Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Дурягин, Виктор Николаевич

• Дурягин, Виктор Николаевич
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Дурягин, Виктор Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1 Особенности геологического строения и фильтрационных процессов в трещинных коллекторах

1.2 Анализ особенностей разработки трещинных коллекторов горизонтальными скважинами

1.2.1 Особенности притока флюидов к горизонтальным скважинам в трещинных коллекторах

1.2.2 Особенности проведения промысловых исследований и контроля за процессами разработки месторождений горизонтальными скважинами

1.3 Анализ технологий ограничения водопритока

1.3.1 Особенности методов проведения работ по ограничению водопритока в горизонтальных скважинах

1.3.2 Анализ основных материалов, применяемых в технологиях ограничения водопритока в скважины

Выводы к 1 главе

2 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

2.1 Методика приготовления водоизоляционной композиции «Silicate»

2.2 Методика исследования механизма гелеобразования водоизоляционной композиции

2.3 Методика исследования свойств водоизоляционной композиции

2.4 Методика оценки адгезионной способности водоизоляционной композиции

2.5 Методика проведения фильтрационных исследований состава водоизоляционной композиции

2.5.1 Методика проведения фильтрационных исследований на образцах естественного керна порового и трещинного типа

2.5.2 Методика проведения фильтрационных исследований по определению коэффициента селективности водоизоляционной композиции

2.5.3 Методика проведения фильтрационных исследований по определению коэффициента вытеснения нефти из трещинно-порового коллектора

Выводы ко 2 главе

3 РАЗРАБОТКА И ОБОСНОВАНИЕ ХИМИЧЕСКИХ РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ

3.1 Результаты исследования механизма гелеобразования водоизоляционного состава «Silicate»

3.2 Результаты определения прочности и времени гелеобразования водоизоляционного состава «Silicate»

3.3 Результаты реологических исследований композиции «Silicate»

3.4 Результаты определения адгезионной способности водоизоляционного состава «Silicate»

3.5 Результаты фильтрационных исследований композиции «Silicate»

3.5.1 Результаты фильтрационных исследований на образцах естественного керна порового типа

3.5.2 Результаты фильтрационных исследований на образцах естественного керна трещинно-порового типа

3.5.3 Результаты фильтрационных исследований по определению коэффициента селективности

3.5.4 Результаты фильтрационных исследований по определению коэффициента вытеснения нефти из трещинно-порового коллектора

Выводы к 3 главе

4 ОБОСНОВАНИЕ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА «SILICATE»

4.1 Технология селективного ограничения водопритока с применением композиции «Silicate»

4.1.1 Условия применения разработанной технологии селективного ограничения водопритока

4.1.2 Применяемые реагенты и состав композиций «Silicate»

4.1.3 Обоснование оптимальных объемов закачки водоизоляционной состава «Silicate»

4.1.4 Обоснование состава буферной оторочки

4.1.5 Основные технологические аспекты проведения работ по ограничению водопритоков с использованием состава «Silicate»

4.1.6 Порядок проведения работ по ограничению водопритока с использованием состава «Silicate»

4.1.7 Ограничение водопритока к горизонтальным скважинам с использованием состава «Silicate» и жидкого пакера

4.2 Геолого-гидродинамическое моделирование процессов обводнения и проведения работ по ограничению водопритока к горизонтальным скважинам трещиноватых коллекторов

4.2.1 Особенности геолого-гидродинамического моделирования трещинных коллекторов нефти и газа

4.2.2 Создание геолого-гидродинамической модели трещинно-порового коллектора

4.2.3 Гидродинамическое моделирование работ по ограничению водопритока в условиях трещинно-поровых коллекторов

Выводы к 4 главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

Современный период нефтедобычи в Российской Федерации характеризуется снижением доли запасов нефти в поровых коллекторах относительно простого строения. Для восстановления ресурсной базы углеводородов в разработку вовлекаются запасы нефти, добыча которых ранее была осложнена различными технологическими причинами. Одним из резервов для активного освоения являются месторождения нефти в трещинных коллекторах, на долю которых приходится более половины мировых запасов нефти. При этом технико-экономическую эффективность разработки во многом определяет своевременное и правильное проведение операций, связанных с ограничением притока воды к скважинам и, как следствие, потребность в проведении данных работ с каждым годом неуклонно возрастает.

Вопросы разработки и совершенствования технологий по ограничению водопритока рассматриваются в научных трудах Алтуниной Л.К., Амияна A.B., Амияна В.А., Блажевича В.А., Бриллианта Л.С., Булгакова Р.Т., Вахитова Т.М., Газизова A.A., Газизова А.Ш., Горбунова А.Т., Дон Н.С., Земцова Ю.В., Зозули Г.П., Кадырова P.P., Кисельмана М.Л., Кравченко И.И., Клещенко И.И., Комиссарова А.И., Курочкина Б.Н., ЛепневаЭ.Н., Ленченковой Л.Е., Лозина Е.В., Мишина В.И., Муслимова Р.Х., Петрова H.A., Петухова A.B., Поддубного Ю.А., Рогачева М.К., Рябоконя С.А., Сидорова И.А., Скородиевской Л.А., Старковского A.B., Стрижнева К.В., Стрижнева В.А., Телина А.Г., Уметбаева В.Г., Умрихиной Е.Г., Хангальдина Г.Н., Хайрединова Н.Ш., Хачатурова P.M., Шумилова В.А., Юмадилова А.Ю., Ягафарова А.К., Eoff L., Lacatos I., LaneR.S., Samuelsen E., Seright R., SydanskR.D. и многих других отечественных и зарубежных ученых.

Однако, несмотря на существование множества технологий и химических реагентов для борьбы с преждевременным обводнением

скважин, большинство из них разработано для условий поровых коллекторов. Вследствие этого их применение не всегда эффективно в условиях среды с двойной пористостью, в которой водоизоляционный материал должен проникать в водонасыщенные трещины без значительного влияния на низкопроницаемую нефгенасыщенную матрицу продуктивного пласта.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора.

Идея работы

Снижение интенсивности обводнения нефтяных скважин за счет направленной обработки высокопроницаемых трещинных каналов разработанным гелеобразующим составом.

