Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Котенёв, Максим Юрьевич

• Котенёв, Максим Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Котенёв, Максим Юрьевич

Содержание

Условные обозначения и сокращения

Введение

1. Геолого-промысловый анализ структуры запасов и состояния разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах

1.1 Выделение основных категорий запасов и объектов-полигонов

1.2 Пластовые залежи нефти

1.3 Массивные (рифогенные) залежи нефти

1.4 Залежи с высоковязкими нефтями

1.5 Выводы по главе

2. Обоснование технологий управления воздействием в пластовых залежах

2.1 Регулирование и управление заводнением для пластовых залежей нефти

2.1.1 Запасы нефти промытых зон

2.1.2 Запасы в водонефтяных зонах

2.1.3 Запасы в низкопроницаемых (низкопродуктивных) коллекторах48

2.1.4 Запасы приконтурных зон

2.2 Способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов

2.3 Выводы по главе

3. Обоснование технологий управления и регулирования газового воздействия в массивных (рифогенных) залежах

3.1 Обоснование технологии доизвлечения остаточных запасов нефти в процессе создания подземного хранилища газа на объекте-полигоне

3.2 Анализ выработки запасов нефти

3.3 Обоснование технологий и рабочих агентов для газового воздействия

3.4 Технологии по интенсификации добычи нефти и закачки газа

3.5 Управляемое газовое воздействие - ресурсо-энергосберегающая

технология

3.6 Выводы по главе

4. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции

4.1 Состав эмульсий и условия экспериментов

4.2 Исследование реологических свойств эмульсий

4.3 Результаты фильтрационных исследований

4.4 Фазовое равновесие обратных эмульсионных систем

4.5 Внутрипластовое производство обратных микроэмульсий

4.6 Математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт

4.7 Выводы по главе

5. Экспериментальное исследование вытеснения нефти при термокапиллярной пропитке

5.1 Применение теплоносителей на месторождениях высоковязких нефтей

5.2. Выбор режимов и параметров парогазоциклического воздействия для выбранных объектов-полигонов

5.3. Экспериментальное исследование вытеснения нефти при термокапиллярной противоточной пропитке

5.4. Математическое моделирование парогазоциклического воздействия

с учётом процессов термокапиллярной пропитки

5.5 Выводы по главе

Основные выводы и рекомендации

Список использованных источников

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

АСПО - асфальто-смоло-парафинистые отложения

ВНЗ - водонефтяная зона

ВНК - водонефтяной контакт

ВНФ - водонефтяной фактор

ВУС - вязкоупругий состав

ЗОН - зона окисленной нефти

КИЗ - коэффициент использования запасов

КИН - коэффициент извлечения нефти

МГ - магистральный газопровод

МУН - метод увеличения нефтеотдачи

НБЗ - начальные балансовые запасы

НИЗ - начальные извлекаемые запасы

ОВП - ограничение водопритоков

ОГК - осадкогелеобразующая композиция

ПАВ - поверхностно-активное вещество

ПЗП - призабойная зона пласта

ППД - поддержание пластового давления

ПХГ - подземное хранилище газа

СПС - сшитые полимерные системы

СКО - солянокислотная обработка

СТ - стабилизатор

ТрИЗ - трудноизвлекаемые запасы

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ЭМ - эмульсификатор

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности технологий извлечения запасов нефти в карбонатных коллекторах управляемым воздействием»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи показывает, что основным фактором, определяющим эффективность проводимых работ, является правильный выбор конкретной технологии для определенных геолого-физических условий пласта и стадии разработки. Особенно актуальна проблема эффективного применения технологий в условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и восточная часть Татарстана). В пределах региона наиболее широко распространены три основные категории запасов нефти в карбонатных коллекторах: в пластовых, массивных залежах нефти и в залежах, содержащих высоковязкую нефть.

В проектно-технологической документации заложены стратегические направления применения методов увеличения нефтеотдачи. Однако, необходимо разработать тактические приёмы и определить оптимальное время их применения, позволяющие избежать резких скачков в динамике основных показателей разработки. Для этого необходимо на этапе гидродинамического моделирования локализовать по временным интервалам зоны, где намечается снижение эффективности вытеснения нефти. При оперативном регулировании разработки, имея наиболее полную информацию о геологическом строении месторождения и уровне выработки запасов, актуально комплексное обоснование наиболее эффективных технологий управления базовым агентом воздействия.

Цель работы

Повышение эффективности базовых методов нефтеизвлечения на залежах нефти в карбонатных коллекторах с помощью комплекса технологий регулирования и управления воздействием.

Основные задачи исследования

1. Выделение основных категорий и типов трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах на территории Башкортостана и восточной части Татарстана. Дифференцированный анализ структуры запасов нефти и особенностей их выработки.

2. Обоснование перспективных направлений и способов вовлечения остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти в разработку.

3. Исследование фильтрационных и реологических характеристик обратных эмульсий, применяемых для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в порово-трещиноватых коллекторах и селективной водо- и газоизоляции.

4. Математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт и определение его оптимальных технологических параметров.

5. Экспериментальные исследования вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при противоточной термокапиллярной пропитке.

Методы исследования

Поставленные задачи решались на основании детального геолого-промыслового анализа, обобщения опыта разработки и оценки степени выработки запасов нефти в карбонатных коллекторах с использованием современных методов обработки информации, геологического, физического и газогидродинамического моделирования.

Научная новизна

1. Выделены основные типы трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти для пластовых, массивных (рифогенных) залежей в карбонатных коллекторах, и залежей высоковязких нефтей в пределах Башкортостана и восточной части Татарстана. Выполнено обоснование наиболее эффективных технологий управления базовым воздействием для каждого типа запасов нефти.

2. Разработан новый эмульсионный состав на основе маловязкой малосмолистой нефти для выравнивания фронта вытеснения нефти водой и селективной водо- и газоизоляции, исследованы его фильтрационные и реологические характеристики. Выполнено математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт и установлены оптимальные параметры технологических характеристик процесса.

3. Экспериментально исследован процесс и продемонстрирована интенсификация вытеснения нефти в процессе противоточной термокапиллярной пропитки.

4. Разработан способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов гелеобразующим кислотным составом для регулирования эффективности вытеснения нефти газом и водой.

Основные защищаемые положения

1. Структура трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах Башкортостана и восточной части Татарстана, перспективные направления вовлечения их в разработку.

2. Новый эмульсионный состав на основе маловязкой малосмолистой нефти для выравнивания фронта вытеснения нефти водой и селективной водо- и газоизоляции. Результаты математического моделирования эмульсионного воздействия на пласт и оптимальные технологические параметры процесса.

3. Результаты экспериментального изучения вытеснения нефти при противоточной термокапиллярной пропитке.

4. Способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов гелеобразующим кислотным составом для регулирования эффективности вытеснения нефти газом и водой.

Достоверность результатов исследований

Достоверность результатов исследований достигается корректной постановкой задач, применением современных методов обработки

исходной геолого-промысловой информации, проведением теоретических, численных и экспериментальных исследований, сходимостью результатов расчётных показателей с имеющимися фактическими промысловыми данными.

Практическая значимость работы

Результаты теоретических и экспериментальных исследований, разработанные модели и способы обработки использовались при составлении программы ОПР на Ново-Елховском месторождении и вошли в "Дополнение к проекту доразработки Тереклинского нефтяного месторождения", "Технологическую схему разработки Степноозёрского месторождения" и "Технологическую схему разработки Мухарметовского месторождения". По результатам исследований получено положительное решение о выдаче патента на изобретение "Способы обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов".

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на: 54-й, 55-й, 56-й, 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых (Уфа, 2003, 2004, 2005, 2007), П-й, 1У-й Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии» (Самара, 2003, 2007), Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (Самара, 2004), 59-й Межвузовской студенческой научной конференции (Москва, 2005), Всероссийской конференции-конкурсе среди студентов выпускного курса (Санкт-Петербург, 2006) Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (Казань, 2007) Научном семинаре стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года (Москва, 2008), Международной конференции Российской

научной школы Инноватика-2008 (Москва, 2008), VI, VII, VIII Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, 2005, 2007, 2009), 16-м Европейском Симпозиуме по повышению нефтеотдачи пластов (Европейская Ассоциация Геологов и Инженеров, EAGE) (Cambridge, UK, 2011), семинарах кафедры геологии и разведки НГМ УГНТУ, НИИнефтеотдачи АН РБ, ЦХМН и ИНТНМ АН РБ (2006-2011 гг).

