Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Устимов, Сергей Кузьмич

• Устимов, Сергей Кузьмич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Устимов, Сергей Кузьмич

п/п Наименование стр.

1. Введение

2 1 .Особенности развития нефтяной промышленности Российской Федерации на современном этапе.

3 2. Коэффициенты нефтеизвлечения в США.

4 3. Пути повышения развития нефтяной отрасли.

5 4. Прогнозирование КИН и оценка извлекаемых запасов - основа перспектив развития отрасли.

6 Выводы

7 Глава I. Критический анализ литературных данных по коэффициентам нефтеизвлечения.

8 1.1. Основные понятия коэффициента нефтеизвлечения.

9 1.2. Статистические методы оценки коэффициента извлечения нефти (КИН).

10 1.3. Экстаполяционные модели оценки извлекаемых запасов при применении методов повышения нефтеотдачи пластов.

11 1.4. Современное состояние и методические вопросы обоснования оптимальных отборов жидкости.

12 1.5. Покоэффициентная методика оценки извлекаемых запасов нефти.

13 1.6 Методические подходы к прогнозированию КИН при отборе жидкости из пластов.

14 1.7. Тенденции оценки отборов жидкости из залежей с различными геолого-промысловыми условиями.

15 1.8. Использованная методика прогнозирования КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта

16 Выводы

17 Глава II. Обобщение и оценка влияния геолого-технических факторов на величину коэффициента нефтеизвлечения.

18 2.1. Проблемы оценки величины коэффициента нефтеизвлечения.

19 2.2. Оценка влияния режима пластов газонефтяных месторождений на коэффициент нефтеизвлечения

20 2.3. Оценка влияния прерывистости продуктивного пласта на величину коэффициента нефтеизвлечения.

21 2.4. Обзор литературных данных об оценках влияния геолого-промысловых условий разработки на КИН.

22 2.5. Сравнение коэффициентов извлечения нефти на основе статистических моделей и на основе разработанных характеристик вытеснения

23 2.6. Распределение КИН и соответствующих геолого-промысловых параметров при 100 % степени промывки

24 Выводы

25 Глава III. Разработка метода определения КИН на различных этапах освоения месторождений.

26 3.1. Основополагающие принципы разработки метода.

27 3.2. Результаты оценки состояния разработки месторождений и степени промывки.

28 3.3. Построение палетки зависимости КИН от степени промывки порового объема пласта.

29 3.4. Анализ прироста КИН в различных диапазонах степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта

30 3.5. Величина степени промывки и соответствующий прирост КИН за период эксплуатации объектов с высокой обводненностью нефти.

31 3.6. Сопоставление расчетных значений КИН и степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта с проектными.

32 3.7. Годовые темпы промывки порового нефтенасыщенного объема пласта и величины КИН по основным объектам.

33 3.8. Потери нефтедобычи вследствии раннего сокращения отборов жидкости.

34 Выводы

35 Глава IV. Рекомендации по использованию методики при проектировании и анализе текущего состояния разработки.

36 4.1. Общие предложения по использованию предложенных характеристик вытеснения.

37 4.2. Примеры использования разработанных характеристик вытеснения. 4.2.1. Среднекаменноугольная газонефтяная залежь Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

38 4.2.2. Прогнозирование КИН Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения на основе новой геологической модели утвержденных запасов углеводородов.

39 4.2.3. Анализ выработки запасов месторождений разрабатываемых ОАО «Сибнефть» на основе построенных характеристик вытеснения

40 Выводы к главе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Прогнозирование коэффициента извлечения нефти в процессе разработки месторождений»

1. Особенности развития нефтяной промышленности Российской Федерации на современном этапе.

Развитие нефтяной отрасли Российской Федерации в течении длительного времени было достаточно динамичным за счет ввода в разработку месторождений юга России, Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Стабильный рост добычи нефти и газового конденсата наблюдался вплоть до 1987 года, когда по Российской Федерации было добыто 568,5 млн.т. Начиная с 1988 года в России отмечается ежегодное падение объема добычи нефти.

Падение добычи нефти проходило в течении 10 лет с момента достижения максимального значения с 1988. Максимальный темп падения добычи нефти связан с 1991 годом и достиг значения 73,3 млн.т или 14 % от предыдущего года. Снижение уровней добычи нефти было неразрывно связано со снижением темпов отбора жидкости. Итоги работы по добыче нефти и отборам жидкости приведены на рис. 1. Для удобства рассмотрения отбор жидкости показан в виде соотношения 1 т отбора попутно добываемой с нефтью воды на 1 т нефти. Количественные показатели приведены в таб. 1.

Анализируя процессы развития нефтяной отрасли в период 1987 -2004 можно сделать следующие выводы:

1. Основная причина - отступление от проектных технологических решений по режимам работы скважин, объемам эксплуатационного бурения, программ изучения залежей и ГРР.

2. Произошло изменение структуры сырьевой базы, связанной с вступлением большого числа крупных высокопроизводительных эксплуатационных объектов в позднюю стадию разработки.

3. Обводненность продукции, которая в 1987 году составляла 73,8 % в течении четырех лет достигла значения 80 % и до настоящего времени остается на том же уровне. В 2004 году обводненность продукции составила

80,96 %. Незначительное снижение обводненности продукции связано с вводом в разработку новых запасов (месторождения введенные предприятиями с иностранными инвестициями, Приобское, Тянское, Еты-Пуровское, Сугмутское, Федоровское и др.).

4. Снизилась эффективность геологоразведочных работ, в результате чего, начиная с 1994 года прирост запасов не компенсирует годовую добычу нефти. При этом, для достижения уровней добычи нефти, определенных Энергетической Стратегией России на период до 2020 года, необходимо в указанное время обеспечить прирост запасов оцененных в 7,5 - 10 млрд.т.

5. Неработающий фонд добывающих и нагнетательных скважин достиг катастрофических значений, что является грубым нарушением действующего законодательства, приводит к выборочной выработке запасов, в результате чего безвозвратные потери нефти в пласте могут составить 6 - 8 %, что эквивалентно потере извлекаемых запасов на уровне 30 - 35 млн.т.

6. Структура текущих извлекаемых запасов и геолого-промысловые характеристики вновь вводимых месторождений, служат наглядным подтверждением того, что месторождения находящиеся в завершающей стадии и введенные в разработку в последнее время, характеризуются как трудноизвлекаемые.

7. Сократилась номенкулатура и объемы применения методов регулирования отборов жидкости и увеличения нефтеотдачи пластов.