Задачи исследований:

1. Изучить особенности разработки, а также источники и характер обводнения скважин в нефтяных залежах с трещинно-поровым типом коллектора.

2. Выполнить анализ современного состояния технологий и химических реагентов, применяемых при ограничении водопритока.

3. Изучить технологии проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах.

4. Разработать водоизоляционный гелеобразующий состав для условий коллекторов грещинно-порового типа.

5. Разработать технологию закачки в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава и определить область его эффективного применения.

6. Адаптировать методику геолого-гидродинамического моделирования процесса проведения работ по ограничению водопритока в горизонтальных скважинах, дренирующих трещинно-поровый коллектор.

Методы исследований

Работа выполнена в соответствии со стандартными теоретическими методами, а также с использованием специально-разработанных методик. Обработка полученных данных проводилась с использованием методов математической статистики.

Научная новизна работы:

1. Установлен механизм гелеобразования разработанного водоизоляционного состава на основе силиката натрия, инициатором структурообразования которого выступают хромокалиевые квасцы (сульфат хрома(Ш)-калия), заключающийся в образовании трехмерной атомной цепи за счет процесса полимеризации силикатных анионов при взаимодействии с катионами хрома (III).

2. Установлены зависимости кинетики гелеобразования разработанного водоизоляционного состава от температуры, концентраций силиката натрия и хромокалиевых квасцов.

3. Установлена зависимость повышения адгезионной способности разработанного водоизоляционного состава от концентрации глицерина по отношению к гидрофильной горной породе.

Защищаемые научные положения:

1. Изменение кинетики гелеобразования и прочностных характеристик разработанного водоизоляционного состава возможно за счет различного соотношения силиката натрия и хромокалиевых квасцов, что позволяет обеспечивать надежное ограничение водопритока.

2. Повышение селективности воздействия разработанного водоизоляционного состава достигается путем введения в его состав 1-3% масс, глицерина, что улучшает адгезионную способность по отношению к водонасыщенной горной породе в сравнении с нефтенасыщенной, обеспечивает надежную изоляцию обводненных трещинных интервалов и сохраняет проницаемость нефтенасыщенных интервалов пласта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными исследованиями с использованием современного оборудования (компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Bruker, Vinci Technologies и др.), высокой сходимостью расчетных и экспериментальных величин, воспроизводимостью полученных данных.

Практическое значение работы:

1. Разработан гелеобразующий водоизоляционный состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в условиях коллекторов трещинно-порового типа.

2. Разработана технология селективного ограничения водопритока в коллекторах трещинно-порового типа с помощью гелеобразующего водоизоляционного состава.

3. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций, выполнении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Подземная гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 13 научно-практических конференциях, симпозиумах, форумах и семинарах, в т.ч. на IX Международном молодежном нефтегазовом форуме (Казахстан, г. Алматы, КНТУ имени К.И. Сатпаева, 2012); Всероссийской конференции-конкурсе студентов выпускного курса (г. Санкт-Петербург, Горный университет, 2012); Научно-практической конференции молодых ученых. «Актуальные проблемы науки и техники» (г.Уфа, УГНТУ, 2012); 53-th Students Scientific Session (AGH, Krakow, Poland, 2012); X Международном молодежном нефтегазовом форуме (Казахстан, г. Алматы, КНТУ имени

К.И. Сатпаева, 2013); Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования» (г. Санкт-Петербург, Горный университет, 2013); Региональной научно-практической конференции «Научная сессия ученых АГНИ» (г. Альметьевск, АГНИ, 2013); Международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех-2013» (г.Ухта, УГТУ, 2013); Международном симпозиуме студентов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, ТПУ, 2013); Международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле» (г. Октябрьский, УГНТУ, 2014); Международном коллоквиуме молодых ученых «Freiberg-St.Petersburg Colloquium of young scientists», (TU Bergakademie Freiberg, Gennany, 2014); III Научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпромнефть НТЦ») (г. Санкт-Петербург, ООО «Газпромнефть НТЦ», 2014); IV корпоративной научно-технической конференции молодых специалистов «Газпром нефти» (г. Санкт-Петербург, ОАО «Газпромнефть», 2014).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 14 научных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки РФ. Получен патент на изобретение «Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта» (№ 2536529).

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4-х глав, библиографического списка, включающего 103 наименований и заключения. Материал диссертации изложен на 132 страницах машинописного текста, включает 13 таблиц, 53 рисунка.

Личный вклад автора

Выполнен сбор, анализ и обобщение результатов ранее опубликованных материалов; сформулированы задачи исследований; проведены экспериментальные исследования на современном лабораторном оборудовании; выполнена обработка и интерпретация полученных результатов; проведено геолого-гидродинамическое моделирование работ по ограничению водопритока к горизонтальным скважинам; сформулированы основные защищаемые положения и выводы.

Благодарност и

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю К.В. Стрижневу за руководство при подготовке диссертационной работой. Огромное спасибо заведующему кафедрой РНГМ Горного университета профессору М.К. Рогачеву за ценные советы и предоставленную возможность работать в уникальном лабораторном комплексе. Автор благодарит заведующего лабораторией ПИП О.Б. Сюзева и начальника отдела химизации ООО «Газпромнефгь НТЦ» A.M. Кунакову за советы при проведении лабораторных исследований и плодотворные дискуссии. Автор признателен профессору кафедры РНГМ A.B. Петухову, доцентам кафедры РНГМ Д.Г. Петракову, A.B. Максютину и Д.В. Мардашову за помощь и ценные замечания. Отдельная благодарность за работу и советы Э.Г. Ахметвалиеву, В.Б. Леви, Б.У. Салихову, И.М. Галяутдинову, П.Л. Ефимову и Д.Е. Осадчему без помощи которых эта работа не была бы завершена. Огромная благодарность за работу в коллективе и всестороннюю поддержку П.Д. Гладкову, Д.С. Тананыхину, P.P. Хусаинову, Г.Ю. Щербакову, К.О. Гумерову, А.О. Кондрашеву, Т.А. Майоровой, И.Р. Раупову, Д.Г. Подопригоре, A.M. Шагиахметову и Г.Ю. Коробову. Автор также глубоко признателен жене A.M. Дурягиной за неоценимую моральную поддержку. Автор благодарен за помощь специалистам ООО «Газпромнефть-НТЦ» и сотрудникам кафедры РНГМ Национального минерально-сырьевого университета «Горный».