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 14 научных статей, в том числе 4, входящие в перечень ВАК РФ, 9 тезисов докладов, получено положительное решение на выдачу патента РФ, 8 статей и 2 тезиса докладов опубликованы без соавторов. В проведённых исследованиях автору принадлежат постановка задач, участие в аналитических, теоретических и лабораторных экспериментах, обобщение полученных результатов, научных выводов и рекомендаций.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н. профессору В.Е.Андрееву, профессорам д.ф.-м.н К.М.Фёдорову, д.г.-м.н А.В.Сидневу, д.х.н. В.Н.Хлебникову, к.т.н. С.А.Блинову за помощь в формировании направлений научных исследований и их проведении, а также коллективу кафедры геологии и разведки НГМ УГНТУ и Института нефтегазовых технологий и новых материалов за помощь при подготовке диссертационной работы.

Структура и объём работы

Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 108 наименований. Диссертационная работа изложена на 135 страницах машинописного текста, содержащего 55 рисунков и 18 таблиц.

1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЙ АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ЗАПАСОВ И СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ 1.1 Выделение основных категорий запасов и объектов-

полигонов

Как показывает опыт применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основным фактором, определяющим эффективность проводимых работ, является правильный выбор конкретной технологии для определенных геолого-физических условий пласта и стадии разработки [1]. Особенно актуальна проблема эффективного применения технологий в условиях сложного геологического строения и низкой продуктивности карбонатных залежей.

Эффективность мероприятий планировалась по залежам нефти в карбонатных коллекторах месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Выбор участков под воздействие проводился на основе комплексных геолого-промысловых исследований.

Для эффективной и рациональной разработки залежей необходимо качественное изучение геологического строения месторождений, создание и использование технологий, позволяющих повысить коэффициент извлечения углеводородов. На данный момент детальная трёхмерная геологическая модель является наиболее адекватным представлением о строении геологической среды, так как она наиболее полно описывает.распределение литологии, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности по объёму залежи, что приводит к повышению достоверности подсчёта теологических запасов месторождений.

На геолого-разведочном этапе изучения нефтяного месторождения объём и качество геолого-геофизической информации имеют важное значение не только для создания геологической модели, подсчёта запасов и оценки перспектив месторождения, но также эта информация должна быть

проанализирована с точки зрения стратегии разработки, предопределяющей выбор технологий нефтеизвлечения (методов увеличения нефтеотдачи, технологий интенсификации добычи нефти) [2, 3]. С самого начала эксплуатации объекта необходимо получить полную геологическую информацию по месторождению, выявить все его особенности. Затем нужно сформировать банк технологий повышения нефтеизвлечения и проанализировать их в зависимости от геологических условий, выработанности запасов и других параметров. Данная база может использоваться затем и на других объектах.

Можно заметить, что на практике в большинстве случаев технологии интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи залежей нефти начинают применяться на этапе, когда уже произошло падение дебитов нефти и наметился резкий рост обводнённости продукции скважин [4, 5]. Как правило, в проектно-технологической документации уже заложены стратегические направления применения методов увеличения нефтеотдачи, общие указания. Однако, необходимо разработать тактические приёмы и определить оптимальное время их применения, позволяющие избежать резких скачков в динамике основных показателей разработки. Для этого необходимо на этапе гидродинамического моделирования локализовать по временным интервалам зоны, где намечается снижение эффективности вытеснения нефти. Соответственно, при оперативном регулировании разработки месторождения, имея всю геологическую информацию по месторождению и уровню выработки запасов, проанализировав базу технологий, можно выбрать метод увеличения нефтеотдачи, наиболее полно соответствующий определённым условиям. Данный подход позволит предотвратить негативные явления на объекте разработки нефтяного месторождения и повысить степень нефтеизвлечения [6].

Для обоснования технологических решений по регулированию базовым агентом воздействия на залежах нефти в карбонатных

коллекторах первоначально необходимо выделить наиболее широко распространенные в изученном регионе основные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти. Типизация исследуемых объектов выполнена в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и западная часть Татарстана).

Наиболее представительны три категории объектов:

I- пластовые залежи нефти;

II - массивные залежи нефти;

III- залежи, содержащие высоковязкую нефть.

В каждой категории объектов выделены объекты - полигоны, по которым представлены результаты исследований:

Первая категория - пластовые залежи турнейского яруса Ново-Елховского нефтяного месторождения (третьего в Урало-Поволжье по величине запасов нефти). Запасы нефти турнейского яруса относятся к категории трудноизвлекаемых, проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0.2. Залежи нефти характеризуются высокой сложностью геологических условий: высокой зональной и послойной макро- и микронеоднородностью пласта, повышенной трещиноватостью коллектора, широким распространением водонефтяных зон, повышенной вязкостью нефти.

Вторая категория - массивные залежи в рифогенных постройках Предуральского краевого прогиба (13 нефтяных и 6 нефтегазовых месторождений). Большинство месторождений сильно истощены, извлекаемые запасы практически отобраны. Коэффициент использования извлекаемых запасов изменяется от 0.1 до 0.99, составляя в среднем 0.74. По этим месторождениям остаточные балансовые запасы составляют 120 млн. т. при среднем КИН, равном 0.28. Дальнейшая разработка месторождений на режиме истощения становится нерентабельной.

Третья категория - 157 залежей высоковязких нефтей в карбонатных пластах, большая часть которых относится к турнейскому и фаменскому

ярусам Башкортостана. Суммарные текущие геологические запасы нефти по карбонатным объектам составляют 720 млн. т.

Комплексные геолого-промысловые исследования проводились на основе построения геологической и технологической моделей, их сопоставления и анализа. На первом этапе строились геологические карты и проводился анализ геологического строения и распределение наиболее важных для методов увеличения нефтеотдачи физических параметров пласта, таких как начальная нефтенасыщенная толщина, расчлененность, проницаемость и послойная проницаемостная неоднородность. На втором этапе правильность выбора участков воздействия сверялась анализом текущих параметров разработки, наиболее объективно отражающих геологические особенности и свойства системы воздействия и разработки. Выделялись участки с проявлением признаков хорошей гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами, обусловленной проявлением повышенной трещиноватости. Косвенными методами определялись возможные направления трещиноватости коллектора и основные гидродинамические потоки на участках залежей, разрабатываемых с поддержанием пластового давления. На третьем этапе правильность выбора опытных участков подтверждалась результатами проведенных опытно-промышленных работ.

Можно заметить, что на практике в большинстве случаев технологии интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи залежей нефти начинают применяться на этапе, когда уже произошло падение дебитов нефти и наметился резкий рост обводнённости продукции скважин.

Базовыми технологиями воздействия на анализируемых объектах являются заводнение, газовое и тепловое воздействия.

Моделирование технологий нефтеизвлечения, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти по объектам-полигонам (карбонатные коллекторы Ново-Елховского, Мухарметовского месторождений; рифогенные залежи Тереклинского

месторождения; залежи высоковязких нефтей Степноозёрского месторождения, турнейского и фаменского ярусов нефтяных месторождений Башкортостана) осуществлялось несколькими методами [7, 8]. Наиболее полную и интегрированную информацию по объекту разработки предоставляет детальная адресная трёхмерная геологическая модель с подробным распределением геологических параметров по объёму залежи. Физическое моделирование заключалась в проведении лабораторных экспериментов на керне или насыпных моделях с использованием пластовых флюидов и составов для вытеснения нефти. Математическое моделирование осуществлялось с помощью методов механики многофазных сред и уравнений фильтрации жидкостей в пористых средах.

1.2 Пластовые залежи нефти

Общие сведения о месторождении. Ново-Елховское месторождение является вторым в республике Татарстан по величине запасов нефти. Тектонически месторождение приурочено к Акташско-Ново-Елховскому валу, осложняющему западный склон Южно-Татарского свода, от центральной части которого он отделен узким (1.5-3 км) и сравнительно глубоким (50-60 м) Алтунино-Шунакским прогибом меридионального простирания и протяженностью около 100 км [9].

Ново-Елховское месторождение введено в разработку в 1960 году. В настоящее время месторождение находится на четвертой стадии разработки. Более 60% текущей добычи нефти обеспечивается за счет разработки основного объекта - кыновско-пашийских терригенных отложений (пласты Д1, ДО). Степень выработки начальных извлекаемых запасов по основному объекту разработки превысила 86 %.