8. Сокращение отбора жидкости повлияло и на динамику добычи попутно добываемой с нефтью воды. Так в 1977 году с 1 т нефти в среднем добывалась 1 т воды, в 1987 добывалось 2,4 т воды на 1 т нефти, в 1997 году 1,4 т, в 2004-2,3т (табл. 1).

Наиболее существенно на развитие нефтяной промышленности России в рассматриваемый период повлияло негативное изменение структуры разрабатываемых запасов нефти. В эксплуатацию вводится все большее число месторождений с низкопроницаемыми пластами, повышенной вязкостью нефти, сложным геологическим строением, что уже по

Динамика добычи нефти, отбора и закачки воды с 1 т нефти по Российской Федерации

Период времени

Добыча нефти.млн.т ■ Отбор воды с 1т нефти —*— Закачка воды на 1 т нефти с*

Рисунок I - Динамика добычи нефти, включая газовый конденсат по Российской Федерации

Таблица 1- ИТОГИ РАБОТЫ НЕФТЯНОЙ ОТРАСЛИ ПО УРОВНЯМ ДОБЫЧИ НЕФТИ, ВКЛЮЧАЯ ГАЗОВЫЙ КОНДЕНСАТ ПО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ (МЛН.Т)

-о

Год Добыча нефти, млн.т Разница млн.т тоже в %% Добыча жидкости, млн.т Добыча воды с одной тн. нефти обводнен ность, %

1987 568.5 8.1 1.5 2174 2.824 73.85

1988 566.4 -2.1 -0.4 2360 3.167 76.00

1989 550.7 -15.7 -2.8 2260 3.104 75.63

1990 523.5 -27.2 -4.9 2180 3.164 75.99

1991 450.2 -73.3 -14.0 2137 3.747 78.93

1992 393.2 -57 -12.7 2023 4.145 80.56

1993 349.4 -43.8 -11.1 1911 4.469 81.72

1994 317.1 -32.3 -9.2 1683 4.307 81.16

1995 306.9 -10.2 -3.2 1532 3.992 79.97

1996 301.1 -5.8 -1.9 1510 4.015 80.06

1997 305.7 4.6 1.5 1464 3.789 79.12

1998 303.3 -2.4 -0.8 1485 3.896 79.58

1999 305.3 2 0.7 1544 4.057 80.23

2000 323.3 18 5.9 1702 4.264 81.00

2001 348.1 24.8 7.7 1854 4.326 81.22

2002 379.3 31.2 9.0 1970 4.194 80.75

2003 424 44.7 11.8 2100 3.953 79.81

2004 435.8 11.8 2.8 2291.4 4.258 80.98

2005(ожид) 463 общепринятым закономерностям предопределяет низкие темпы освоения, резкий рост обводненности. Нередки случаи постановки на государственный баланс запасов нефти, открытых в послевоенные годы и в свое время признанных «забалансовыми», т.е. оцененных как месторождения, разработка которых была нецелесообразной по экономическим критериям.

Применение обычных технологий заводнения - основного метода разработки месторождений страны - уже не может обеспечить достаточно высокой эффективности выработки таких запасов нефти. Кроме того, постоянно увеличивается количество нефти, содержащейся в полностью обводненных пластах, доразработка которых традиционными технологиями также малоэффективна.

Развитие нефтяной промышленности России постоянно сопровождалось последовательным совершенствованием технологий нефтеизвлечения. Наиболее значительный прогресс в этой области связан с переходом от технологии разработки нефтяных месторождений с использованием только естественной энергии пласта к заводнению. Это позволило существенно повысить нефтеотдачу пластов и темпы их разработки. Успешность данного перехода во многом связана с критерием комплексного использования фундаментальных достижений российских ученых и специалистов в области геологии, гидродинамики и экономике. Широкое применение заводнения обеспечило значительный рост эффективности разработки нефтяных месторождений и повышение коэффициента в несколько раз по сравнению с разработкой пластов на естественном режиме.

В работе оценены предложения ряда исследователей (42, стр.66) о целесообразности разделения КИН на составляющие в зависимости от режима работы залежей.

В последние десятилетия наблюдается постоянное снижение среднего проектного коэффициента извлечения нефти (КИН) в стране (рис.2.).

Не останавливаясь на других причинах, отметим, что это снижение тем значительнее (особенно в последние годы), чем в меньшей степени существующие методы определения и технологии нефтеизвлечения пригодны для разработки новых категорий ухудшенных запасов. В связи с этим отметим, что в ведущих нефтедобывающих странах объемы применения МУН в последние годы в основном увеличиваются, несмотря на то, что нефть, добываемая за счет данных методов, как правило, имеет большую стоимость.

ШВШШИИЯШ^-"' ■Щ'-'Ь. ■ '■' ■" • • : W.' '• ■' ' •■ ■ • ■ ' ' ' • V I • " " ■.'.'•. "" ■ '. . : Щ&1 л. „I - ' ■ • ■■ ■• .::■ •■ .„■ . , .М . • ". ' ."г'.' '""" .' """'""'"'

К И 1меж$1*н& среднего КИМ но юдам с учетом (!) и без учета (2) применения МУН I г * * Vй Щ * у ■ • .;:•.' ■ ' . ' Ч v; ■ 1 fii / г. . . ;

- .

Нь-—>.—:—:———-——--—{----——--;—--г . I ■ .и .■ п.,.-.

Рис.2. Изменение среднего КИН по годам с учетом (1) и без учета (2) применения МУН (С.А. Жданов).

Такое повышение добычи, с одной стороны, стимулируется правительствами некоторых стран введением специальных налоговых льгот для применения этих методов, а с другой стороны, обеспечивается желанием крупных нефтедобывающих компаний иметь в своем арсенале отработанные технологии применения МУН, использование которых может начаться с появлением соответствующих условий на мировом рынке. Так, если в 1986 году добыча нефти за счет МУН составила в мире 77 млн.т, то в настоящее время она увеличилась до 110 млн.т (в т.ч. в США - до 39 млн.т). В России в связи с отсутствием единой методики оценки технологической эффективности методов и величины прироста КИН, добыча за счет МУН оценивается различными исследователями величиной 13-41 млн.т.

В Ханты-Мансийском автономном округе - основном нефтегазодобывающем регионе страны также проведен анализ текущего состояния разработки месторождений. Основные выводы исследователей можно свести к низкой дисциплине выполнения технологических решений:

1. Не выполнение показателей по вводу новых скважин.

2. Выборочная отработка запасов.

3. Низкое использование эксплуатационного фонда скважин.