1 ОБЗОР МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Вопросам геологического описания и особенностям разработки трещинных коллекторов, на долю которых приходится более половины мировых запасов нефти и газа, посвящено множество исследований [1,2,3]. Несмотря на это, достаточно актуальной остается проблема повышения эффективности операций, связанных с ограничением водопригоков или выравниванием профиля приемистости скважин в условиях трещинно-порового строения залежей.

В данной главе рассмотрены основные особенности геологического строения, фильтрационных процессов в трещинных коллекторах нефти и газа на примере Восточного участка Оренбургского нефгегазоконденсатного месторождения (ВУ ОНГКМ), являющегося одним из крупнейших месторождений ОАО «Газпром нефть» с трещипно-поровым типом коллектора. Также проанализированы причины обводнения и рассмотрены основные аспекты проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах в условиях трещинных коллекторов.

1.1 Особенности геологического строения и фильтрационных процессов

в трещинных коллекторах

На долю трещинных коллекторов приходится порядка 60% месторождений углеводородов и более половины объема добываемой в мире нефти [1,4]. При этом трещиноватость в различной степени характерна как для карбонатных, так и для терригенных горных пород [5,6]. Отличительная особенность трещинных коллекторов - значительное влияние на фильтрацию флюидов в пласте дискретных систем, а именно: систем трещин, систем открытых каналов внутри системы трещин, стилолитов и каверн [2,3,7].

Большинство трещиноватых коллекторов представляют собой блоки породы, разделенные системами трещин [8,9]. В зависимости от емкостных характеристик матрицы (скелета) горной породы принято разделять трещинные коллектора на два основных вида [7]:

1. Трещинно-непоровые - в таких коллекторах блоки непроницаемы и не содержат углеводородов, нефть сосредоточена в системе связанных каверн, по которым и осуществляется фильтрация. Объем системы трещин обычно составляет от нескольких тысячных до одной сотой объема горной породы (по данным комплексных керновых и промысловых исследований).

2. Трещинно-поровые - в таких коллекторах основной объем нефти сосредоточен внутри блоков пористой среды, трещины играют роль связывающих каналов, по которым осуществляется фильтрация. Вторичная пористость обычно составляет не более одного процента от объема породы.

Промышленно-нефтеносные карбонатные пласты артинского, сакмарского и башкирского ярусов ВУ ОНГКМ относятся к трещинно-поровому типу коллектора. Основные геолого-физические характеристики приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

№ п/п Параметры Артинский ярус Сакмарский ярус Башкирский ярус

1 2 3 4 5

1. Абсолютная отметка кровли, м 1665 1950 2595

2. Абсолютная отметка ВНК, м 1820 1972 2617

3. Абсолютная отметка ГНК, м 1719 1960 2611

4. Тип залежей массивная, пластово-

сводовая массивная

5. Тип коллектора карбонатный, карбонатный, карбонатный,

трещи и но- трещинно- трещинно-

поровыи поровыи поровыи

6. Средняя общая толщина, м 135,1 9,5 9,5

7. Средняя эффективная нефтенасыщепная толщина, м 18,9 3,3 1,5

8. Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м 18,7 7,2 6,0

9. Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,32 0,47 0,31

10. Коэффициент расчлененности, доли ед. 13,3 15,0 9,0

11. Средний коэффициент проницаемости, 10"3мкм2 0,41 8,49 29,1

Продолжение таблицы 1.1

1 2 3 4 5

12. 11ачальиая пластовая температура, °С 37 39 52

13. Начальное пластовое давление, МПа 20,2 22,6 30,3

14. Давление насыщения нефти газом, МПа 14,1 14,1 19,0

15. Газосодержание, м3/т 135,7 212,0 160,8

16. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 836 833 829

17. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 0,72 0,72 0,7

18. Объемный коэффициент нефти 1,31 1,37 1,21

19. Содержание сероводорода, % мол. 1,87 1,48 1,48

20. Содержание серы в нефти, % мае. 1,03 1,03 0,13

21. Содержание парафина в нефти, % мае. 5,1 5,1 -

22. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 1158 1154 1159

23. Вязкость воды в пластовых условиях, мПас 1,66 1,66 0,95

В зависимости от геометрических и фильтрационных параметров

принято выделять трещины первого порядка (макротрещины) и второго порядка (микротрещины). Макротрещины пересекают несколько пластов и имеют длину до нескольких сотен метров и раскрытость от нескольких миллиметров до сантиметров. Микротрещины приурочены к одному пласту, ограничены длиной и раскрытием до 100 мкм (проницаемость значительно ниже проницаемости макротрещин, но при этом выше проницаемости матрицы горной породы) [2,7].

В трещино-непоровых коллекторах процесс фильтрации схож с фильтрацией в поровой среде, в которой зерна горной породы представлены непроницаемыми блоками, а поры - системой трещин. В трещинно-поровых коллекторах фильтрационные процессы зависят от соотношения проницаемостей матрицы и системы трещин. В коллекторах, где проницаемость блоков равна проницаемости трещин, фронт вытеснения движется равномерно по объему породы (рисунок 1.1, а). В коллекторах с высокой трещинной проницаемостью будет происходить опережающее

вытеснение из системы трещин (рисунок 1.1,6). Данный эффект обуславливает отставание уровня ВНК в блоках породы от уровня воды в трещинах при высоких темпах отбора. Добиться равномерного движения водонефтяного контакта возможно в случае снижения скорости фильтрации до значения, при котором вода в трещинах и порах будет подниматься равномерно, но в большинстве случаев это экономически нецелесообразно.

а б

Рисунок 1.1- Идеализация движения фронта вытеснения в трещинном коллекторе с равной (а) и различной проницаемостью пористых блоков и трещин: 1 - блоки горной породы, 2 - система трещин, 3 - фронт вытеснения

В большинстве случаев раскрытость трещин превышает размеры капиллярных каналов, при этом существенное влияние на фильтрационные процессы оказывают гравитационные силы [7]. В системах трещин осуществляется поршневое вытеснение, а коэффициент вытеснения нефти может достигать 0,8-0,85 д.ед.