В связи со значительной выработкой активных запасов нефти в терригенных коллекторах девона, дальнейшие перспективы в добыче

нефти по месторождению связаны с активизацией разработки продуктивных отложений нижнего карбона, основные запасы нефти которых (68%) сосредоточены в карбонатных коллекторах турнейского яруса (кизеловский и черепетский горизонты). Незначительные залежи нефти вскрыты в упинском и малевском горизонтах. Отложения представлены органогенно-обломочными известняками различных структурных разностей, относящихся к типу трещинно-поровых, низко- и среднеёмких, среднепроницаемых.

Залежи нефти турнейского яруса относятся к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10.0 - 15.0 м) и высокоамплитудные (60.0 - 70.0 м). Размеры залежей изменяются по длине от 2.0 до 6.0 км, ширине - от 0.1 до 5.0 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, вследствие чего залежи имеют длину до 11.0 км.

Глубина залегания турнейских отложений изменяется в пределах 956.0 - 1142.0 м. Средняя отметка ВНК на Ново-Елховской площади -887.9 м. Природный режим залежей нефти упругий и у пруговод онапорный.

Запасы нефти турнейского яруса относятся к категории трудноизвлекаемых, проектный коэффициент нефтеизвлечения - 0.20 д.е. Залежи нефти характеризуются высокой сложностью геологических условий разработки: высокой зональной и послойной макро- и микронеоднородностью пласта, повышенной трещиноватостью коллектора, широким распространением водонефтяных зон, повышенной вязкостью нефти«

Текущее состояние разработки карбонатных коллекторов турнейского яруса. Промышленная разработка турнейского яруса Ново-Елховского месторождения начата в 1979 году. Залежи нефти турнейского яруса разрабатываются собственной сеткой скважин, частично возвратным

фондом скважин, эксплуатирующих ранее терригенные коллекторы нижнего девона.

Система размещения скважин - равномерная треугольная 300x300м. Добыча нефти ведется механизированным способом. Плотность сетки скважин 6.8 га/скв. Отдельные участки разрабатываются той же сеткой что и основные объекты разработки в терригенных пластах - 12-16 га/скв.

Пробная закачка воды произведена в 1978 году, а в 1981 году началась опытная закачка на 3 участках, затем в 1988 году на самых больших началась промышленная закачка воды. Система применяемого заводнения - внутриконтурная, регулируемая блочная, проектом предусмотрена избирательная система в сочетании с циклической закачкой воды. Начальное давление на устье скважин 8-10 МПа. В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатывается восемь наиболее крупных залежей нефти.

Добыча на залежах турнейского яруса ведется механизированным способом. Действующий фонд добывающих скважин - 722 ед., нагнетательных скважин - 257 ед. Соотношение действующего добывающего фонда скважин к нагнетательному равно 2.8. С начала разработки залежей турнейского яруса добыто 9103.2 тыс.т нефти и 13979.5 тыс.т жидкости.

Залежи нефти карбонатных коллекторов турнейского яруса характеризуются низкой эффективностью процесса нефтеизвлечения. Несмотря на длительный срок разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в целом по пласту СИ достиг 5.58 % при проектном значении показателя 19 %. Активные запасы в настоящее время отобраны на 28.3 %.

Анализ динамики пластового давления показывает, что по мере увеличения годовых отборов жидкости, ежегодного наращивания объемов нагнетания наблюдается ежегодное снижение показателя, в среднем на 0.2 МПа. Падение пластового давления происходит на фоне годовой

компенсации отборов жидкости закачкой воды - 225 %, то есть объемы закачиваемой воды намного превосходят отборы жидкости. Показатели текущей компенсации отборов закачкой по наиболее крупным залежам 51, 71, 81 порядка 130 - 190 %, накопленной около 150 %.

Большие удельные объемы среднесуточной закачки воды в нагнетательные скважины, в среднем - 100 м /сут, не обеспечивают поддержания пластового давления на отдельных участках. Эксплуатационные скважины неодинаково реагируют на закачку воды. Положительное влияние работы нагнетательных скважин на пластовое давление окружающих добывающих скважин отмечается лишь на нескольких участках залежей. По всей видимости, низкую эффективность системы заводнения (равномерное продвижение фронта нефтевытесняющих вод) обуславливает большое различие приемистости нагнетательных скважин от (10 до 200 м3/сут) и дебитов добывающих скважин, расположенных в зонах высокой и низкой проницаемости пласта.

Скважины, расположенные в зонах пониженных давлений первого и второго ряда очага нагнетания работают с низкими среднесуточными дебитами. Значительная часть скважин продуцируют с предельно низкими дебитами - менее 1 т/сут и высокой обводненностью продукции - в среднем 85.5 %.

Существующие темпы обводнения фонда скважин не высоки, что указывают на уход части закачиваемых вод в водоносную часть продуктивных пластов. Об этом же свидетельствует и характер обводнения скважин. Значительная часть скважин по залежам дает продукцию с подошвенной водой. В отдельных случаях обводнение происходит за счет нагнетаемых вод.

Ранжирование действующего фонда скважин по текущим показателям. Проведено ранжирование действующего фонда скважин по текущим показателям (дебиту жидкости, нефти, обводненности). Результаты приведены в виде гистограмм распределения фонда скважин (графика,

показывающего частоту попаданий значений переменной в отдельные интервалы) (рис. 1.1-1.3). Анализ показывает, что на текущую дату 64 % от всего фонда скважин работают с низким дебитом по жидкости - менее 5.5 т/сут. Среднее значение обводненности по данной группе скважин не превышает 30 %.

Ранжирование фонда скважин по среднесуточному дебиту нефти позволяет отметить следующее. Более половины скважин (53 %) работают с низким среднесуточным дебитом по нефти - менее 3.0 т/сут. 19 % скважин продуцируют с предельно низкими дебитами - менее 1 т/сут и высокой обводненностью продукции - в среднем 85.5 %. Гистограмма распределения фонда скважин по обводненности показывает, что 50 % фонда скважин продуцирует с процентом воды менее 10 %. 20 % от общего фонда скважин, характеризуются высокой обводненностью -более 75 %. Скважины данной группы работают с низкими дебитами по нефти, в среднем 0.3 т/сут. Остальные скважины (30 %) работают с обводненностью от 10 до 75 %.

35 ------------------

Мин. зн. яж =0,2 30 Макс. зн. яж = 45,8 Ср. з н. цж =5,4

Ср. зн. обв, % - 60

х

б 25

Ср.знач. 40 обв-сти

I 20

- 30

10 -

- 20

£

5 -

0

<1 1,0-2,0 2,0-4,0 4,0-5,5 5,5-8,0 8,0-12,0 Среднесуточные дебиты по жидкости, т/сут

>12

Рис. 1.1 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебиту по жидкости в целом по турнейскому ярусу

Среднесуточные дебиты по нефти, т/сут

Рис. 1.2 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по дебиту нефти в целом по турнейскому ярусу

дн, т/сут

<10,0 10,0-25,0 25,0-45,0 45,0-75,0 75,0-85,0 >85,0 Обводненность продукции, %

Рис. 1.3 Гистограмма распределения действующего фонда скважин по обводнённости в целом по турнейскому ярусу

В целом по объекту отмечается достаточно высокий процент низкодебитных скважин. Значительная часть скважин выделенной группы характеризуется высокой обводненностью продукции (более 70 %). 19 % скважин от общего фонда работают на грани рентабельности.

Низкие дебиты скважин обусловлены различными геологическими и технологическими факторами, а так же их наложением. К ним относятся: сложное строение пластовых систем, обусловленное макро-, микро неоднородностью и повышенной трещиноватостью коллектора; пониженные значениями фильтрационно-емкостных свойств пласта; ухудшение фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны пласта в процессе длительной эксплуатации скважин и применения химреагентов; низкая эффективность системы ППД на отдельных участках залежей или ее отсутствие; ограниченные возможности работ по повышению продуктивности скважин в водонефтяных зонах пласта.

Сравнительный анализ текущего состояния разработки залежей нефти турнейского яруса. Динамика добычи нефти по залежам представлена на рис. 1.4. Текущее состояние разработки по залежам приведено в табл. 1.1.

Сравнение динамики различных технологических показателей эксплуатации залежей турнейскго яруса позволило выявить наиболее важные моменты. Сопоставление показателей проводилось в безразмерных единицах. Анализировались залежи №№ 11, 21, 31, 41, 51, 61, 71, 81, 91, 101.