4. Высокая обводненность продукции и значительные малоэффективные отборы жидкости является следствием чрезмерного безудержного заводнения пластов. Компенсация отборов закачкой воды на отдельных месторождениях достигла 250 - 300 %%.

Указанные результаты исследователей позволяют оценить эффективность разработки, при которой при отборе 53 % от НИЗ обводненность составила 81 %.

Экспертная оценка, проведенная по результатам исследования показывает, что в России при условии продолжения разработки уже введенных в разработку запасов, без ввода новых месторождений, при достижении средней обводненности продукции 95-98 % потребуется на существующей нефтепромысловой инфраструктуре ежегодно отбирать 3 -3,5 млрд.м3 жидкости, что достаточно проблематично и потребует значительных капитальных вложений на реконструкцию внутрипромысловых систем сбора.

На добычу одной тонны нефти в 1977 году в России в среднем

3 3 закачивалось 2 м воды, в год достижения максимальной добычи -5м, при этом компенсация отбора жидкости закачиваемой водой составляла в среднем 120%, после чего началось неуклонное снижение объема закачки до уровня порядка 90 % от отбора жидкости.

Определяющими критериями для сохранения пластовой энергии и поддержания активного процесса вытеснения нефти вытесняющим агентом, параллельно с регулируемым ростом отборов жидкости должно стать увеличение регулируемого объема закачиваемой воды в целях увеличения воздействия и соответствующее увеличение количества добываемой воды с 1 т нефти.

С целью поддержания добычи нефти, на достигнутом в 2004 году уровне, необходим постоянный регулируемый рост добычи жидкости на введенных в разработку месторождениях, увеличение закачки воды, требуется постоянная работа по реконструкции и поддержанию на технически и экологически безопасном уровне систем сбора и подготовки нефти и воды, реализация научно-обоснованных рекомендаций по регулированию процесса производительной закачки и оптимального отбора жидкости.

2. Коэффициенты нефтеизвлечения в США.

Рассматривая вопросы прогнозирования КИН и оптимизации отборов жидкости и развития нефтяной промышленности России следует остановиться и на аналогичных проблемах в других странах. Наибольшие уровни добычи нефти в США в 1998 году были достигнуты на месторождених: Прудо-Бей - 30 млн.т, Купарук - 13 млн.т, Мидуэй - Сансет - 8 млн.т, Керн-Ривер - 6.5 млн.т.

Первые два из этих месторождений были открыты на Аляске в самом конце 60-х годов прошлого столетия и активно начали разрабатываться только в начале 70-х годов; число скважин дающих нефть на них на 01.01.1999 соответственно составили 864 и 447 ед., среднесуточные дебиты по нефти соответственно 96 т/сут и 79 т/сут и с выработкой НИЗ - 75 и 61 %.

Месторождения Мидуэй - Сансет и Керн-Ривер расположенные в Калифорнии были открыты соответственно в 1894 и 1899 годах. Первоначально они разрабатывались очень медленно, так как запасы нефти в них можно было, безусловно, характеризовать как трудноизвлекаемые. Так, например, на месторождении Керн-Ривер средняя плотность нефти в пластовых условиях была равна 0.976 г/см , а вязкость нефти - 4000 мПа*с. В 1950 г. на этом месторождении было добыто 544 тыс.т нефти при числе скважин, дающих нефть - 2665 ед., т.е., при среднем дебите одной скважины 0,56 т/сут. В этом же году начальные извлекаемые запасы оценивались величиной в 57 млн.т, причем с начала разработки уже было отобрано 49 млн.т. Разработка месторождения становилась нерентабельной. В 1965 г. начали применение теплового воздействия на залежь, увеличив число добывающих скважин до 4500 ед. В 1998 году на месторождении было добыто 6,57 млн.т нефти при числе добывающих скважин 8243 ед., т.е., средний дебит одной добывающей скважины был равен 2,18 т/сут., начальные извлекаемые запасы после переоценки выросли до 280 млн.т. Годовой темп отбора нефти составил 2,34 % от НИЗ и 11,9 % от текущих извлекаемых запасов.

В США средняя обводненность продукции превысила 90 %, и поэтому с 1 т нефти приходится извлекать не менее 12-14 т воды. Такая высокая средняя обводненность объясняется тем, что основные разрабатываемые здесь месторождения также находятся на поздней стадии разработки.

Отсутствие в публикациях сведений о фактических показателях по отборам жидкости на нефтяных месторождениях США, затрудняет проведение оценок оптимального отбора жидкости на длительно разрабатываемых месторождениях. Проанализировав имеющиеся данные по геологическим запасам, начальному и текущему дебиту нефтяных скважин, текущей обводненности и степенью выработки начальных извлекаемых запасов можно сделать вывод что; обозначенные планы по добыче нефти, которые можно рассматривать как намерение, - довести отбор жидкости по

12 крупнейшим месторождениям США до величины промывки, оцениваемой в 180 - 220 % от порового объема пласта.

В работе В.Н. Щелкачева (10) отмечено, что на месторождении Восточный Техас по состоянию на 01.01.1995 величина текущего коэффициента нефтеизвлечения оценивается величиной 0.694. Столь значимого КИН не достигнуто ни на одном крупном по запасам месторождении в мире. Объяснены причины достижения таких высоких значений КИН, среди основных следовало бы выделить удельную плотность сетки скважин, которая составила 1,8 га/скв. Столь плотная сетка может свидетельствовать о том, что на месторождении был достигнут полный охват пласта вытеснением.

В то же время, В.Н. Щелкачев (11, стр.37) несмотря на приводимые значения КИН формулирует вывод о том, что в анализируемой зарубежной литературе о КИН: «нет никаких сведений о геологических запасах нефти, а следовательно, и о коэффициентах нефтеизвлечения (КИН) по многим странам».

Указанное обстоятельство еще раз показало необходимость учета в прогнозных оценках КИН начальных геологических запасов, часть которых можно извлечь в реальных условиях.

