. Кнеллер, О.Е. Рыскаль // Нефтяное Хозяйство. - 1997. - № 8. - С. 22-25.

53. Ковалев, В.С. Сопоставление фактических и расчетных показателей заводнения терригенных и карбонатных пластов / В.С. Ковалев // Тр. Гипровостокнефти. - 1973. - вып.18. - С. 65-84.

54. Козина, Е.А. Условия формирования и закономерность размещения пород-коллекторов турнейского яруса нижнего карбона Юго-Востока Татарии: автореферат диссератции кандидата геолого-минералогических наук / Е.А. Козина

- Бугульма, ТатНИПИнефть, библиотека, 1978. - 21 с.

55. Копытов, А. В. Определение извлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение [Текст] / А. В. Копытов // Нефтяное хозяйство. - 1970. - № 2. - С. 32-34.

56. Кричлоу, Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования / Г.Б. Кричлоу. Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова.

- М.: Недра, 1979. - 303 с.

57. Кузнецов, А.М. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов / А.М. Кузнецов, А.Г.

Ковалев, Д.И. Сальников и др. // Нефтяное Хозяйство. - 1997. - № 7. - С. 44-45.

58. Курочкин, Б.М. Научно-исследовательские работы (НИР) по совершенствованию методики эффективного расположения горизонтальных скважин (ГС) на отдельных элементах структур месторождений во взаимосвязи с трещиноватостью: отчёт / Б.М. Курочкин ОАО НПО «Буровая техника» -ВНИИБТ, 2002. -101 с.

59. Ларочкина, И.А. Геологические основы поисков и разведки залежей нефтегазовых месторождений на территории Республики Татарстан [Текст] / И.А. Ларочкина. - Казань: ПФ ГАРТ, 2008. - 210 с.

60. Лысенко, В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В.Д.Лысенко, В.И. Грайфер - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 562с.

61. Майдебор, В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В.Н. Майдебор - М.: Недра, 1980. - 287 с.

62. Максимов, М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений / М.И. Максимов - М.: Недра, 1975. - 534 с.

63. Методическое руководство по технологиям разработки малоразведанных залежей, отдельных линз и залежей на поздней стадии скважинами с горизонтальным, наклонно направленным и вертикальным окончанием и боковыми стволами с горизонтальным, наклонно направленным и вертикальным окончанием. РД 153-39.0-778-12

64. Методическое руководство по определению оптимальных забойных давлений с учётом взаимодействия скважин. РД 153-39.0-348-04, библиотека ТатНИПИнефть.

65. Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть»: отчёт ТатНИПИнефть / Р.Т. Фазлыев, Л.М. Миронова и др., Бугульма, 2007.

66. Мониторинг применения горизонтальной технологии и зарезок боковых стволов на месторождениях ОАО "Татнефть" с целью повышения их эффективности, анализ выработки горизонтальными скважинами [Текст]: отчет о НИР / ТатНИПИнефть; З.С. Идиятуллина, Л.М. Миронова и др., - Бугульма, 2013. - 219 с.

67. Мониторинг применения горизонтальных технологий, подбор участков для внедрения новых технологий по бурению и эксплуатации СГО на месторождениях ОАО «Татнефть» [Текст]: отчет о НИР / ООО «Наука»; Л.М. Миронова, З.С. Идиятуллина и др., - Бугульма, 2014. - 171 с.

68. Мониторинг применения горизонтальной технологии в ОАО «Татнефть»: отчёт ТатНИПИнефть / Р.Т. Фазлыев, Л.М. Миронова и др. - Бугульма, 2011.

69. Морозов, В.П. Минералого-литологический анализ керна для оценки перспективности карбонатных пластов турнейского яруса Алексеевского месторождения [Текст] / В.П. Морозов. - Казань: КГУ, 2006. - 93 с.