Рис. 1.4 Динамика добычи нефти из залежей нефти турнейского яруса

Рассматриваемые залежи (11, 21, 31, 41, 51, 61, 71, 81, 91, 101) условно были разделены на две группы:

-первая группа — залежи с коэффициентом использования запасов (КИЗ) менее 20 %;

-вторая группа — залежи с КИЗ более 30 %.

В первую группу вошли залежи №№ 11, 31, 41, 61. Вторая группа представлена залежами №№ 21, 51, 71, 81, 91, 101.

Залежи первой группы «формально» находятся на первой ранней стадии разработки. Их годовые показатели добычи нефти увеличиваются, кроме залежи 61. Залежь 61 в классическом понимании находится на поздней стадии, стадии падения добычи нефти. Динамика показателей разработки представлена на рис. 1.5 - 1.11.

Таблица 1.1

Текущее состояние разработки по залежам нефти турнейского яруса

Зале Добыва Нагнета Нак. Накопл. Обв. ВНФ, Нак. Нцоб.скв/ Накопленная Рпл. Рзаб.

жь ющие тельные добыча добыча тек, д.ед закачка Т^нагнет. компенсация МПа МПа

нефти, жидкости, % воды, отбора жид.

тыс.т тыс.т тыс.м3 закачкой,%

11 7 1 61.91 86.51 28,4 0.397 119.15 7.0 137.7 8.7 4.1

21 35 8 484.65 631.55 23.3 0.303 898.98 4.4 142.3 8.2 3.3

31 4 1 32.39 49.94 35.1 0.542 31.40 4.0 62.8 8.5 5.9

41 107 26 436.99 663.91 34.2 0.519 968.97 4.1 145.9 8.3 3.7

51 138 60 1910.62 3056.07 37.5 0.615 8247.60 2.3 269.8 7.7 3.2

61 8 1 66.63 137.17 51.4 1.059 18.02 8.0 13.1 9.3 3.6

71 67 26 917.37 1530.06 40.0 0.668 3521.16 2.6 230.1 8.3 3.5

81 80 32 1093.05 1608.25 32.0 0.471 4342.70 2.5 270.0 8.0 3.1

91 126 36 2420.13 3591.53 32.6 0.484 2800.64 3.5 77.9 7.6 3.5

101 83 21 866.76 1271.81 31.8 0.467 1343.64 4.0 105.6 8.3 3.2

111 55 13 686.15 1155.94 40.6 0.685 2338.01 4.2 202.2 - -

121 4 - 70.66 131.47 46.3 0.863 - - - - -

131 6 1 55.88 65.25 14.4 0.168 14.23 6.0 21.80 - -

киз, %

Рис. 1.5 Динамика годовых показателей добычи нефти по первой группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

Г—»-11 -»—31 —а—41 -х-61 [

Рис. 1.6 - Динамика фонда добывающих скважин по первой группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

[-Г*—11 -*«— 31 —Йг—41 -X— 61]

Рис. 1.7 Динамика темпа отбора НИЗ по первой группе залежей в безразмерных координатах

16 -[————--

14-1

12

10 ■

<ц

в 8 X

ю

6

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

КИЗ, %

|—♦—11 —»—31 -А— 41 —X—61 |

Рис. 1.8 Динамика ВНФ по первой группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

[—«г^11 -т— 31-й— 41 -Х-611

Рис. 1.9 Динамика среднесуточных отборов жидкости по первой группе залежей в безразмерных координатах

т,%

[—»—11 -ш— 31 —а~41 -X-6Í]

Рис. 1.10 Динамика КИН по первой группе залежей в безразмерных координатах

* 60

/

о

♦ V ^ д

^ -А"-*- Г__

^^ - -Г""" Уд *

О

5

10

15 20

ЫдсУЫнс, д.е

♦ 11 а ; 31 » 41 X 81—-:— 61---'41 ——11— —31

Рис. 1.11 Зависимость отношения приемистости к дебиту от соотношения скважин

Залежи второй группы характеризуются большими запасами нефти и более высокой выработкой запасов. Динамика показателей разработки в безразмерных координатах представлена на рисунках 1.12-1.18.

киз.%

Рис. 1.12 Динамика годовых показателей добычи нефти по второй группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

|—«—21 -«—51 -а— 71 -Х- 81 -^Ж-91 101 |

Рис. 1.13 Динамика фонда добывающих скважин по второй группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

[—♦—21 -»-51 -Л-71 -Х-81 —Ж—91 ---»-- 101 |

Рис. 1.14 Динамика темпа отбора НИЗ по второй группе залежей в безразмерных координатах

киз, %

[—»-21 -«—51 —fr— 71 —X—81 —X— 91 —»—101 I

Рис. 1.15 Динамика ВНФ по второй группе залежей в безразмерных координатах

киз,%

["—♦—21 -»-51 -г^г- 71 —X—81 —Ж^г 91 -»>-101 |

Рис. 1.16 Динамика среднесуточных отборов жидкости по второй группе залежей в безразмерных координатах

т.%

21 -»-.Я—#-71 -Х-81 --Ж-91 -^тоГ]

Рис. 1.17 Динамика КИН по второй группе залежей в безразмерных координатах

№с/№с, д.е.

| ♦ 21 ■ 51 А 71 X 81 ж 91 » 101--г\--Я •— —71--81 91 — —101 |

Рис. 1.18 Зависимость отношение приемистости к дебиту от соотношения скважин

Таким образом, залежи первой группы характеризуются меньшими запасами, чем залежи второй группы. Поэтому процесс нефтеизвлечения происходил на этих залежах менее интенсивно. Продолжительный период

опытно-промышленной эксплуатации, а также длительная эксплуатация залежей на естественных режимах привели к низким показателям эффективности процессов нефтеизв лечения. Исключение составляет динамика показателей по залежи 11. Интенсивный ввод скважин добывающего фонда позволил наиболее полно охватить запасы нефти залежи процессом нефтеизвлечения. Коэффициент извлечения нефти на залежи 11 максимален в данной группе. Система нефтеизвлечения, применяемая на этой залежи, наиболее адекватна особенностям геологического строения и соответственно наиболее эффективна, что подтверждается динамикой КИН на рис. 1.8. Низкие объемы закачки и удаленность очага нагнетания от зоны отбора жидкости 61 залежи обусловили низкие по данной группе залежей показатели эффективности системы разработки. Залежь эксплуатируется практически на режиме истощения пластовой энергии.

Залежи второй группы характеризуются большими начальными запасами. Разработка этих залежей ведется более интенсивно, чем залежей первой группы. Запасы залежей более полно охвачены добывающими скважинами. Система заводнения, применяемая на залежах, очагово-избирательная. Объемы закачиваемой воды намного превосходят отборы жидкости. Показатели текущей компенсации отборов закачкой порядка 170 -190 %, накопленной около 150 %. При этом обводнение добывающего фонда имеет место, но в соответствии с объемами закачки темпы её не велики. Это указывает на уход части закачиваемых вод в водоносную часть продуктивных пластов.

Анализ структуры остаточных запасов нефти.

Текущее состояние выработки запасов залежей турнейского яруса представлено в табл. 1.2. Распределение запасов и добычи нефти по залежам представлено на рисунке 1.19.

Таблица 1.2

Состояние выработки запасов по залежам

№ блока (залежи) Знефт. 2 тыс.м Сред. Нэф.н., м Нач. баланс, запасы тыс. т <3 нефти накопл. тыс.т КИН факт. Д.е. КИН проект, д. е. Начальные извлек запасы тыс. т киз д.е

11 3600 4.6 1688 61.91 0.037 0.187 317.5 0.195

21 25340 3.6 7048 484.65 0.069 0.187 1318 0.368

31 1210 6.0 1790 32.39 0.018 0.198 353.9 0.092

41 11930 10.8 13076 436.99 0.033 0.198 2589.9 0.169

51 33040 9.8 30545 1910.62 0.063 0.198 6047.8 0.316

61 8330 2.7 1838 66.63 0.036 0.198 363.9 0.183

71 10610 13.3 12449 917.37 0.074 0.201 2502.3 0.367

81 22300 9.3 17427 1093.05 0.063 0.201 3502.7 0.312

91 17490 12.3 18575 1571.2 0.085 0.203 3733.5 0.421

101 9260 6.7 7233 498.5 0.069 0.201 1453.8 0.343

По пласту в целом 111669 7073.31 0.063 0.19 22183.3 0.319

Тыс.т нефти

□ <3н нак. - накопленная добыча нефти

■ Остат. ИЗ - остат. извл. запасы

■ НИЗ -нач.извлекаемые запасы

□ Остат. БЗ - остат. бал. запасы НБЗ - нач. балансовые запасы

41 51 61 71 81

91 101

Залежи нефти турнейского яруса

Рис. 1.19 Распределение запасов и добычи нефти по залежам турнейского яруса

В пределах Ново-Елховской и Федотовской площадей в отложениях нижнего турнейского яруса сосредоточено 111669 тыс.т балансовых и 22183.3 тыс.т извлекаемых запасов нефти.