3. Пути повышения развития нефтяной отрасли

Выводы относительно резервов добычи нефти, которую можно получить за счет правильной оценки КИН, получили подтверждение в результате анализа, проведенного Центральной комиссии по разработке месторождений (ныне ЦКР Роснедра). По поручению руководства бывшего Минпромэнерго России, комиссия рассмотрела вопросы текущего состояния разработки , пути его совершенствования и наметила перспективу добычи нефти на среднесрочный и долгосрочный период. Согласно заключению комиссии, реализация комплекса мероприятий позволит при существующей

13 сырьевой базе поддерживать уровни добычи нефти в России в количестве 330 - 370 млн.т в год вплоть до 2015 года. Суть этих мероприятий сводится к следующему:

- вывод из бездействия добывающих и нагнетательных скважин;

- доведение неработающего и простаивающего фонда скважин до норматива;

- увеличение объемов эксплуатационного бурения;

- регулирование отборов жидкости и их оптимизация;

- ввод в разработку запасов новых месторождений;

- вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов, которые составляют более 50 % от общего количества текущих извлекаемых запасов;

- повышение качества первичного и вторичного вскрытия пластов;

- применение совместной и совместно-раздельной эксплуатации объектов;

- нестационарное заводнение;

- бурение горизонтальных стволов скважин;

- забуривание вторых стволов (многоствольное бурение);

- применение гидроразрыва пластов;

- применение методов повышения нефтеотдачи пластов.

Как видно, большинство этих мероприятий относится к методам регулирования процессов вытеснения и методам повышения нефтеотдачи пластов. Сама жизнь подтвердила правильность этих мероприятий. Как только технические возможности транспортировки нефти на экспорт были расширены и существенно поднялись мировые цены, Россия начала существенно наращивать отборы жидкости и как следствие добычу нефти.

4. Прогнозирование КИН и оценка извлекаемых запасов - основа перспектив развития отрасли.

Нефтегазовый потенциал России существенно выше среднемирового. Недра нашей страны содержат 13 % мировых запасов нефти и 36 % газа. V

По оценкам, выполненным различными институтами отрасли (ВНИГРИ, СО РАН) при современных уровнях добычи нефти и газа обеспеченность разведанными и прогнозными ресурсами составляет по нефти 100, а по газу - 200 лет.

В то же время оценка запасов, проводимая международными аудитами запасов показывает, что запасов и ресурсов почти в 2 раза меньше. Различия в оценке запасов связаны с различными методиками оценки запасов. Наши методики оценивают все запасы месторождения, возможные для извлечения существующими технологиями и применяемом оборудовании. Западные оценки используются в основном институтами потенциальных инвесторов с целью решения вопроса надежности возврата вложенного капитала.

Таким образом, можно констатировать, что перспективы развития нефтяной промышленности следует связывать не столько с расширением воспроизводства минерально-сырьевой базы, сколько на совершенствование технологии разработки, направленной более полное извлечение нефти из недр. Соответственно постоянно возрастающим будет интерес к проблемам прогнозирования нефтеотдачи на различных этапах освоения месторождений.

В отечественной практике разработки месторождений, наиболее широкое применение нашел метод, основанный на применении исскуственного заводнения. В настоящее время с применением метода повышения пластового давления закачкой вытесняющего агента разрабатывается 95 % месторождений.

Обобщение опыта разработки месторождений показывает, что метод заводнения кроме положительных моментов требует дополнтельного изучения. Неполнота охвата заводнением неоднородных пластов, опережающая выработка активных и непрерывное увеличение в остаточных запасах трудноизвлекаемой доли, техногенное изменение в худшую сторону геолого-физической характеристики залежей нефти, усложнение условий выработки остаточных извлекаемых запасов (ОИЗ), ухудшение свойств остаточной нефти требует на поздней стадии больших затрат и усилий по достижению утвержденной нефтеотдачи.

Перспективы повышения нефтеотдачи разрабатываемых месторождений во многом будут связаны с оптимизацией систем заводнения и внедрением методов физико-химического воздействия на залежи с целью повышения нефтеотдачи пластов. При этом одни методы направлены на интенсификацию (стимуляцию) работы скважин (увеличение дебита добывающих и нагнетательных скважнн), другие - только на повышение нефтеотдачи, третьи - как на повышение нефтеотдачи пластов, так и на интенсификацию работы скважин.

Таким образом, все методы воздействия на залежь можно разбить на две группы: первая - методы, обеспечивающие восполнение энергии пласта и вытеснение нефти за счет закачиваемого рабочего агента, т.е. поддержание пластового давления; вторая - методы, улучшающие фильтрацию нефти в призабойной зоне.

Условия применимости и эффективности каждой группы методов воздействия на продуктвные пласты определяются в основном возможностями и ограничениями самих методов, которые, в свою очередь зависят от геологических особенностей залежей, геолого-физической и фильтрационной характеристики коллекторов, их неоднородности, свойств насыщающих пласты флюидов, принятых систем разработки и условий их реализации, надежности методики по оценке технологического и эффекта от применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).

Наибольшее применение по оценке технологической эффективности применения МУН находят характеристики вытеснения, построенные на основе установленных различных закономерностей различных параметров.

Характеристики вытеснения с достаточной мерой условности надежны для анализа и прогноза процесса добычи нефти как на определенный период разработки, так и на перспективу, поскольку базируются на фактических данных разработки залежей и интегрально учитывают геолого-физическую характеристику пласта и насыщающих его флюидов, а также особенности эксплуатации скважин, систему и плотность их размещения и т.д.

Учитывая, что практически все технические и технологические решения в той или иной степени направлены на повышение коэффициентов вытеснения и охвата пластов воздействием, проведение исследований было направлено на изучение изменения данных коэффициентов в процессе разработки в зависимости от степени промывки порового объема пласта .

В качестве объектов исследования были выбраны крупные и уникальные по количеству запасов месторождения, длительно разрабатываемые в Волго-Уральской, Западно-Сибирской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях.

Исследования включали в себя выявление закономерностей изменения КИН и степени промывки пластов с различными геолого-промысловыми условиями их эксплуатации при вытеснении нефти водой. Дана оценка текущего и прогнозного коэффициента нефтеизвлечения длительно разрабатываемых месторождений при сложившейся системе разработки. Оценена эффективность реализуемых систем разработки и возможность достижения или корректировки по ним утвержденных значений КИН. Определены закономерности отбора жидкости и величины прироста КИН при различных диапазонах промывки порового объема пласта.

ВЫВОДЫ:

1. В связи с изменившимися условиями разработки, на нефтяных месторождениях России произошли существенные изменения запроектированных систем разработки.

2. В связи с сокращением действующего добывающего фонда скважин произошло повсеместное сокращение отборов жидкости на месторождениях с высокой обводненностью продукции. Такая ситуация может привести к потере извлекаемых запасов нефти, а значит и потере добычи нефти на месторождениях.

3. Как следствие, возникла необходимость оценить как повлияли прошедшие события на нефтеотдачу пластов, дать оценку текущего и прогнозного значения КИН при сложившихся системах разработки.