70. Морозов, В.П. Формирование вторичной кавернозности в карбонатных коллекторах турнейского яруса в пределах восточного борта Мелекесской впадины и западного склона Южно-Татарского свода РТ [Текст] / В.П. Морозов, Э.А. Королев, Г.А. Кринари, С.Н. Пикалев // ТЭК России - основа процветания страны: Сборник докладов. - СПб.: Недра, 2004. - С. 109-117.

71. Музалевская, Н.В. Эффективность эксплуатации карбонатных трещиноватых коллекторов башкирско-серпуховского возраста скважинами сложной архитектуры / Н.В. Музалевская, О.В. Разуваева, С.Ю. Ибатуллина, Р.И. Мухаметвалеев // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть. - 2010. - №LXXVIII.

- С.126.

72. Муслимов, Р.Х. Некоторые результаты применения горизонтальных технологий в Волго-Камском регионе / Р.Х. Муслимов, И.Г. Юсупов, Р.Т. Фазлыев. В книге: Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. - Казань: Мастер Лайн, 2000.

73. Муслимов, Р.Х. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов

- Казань, 1989. -136 с.

74. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности / Р.Х. Муслимов - Казань: Академия наук РТ, 2005. - 688 с.

75. Муслимов, Р.Х. Особенности разведки и разработки нефтяных

месторождений в условиях рыночной экономики / Р.Х. Муслимов - Казань: Академия наук РТ, 2009. -727 с.

76. Муслимов, Р.Х. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах / Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Абдулмазитов и др. // Нефтяное Хозяйство. - 1996. - № 10. - С. 25-28.

77. Мухаметшин, Р.З. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов / Р.З. Мухаметшин, Н.Ф. Булыгина, Е.А. Юдинцев // Нефтяное Хозяйство. - 1988. - № 5. - С. 34-38.

78. Назимов, Н.А. Выработка запасов нефти локальных участков залежей системой горизонтально-разветвленных скважин / Н.А. Назимов, Н.И. Хаминов, Р.Г. Ахметзянов // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 7. - С. 58-59.

79. Насыбуллин, А.В. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана / А.В. Насыбуллин, А.Г. Петухов, Р.Г. Абдулмазитов и др. // Нефтяное Хозяйство. - 2003. - № 8. - С. 75-79.

80. Насыбуллин, А.В. Отчет о научно-исследовательской работе «Изучение и анализ разработки запасов из карбонатных отложений Коробковского участка Бавлинского нефтяного месторождения» / А.В. Насыбуллин и др. - Бугульма: «ТатНИПИнефть», 2013.

81. Насыбуллин, А.В. Некоторые результаты моделирования карбонатных коллекторов на примере пилотного участка 302-303 залежей / А.В. Насыбуллин, А.А. Даровских, Р.Г. Абдулмазитов и др. // Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения: Труды науч.-практич. конф., посвящ. 10 летию АН РТ, 29-30 ноября 2001г. - Казань, 2002. - С. 295-302.

82. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений / И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев, А.И. Никифоров - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. - 320 с.

83. Нефтегазоносность республики Татарстан / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.С. Хисамов, Л.М. Миронова, Н.С. Гатиатуллин, Б.В. Успенский,

И.Н. Плотникова, Е.Д. Войтович, и др. - Казань: Академия наук РТ, 2007. -том I -316 с., том II - 524 с.

84. Нугайбеков, А.Г. Геотехнологические особенности нефтеизвлечения в карбонатных коллекторах: Автореф. дис. докт. техн. наук / А.Г. Нугайбеков -Тюмень, 2002. - 43 с.

85. Орлинский, Б.М. Применение промывочной жидкости с боропродуктами для выделения коллектора в карбонатном разрезе. РНТС / Б.М. Орлинский, Н.С. Мациевский, Р.Х. Муслимов // Нефтегазовая геология и геофизика. - 1980. - № 11. - С. 36-38.