Остаточные запасы залежей нефти турнейского яруса Ново-Елховской и Федотовской площадей составляют - 104595.7 тыс.т геологических и 15109.9 тыс.т извлекаемых запасов нефти.

Наиболее крупные по геологическим запасам залежи нефти №51, 71, 81, 91. Накопленные отборы от начальных геологических запасов - 6.3 -8.5 % наблюдаются по залежам, разрабатываемым с применением заводнения. Блоки №91 и №101 характеризуется наибольшей степенью выработки запасов. Наименее выработаны запасы залежей, разрабатываемых на режиме истощения (залежи 11, 31, 61). Текущий КИН по залежам составляет от 0.018 до 0.036 д.ед.

1.3 Массивные (рифогенные) залежи нефти

В регионе разрабатываются 27 рифогенных месторождений, из них 13 нефтяных и 6 нефтегазовых. Объекты приурочены к погребенным нижнепермским рифовым массивам Предуральского краевого прогиба. Специфика геолого-физических и морфологических свойств рифогенных месторождений обусловливает технологию разработки,

характеризующуюся последовательностью трех основных режимов: упругим, растворенного газа и гравитационным. Подобная схема реализуется, за редким исключением, на большинстве месторождений подобного типа. В результате, нефтеотдача очень низкая, в среднем до 30% [10].

На сегодняшний день большинство месторождений сильно истощены, извлекаемые запасы практически отобраны (табл. 1.3). Коэффициент использования извлекаемых запасов (КИЗ) изменяется от 0.1 до 0.99, составляя в среднем 0.74. По 12 месторождениям КИЗ изменяется от 0.83 (Мурапталовское) до 0.99 (Ишимбайское), составляя в среднем 0.95. По этим месторождениям сумма остаточных балансовых запасов составляет 120 млн.т. при среднем КИН 0.28. Дальнейшая разработка

месторождений на режиме истощения становится нерентабельной [11-14].

Таблица 1.3

Характеристика выработки рифогенных месторождений

Предуральского краевого прогиба

Месторождение Характер насыщения Год ввода в разработку КИН проектный, Д.е. КИН текущий, Д.е. КИЗ, м

Введеновское нефтяное 1954 0.37 0.37 0.99

Озеркинское нефтяное 1961 0.29 0.28 0.98

Южно-Введеновское нефтегазовое 1956 0.35 0.33 0.97

Кумертаусское нефтегазовое 1961 0.28 0.27 0.97

Тереклинское нефтяное 1957 0.26 0.24 0.94

Старо-Казанковское нефтяное 1953 0.37 0.32 0.86

Грачевское нефтяное 1957 0.32 0.32 0.99

Мурапталовское нефтегазовое 1971 0.24 0.20 0.84

Ишимбайское нефтяное 1932 0.32 0.32 0.99

Карташевское нефтяное 1948 0.31 0.31 0.98

Столяровское нефтегазовое 1951 0.3 6 0.34 0.94

Кусяпкуловское нефтяное 1935 0.10 0.08 0.77

Казлаирское нефтегазовое 1967 0.25 0.18 0.72

Шамовское нефтяное 1989 0.13 0.09 0.67

Аллакаевское нефтяное 1958 0.30 0.19 0.63

Маячное нефтегазовое 1969 0.30 0.05 0.15

Салаватское нефтяное 1988 0.28 0.04 0.12

Кунгакское нефтяное 1942 0.28 0.03 0.12

Лемезинское нефтяное 1988 0.26 0.03 0.10

Применение методов увеличения нефтеотдачи широко распространено в мировой практике, в частности в США, Канаде и Европе. В России указанным методам уделяется внимание гораздо меньшее, чем этого требует сложившаяся на сегодняшний день ситуация в сырьевой базе нефтедобычи.

Об этом красноречиво свидетельствует отрицательная динамика нефтеотдачи в России, которая с 1960 г. снизилась до 35 %. В США нефтеотдача увеличилась до 41 %, в основном, за счет применения третичных МУН, при структуре запасов не лучшей, чем в России *

Уменьшение доли активных запасов процесс неминуемый. Он усугубляется еще и тем, что большинство нефтяных компаний применяют

методы выборочной интенсификации добычи активных запасов нефти, практически не применяя МУН, адекватных структуре запасов. В связи с этим, доля трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) нефти в России превышает 60%.

Наша страна обладает огромными запасами и ресурсами углеводородного газа, что создает предпосылки использования его в качестве вытесняющего агента взамен традиционных методов заводнения, и, в первую очередь, на объектах, где эффективность от закачки воды отсутствует или минимальна [15, 16].

Работы по внедрению газовых методов нефтеотдачи в Ишимбайском районе республики Башкортостан начались в 70-х годах прошлого века. Первый проектный документ на создание ПХГ в истощенном нефтяном месторождении был составлен в 1987 г. специалистами НПО «Союзнефтеотдача» и ВНИИГАЗа. Однако проект так и не был реализован.

Первоначально на подобных объектах предполагалось реализовать технологию вертикального вытеснения нефти газом, путем закачки газа высокого давления в присводовые участки залежи. Таким образом технология реализуется на Грачевском, Старо-Казанковском и Озеркинском месторождениях. Высокая геолого-физическая неоднородность подобных объектов обусловливает возникновение осложнений при закачке газа высокого давления, проявляющихся прорывами газа к забоям добывающих скважин, что существенно снижает эффективность процесса. В результате анализа выработки рифогенных месторождений установлено, что наименее выработанными являются периферийные зоны залежей, на данный момент обладающие значительным потенциалом при применении новых газо- и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи. При этом основными целями повышения эффективности выработки остаточных запасов нефти являются сохранение добычи нефти центральных зон на

текущих уровнях и увеличение уровней добычи нефти периферийных зон за счет переноса фронта нагнетания газа и организации горизонтального вытеснения нефти. В условиях Грачевского месторождения данный подход был успешно реализован - перераспределение объемов закачки газа между центральной и периферийной зонами позволило существенно повысить продуктивность последней и уменьшить объемы прорываемого газа.

Специфика геолого-физических и морфологических свойств указанных объектов позволяет реализовать на них совмещенную технологию создания подземных хранилищ газа (ПХГ) с одновременной выработкой части остаточных запасов нефти, которая осталась бы неизвлеченной при применении традиционных методов.

1.4 Залежи с высоковязкими нефтями

В данной работе определены потенциальные объемы высоковязкой нефти, находящиеся на территории Республики Башкортостан, которые могут быть эффективно извлечены тепловыми методами разработки, включая парогазоциклический метод.

На основе баланса запасов, проектных и технологических схем разработки был произведен выбор месторождений Республики Башкортостан содержащих высоковязкую нефть в карбонатных коллекторах нефти. В таблицу выборки были включены 30 параметров, относящихся к объекту разработки, текущим показателям разработки, коллекторским свойствам пластов, составу нефти и ее физическим параметрам. Всего на территории Республики Башкортостан выявлено 332 залежи высоковязкой нефти на 96 месторождениях, расположенных на лицензионных площадях ОАО АНК Башнефть. Суммарные текущие геологические запасы категорий А+В + С1 по этим месторождениям составляют более 1929 тыс. т (один миллиард девятьсот двадцать девять тысяч тонн) нефти. Далее из выделенных объектов - залежей

высоковязких нефтей была произведена выборка по карбонатным залежам. Всего из 332 залежей 157 относятся к карбонатным пластам, большая часть которых являются залежами турнейского и фаменского ярусов. Суммарные текущие геологические запасы нефти по карбонатным объектам составляют 720 млн.т. Описательная статистика по параметрам фаменских и турнейских пластов приведена в таблицах 1.4 и 1.5, соответственно. Гистограммы пористости, проницаемости и вязкости нефти по фаменским пластам приведены на рис. 1.20, 1.21 и 1.22, - по турнейским пластам на рис. 1.23, 1.24 и 1.25. Таким образом определены среднестатистические параметры карбонатных коллекторов и нефти, которые нужно учитывать при проведении экспериментальных исследований.