В поровых блоках вытеснение происходит за счет замещения нефти водой или газом за счет действия как гравитационных, так и капиллярных сил [10], коэффициент вытеснения нефти редко превышает значение 0,3 д.ед. При этом огромную роль играет характер смачиваемости горной породы:

1. В гидрофильных коллекторах вода имеет тенденцию проникать в блоки и гравитационные силы превышают капиллярные, в результате чего происходит процесс вытеснения нефти водой. В случае с малыми размерами блоков горной породы, когда гравитационные силы пренебрежимо малы, процесс вытеснения можно рассматривать как капиллярное пропитывание.

2. В гидрофобных коллекторах капиллярные силы препятствуют проникновению воды в блоки, и вытеснение возможно только в случае, если гравитационная сила преодолевает сопротивление капиллярного давления (давление входа). Чем меньше размер блока, тем выше давление входа воды в него. Следовательно, крайне сложно вытеснить нефть из гидрофобного сильно трещинного коллектора. Опыт разработки месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что матрица породы вследствие гидрофобности блокируется агентом вытеснения, и в результате чего резко ухудшаются показатели выработки на участке с системой поддержания пластового давления.

Несмотря на то, что трещиноватые системы изучены достаточно хорошо, в разработке нефтяных месторождений данного типа до сих пор остается ряд нерешенных проблем.

Одной из таких проблем является определяющая роль степени истощения коллектора в продуктивности трещиноватых пластов. Снижение фильтрационных параметров определяется закрытием трещин по мере снижения эффективного давления (пластовое давление падает, в то время как горное давление остается постоянным). Таким образом, с увеличением депрессии на пласт продуктивность скважин снижается.

Вторая проблема связана с тем, что высокие градиенты давления в прискважинной зоне приводят к росту скорости фильтрации до значений выше критических, что способствует преждевременному прорыву подстилающей воды в скважины. Тем самым, нарушается процесс капиллярной пропитки, являющийся самым эффективным методом вытеснения нефти из пористых блоков.

Третья проблема обусловлена тем, что значительная часть месторождений данного типа представляет собой низкопроницаемую матрицу горной породы с вертикальными параллельными трещинами (естественная трещиноватость в большей степени свойственна хрупким породам с низкой пористостью) [2]. В таких условиях крайне важно добиться

хорошей гидродинамической связи добывающей скважины с трещинами, что весьма проблематично при использовании традиционных вертикальных скважин [11].

Одним из методов решения данных проблем может быть применение протяженных горизонтальных скважин, способствующих снижению депрессии в призабойной зоне пласта (ПЗП) с сохранением рентабельных уровней добычи нефти и позволяющих значительно повысить площадь дренирования пласта за счет пересечения систем трещин.

1.2 Анализ особенностей разработки трещинных коллекторов горизонтальными скважинами 1.2.1 Особенности притока флюидов к горизонтальным скважинам в

трещинных коллекторах

Весомый вклад в развитие представлений о проектировании и разработки месторождений нефти и газа с использованием горизонтальных скважин внесли многие отечественные и зарубежные ученые. В работах З.С. Алиева рассмотрено влияние неоднородности толщины и анизотропии пластов на производительность и конструкцию горизонтальных скважин, а также приведены методы обоснования технологических режимов работы в условиях разрушения ПЗП и обводнения скважин подошвенной водой [12,13]. Борисов Ю.П. в своих работах рассматривал особенности разработки нефтяных месторождений при вскрытии продуктивных пластов наклонными, горизонтальными и многозабойными скважинами, а также смог найти решения ряда задач, связанных с движением водонефтяного контакта в нефтенасыщенных пластах [14]. Проблемам воздействия на ПЗП и особенностям проведения ремонта в горизонтальных скважинах посвящены работы коллектива авторов под руководством Г.П. Зозули [15]. Основные аспекты проведения работ по отключению обводненных интервалов в горизонтальных скважинах представлены в монографии К.В. Стрижнева [16]. В работах Б.М. Сучкова обобщен опыт бурения горизонтальных скважин на месторождениях России, рассмотрены особенности проводки скважин в

осложненных геологических условиях Удмуртии [17]. В монографии P.M. Батлера обобщен опыт применения горизонтальных скважин для добычи нефти, газа, битумов на территории Соединенных Штатов Америки и Канады, рассмотрены основные аспекты процесса строительства, исследования а также фильтрации флюидов к горизонтальным скважинам [11]. В трудах Джоши С.Д. изложены основные концепции строительства, а также решена задача притока нефти и газа к забою горизонтальной скважины [18].

При традиционном вертикальном положении скважины в пласте за счет радиального движения флюидов по мере приближения к скважине площадь притока уменьшается (рисунок 1.2, а), а скорость фильтрации и градиент давления резко возрастают, что приводит к смыканию микротрещин, отключению низкопроницаемых прослоев и в значительной степени мешает дренированию пористых блоков. При фильтрации к горизонтальной скважине сопротивление в ПЗП значительно ниже (рисунок 1.2, б), что дает возможность добиваться рентабельных уровней добычи при меньшей депрессии на пласт [11].

а

б

Рисунок 1.2 - Направление линий тока к вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважинам (вид сверху)

Снижение депрессий на пласт позволяет продлить период безводной эксплуатации скважин, разрабатывающих водонефтяные залежи за счет снижения скорости гребнеобразования.

В трещиноватых коллекторах применение горизонтальных скважин позволяет улучшить гидродинамическую связь в системе скважина-пласт за счет пересечения систем вертикальных трещин, что приводит к значительному увеличению площади дренирования и продуктивности в сравнении с вертикальными скважинами (рисунок 1.3) [18]. При увеличении площади контакта скважины с пластом повышается вероятность вовлечения в разработку низкопроницаемых и удаленных зон, что ведет к увеличению коэффициента извлечения нефти [19]. Для достижения наибольшего эффекта необходимо ориентировать скважину перпендикулярно направлению трещиноватости.