86. Пат. №2203405 РФ, МПК E21B 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / авторы Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Хурямов А.И., Муха-метвалеев И.З., Ганиев Б.Г. (РФ)

87. Пат. 2544207 РФ, МПК Е21В 43/16 (2006.01). Способ разработки нефтяного пласта многозабойными скважинами / авторы Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В., Газизов И.Г., Волков И.В., Ахмадуллин Р.Х., Емельянов В.В. (РФ); Заявлено 03.03.2014; Опубл.: 10.03.2015. Бюл. №7

88. Пат. 2536891 РФ, МПК Е21В 43/20 (2006.01). Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами / авторы Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В., Газизов И.Г., Волков И.В., Емельянов В.В. (РФ); Заявлено 18.11.2013; Опубл.: 27.12.2014. Бюл. №36

89. Пат. 2540720 РФ, МПК Е21В 43/16 (2006.01). Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием / авторы Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В., Газизов И.Г., Волков И.В., Ахмадуллин Р.Х., Гафиятуллин Х.Х., Емельянов В.В. (РФ); Заявлено 10.02.2014; Опубл.: 10.02.2015. Бюл. №4

90. Пат. 2439300 РФ, МПК E21B 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / авторы Хисамов Р.С., Ханнанов Р.Г., Подавалов В.Б., Миронова Л.М., Зацарина Л.В. (РФ); Заявлено 02.02.2011; опубл. 10.01.2012, Бюл. №1.

91. Перспективы прироста запасов нефти на месторождениях НГДУ «Прикам-нефть» за счет возвратных горизонтов в косьвинско-радаевских отложениях / В.В.

Емельянов, И.Г. Газизов, А.Д. Салихов, И.Н. Плотникова, Н.В. Пронин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 1 0. - С. 64-68.

92. Потенциал прироста запасов нефти на юго-востоке Северо-Татарского свода и геохимические критерии выявления таких перспективных зон / С.Б. Остроухов, Ф.Ф. Носова, И.Н. Плотникова, В.В. Емельянов, И.Г. Газизов, А.Д. Салихов, Н.В. Пронин, Г.Т. Салахитдинова, Т. Латипа // Георесурсы. - 2015. - № 3(62). - С.10-16

93. Проектирование и бурение многозабойных скважин на Ново-Суксинском месторождении НГДУ «Прикамнефть» / В.В. Емельянов, И.Г. Газизов, Р.Х. Ахма-дуллин, А.Д. Курбанов, В.В. Ахметгареев // Георесурсы. - 2015. - № 3(62). - С. 3335.

94. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Н.Б. Нурисламов, П.Д. Се-ночкин, В.М. Хусаинов, Н.Ф. Гумаров, Г.А. Орлов, А.Н. Хамидуллина, А.В. Ли-фантьев, А.В. Насыбуллин // Нефтяное Хозяйство. - 2003. - № 3. - С. 49-50.

95. Пугачев, В.С. Теория вероятности и математическая статистика / В.С. Пугачев - М.: Наука, 1979. - 495 с.

96. Разработка нефтяных пластов в поздней стадии. Том 1. Геология и разработка нефтяной залежи в поздней стадии / Н.И. Хисамутдинов, Р.Х. Гильманова, И.В. Владимиров, Н.З. Ахметов, Р.Г. Абдулмазитов, Р.Г. Сарваретдинов -Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2004. - 252 с.

97. Ракутин, Ю.В. Обобщение опыта разработки небольших месторождений ТАССР [Текст]: отчёт о НИР / Ю.В. Ракутин, Р.Г. Рамазанов - Бугульма: ТатНИ-ПИнефть, 1984. - 295 с.

98. Распопов, А.В. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти / А.В. Распопов, А.А. Щипанов // Нефтяное Хозяйство. - 2002. - № 6. - С. 97-99.

99. Регламент по созданию постояннодействующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39.0-047-00: Москва, 2000.

100. Ромм, Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород / Е.С.

Ромм - М.: Недра, - 1966. - 283 с.