Таблица 1.4

Описательная статистика по фаменскому ярусу

Параметр Глубина Н общ Кпесч Н эффект К пор К нн КИН К пр b г нефти Обводн

Размерность м м Д.е. м Д.е. д.е. Д.е. мкм Д.е. г/см3 %

Среднее 1595.08 18.13 0.29 4.05 0.08 0.79 0.11 0.03 0.95 0.92 26.52

Минимум 1313 2.5 0.09 1.50 0.03 0.70 0.05 0.0001 0.83 0.90 0.00

Максимум 1800 46 0.60 9.00 0.12 0.90 0.22 0.11 0.99 0.94 91.40

Параметр Вязкость Сод-е Сод-е Содержа Т Ткин Темп Темп КИЗ КИЗ

в пл. уел серы пар-на ние АС пласта отТГЗ отТИЗ (поБЗ)

Размерность мПа*с % % % °С % % % %

Среднее 65.57 3.94 4.01 32.84 29.92 0.24 0.49 4.12 23.56 22.28

Минимум 31.00 3.16 2.00 13.10 25.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Максимум 131.40 5.40 6.50 55.85 36.00 0.85 2.22 20.59 84.81 69.62

Таблица 1.5

Описательная статистика по турнейскому ярусу

Параметр Глубина Н общая Кпесч Н эффект К пор. Кнн кин К пр. b г нефти ТКИН

Размер-ть м м Д.е. м Д.е. Д.е. Д.е. мкм2 Д.е. г/см3 Д.е.

Среднее 1430.79 16.31 0.41 4.31 0.12 0.79 0.16 0.04 0.96 0.91 0.36

Минимум 1240.00 2.40 0.13 1.30 0.09 0.70 0.05 0.01 0.90 0.90 0.00

Максимум 2070.00 90.00 1.00 13.70 0.16 0.91 0.35 0.22 0.99 0.94 1.00

Параметр Вязкость Содержа Сод-е Содерж Т КИЗ ткин Темп Темп, КИЗ

в пл.усл. ние серы пар-на ание АС пласта отТГЗ отТИЗ (поБЗ)

Размер-ть мПа-с % % % °С % % % %

Среднее 48.98 3.20 3.24 21.72 25.99 35.92 0.36 0.17 9.57 28.53

Минимум 31.00 2.10 1.80 3.45 23.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Максимум 109.00 5.00 6.80 43.05 33.00 99.56 1.00 0.73 91.18 99.56

Рис. 1.20 Распределение пористости по фаменскому ярусу

Рис. 1.21 Распределение проницаемости по фаменскому ярусу

Рис. 1.22 Распределение вязкости нефти по фаменскому ярусу

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Котенёв, Максим Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Выделены основные категории и типы трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (Башкортостан и восточная часть Татарстана): I - в пластовых залежах нефти (запасы нефти промытых, водонефтяных, приконтурных зон, низкопроницаемых коллекторов), II - в массивных (рифогенных - центральные и периферийные зоны) залежах, III - в залежах, содержащих высоковязкую нефть. Выполнен дифференцированный анализ структуры остаточных запасов, определены геолого-геофизические параметры и неоднородность коллекторов, определяющие эффективность выработки запасов нефти.

2. Перспективы вовлечения в разработку остаточных и трудноизвлекаемых запасов нефти в пластовых залежах связаны с реализацией работ по увеличению степени вскрытия пласта, организации циклического заводнения, комплексу физико-химических методов, вторичному вскрытию пластов, волновому воздействию и др. Предложен способ обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов -двухстадийная обработка пласта для водоизоляции на первой стадии и увеличения проницаемости участков, не охваченных фильтрацией, на второй стадии, композицией на основе поверхностно-активного раствора силиката натрия - отхода производства синтетического цеолита и кислоты.

3. Изучены фильтрационные и реологические характеристики обратных эмульсий на основе маловязкой малосмолистой нефти девонских пластов для выравнивания фронта вытеснения нефти водой в трещиноватых коллекторах и селективной водо- и газоизоляции в добывающих скважинах. В последнем случае рекомендуется использовать эмульсионные составы с низким содержанием нефтяной фазы. Изменяя отношение нефтяной и водной фаз, концентраций эмульгатора и хлорида кальция, а также условия приготовления можно регулировать реологические свойства гидрофобных эмульсий.

4. Выполнено математическое моделирование эмульсионного воздействия на пласт. Показано, что скорость движения переднего фронта оторочки обратной эмульсии меньше, чем скорость заднего фронта. Посредством метода характеристик предложена графо-аналитическая техника решения системы дифференциальных уравнений, с помощью которой исследована параметрическая чувствительность модели и установлены оптимальные параметры технологических характеристик процесса. Под оптимальным размером оторочки подразумевается такой размер, при котором оторочка полностью разрушается на выходе из пласта.

5. Проведены экспериментальные исследования вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при термокапиллярной противоточной пропитке. На образцах естественных кернов при высоких температурах экспериментально подтверждена значительная интенсификация вытеснения в процессе противоточной термокапиллярной пропитки. При высоких температурах сохраняются закономерности роста коэффициента противоточного термокапиллярного вытеснения с увеличением проницаемости породы и снижением вязкости нефти, показана возможность применения экспоненциально-квадратичной зависимости, описывающей скорость пропитки от времени, характерной для экспериментов при обычной температуре. Время резкого замедления капиллярного впитывания, полученное в экспериментах, позволяет провести нормирование времени процесса для реальных поровых блоков.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Котенёв, Максим Юрьевич, 2011 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра. 1985.- 308с.

2. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. Учебное пособие для вузов, 2 -е издание, - М.: Недра. 1981

3. «Оценка остаточных запасов. Метод анализа выработки» / СТП 38 -013-88 -НПО «Союзнефтеотдача», - Уфа. 1988

4. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. - М.: Недра. 1990

5. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. -Казань. 1999.280 с.

6. Котенёв М.Ю. Геологические условия нефтяного месторождения -основа перспективного планирования технологий нефтеизвлечения // Материалы VII Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа». Уфа, 2007. С. 223-224

7. Котенёв М.Ю., Султанов Ш.Х. Геологическое строение Степноозерского месторождения и перспективы извлечения высоковязких нефтей // Материалы 54-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2003. С. 23

8. Султанов Ш.Х., Котенёв М.Ю. Перспективы извлечения высоковязких нефтей в сложных геологических условиях Степноозерского месторождения // Тезисы докладов П-й Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовые и химические технологии». Самара, СамГТУ, 2003. С. 133

9. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996

10. Абызбаев И.И., Сатаров М.М., Карцева A.B. Разработка нефтяных месторождений при режиме растворенного газа- М.: Гостоптехиздат, 1962

11. Котенев Ю.А., Ягафаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана. - С-Пб.: Недра, 2004

12. Перспективы доразработки истощенных нефтяных месторождений рифогенного типа / Котенев Ю.А., Баширов P.A., Варламов Д.И., Андреев A.B. // Всероссийская научно-практическая конференция «Уралэкология. Природные ресурсы» - Уфа-Москва. 2005

13. Совершенствование разработки нефтяных залежей, приуроченных к рифогенным массивам и трещинно-поровым коллекторам / М.З. Валитов, Ш.М. Валитов, Р.З. Канюков и др. // Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - М.: ВНИИОЭНГ, 1988

14. Обобщение опыта разработки нефтегазовых месторождений рифогенного типа (на примере месторождений Башкирии) / Г.Х. Габбасов,

B.А. Илюков, Б.В. Щитов и др. // Обзор. Информ. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений - М.: ВНИИОЭНГ, 1989

15. 9. Гайсин Д. К., Тимашев Э. М. Оценка извлекаемых запасов в условиях вытеснения нефти водой/БашНИПИнефть, Уфа. Вып. 73, 1985

16. Джафаров И.С., Боксерман A.A., Рожков Г.В. Ресурсная база и развитие нефтедобычи в России. - С-Пб.: Недра, 2005

17. Котенев М.Ю., Каптелинин О.В. Математическое моделирование и метод экспертных оценок при планировании технологий нефтеизвлечения // Материалы Международной конференции Российской научной школы. Москва «Энергоатомиздат», 2008. С. 28-30

18. Котенев М.Ю. Обоснование технологий нефтеизвлечения на различных этапах геологической изученности нефтяных месторождений // Сборник трудов «Нефтегазовые и химические технологии».- Самара, 2008.