Рисунок 1.3 - Область дренирования вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважины в пласте с системой вертикальных трещин (вид сверху): 1 - блоки горной породы, 2 - система трещин, 3 - фронт вытеснения

На ВУ ОНГКМ реализация системы бурения скважин с горизонтальным профилем ствола позволила значительно повысить эффективность освоения запасов углеводородного сырья. С начала разработки месторождения горизонтальными скважинами (более 80 % фонда) было добыто свыше 85 % нефти. Средний дебит горизонтальных скважин (ГС) выше вертикальных на 27%. К примеру, в 2011г. горизонтальные скважины работали с дебитами по нефти 24,5 т/сут, вертикальные скважины- 18 т/сут. Наибольшее количество скважин 61 % действующего фонда эксплуатируются в интервале с дебитами 20-50 т/сут. Коэффициент продуктивности по отдельным горизонтальным скважинам в

1,5-20 раз выше коэффициента продуктивности вертикальных скважин. В среднем коэффициент продуктивности ГС в два раза выше вертикальных скважин.

Несмотря на то, что применение горизонтальных скважин положительно сказывается на эффективности разработки месторождений нефти и газа, в эксплуатации скважин возникает множество проблем. Основные трудности связаны с регулированием процесса обводнения скважин.

Согласно промысловым данным, по состоянию на конец 2011г. с выносом пластовой воды различной интенсивности (от 1 до 90 %) работало 18,3 % действующего фонда скважин ВУ ОНГКМ. Средняя обводненность продукции скважин составляла 12,7 %. Как видно из гистограммы (рисунок 1.4), 57% скважин (17 ед.) работали с обводненностью от 0 до 20 %, 23 % (семь скважин) - с обводненностью 2050 %. Наибольший вынос воды (от 50 % до 90 %) наблюдался на шести скважинах (20% от обводненного фонда).

0-5 5-10 10-20 20-50 50-98

Интервал обводненности, %

Рисунок 1.4 - Распределение скважин по обводненности

Горизонтальные скважины вскрывают протяженный участок коллектора, который часто оказывается неоднороден по фильтрационным характеристикам. Кроме того, зачастую горизонтальный ствол не цементирован, либо качество цемента неудовлетворительное из-за нецентрированного положения эксплуатационных колонн в интервалах искривления и наборов кривизны, что может провоцировать перетоки газа и воды по заколонному пространству. К примеру, согласно проведенным исследованиям по скважинам ВУ ОНГКМ отмечается неудовлетворительное сцепление цементного камня с колонной и породой. Более чем в 80 % всех интервалов наблюдается неравномерное распределение цемента в заколонном пространстве. Результаты интерпретации характера контакта цементного камня с колонной и породой свидетельствуют о том, что в 48 % случаев контакт с колонной плохой или отсутствует и в 34 % случаев контакт с породой отсутствует, либо признан плохим.

Опираясь на результаты промысловых геофизических исследований (ПГИ) можно предположить, что наиболее вероятной причиной обводнения добывающих скважин могут быть заколонные перетоки воды из-за низкого качества цементирования обсадной колонны скважин. Однако не исключаются прорывы подошвенной воды к забоям скважин по естественным и техногенным трещинам.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Дурягин, Виктор Николаевич, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов / B.C. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

2. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Гольф-Рахт. - М: Недра, 1986. - 607 с.

3. Петухов A.B. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / А.В Петухов. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002.-276 с.

4. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в трещиноватых коллекторах / A.B. Черницкий. -М.: ОАО «РМНТК «Нефтеотдача», 2002. - 254 с.

5. Петухов A.B. Оперативная оценка трещиноватости коллекторов Тимано-Печорской провинции вероятностно-статистическими методами /

A.B. Петухов, М.Н. Никитин, Р.В. Уршуляк // Нефтяное хозяйство. - 2010. — № 7. - С. 85-87.

6. Nelson R.A. Geologie Analysis of Naturally Fractured Reservoirs / R.A. Nelson - Houston, Texas: Gulf Publishing, 2001. - 320 p.

7. Райсс JI. Основы разработки трещиноватых коллекторов / Л. Райсс. -М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 118 с.

8. Садовский М.А. Деформирование геофизической среды и геофизический процесс / М.А. Садовский, Л.Г. Болховитникова,

B.Ф. Писаренко. - М.: Наука, 1987. - 135 с.

9. Уршуляк Р.В. Выявление дискретной блочности геологической среды в процессе разработки месторождений нефти и газа // Нефтяное хозяйство. — 2008.-№ 1.-С. 28-29.

10. Ибатуллин P.P. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений / P.P. Ибатуллин. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. - 304 с.

11. Батлер P.M. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов / P.M. Батлер. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 544 с.

12. Алиев 3.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. - М.: ФГУП Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 300 с.

13. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин / З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, С.А. Рогачев. - М.: Издательство «Техника» ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.-96 с.

14. Борисов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский,

B.П. Табаков. - М.: Недра, 1964. - 155 с.

15. Зозуля Г.П. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах / Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, М.Г. Гейхман и др. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002.- 138 с.

16. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах / К.В. Стрижнев - СПб.: Недра, 2010. - 560 с.

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

18. Джоши С.Д. Основы технологии горизонтальной скважины /

C.Д. Джоши. - Краснодар: «Советская Кубань», 2003. -423 с.

19. Бравичева Т.Б. Компьютерное моделирование процессов разработки нефтяных месторождений: учебное пособие / Т.Б. Бравичева, К.А. Бравичев, А.О. Палий. - Н. Новгород: «Вектор ТиС», 2007. - 352 с.

20. Рябоконь С.А. Проблемы водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах и пути их решения / С.А. Рябоконь, JI.A. Скородиевская // ООО «КОНВИЛ-Сервис». - 2010. - Режим доступа: http://www.konvil-

servis.ru/docs/problemy_vodoizolyacionnyh_rabot_v_gorizontalnyh_skvajinah_i_ puti_ih_resheniya.html (дата обращения 1 февраля 2014 г.)

21. Борхович С.Ю. Применение комплексных инновационных решений в технологиях ремонтно-изоляционных работ для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков,

A.B. Колода и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 10. - С. 30-34.

22. Пасынков А.Г. Селективная изоляция водопритоков при разработке многопластовых месторождений / А.Г. Пасынков, P.P. Габдулов,

B.И. Никишов, П.И. Спивак // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 5. - С. 64-66.