4. Проектирование разработки нефтяных залежей и оценка КИН в условиях изменившегося законодательства о недропользовании, должно проводится с соблюдением интересов как владельцев лицензий, так и распорядителя недр.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Устимов, Сергей Кузьмич

ВЫВОДЫ к главе 3.

1. Предложенная методика определения КИН на различных этапах освоения месторождения является достаточно приемлемым средством контроля за выработкой запасов эксплуатационных объектов, не требующим специализированного компьютерного оборудования. Достоинствами предложенного метода анализа, прогноза и оценки технологической эффективности, основанного на использовании характеристик вытеснения нефти водой, являются:

- простота применения данного метода прогноза;

- быстрая возможность получения качественной оценки реализуемой системы разработки при использовании простой оргтехники;

- небольшое количество необходимой исходной геолого-промысловой информации;

- возможность определения извлекаемых запасов нефти при различных вариациях использования начальных геологических запасов.

2. Предложенная характеристика вытеснения выражает объем отобранной жидкости в пластовых условиях, выраженный в безразмерном времени. В тоже время, следует отметить, что количество лет разработки или определение текущего значения КИН и степень полноты промывки порового объема пласта и значение темпа отбора жидкости в пластовых условиях можно определить соответствующими значениями меток отложенными на кривых характеристик вытеснения. Все это позволяет отобразить фильтрацию жидкости в пласте, сравнить выработку запасов нефти по объектам с различными геолого-промысловыми характеристиками и проектными показателями, оценить эффективность проведения геолого-технологических мероприятий и применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, установить критерии оптимального отбора жидкости, влияющего на процесс выработки запасов и коэффициент нефтеизвлечения.

3. Сопоставление показателей разработки месторождений, находящихся в поздней и завершающей стадиях разработки позволило конкретизировать, а в ряде случаев, дополнить некоторые представления, сформировавшиеся на протяжении многих лет в результате обобщения опыта разработки как отечественных, так и зарубежных месторождений.

4. На базе сопоставления фактических показателей разработки многочисленных месторождений, показано, какова роль поздней и завершающей стадий разработки с точки зрения достижения той нефтеотдачи, которую способна обеспечить реализуемая на месторождении система.

5. С использованием предложенных характеристик вытеснения показано, что увеличение отбора жидкости на всех этапах разработки ведет к увеличению нефтеотдачи. При этом следует иметь в виду, что простое увеличение отбора жидкости без применения мер по регулированию процесса выработки запасов может оказаться недостаточно эффективным, как по технологическим так и по экономическим соображениям.

ГЛАВА 4.

Рекомендации по использованию методики при проектировании и анализе текущего состояния разработки 4.1. Общие предложения по использованию предложенных характеристик вытеснения

Расчеты технологических показателей выполненные на вероятностно-метематических моделях не способны определить правильные основы и принципы разработки месторождений, которые будут использованы на всех стадиях разработки.

В работе [12] приведено, что такой расчет несовершенен из-за недостоверного учета эффективности (неэффективности) всего комплекса ГТМ, проводимых в процессе разработки объекта. Кроме того, по мере развития процесса разработки, модернизации прежде всего системы воздействия постоянно меняются вовлеченные, а следовательно, и извлекаемые запасы.

Выбор методики обоснования прогноза добычи нефти и определение оптимального отбора жидкости определяется исходя из степени изученности месторождения, геологического строения пластов, типа коллекторов, их фильтрационных характеристик, неоднородности, режимов эксплуатации залежей, стадий и возможных вариантов разработки, размеров залежей, физико-химических свойств коллекторов и насыщающих их флюидов, накопленного опыта разработки месторождений подобного типа.

Несмотря на сложность методик, их следует рассматривать как приближенно отражающие действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Результаты исследований по прогнозу добычи нефти и основным технико-экономическим показателям разработки месторождений показывают, что наиболее достоверна методика определения динамики добычи нефти. Прогноз добычи жидкости и определение объемов закачки осуществляется с большой долей неопределенности.

Предложенная характеристика вытеснения выражает степень промывки порового нефтенасыщенного объема пласта, выраженный в безразмерном времени. В тоже время, следует отметить, что количество лет разработки или определение текущего значения КИН и степень промывки порового объема пласта и значение темпа промывки можно определить соответствующими значениями меток отложенными на кривых характеристик вытеснения. Все это позволяет отобразить фильтрацию жидкости в пласте, сравнить выработку запасов нефти по объектам с различными геолого-промысловыми характеристиками и проектными показателями, оценить эффективность проведения геолого-технологических мероприятий и применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, установить критерии оптимального отбора жидкости, влияющего на процесс выработки запасов и коэффициент нефтеизвлечения.

4.2. Примеры использования разработанных характеристик вытеснения.

4.2.1. Среднекаменноугольная газонефтяная залежь Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

Среднекаменноугольная газонефтяная залежь расположена в западной части ОНГКМ и представляет собой вытянутую с запада на восток куполовидную структуру.

Продуктивные отложения залежи представлены органогенно-обломочными известняками биоморфно-детритовыми и биоморфными с подчиненными прослоями других литотипов. Залежь массивного типа и осложнена на северо-востоке (район скважин 14017, 14034 и др.) литологическим экраном.

Размеры: по длине 17 км, по ширине 6,0-6,5 км. Контакт газ-нефть (ГНК) принят на отметке минус 1723 м.

Запасы утверждены ЦКЗ МПР России в количестве: нефти - 60657 тыс.т, растворенного газа - 9342 млн.м3 (Ci+C2), свободного «сухого» газа по категориям А+В - 22897,4 млн.м3. Извлекаемые запасы нефти 13345 тыс.т , газосодержание 154 м3/т. КИН 22 %.

По состоянию на 1.01.2004 г. из залежи отобрано 637 тыс.т нефти и 99 млн.м3 газа. Текущий коэффициент извлечения нефти - 1,05 %.

Пластовое давление в скважинах изменяется от 16,1 до 18,9 МПа. По темпам падения пластового давления в отдельных скважинах можно предположить, что режим разработки среднекаменноугольной залежи будет характеризоваться преимущественно, как режим газовой шапки. Для создания расчетных моделей использовалось программное обеспечение фирмы Schlumberger GeoQuest.

Газогидродинамическая модель формировалась на основе цифровой геологической модели, соответствующей пересчету запасов. Цифровая геологическая модель включает в себя 10 пластов, являющихся продуктивными в западном блоке и состоит из 21 слоя. Для построения сеточной модели выбран вариант геометрии угловой точки. Вся область моделирования покрывается равномерной сеткой с ячейками размером 245x245 м. Полученная сеточная модель имеет размерность 86x42x21. Из нее выделена активная область для моделирования, ограниченная по внешнему контуру ВНК (а.о. - 1756 м).