C. 12-13

19. Котенёв М.Ю. Обоснование технологий и регулирование воздействия на различные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. N2. 18 с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/ KotenevMYu/ KotenevMYu_l .pdf

20. Котенёв М.Ю. Адаптация технологий и управление воздействием на залежах нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2011. N3. 12с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_3.pdf

21. Султанов Ш.Х., Котенёв М.Ю., Варламов Д.И., Блинова О.Н Повышение эффективности разработки крупных месторождений на основе адекватной геологической модели (север башкирского свода) // Сборник научных трудов «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа», Выпуск V. - Уфа: ЦХИМН АН РБ, 2008.- С. 148-151

22. Котенев М.Ю. Выработка научных основ влияния особенностей геологического строения месторождений нефти и газа на системы разработки месторождений с различными категориями запасов // Сборник материалов научного семинара стипендиатов программы «Михаил Ломоносов» 2007/08 года. Москва, 18-19 апреля 2008. С. 94-96

23. Котенёв М.Ю., Котенёв А.Ю. Особенности разработки продуктивных отложений нижнего карбона возвратным фондом скважин // Тезисы докладов Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара, СамГТУ, 2004. С. 27

24. Котенёв М.Ю., Сиднев A.B. Оперативное планирование технологий нефтеизвлечения в процессе изучения геологического строения нефтяных месторождений // Тезисы докладов 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных. Уфа, УГНТУ, 2007. С.265

25. Котенёв М.Ю. Влияние объёма исходной геолого-геофизической информации на качество и адекватность геологической модели залежи // Материалы Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов». Казань, 2007. С.359-360

26. Чибисов A.B., Котенёв М.Ю., Котенёв А.Ю. Геолого-промысловое обоснование применения технологий ограничения водопритоков в карбонатных коллекторах // Тезисы докладов

Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения». Самара, 2004. С. 12

27. Котенёв М.Ю. Повышение производительности низкодебитного фонда скважин с применением прогрессивных методов воздействия на пласт // Тезисы докладов 59-й Межвузовской студенческой научной конференции. Москва, РГУНГ, 2005. С.54

28. Котенёв М.Ю., Шамаев Г.А. Обобщение опыта ввода в повторную разработку законсервированных месторождений // Тезисы докладов 56-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2005. С. 242

29. Нугайбеков P.A., Каптелинин О.В., Котенёв М.Ю. Обоснование повышения эффективности выработки низкопродуктивных объектов с применением комплексных физико-химических методов // Научные труды VI Конгресса нефтегазопромышленников России «Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов». Уфа, 2005. С. 190-191

30. Котенёв М.Ю. Обоснование технологий и регулирование воздействия на различные категории трудноизвлекаемых и остаточных запасов нефти в карбонатных коллекторах // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2010. N1. 18с. URL: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_l.pdf

31. Котенев М.Ю. Планирование комплексных технологий увеличения нефтеотдачи // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России. Уфа, 26-29 мая 2009. С. 56-57

32. Котенев М.Ю. Обоснование эффективных комплексных технологий увеличения нефтеотдачи для различных типов коллекторов // VIII Конгресс нефтегазопромышленников России «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», научные труды. Уфа: «Монография», 2009.- С. 345-347

33. Решение о выдаче патента на изобретение. Заявка № 2009106546/03 (008753) от 24.02.2011. Способы обработки карбонатных и карбонатосодержащих пластов (варианты) / Андреев В.Е., Ганиев Р.Ф., ... Котенёв М.Ю. и др.

34. Постановление правительства республики Башкортостан о комплексной программе республики Башкортостан «Энергосбережение на 2008-2012 годы» от 26 декабря 2008 г. №464

35. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. «Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана»,-Уфа.: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.-304с.

36. Котенёв М.Ю., Шамаев Г.А. Эффективность различных модификаций солянокислотных воздействий на рифогенных месторождениях//Тезисы докладов 55 научной-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. Уфа, УГНТУ, 2004. С.76

37. Технология извлечения остаточных запасов нефти в процессе создания подземных хранилищ газа в рифогенных месторождениях / Ю.А. Котенев, P.A. Баширов, В.Е. Андреев, Д.И. Варламов // Теория и практика применения метоов увеличения нефтеотдачи пластов: Матер. Междунар. науч. симпозиума, д - М.: ВНИИнефть, 2007

38. Гольянов А.И. «Газовые сети и газохранилища».- Уфа.: Монография, 2004

39. Котенёв М.Ю. Перспективы создания подземных хранилищ газа в процессе доразработки истощённых рифогенных месторождений // Тезисы докладов Всероссийской конференции-конкурса среди студентов выпускного курса, Санкт-Петербург, СПбГГИ, 2006. С. 13

40. Kotenev M.Y., Kotenev Yu.A., Varlamov D.I. Improved oil recovery in the process of underground gas storage creation in depleted reef oil fields. 16th European Symposium on Improved Oil Recovery. Cambridge, UK. 2011

41. РД 07-291-99. Инструкция о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами. - М.: Госгортехнадзор России, 02.06.99, №33.-18

42. Официальный сайт ОАО «Газпром» - http://www.gazprom.ru

43. Пересчет запасов нефти и газа Тереклинского месторождения / Рук. Темы Павлов В.П. отчет «БашНИПИнефть», - Уфа, 1980

44. «Проект доразработки Тереклинского нефтяного месторождения в процессе подземного хранения газа» / отчет НПО «Союзнефтеотдача», -Уфа, 1987

45. «Технологическая схема проведения I этапа создания Тереклинского ПХГ -перепуска газа из магистрального газопровода» / отчет ООО «ВНИИГАЗ», - Москва, 2001

46. Методические указания по созданию постоянно действу ющих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003

47. Регламент по созданию постоянно -действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153 -39.0-047-00). М., Министерство топлива и энергетики РФ, 2000

48. Руководство пользователя IRAP RMS. Часть 1, 2

49. «Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов» (вторая редакция). Официальное издание. Утверждено Министерство экономики: РФ, Государственный комитет по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999

50. РД 51-98-85. Строительство скважин на подземные хранилища газа. Технические требования. ВНИИГаз, Москва, 1985 -8 с.

51. Правила создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в пористых пластах. Москва, 1994

52. Регламент контроля и наблюдений за созданием и эксплуатацией подземных хранилищ газа в пористых пластах. Москва, 1992

53. СТП 03-17-98. Технология вторичного вскрытия продуктивных пластов. Правила приготовления и применения перфорационной жидкости с гидрофобизирующим ПАВ. -Уфа. БашНИПИнефть

54. Инструкция по применению метода увеличения не фтеотдачи карбонатных пластов за счет выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритоков с использованием реагента КАРФАС - ГУП «Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» АН РБ ООО НПФ «Нефтегазразработка», - Уфа, 2001

55. СТО 03-31-94. Методика анализа данных о геолого -техническом состоянии скважин. - Уфа: БашНИПИнефть,-16с.

56. Уметбаев В.Г., Мерзляков В.Ф., Волочков Н.С. Капитальный ремонт скважин изоляционные работы. - Уфа.: РИЦ АНК «Башнефть», 2000

57. Инструкция по проведению обработок призабойной зоны карбонатных пластов соляной кислотой с замедлителем ЗСК - ГУП. Научно-исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов» АН РБ ООО НПФ «Нефтегазразработка», - Уфа, 2001

58. Инструкция по применению обработок призабойной зоны карбонатных пластов соляной кислотой с замедлителем ЗСК «СКРИД» / ГУП «Научно -исследовательский институт по повышению нефтеотдачи пластов», ООО НПФ «Нефтегазразработка», Уфа, 2001

59. РД 16-15283860-018-2004. Инструкция по вторичному вскрытию, вызову притока и предотвращению перелива из скважины при спу ске глубинного насосного оборудования после освоения скважин на нефтяных месторождениях Башкортостана. - Уфа: ООО «ИК БашНИПИнефть», 2004

60. СТП 38-031-89. Технологический процесс ликвидации скважин старого фонда на Старо-Казанковском и Тереклинском месторождени ях. -Уфа: НПО Союзнефтеотдача, 20 с.