23. Стрижнев В.А. Обобщение опыта проведения ремонтно-изоляционных работ на отдельных крупных месторождениях Западной Сибири /

B.А. Стрижнев, O.A. Тяпов, В.Г. Уметбаев. - Уфа: Скиф, 2013. -272 с.

24. Стрижнев В.А. Анализ мирового опыта применения тампонажных материалов при ремонтно-изоляционных работах / В.А. Стрижнев,

A.B. Корнилов, В.И. Никишов // Нефтепромысловое дело. - 2008. - № 4. -

C. 28-34.

25. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт скважин. Изоляционные работы /

B.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков, Н.С. Волочков.-Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 2000. - 424 с.

26. Сахань A.B. Внедрение новых технологий РИР в скважинах ООО «РН Пурнефтегаз»/ A.B. Сахань, А.Г. Михайлов, O.A. Тяпов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 2. - С. 46-47.

27. Борхович С.Ю. Применение комплексных инновационных решений в технологиях ремонтно-изоляционных работ для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых остаточных запасов нефти / С.Ю. Борхович, А.Я. Волков, A.B. Колода и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 10. - С. 30-34.

28. Ghedan S. Thief Zones and Effectiveness of Water Shut-Off Treatments under Variable Levels of Gravity and Reservoir Heterogenity in Carbonate Reservoirs / S. Ghedan, Y. Boloushi, M. Saleh // Paper SPE 131055. - 2010. - 9 p.

29. Демахин С.А. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины: учебное пособие / Демахин С.А., Демахин А.Г. - Саратов: Издательство ГосУНЦ «Колледж», 2003. - 167 с.

30. Рябоконь С.А. Ограничение водопригоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / С.А. Рябоконь, JT.A. Скородиевская // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 7. - С. 120-124.

31. Уметбаев В.Г. Анализ эффективности технологий отключения верхних пластов Арланского месторождения / В.Г. Уметбаев, И.Г. Плотников, P.M. Камалетдинова // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 4. - С. 76-79.

32. Кадыров P.P. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / P.P. Кадыров, А.Х. Сахапова, В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 11. - С. 70-72.

33. Свиридов B.C. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края / B.C. Свиридов, JI.A. Скородиевская, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 2. - С. 62-64.

34. Курочкин Б.М. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера / Б.М. Курочкин, P.C. Хисамов // Нефтяное хозяйство. - 2003. № 1. - С. 48-53.

35. Уметбаев В.Г. Проблемы в области технологий ремонтно-изоляционных работ, направления и результаты их исследования / В.Г. Уметбаев, В.Н. Павлычев, Н.В. Прокшина и др. // Нефтяное хозяйство. -2001.-№ 11.-С. 32-34.

36. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин / В.Г. Уметбаев, В.Ф. Мерзляков. - Уфа: Башнипинефть, 1995. - 224 с.

37. Блажевич В.А. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины / В.А. Блажевич, E.H. Умрихина. М.: Недра, 1974. - 254 с.

38. Рогачев М.К. Борьба с осложнениями при добыче нефти / М.К Рогачев, К.В Стрижнев. - М.: ООО «Недрабизнесцентр», 2006. - 295 с.

39. Кондрашев А.О. Фильтрационные и микрореологические исследования водоизоляционных полимерных составов / А.О. Кондрашев, М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева, С.Я. Нелькенбаум // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - №6. - С. 273-284. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/KondrashevAO/KondrashevAO_ 1 .pdf

40. Кондрашев А.О. Водоизоляционный полимерный состав для низкопроницаемых коллекторов / А.О. Кондрашев, М.К. Рогачев, О.Ф. Кондрашев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №4. - С. 63-65.

41. Блажевич В.А. Ремонгно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений / В.А. Блажевич, E.H. Умрихина, В.Г. Уметбаев. — М.: Недра, 1981.-237с.

42. Кадыров P.P. О применимости высоковязкой нефти для водоизоляционных работ в карбонатных коллекторах / P.P. Кадыров, A.C. Жиркеев, Д.К. Хасанова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. -С. 86-87.

43. Ибатуллин P.P. Биополимеры - полисахариды для увеличения нефтеотдачи пластов / P.P. Ибатуллин, И.Ф. Глумов, М.Р. Хисаметдинов, С.Г. Уваров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 46-47.

44. Агзамов Ф.А. Применение биополимеров для водоизоляции пластов / Ф.А. Агзамов, Д.В. Морозов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2002. - № 1. - Режим доступа: //ogbus.ru/authors/Agzamov/ Agzamov_l.pdf

45. Стрижнев К.В. Обоснование и разработка технологии полимерного заводнения в слоисто-неоднородном пласте для повышения эффективности извлечения запасов / К.В. Стрижнев, A.A. Громан, М.И. Кузьмин, Е.А. Румянцева // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 12. - С. 34-37.

46. Duryagin V.N. The use of viscoelastic formulations for alignment profile pick in the oil fields of Noyabrsk region / V.N. Duryagin, M.K. Rogachev, P.D. Gladkov // Book of abstracts «IX International youth oil and gas forum».

Kazakh National Technical University named after K.I. Satpayev. - Almaty, 2012. p. 26-27.

47. Дурягин B.H. Обоснование потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов месторождений Ноябрьского региона / В.Н. Дурягин // Сборник тезисов «Правительство Санкт-Петербурга, Комитет по науке и высшей школе. - Санкт-Петербург, 2012 г. - С. 132.

48. Дурягин В.Н. Обоснование потокоотклоняющих технологий повышения нефтеотдачи пластов с использованием вязкоупругих составов V Международной заочной научно-практической конференции молодых ученых «Актуальные проблемы науки и техники - 2012». УГНТУ. - Уфа, 2012 г. С. 60-62.

49. Насибуллин И.М. Ограничение водопритока на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти с помощью новых изоляционных составов / И.М. Насибуллин, H.A. Мисолина, Б.А. Баймашев и др. // Нефтепромысловое дело. - 2010. - № 4. - С. 38—41.