Залежь характеризуется благоприятной вязкостно-плотностной характеристикой нефти, достаточно хорошей проницаемостью 61,3 мД. Газосодержание нефти 154 м3/т. Отмечается высокая начальная насыщенность керна нефтью 0,9 д.ед., что с учетом остаточной нефтенасыщенности дает коэффициент вытеснения 0,66.

Основным объектом эксплуатации является нефтенасыщенная часть среднекаменноугольной залежи. В основной период разработки добыча газа газодобывающими скважинами не предусматривается.

Отбор газа будет осуществляться лишь на поздней стадии разработки переводом части вышедших из эксплуатации нефтяных скважин на отработку остаточных запасов свободного газа.

Технологические показателей рассчитаны для трех альтернативных систем разработки среднекаменноугольной залежи:

- естественный режим;

- переход на систему разработки с ППД искусственным заводнением, после этапа разработки на естественном режиме;

- переход на систему разработки с ППД закачкой газа в газовую шапку после этапа разработки на естественном режиме.

Вариант 1 - разработка залежи на естественном режиме с использованием насосной добычи нефти.

К концу расчетного периода разработки (2039 год) по варианту 1 из залежи прогнозируется добыть: стабильной нефти - 13107 тыс.т; стабильного конденсата - 499 тыс.т; «сухого» газа —20131 млн.м3. Коэффициент извлечения нефти (КИН) составит 0,216, конденсатоотдача -0,298, газоотдача - 0,813. Следует отметить, что за расчетный период разработки по варианту 1 не достигается утвержденный КИН - 0,22. Вариант 2 - разработка залежи с ППД искусственным заводнением пласта. К концу расчетного периода разработки (2069 год) по варианту 2 из залежи прогнозируется добыть: стабильной нефти - 16980 тыс.т; стабильного конденсата - 449 тыс.т; «сухого» газа - 18491 млн.м3.

КИН за расчетный период составит 0,28, конденсатоотдача - 0,268, газоотдача - 0,728. Утвержденный КИН 0,22 по второму варианту разработки залежи достигается по расчетам в 2030 году.

Вариант 3 - разработка с ППД закачкой природного газа в газовую шапку залежи. К концу расчетного периода разработки (2069 год) по варианту 3 из залежи прогнозируется добыть: стабильной нефти - 13771 тыс.т; стабильного конденсата - 918 тыс.т; «сухого» газа-20403 млн.м . КИН за расчетный период составит 0,227, конденсатоотдача - 0,549, газоотдача - 0,822.

В газовую шапку предусматривается закачать 24010 млн.м природного газа, а к концу расчетного периода из этого объема будет добыто 18644 млн.м3, то есть коэффициент извлечения закачанного газа составит 0,776. Сопоставление рассмотренных вариантов разработки среднекаменноугольной залежи показывает, что вариант 2 характеризуется большим коэффициентом суммарного извлечения углеводородного сырья -0,38 и меньшими сроками достижения утвержденной величины КИН.

На основе выполненных проектной организацией расчетов построена зависимость темпа промывки порового нефтенасыщенного объема пласта и величины КИН по варианту 2 и варианту 3 (рис. 19).

Автором подготовлено заключение по результатам проектирования КИН с использованием результатов расчетов и построений характеристик вытеснения.

Анализируя результаты анализа выполненных технологических расчетов сделан вывод, что предложенный авторами и недропользователем вариант разработки 2 не может быть принят по следующим причинам:

- слишком позднее начало реализации предложений о внедрении системы ППД заводнением или закачкой газа;

- рост темпа отбора жидкости для карбонатных коллекторов в 4,25 % в условиях газового режима работы залежи маловероятен;

- неккоректно расчитан темп обводнения продукции и достигаемый ВНФ к концу разработки 10,07, в условиях, когда с 1 т нефти будет добываться более 70 т воды следует считать ошибочным; достигаемая степень промывки порового объема пласта величиной 200,33 % маловероятна, т.к. такую степень промывки удалось реализовать только в отложениях бобрика Арланского месторождения и пласте Д1 Туймазинского месторождения (рис.18).

К основным критериям снижающим КИН на среднекаменноугольной газонефтяной залежи следует отнести низкую пористость (трещиноватость) величиной в 11 % , наличие переходной зоны между нефтяной и водной

КИН, %

250 Е Ож.пл.у.

НБЗпп.у.

7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 темп промывки степень промывки.

20

0 5 10 15 20 25 30

КИН, % темп промывки вар.З -♦-Степень промывки -*— вар.З -*- Ряд5

200 180 160 140 120 100 80 60 40 зоной, снижающей начальную нефтенасыщенность, а также наличие газовой залежи с промышленными запасами природного газа.

4.2.2. Прогнозирование КИН Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения на основе новой геологической модели утвержденных запасов углеводородов.

Нефтегазоносность на месторождении установлена от сеноманских до палеозойских отложений в интервале глубин от 470 до 3000 м. В пределах исследуемого разреза выделяется 19 продуктивных пластов. Залежи углеводородов пластовые сводовые литологически экранированные.

Продуктивные пласты месторождения характеризуются низкими л л фильтрационно-емкостными свойствами (проницаемость 3.7-33.8*10 мкм , пористость 17.8 - 24.3 %) и неоднородны по своему строению (коэффициенты песчанистости 0.33-0.63, расчлененности 4.5-28.4.

Для добычи нефти выделено четыре основных эксплуатационных объекта:

- НП, .з, НП4 - I объект; НП5.6, НП7 - II объект; НП9.11 - III объект; ЮН2-6 - IV объект. Добыча газа, конденсата и нефти (46 млн.т, или 9 %) из остальных продуктивных пластов (ХМЬ ХМ3, ТП0, ТПм НП0, НПО предусматривается осуществлять возвратным фондом скважин.

Запасы, газа, конденсата и нефти утверждены в ГКЗ в 1970,2003 г.г.

Промышленная разработка нефтегазоконденсатных залежей Новопортовского месторождения не осуществляется. В настоящее время на двух опытных участках месторождения пробурена 21 эксплуатационная скважина. На первом участке испытаны все 10 скважин, на втором пробурено -11 скважин, испытаны - 6 скважин.

При формировании оценочных вариантов скважины на площади нефтеносности размещались по равномерной треугольной и рядной схемам в пределах изопахит 8 и более метров.