101. Салимов, В.Г. Исследование коллекторских свойств карбонатных пород методами факторного анализа / В.Г. Салимов, Н.Ш. Хайрединов // Тр. ТатНИПИнефть. - 1974. - вып.26. - С. 104-109.

102. Смехов, Е.М. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа / Е.М. Смехов, Т.В. Дорофеева - Ленинград: Недра, 1987. - 96 с.

103. Смехов, Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа / Е.М. Смехов - Ленинград: Недра, 1974. - 200 с.

104. Совершенствование системы разработки Бондюжского нефтяного месторождения / В.В. Емельянов, И.Г. Газизов, И.В. Волков, В.В. Ахметгареев, Р.Х. Ахмадуллин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 8. - С. 56-58.

105. Создание постоянно действующих моделей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений республики Татарстан на основе АРМ ЛАЗУРИТ и пакета программ фирмы Landmark / Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.М. Юсупов, Ф.М. Латифуллин, В.И. Диков, А.В. Насыбуллин и др. // Нефтяное Хозяйство. - 1998. - № 7. - С. 63-67.

106. Струкова, Н. А. Геолого-промысловое обоснование систем разработки с заводнением для залежей нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах: Автореф. дис. канд. геол.-минерал. наук / Н.А. Струкова - Ижевск, 1983. - 27 с.

107. Тектоническое и нефтегеологическое районирование территории Татарстана / Р.С. Хисамов, Е.Д. Войтович, В.Б. Либерман, Н.С. Гатиатуллин, С.Е. Войтович - Казань: Академия наук РТ, 2006. - 228 с.

108. Технологическая схема разработки Ашальчинского нефтяного месторождения: Отчет / ТатНИПИнефть; Руководители: Н.С. Нуреева - Бугульма, 2006.

109. Киясова, Н.И. Технологическая схема разработки Кутушского нефтяного месторождения: Отчет / ТатНИПИнефть; Руководители: Н.И. Киясова, С.А. Лиходедова - Бугульма, 1997.

110. Хайрединов, Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии /

НШ Хайрединов // Тр. ТатНИПИнефть. - 1973. - вып. 24 - С. 77-84.

111. Хайрединов, Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях / Н.Ш. Хайрединов // Тр. ТатНИПИнефть. - 1973. - вып. 24. - С. 8492.

112. Хайрединов, Н.Ш. Основные черты формирования карбонатных коллекторов на примере ТАССР / Н.Ш. Хайрединов // Тр. ТатНИПИнефть. - 1974.

- вып. 26. - С. 109-116.

113. Хаминов, Н.И. Вовлечение в разработку коллекторов пониженных кондиций / Н.И. Хаминов, Р.Г. Ахметзянов, Н.А. Назимов // Нефтяное хозяйство.

- 2006. - № 7. - С. 60-62.

114. Хисамов, Р.С. Высокоэффективные технологии освоения нефтяных месторождений / Р.С. Хисамов - М: Недра. 2004. - 628 с.

115. Хисамов, Р.С. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов нефти: Учебное пособие / Р.С. Хисамов - Казань: Изд-во "Фэн" Академии наук Республики Татарстан, 2013. - 310 с.

116. Хисамов, Р.С. Геолого-геофизическое доизучение нефтяных месторождений на поздней стадии разработки / Р.С. Хисамов, И.Н. Файзуллин - Академия наук РТ, Казань 2011. - 228 с.

117. Хусаинов, В.М. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / В.М. Хусаинов, В.И. Диков, А.В. Насыбуллин и др. // Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 24-27.

118. Чишковский, В.А. Особенности залегания верей-башкирских отложений в пределах западного склона Южного купола Татарского свода / В.А. Чишковский // Тр. ТатНИИ. - 1971. - вып. 18. - С. 22-25.

119. Шаймуратов, Р.В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта / Р.В. Шаймуратов - М.: Недра, 1980. - 223 с.