50. Лядов Б.С. Опыт обработки нагнетательной скважины гелеобразующим составом / Б.С. Лядов, В.П. Толстов, В.В. Девятое // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 2. - С. 75-77.

51. Соркин А.Я. Особенности проведения работ по ограничению водопритоков в скважинах Самотлорского месторождения / А.Я. Соркин,

B.Е. Ступченко, Е.А. Горобец // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 2. -

C. 60-62.

52. Усов C.B. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами / C.B. Усов, О.П. Гень, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. -1991. -№ 7. - С. 41^43.

53. Гаффаров Ш.К. Анализ эффективности циклической закачки сшитых полимерных систем на участке Бурейкинского месторождения / Ш.К. Гаффаров, Р.Х. Муслимов, В.Н. Абрамов, И.Л. Манахова, A.C. Султанов, И.З. Маннапов // Нефтегазовое дело. - 2004. - № 7. - С. 20-22.

54. Магзянов И.Р. Реализация нового подхода к размещению гелевых составов в обводненных высокопроницаемых изолированных пластах / И.Р. Магзянов, Т.А. Исмагилов, C.B. Захаров и др. // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 6. - С. 25-29.

55. Булгаков Р.Т. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Р.Т. Булгаков, А.Ш. Газизов, Р.Г. Габдуллин, И.Г. Юсупов. -М.: Недра, 1976.- 175 с.

56. Газизов А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах / А.Ш. Газизов, A.A. Газизов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. -285 с.

57. Петров H.A. Ограничение притока воды в скважинах / H.A. Петров, A.B. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко. - СПб.: ООО «Недра», 2005.-130 с.

58. Газизов А.Ш. Научно-технические основы создания энергосберегающих технологий для наращивания ресурсной углеводородной базы нефтеотдачи пластов / А.Ш. Газизов, A.A. Газизов, А.И. Никифоров, Г.А. Никифоров, Р.Х. Муслимов, Р.Х. Бехтеев // Нефтепромысловое дело. — 2010.-№ 4. -С. 10-21.

44. Агзамов Ф.А. Применение биополимеров для водоизоляции пластов / Ф.А. Агзамов, Д.В. Морозов // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2002. - №1. - Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Agzamov/ Agzamov_l.pdf

59. Гафаров Ш.А. Экспериментально-лабораторное обоснование и оценка результатов закачки «ПДС+ПАВ» в порово-кавернозно-трещинные карбонатные пласты Балкановского месторождения АНК «Башнефть» / Ш.А. Гафаров // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2005. - №21. - Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/Gafarov/Gafarov_4.pdf.

60. Газизов А.Ш. Результаты исследования физико-химических свойств некоторых кремнийорганических соединений применительно к изоляции

закачиваемых вод / А.Ш. Газизов // Труды ТатНИПИнефть. - 1983. - № 4. -С. 89-93.

61. Лемешко H.H. Применение технологий ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО «РИТЭК» / H.H. Лемешко, С.А. Харланов, Н.М. Симановская // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 2. - С. 66-68.

62. Куликов А.Н. Обобщение результатов и исследование критериев применимости технологий селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений / А.Н. Куликов, А.Г. Телин, Т.А. Исмагилова и др. // Нефтепромысловое дело. - 2004. -№ 4. - С. 42—44.

63. Латыпов Р.Ф. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины / Р.Ф. Латыпов, Ф.Н. Маннанов, P.P. Кадыров // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. -С. 84—86.

64. Комиссаров А.И. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов / А.И. Комиссаров, К.Ю. Газиев // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 8. - С. 13-15.

65. Маляренко A.B. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений / A.B. Маляренко, Ю.В. Земцов, A.C. Шапатин // Нефтяное хозяйство. -1981.-№ 1,-С. 35-38.

66. Мехтиев У.Ш. Новый технологический процесс изоляции воды в нефтяных скважинах / У.Ш. Мехтиев, Ш.П. Кязымов, И.Ю. Эфендиев и др. // Нефтяное хозяйство. - 2010. -№ 6. - С. 71-73.

67. Захаренко Л.Т. Селективное ограничение водопритоков обратными водонефтяными эмульсиями на основе материала «Полисил-ДФ» / Л.Т. Захаренко, В.А. Котельников, В.В. Иванов, И.Н. Шарбатов, С.М. Путилов, И.М. Салихов, A.C. Султанов, Р.Б. Рафиков // Нефтяное хозяйство.-2001.-№ 5.-С. 68-70.

68. Якименко Г.Х. Применение гелеобразующей технологии на основе кислотных растворов алюмосиликатов / Г.Х. Якименко, A.A. Альвард, Ю.Н. Ягафаров и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 1. - С. 65-67.

69. Рогачев М.К. Обоснование применения в карбонатных коллекторах потокоотклоняющих технологий на основе кислотных гелеобразующих составов / М.К. Рогачев, U.C. Ленченков, Д.А. Петров, Л.Е. Ленченкова, Х.И. Акчурин // Нефтяное хозяйство. -2012. -№ 8. - С. 129-131.

70. Хисметов Т.В. Ремонтно-изоляционные работы в нефтяных скважинах с использованием тампонажных растворов на углеводородной основе / Т.В. Хисметов, A.M. Бернштейн, М.А. Силин и др. // Нефтяное хозяйство. -2009.-№6.-С. 50-53.

71. Котенев Ю.А. Технология ограничения водопритоков на основе алюмосиликата и математическое моделирование ее применения в продуктивных пластах/ Ю.А. Котенев, В.Е. Андреев, С.А. Блинов, K.M. Федоров, П.М. Зобов, В.Р. Скляров, О.З. Исмагилов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 60-63.

72. Кадыров P.P. Ограничение водопритока в трещиновато-пористых карбонатных коллекторах с использованием водонабухающих эластомеров / P.P. Кадыров, Д.А. Патлай, Д.К. Хасанова, Т.А. Байбурдов, Л.Л. Ступенькова // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 4. - С. 70-72.

73. Уметбаев В.Г. Капитальный ремонт на поздней стадии разработки месторождений / В.Г. Уметбаев, В.А. Стрижнев // Нефтяное хозяйство. -2002.-№ 4.-С. 71-75.