61. РД 39Р-0135648-005-90. Временный регламент по контролю технического состояния скважин месторождений ПО Башнефть.- Уфа: Башнипинефть, 1990. 22 с.

62. М.М. Волков, A.JI. Михеев, К.А. Конев. Справочник работника газовой промышленности. Москва, Недра, 1989

63. Нефтепромысловое оборудование: справочник под редакцией Е.И. Бухаленко; Москва, Недра, 1990

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

65. Котенёв М.Ю., Андреев В.Е., Федоров K.M., Хлебников В.Н. Исследование и оптимизация эмульсионного воздействия для селективной газо- и водоизоляции в трещиноватых коллекторах // Электронный

научный журнал «Нефтегазовое дело». 2010. N2. 22 с. URL: http://vmw.ogbus.ru/authors/KotenevMYu/KotenevMYu_2.pdf

66. Аносов В.Я., Озерова М.И., Фналков Ю.Л. Основы физико-химического анализа. М.: Наука, 1976.- 503 с.

67. Ахметов А.Т., Михальчук Т., Решетников А. и др. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002, №4, с.25-31

68. Ulenberg К., Hoier L. Miscible Gas injection in Fractured Reservoir. SPE/DOE IOR Symposium, Tulsa, 2002, SPE paper 75136

69. Городнов В.П., Зазовский А.Ф., Керимов З.А. Вытеснение нефти водными мицеллярными растворами с внутрипластовым образованием эмульсии //Препринт ИПМ АН СССР 363.- М.-1988.-37 с.

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

71. Шехтман Ю.М. Фильтрация малоконцентрированных суспензий. М: Изд-во АН СССР.-1961.-211 с.

72. Knickerbocker В.М., Peshnech C.V., Davis Н.Т., Scriven L.E. Pattern of three-liquid-phase behavior illustrated by alcohol-hydrocarbon-water-salt mixture// J.Phys.Chem.- 1982.- v.86.- N 3.- pp.393-400

73. Soo H., Radke C.J., Velocity effects in emulsion flow through porous media. //J. Col. Interface Sei.- 1984,-v. 102.-2 .-pp.462-476

74. Soo H., Radke C.J. Flow of dilute, stable liquid and solid in underground porous media.//AI.Ch.E.J.- 1985.-v.3L-pp. 1926-1928

75. Soo H., Radke C.J. A filtration model for the flow of dilute stable emulsions in porous media-1. Theory. //Chem. Eng. Sci.- 1986.- v.4L-p.263-272

76. Soo H., Williams M.C., Radke С J. A filtration model for the flow of dilute stable emulsions in porous media- Parameters evaluation and estimation // Chem. Eng. Sci.- 1986.- v.4L- 2.- p.273-281

77. Орлов Г.А., Кендис М.Ш.. Глушенко B.H. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. - М.:Недра, 1991, 224 с.

78. Рябоконь С.А., Вольтере А.А., Сурков А.Б., Глушенко В.Н. Жидкости I. Эмульсии для высокотемпературных нефтяных глушения для

ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, 43 с.

79. Рогачев М.К. Новые химические реагенты и составы технологических жидкостей для добычи нефти. - Уфа: изд. «Гилем», 1999, 75 с.

80. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А. и др. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002, №4, с. 25-31

81. Мухаметзянов Р.Н., Сафин С.Г., Каюмов JI.X. Промысловые испытания эмульсионных композиций для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1999, №4, с.30-33

82. A. Skauge, М. G. Aarra, L. М. Surguchev, Н. A. Martinsen, L. Rusmussen. Foam-Assisted WAG: Experience From the Snorre Field. SPE/DOE IOR Symposium, Tulsa 2002, SPE paper 75157

83. Dicksen Tanzil, G. J. Hirasaki, C. A. Miller, U. Rise. Conditions for Foam Generation in Homogeneous Porous Media. SPE/DOE IOR Symposium, Tulsa 2002, SPE paper 75176

84. P.A. Gauglitz, F. Friedmann, S.I. Kam, W.R. Rossen. Foam Generation in Porous Media. IOR Symposium, Tulsa 2002, SPE 75177

85. Ентов B.M., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи.- М.: Недра.- 1989

86. Сургучев M.JI., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. - М.: Недра, 1984. - 214 с.

87. Авдонин H.A. О различных методах расчета температурного поля пласта при тепловой инжекции. Сер. Нефть и газ, 1964, №8, с. 39-46

88. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. -М.:Недра ,1988

89. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов / Пер. с франц.- М.: Недра, 1989.- 422 с.

90. Илюков В. А., Антипин Ю. В. К вопросу об эффективности тепловых обработок призабойной зоны скважин огневыми забойными нагревателями // Тр. Уфим. нефт. ин-та.- Уфа, 1970.- Вып. 6.- С. 44-50.

91. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.- М. Недра, 1988

92. Желтов Ю.В., Кудинов В.И. Термополимерное воздействие-технология для рациональной разработки месторождений вязкой нефти в трещинно-поровых коллекторах / Нефтяное хозяйство.-1993. 10

93. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей.-М.: «Нефть и газ», 1996-284 с.

94. Котенёв М.Ю., Фёдоров K.M., Блинов С.А. Экспериментальные исследования и математическое моделирование вытеснения нефти из карбонатных коллекторов при термокапиллярной противоточной пропитке // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР.- 2011.- Вып. 1 (83), с.5-13

95. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. - М.: Гостоптехиздат, 1961.-570 с.

96. Гарушев А.Р., Результаты экспериментальных и опытно-промышленных работ по паротепловому воздействию на пласт на месторождении Зыбза. - В сб. :ВНИИОЭНГ, 1974, с. 40-54

97. Огандаанянц В.Г., Мац A.A. Исследование влияния температуры на капиллярные процессы при обычном и циклическом заводнении неоднородных пластов. - В сб.: Научн. - техн. сб. ВНИИ по доб. нефти М., Недра, 1971, вып. 41, с.57-64

98. Бабалян Г. А, Березин В.М., Мустаев ЯЛ. Влияние температуры на капиллярную пропитку,- В сб.: Разработка и увеличение нефтеотдачи нефтяных месторождений. М., Недра, 1967, с.41-44 (Тр.УФНИИ, вып. 17)

99. М.С., Дегтярев Н.М., Полянский В.Г., Инюткина A.B. Исследование вытеснения нефти водой из неоднородной пористой и трещинно-пористой среды. - В сб.: Разработка нефтяных месторождений с трещинными коллекторами. М., Недра, 1967, с. 138-142

100. Везиров Д.Ш., Кочешков А.А. Экспериментальное исследование механизма нефтеотдачи трещиновато-пористых коллекторов при заводнении.- АН СССР. Механика и машиностроение, 1963, № 6, с. 87-90

101. Симкин Э.М. К расчету конденсации пара и остывания пласта после паротеплового воздействия. Нефтяное хозяйство, 1976, № 2, с. 50-52

102. Boberg Т.С., Lantz R.B. Calculation of the Production Rate of a Thermally Stimulated Well. - Jour. ofPetr. Techn., 1966, Dec. pp. 1613 -1623

103. Davidson L.B., Miller F.G.f Muller T.D. A Mathematical Model of Reservoir Response During the Cyclic Injection of Steam.- Soc. of Petr. Eng. Jour., 1967, June, No 2, pp. 174-184

104. Marx J.W., Langenheim R.H. Reservoir Heating by Hot Fluid Injection. - Trans. AIME, v. 216, 1959, p.p. 312-315

105. Wlllman B,T., Valleroy V.V., Runberg G.W., Cornellous A.J, Powers L.W. Laboratory Studies of Oil Recovery by Steam Injection. Trans, AIME, v. 222,1961, pp. 681-690

106. Таиров Н.Д., Везиров Д.Ш, Коджаев Ш.Я, Керимова Ф.Г. Влияние температуры на прямоточное капиллярное вытеснение углеводородных жидкостей водой.- Изв. АН АзССР, сер. Науки о Земле, 1970, вып. 5, с. 83-86

107. Горбунов А. Т. Экспериментальное изучение нефтеотдачи трещиновато-пористого пласта.- Инженерный журнал, 1962, т.2, №4, с. 349-352

108. Таиров.Н.Д, Везиров Д.Ш, Коджаев Ш.Я, Керимова Ф.Г. Влияние температуры на противоточное капиллярное вытеснение углеводородных жидкостей водой.- Докл. АН АзССР, 1968, т. 24, № 2, -102 -с.40-43