Рекомендуемый вариант (№8) предусматривает

- бурение 322 эксплуатационных скважин сгруппированных в 46 кустов, количество скважин в кустах от 3 до 14 единиц;

- организацию опытного участка для утилизации подтоварной воды в районе скважины 153 и частичного поддержания пластового давления методом очагового заводнения в пласт НГЦ через 6 нагнетательных скважин и в пласты ЮН2.6 через 10 нагнетательных скважин. Общий фонд нагнетательных скважин по месторождению составит 16 единиц.

Максимальный уровень годовой добычи нефти в объеме 7.6 млн.т достигается на седьмой год разработки. В процессе разработки максимальный газовый фактор и обводненность продукции скважин возрастает до 1611 м/т и 58 % соответственно. Перевод скважин на механизированный способ добычи осуществляется с первого года. Количество скважин эксплуатирующихся механизированным способом составляет 318 единиц. За расчетный период на месторождении будет добыто нефти - 79.6 млн.т, жидкости - 106.8 млн.т. Накопленная добыча нефтяного и свободного газа составит соответственно 5.8 млрд.м3 и 56.7 млрд.м3, коэффициент нефтеотдачи за 33 года - 15.3 %. Годовой объем закачиваемой в пласт воды для ППД на выделенных участках составит 776 -954 тыс. м3.

На основе представленного материала были построены характеристики вытеснения по выработке запасов отдельных эксплуатационных объектов и месторождения в целом на основании которых были сделаны следующие выводы:

1. Прогнозирование КИН Новопортовского НГКМ проведено не достаточно объективно (рис. 20).

2.Ни один из ранее выполненных проектных документов не реализован, хотя в проектах предлагалось бурить 2 сетки скважин (с плотностью 36 га/скв и 18 га/скв) для выбора наиболее лучшего варианта.

Новопортовское НГКМ, КИН 14 %, Степень промывки порового нефтенасыщенного объема пласта 17 %,

При степени промывки порового объема пласта величиной 130% накопленная добыча нефти составит 200 млн.т.

200 I Ож.пл.у. 250

--ж 100%

НБЗпл.у.

4.0

3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0,5 0.0 темп промывки степень промывки

150

5 10 15

•темп отбора в зависимости от КИН Расчет степени промывки

-Ю

20 25 30 от НБЗ в зависимости от КИН кин, %

130 110

90 70 50 30 10 ю

3. Причина неоднородности результатов полученных при испытании скважин, по мнению эксперта, связана с низким качеством строительства скважин (скин-фактор от 1 до 46).

4. Пробуренный на месторождении фонд составляет 21 скважину, из которых до настоящего времени не испытано 6. По остальным же скважинам К прод. получен эмпирическим путем и требует л дополнительного обоснования (0,13-33 м /сут*МПа).

5. При степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта величиной 130 % получим величину КИН 0,306.

4.2.3. Анализ выработки запасов месторождений разрабатываемых ОАО «Сибнефть» на основе предложенных характеристик вытеснения

Результаты анализа характеристик вытеснения и показателей, характеризующих состояние выработки запасов нефти по месторождениям АО "Сибнефть" свидетельствуют о следующем:

1. За период с 1990-1996г. по всем объектам, за исключением пластов БС10-1 и БС11 Суторминского месторождения, пласта БС10-2 Западно-Суторминского и Крайнего месторождений, а также Западно-Ноябрьского месторождения в целом имеет место резкое сокращение годовых темпов отбора жидкости. В период с 1996-2004 г. на месторождениях ведутся работы по стабилизации отборов жидкости.

2. Числящиеся на государственном балансе величина КИН достигаются (по прогнозу) при сравнительно низких накопленных отборах жидкости, не превышающих 40-80% от объема пор (табл. 10), за исключением пластов БС7 и БС8 Суторминского месторождения, пласта 1БП11 Вынгаяхинского месторождения, БС11 Пограничного, БС10-2 Крайнего месторождения и Западно-Ноябрьского месторождения. По пласту БВ6 Новогоднего месторождения числящаяся на балансе нефтеотдача при реализуемой системе разработки не обеспечивается.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

Проведенная работа по прогнозированию КИН на основе обобщения фактических геолого-промысловых характеристик и выявлению закономерностей изменения КИН в зависимости от степени промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при вытеснении нефти водой, позволяет сделать следующие выводы:

1. Прогнозирование КИН с использованием различных методов характеризуется расхождением его величин. Основная причина расхождений связана с недостаточной изученностью природных свойств коллекторов и промысловых характеристик разработки залежей.

2. Обобщение и анализ состояния разработки рассматриваемых месторождений с использованием предложенной методики показал, что преждевременное снижение темпов отборов жидкости ведет к снижению проектной нефтеотдачи, разбалансированию систем разработки и ухудшению структуры остаточных извлекаемых запасов нефти. Оценена величина возможных потерь добычи нефти, связанная с низкой эффективностью реализуемых систем разработки, приводящая к снижению проектного значения КИН на 30-35 %.

3. С помощью регрессионного анализа получены закономерности изменения значений КИН, при различных степенях промывки порового объема пласта, отличающиеся между собой: а) Величиной изменения КИН при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта. б) Величиной текущей нефтеотдачи при одинаковой степени промывки порового нефтенасыщенного объема пласта. в) Абсолютными значениями величины степени промывки пласта на завершающей стадии разработки. г) Значениями изменения КИН за период эксплуатации залежей с обводненностью 90% и более. р 139 д) Годовыми темпами промывки порового нефтенасыщенного объема пластов при заводнении.

4. Определена степень промывки необходимая для достижения числящихся на государственном балансе значений КИН, которая колеблется в диапазоне от 100 до 150% объема пор пласта. В особых случаях она может быть доведена до 250 - 300 % и более.

5. Системный анализ текущих КИН, достигнутый по длительно разрабатываемым месторождениям позволяет достаточно надежно прогнозировать величину КИН, на основе предложенной палетки, в пределах 0.25-0.45 для месторождений с подвижностью нефти 0.02-0.2; КИН 0.45-0.6 для нефтей с подвижностью 0.2-0.7 и КИН 0.6 и более для месторождений с подвижностью нефти 0.7-0.9. При этом расчлененность пласта изменяется в пределах 4-10; 2-4 и 1.7-2.4 соответственно.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Устимов, Сергей Кузьмич, 2007 год

1. "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения" Материалы совещания г.Альметьевск 1995г. ВНИИОЭНГ, Москва 1996г.

2. Иванова М.М. "Динамика добычи нефти из залежей" Москва, "Недра" 1976г.

3. Щелкачев В.Н. "Задачи обобщения промыслового опыта и анализ данных о количествах добываемой вместе с нефтью воды" "Нефтяное хозяйство", № 4,1974г.