74. Дурягин В.Ii. Разработка неорганического водоизоляционного состава на основе силиката натрия для низкопроницаемых неоднородных коллекторов / В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2014. №1. С. 14-29. - Режим доступа: http://ogbus.ru/authors/DuryaginVN/DuryaginVN_l .pdf

75. Старковский А.В. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов / А.В. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 42-44.

76. Никитин М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах / М.Н.Никитин, А.В. Петухов // «Нефтегазовое дело», 2011. - №5. -С. 143-154. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/NikitinMN /NikitinMN_l.pdf.

77. Дурягин В.Н. Экспериментальные исследования селективности воздействия неорганического водоизоляционного состава / В.Н. Дурягин // Сборник научных трудов Международного форума-конкурса молодых ученых «Проблемы недропользования». Национальный минерально-сырьевой университет «Горный». — Санкт-Петербург, 2013 г. - С. 56.

78. Дурягин В.Н. Борьба с преждевременным обводнением скважин / В.Н. Дурягин, П.Л. Ефимов // Материалы региональной научно-практической конференции «Научная сессия ученых. Часть I. АГНИ». Альметьевский государственный нефтяной институт. - Альметьевск, 2013. - С. 130-133.

79. Дурягин В.Н. Разработка технологии внутрипластовой водоизоляции с применением неорганического тампонажного материала на основе силиката натрия / Дурягин В.Н., П.Л. Ефимов // Сборник трудов международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2014». УГНТУ - Уфа, 2014. - С. 86-91.

80. Duryagin V.N. Development of water shut-off composition based on sodium silicate for low-permeable heterogeneous reservoirs / V.N. Duryagin, P.L. Efimov // Scientific Reports on Resource Issues. TU Bergakademie. - Freiberg, 2014. p. 11-16.

81. Duryagin V.N. Evaluation of the effectiveness of viscoelastic compositions based on laboratory studies // Book of abstracts "X International youth oil and gas forum". Almaty. 2013. p. 74-75.

82. Дурягин В.H. Реологические исследования вязкоупругих составов и оценка эффективности их применения в условиях меловых отложений Западной Сибири / Дурягин В.Н., К.В. Стрижнев // Труды XVII Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 150-летию со дня рождения академика В.А. Обручева и 130-летию академика М.А. Усова, основателей Сибирской горногеологической школы. Том I. Томский политехнический университет -Томск, 2013.-С. 724-725.

83. Дурягин В.Н. Экспериментальные исследования вязкоупругих составов и оценка эффективности их применения в условиях нефтяных месторождений Ноябрьского региона / Дурягин В.Н. // Материалы XIV Международной молодежной научной конференции «Севергеотех-2013» Часть II. Ухтинский государственный технический университет - Ухта, 2013.-С. 256-260.

84. Способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта: пат. 2536529 Рос. Федерация: МПК Е21В43/22 Дурягин В.Н., Стрижнев К.В., Ефимов П.Л., Шагиахметов А.М; заявитель и патентообладатель ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»- № 2013100315/03; заявл. 17.12.2013; опубл. 27.12.2014.

85. Накамото К. ИК-спектры и спектры KP неорганических соединений: перевод с английского / К. Накамото - М.: Мир, 1991. - 536 с.

86. Scott Е. Fendorf Mechanisms of Chromium (III) Sorption on Silica. 2. Effect of Reaction Conditions / Scott E. Fendorf, Donald L. Sparks // Environ. Sei. Technol. 1994. - Vol. 28. - No. 2. - p. 290-297.

87. Кан A.B. Гидрогели из растворов силиката натрия / В.А. Кан, Ю.А. Поддубный, И.А. Сидоров и др. // Нефтяное хозяйство. - 1984. -№ 10.-С. 44^6.

88. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами / Л.Е. Ленченкова - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1998.-394 с.

89. Рогачев М.К. Реология нефти и нефтепродуктов. / М.К. Рогачев, Н.К. Кондрашева - Уфа: Издательство УГНТУ, 2000. - 89 с.

90. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский. М.: Недра, 1982. - 311 с.

91. ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. М.: Издательство стандартов, 1986.- 18 с.

92. ОСТ 39-235-89 Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. М.: Издательство стандартов, 1989. - 35 с

93. ГОСТ 26450.0-85 Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств. М.: Издательство стандартов, 1985. - 4 с.

94. ГОСТ 26450.1-85 Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением (определение мин. и объемной плотности). М.: Издательство стандартов, 1985. - 8 с.

95. ГОСТ 26450.2-85 Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной и нестационарной фильтрации. М.: Издательство стандартов, 1985. - 16 с.

96. Дурягин В.Н. Обоснование селективности воздействия гелеобразующей композиции при проведении водоизоляционных работ в условиях коллекторов трещинно-порового типа / В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев, Д.Е. Осадчий // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2015. №1. С.79-92. - Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/l_2015/ogbus_l_2015_p79-92_DuryaginVN_ru.pdf

97. Дурягин В.Н. Обоснование применения неорганической водоизоляционной композиции для повышения коэффициента вытеснения

нефти водой в коллекторах трещинно-порового типа / В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2014. №6. С.316-329. - Режим доступа: http://ogbus.ru/issues/6_2014/ ogbus_6_2014_рЗ 16-329_DuryaginVN_ru.pdf

98. Мавлиев А.Р. Обоснование объемов закачки потокоотклоняющих композиций в нагнетательные скважины / А.Р. Мавлиев, М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов // Записки Горного института. - СПб: СПГГУ, 2011. -Т.189. - С.182-187.

99. Хачатуров P.M. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов / P.M. Хачатуров, А.И. Комиссаров, A.A. Соколов // Нефтяное хозяйство. - 1988. - № 9. - С. 43-45.

100. Никитин М.Н. Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковвязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия: Дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / М.Н. Никитин. - СПб., 2012. - 181 с.

101. Уинн Т. Описание и моделирование трещиноватых пластов -Прагматический подход / Т. Уинн, С. Тифентал // SPE 102453. - С. 1-9.

102. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00. М.: ЭНАС, 2000. - 68 с.

103. RFDynamics. Программа для моделирования разработки нефтегазовых месторождений tNavigator (версия 4.0). Техническое руководство. М., 2014. -1615 с.