120. Шакирова, Р.Т. Уточнение проектных точек на участке активного бурения Кадыровского месторождения на основе уточнения геологического строения и

анализа выработки запасов: отчет / Р.Т. Шакирова, Е.К. Плаксин - Бугульма: ТатНИПИнефть, 2010. - 67 с.

121. Швецов, И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта / И.А. Швецов // Тр. Гипровостокнефти. - 1974. - вып. 23. - С. 56-63.

122. Юсупов, Р.М. Гидродинамическое моделирование - основа рациональной разработки нефтяных месторождений / Р.М. Юсупов, Ф.М. Латифуллин, А.В. Насыбуллин и др. // Техника и технология добычи нефти на современном этапе: Сборник докладов науч.- практич. конф. - Альметьевск, 1998. - С. 205 - 208.

123. Юсупов, Р.М. Моделирование нефтяных месторождений на АРМ геолога "ЛАЗУРИТ" / Р.М. Юсупов, Ф.М. Латифуллин, Р.Р. Ахметзянов, А.В. Насыбуллин // Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе: Тезисы докл. науч.- практич. конф. - Альметьевск, 1996. - С. 32 - 33.

■ -980

О —

-975

0м

4.4

• О

внк

ГТ

-п

О О

и и

Ж

дГ ®

-о-сх

и

ч

Условные обозначения:

внешний контур нефтеносности

внутренний контур нефтеносности

изопахита пласта

изогипса пласта

линия разлома

номер скважины абсолютная отметка пласта, м

номер скважины

эффективная нефтенасыщенная толщина, м пласт перфорирован, не перфорирован водонефтяной контакт залежи граница зоны отсутствия коллекторов

Скважины:

проектная добывающая

пробуренная добывающая

проектная горизонтальная

пробуренная горизонтальная

ликвидированная

пьезометрическая

в ожидании ликвидации

в консервации

в бездействии

добывающая: ЭЦН, ШГН

скважина, работающая на другой горизонт

нагнетательная в освоении

1.0 ф 321 дебит жидкости, т/сут 12.5 2.4/3.4 обводненность, %

текущий дебит жидкости сектор обводненности продукции сектор нефти

среднесуточная закачка, м3/сут

категория запасов

известняк нефтенасыщенный известняк слабонефтенасыщенный известняк водонасыщенный известняк плотный алевролит нефтенасыщенный алевролит глинистый песчаник нефтенасыщенный песчаник водонасыщенный

песчаник глинистый

угли и углистые сланцы

фактический ствол проектный ствол неколлектор

верхний известняк

коллектор обводнен

коллектор слабонефтенасыщенный

Контуры нефтеносности:

-V—V Сзкш каширский горизонт

-■ —■ С2ВР верейский горизонт

—. С261Л башкирский ярус

-V—V С[Срп серпуховский ярус

-V—V С]ал алексинский горизонт

----С[ТЛ тульский горизонт

—• С]бр бобриковский горизонт

-■—■ С]тр турнейский ярус

-V—V С1ЗВ заволжский горизонт

До кыновский горизонт

Д1 пашийский горизонт

Ддл данково-лебедянский горизонт

прогнозное направление трещиноватости в отложениях турнейского --»90° яруса (красная стрелка) по данным направлений трещиноватости в пермских отложениях (черная стрелка) в мелких скважинах

— —предполагаемые блокоразделяющие границы

вектор максимальной подвижности флюида, ^^^ максимальной гидропроводности - трещиноватости

О 139 глубокая скважина

• м1 мелкая скважина

ПР1 профиль ПМ МПВ

линеаменты, отдешифрированные с космических снимков М 1:70 ООО (по материалам Шалина П.А., Базаревской В.Г..)

ф зона трещиноватости, преимущественно одного направления

48д изолинии энергии отраженных волн

зона, где энергия отражений < 80 усл.ед. (коллектор заглинизирован)

зона, где энергия отражений 80- 120 усл.ед. (породы с повышенным содержанием глин, как в скв. 11353)

зона, где энергия отражений > 120 усл.ед. (породы с пониженным содержанием глин)