4. Справочник по математическим методам в геологии Москва, "Недра", 1987г.

5. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник под редакцией М.М.Ивановой Москва, АО "Квант", 1994г.

6. Амелин И.Д., Сургучев М.А., Давыдов А.В. "Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии" Москва, "Недра", 1997г.

7. Муслимов Р.Х. "Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами на месторождениях Татарстана" Москва, Недра, 1983г.

8. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. "Проектирование разработки месторождений платформенного типа" Москва, Недра, 1972г.

9. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История развития, современное состояние и прогнозы. М., РГУНГ им. И.М. Губкина, 2001.

10. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы разработки. 75 лет опыта. М., РГУНГ им. И.М. Губкина, 2004.

11. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Изд. Казанского Университета, 2003.

12. Дэниел Ергин. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть. Добыча. М., Изд. ДеНово, 1999.

13. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. М., Изд. IASNS.MB, 2000, с. 168.

14. Дунаев В.Ф. Виды авансовых платежей инвестора при реализации нефтегазовых проектов на условиях соглашений о разделе продукции (СРП). /В сб. материалов науч-практ. конф. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1999.

15. Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. /В сб. тр. Международного техн. симпозиума, М., Изд. Института нефтегазового бизнеса, 2002.

16. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. -М., Недра, 2000, с. 260.

17. Гудок Н.С. Изучение физических свойств пористых сред. М., Недра, 1970, с. 145.

18. Гавура В.Е. Оптимизация систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки./Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 2001, с. 176.

19. Сазонов Б.Ф. Проблема эксплуатации «нерентабельных скважин»./Разработка, эксплуатация и обустройство нефтяных месторождений./Тр. ОАО «Гипровостокнефть». Самара, 2002, с. 28.

20. Фурсов А.Я., Егоров Р.А., Быков Н.Е. Основные требования к исходной информации и изученности параметров для проектирования разработки. /Справочник по нефтепромысловой геологии. /М., Недра, 1981, с. 333.

21. Грайфер В.И., Галустянц В.А., Винницкий М.М. Оценка потенциального влияния НТП на эффективность добычи нефти. /Методология и практика управления инновационной деятельностью. /М., РГУНГ им. И.М. Губкина, 2002, с 36.

22. Гацулаев С.С., Канашук В.Ф., Игнатенко Ю.К. Рациональный характер отбора газа из отдельного месторождения. /Разработка и эксплуатация группы газовых месторождений. /М., Недра, 1972, с. 176.

23. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин нефтеотдача». М., Изд. Дом «Грааль», 2002.

24. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., ИПНГ РАН, 2004.

25. Маганов Р.У., Галустов A.M., Вахитов Г.Г. Особенности реформирования нефтяной отрасли в начале 90-х годов XX века. М., Известия, 2000.

26. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

27. Хитров A.M. и др. Анализ нормативно-правовых баз по недропользованию, действующих в России и Канаде. М., ОАО ВНИИОЭНГ, 2001.

28. Освоение ресурсов нефти и газа в Федеративных государствах. /Под ред. A.M. Хитрова. М., ВНИИОЭНГ, 1997.

29. Состояние, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке. / Материалы научно-практической конференции, посвященной 25-летию СибНИИНП., Тюмень, 2000.

30. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. М., Недра, 1990, с. 42.

31. Рыбалов Э.А., Князев С.В. «Оценка факторов, влияющих на коэффициент охвата пластов вытеснением», протокол ЦКР Роснедра № 3377 от 26.05.2005

32. Соколов С.В., Соколов B.C. «О моделировании прерывистости продуктивного пласта при прогнозировании коэффициента нефтеизвлечения», протокол ЦКР Роснедра № 3403 от 14.07.2005

33. Лысенко В.Д. «Коэффициент нефтеотдачи и коэффициенты сомножители , образующие коэффициент нефтеотдачи», протокол ЦКР Роснедра № 3153 от 16.06.2004.

34. Амелин И.Д., Бадьянов В.А., Вендельштейн Б.Ю. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. М., Недра, 1989 с. 270.

35. Кашик А.С., Билибин С.И., Лисовский Н.Н. О полноте нефтеизвлечения при добыче углеводородов. Вестник ЦКР Роснедра № 1/2005, с.27.

36. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. Журнал «Нефтяное хозяйство» №1,2006 с. 66

37. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр , РД 39 0147035 - 214 - 86, М., Типография ХОЗУ Миннефтепрома, 1986.

38. Муслимов Р.Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Изд. Казанского Университета, 1999, с. 212.

39. Мартос В.Н., Куренков А.И. Прогнозирование нефтеотдачи на стадии разведки месторождений. М., Недра, 1989, с. 167

40. В.И. Кудинов Основы нефтегазопромыслового дела, М., Ижевск, Удмуртский государственный университет, 2005, с. 340.

41. В.Н. Калинина, В.Ф. Панкин, Математическая статистика, М., «Высшая школа», 1998, с. 132

42. Бадьянов В.А., Методика прогнозирования коэффициента охвата воздействием прерывистых пластов при разработке нефтяных месторождений, Сборник «Нефть и газ Тюмени». Тюмень, 1971, вып.9, с.38-42.

43. Швидлер М.И., К определению охвата при фильтрации ньютоновской жидкости в средах с непроницаемыми включениями. Сборник «Методы математического моделирования процесса разработки нефтяных месторождений, М., ВНИИнефть, 1982, вып. 81, с. 73-82.

44. А.Н. Юрьев, Исследование процесса вытеснением нефти водой в прерывистом нефтяном пласте. Семинар «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации» М., АН СССР и СОАН СССР, 1984, с. 170-171.

45. Деменьтьев Л.Ф., Шурубор Ю.В., Азаматов В.Н. и др. Оценка промышленных запасов нефти, газа и конденсата. М., Недра, 1981, с. 69-71.

46. А.М Жданов, О дальнейшем направлении разработки Туймазинского месторождения нефти, «Разработка нефтяных месторождений Башкирии», М., Гостоптехиздат, 1959, с. 93

47. К.М. Донцов, Нефтеотдача пластов при вытеснении нефти водой, М., Недра, 1977, стр.157.

48. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, М.: Недра, 1973,246 с.

49. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов, М.: Недра, 1984.

50. В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева, B.C. Левченко, А.Г. Потапов, А.В. Шилин. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. М.: Недра, 1994.

51. И.Ф. Исмагилов. Перспективы национальной безопасности России. Татарское газетно-журнальное издательство, 1998.