Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Куликов Александр Николаевич

• Куликов Александр Николаевич
• доктор наук
• 2019

Оглавление диссертации доктор наук Куликов Александр Николаевич

1.2 Методы диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин

1.3 Методы подбора объектов для проведения работ по борьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охвата пласта заводнением

1.3.1 Методы подбора скважин для проведения ремонтно-

и водоизоляционных работ

1.3.2 Методы подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий

1.3.3 Методы подбора скважин для стимуляции и оптимизации режимов работы

1.4 Физико-химические методы и технологии увеличения охвата нефтяного пласта заводнением

1.4.1 Метод полимерного заводнения нефтяного пласта

1.4.2 Метод щелочно-ПАВ-полимерного заводнения нефтяного пласта

1.4.3 Потокоотклоняющие технологии

1.5 Физико-химические технологии ограничения водопритоков в нефтяных скважинах

1.6 Физико-химические технологии ремонтно-изоляционных работ

в скважинах

1.7 Гидродинамические методы повышения КИН

2. Разработка и совершенствование методик диагностики

механизмов обводнения нефтяных скважин, подбора объектов для работ по борьбе с опережающим обводнением и увеличения охвата пласта заводнением

2.1 Результаты анализа динамик обводнения нефтяных скважин

2.2 Результаты промысловых исследований в скважинах и численных исследований в гидродинамическом симуляторе нефтяного пласта

2.2.1 Чисто нефтяные залежи

2.2.2 Залежи нефти с подстилающей водой

2.3 Графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, метод оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи при ее заводнении и обводнении продукции

2.3.1 Корреляционный метод диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин

2.3.2 Статистический метод поиска скважин с ЗКЦ................................. ^

2.3.3 Комплексный метод поиска скважин с ЗКЦ..................................... ^

2.3.4 Метод поиска нефтяных скважин с негерметичной эксплуатационной колонной

2.3.5 Статистический метод оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи при ее заводнении и обводнении продукции

2.3.6 Примеры использования графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин и статистического метода оценки стадии разработки на участке нефтяной залежи

2.4 Совершенствование методик подбора объектов для проведения работ по борьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охвата пласта заводнением

2.4.1 Уточнение и обоснование геологических критериев применимости потокоотклоняющих технологий, а также ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах

2.4.2 Уточнение и обоснование технологических критериев применимости потокоотклоняющих технологий, а также ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах

2.4.3 Влияние расположения скважины в системе заводнения нефтяной залежи на эффективность ремонтно- и водо-изоляционных работ, а также работ по увеличению ее дебита жидкости

2.4.4 Совершенствование методики подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий и технологий ограничения водопритоков

2.4.5 Совершенствование методики подбора скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ

2.4.6 Совершенствование методики подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов работы при недопущении роста обводненности и темпа обводнения продукции

2.5 Принципы оптимизации последовательности применения методов борьбы с опережающим обводнением скважин и увеличения охвата пласта заводнением при разработке залежей нефти с различным строением

3. Адаптация методов и технологий борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта заводнением к условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти

3.1 Адаптация потокоотклоняющих технологий

3.1.1 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами

3.1.2 Способы повышения эффективности комплексной технологии ВПП нагнетательных скважин и методы оптимизации объема гелевой оторочки

3.1.3 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям залежей нефти с подстилающей водой

3.1.4 Адаптация потокоотклоняющих технологий к условиям трещинно-поровых коллекторов

3.1.5 Физические принципы адаптации потокоотклоняющей технологии к условиям поздней стадии разработки залежи нефти и метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт

3.2 Адаптация физико-химических технологий ремонтно-

и водоизоляционных работ в скважинах

3.2.1 Технология временного экранирования продуктивного пласта в нагнетательной скважине с целью проведения в ней упрощенных РИР по ликвидации ЗКЦ

3.2.2 Упрощенная технология ограничения водопритоков в нефтяной скважине при ее подготовке к текущему ремонту с использованием селективного термогелирующего состава

3.3 Способ увеличения отборов из нефтенасыщенных интервалов пласта в скважине залежи нефти с подстилающей водой

4. Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, усовершенствованных методик подбора объектов, технологий ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта заводнением

4.1 Внедрение графо-аналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин

4.1.1 Объект АП5 Верхне-Пурпейского месторождения.......................... ^34

4.1.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторождения

4.2 Внедрение усовершенствованной методики подбора нефтяных скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ

4.2.1 Объект АС5 Верхне-Пурпейского месторождения

4.2.2 Объект БП10-11 Тарасовского месторождения

4.3 Внедрение усовершенствованной методики подбора объектов

для применения потокоотклоняющих технологий

4.3.1 Объект БП14 Тарасовского месторождения

4.3.2 Объект АС11 месторождения Е. Салымского региона Западной Сибири

4.3.3 Внедрение методики планирования воздействия потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием

на высокотемпературный нефтяной пласт

4.4 Внедрение усовершенствованной методики подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы при недопущении роста обводненности и темпов обводнения продукции

4.4.1 Внедрение статистического экспресс-метода подбора добывающих скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП

4.4.2 Внедрение критериев применимости стимуляции скважин методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы при условии недопущения роста обводненности и темпов обводнения продукции

4.5 Внедрение новых потокоотклоняющих технологий

4.5.1 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям низкопроницаемых коллекторов (технологии КВПП нагнетательных скважин)

4.5.2 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям залежей нефти с подстилающей водой (технологии на основе состава 1111С)

4.5.3 Внедрение потокоотклоняющей технологии, адаптированной к условиям коллекторов трещинно-порового типа

(с предоторочкой на основе состава 1111С)

4.5.4 Внедрение потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием (на основе ТГС с замедленным гелированием)

Выводы и рекомендации

Список литературы:

Приложения

Список использованных сокращений

ВПП - выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважины. ГРП - гидравлический разрыв пласта. ГТМ - геолого-техническое мероприятие.

ДТСР - дополнение к технологической схеме разработки месторождения.

ЗКЦ - заколонная циркуляция (заколонный переток) воды.

ЗПВ - залежь с подстилающей водой.

ИП - интервал перфорации продуктивного пласта.

КВПП - комплексная технология ВПП нагнетательной скважины.

КИН - коэффициент извлечения нефти из продуктивного пласта

КИПС - коэффициент использования потенциала скважины.

НИЗ - начальные извлекаемые запасы нефти.

ОВП - ограничение водопритоков в добывающей скважине.

ОИЗ - остаточные извлекаемые запасы нефти.

ПАА - полиакриламид.

ПГИ - промыслово-геофизические исследования скважины. ПДС - полимердисперсный состав.

ПИО - показатель интенсивности обводнения продукции.

ПОТ - потокоотклоняющая технология.

ППС - полимерполимерный состав.

РСВ - рыхлосвязанная (реликтовая) вода.

СПС - сшитый полимерный состав.

ТГС - термогелирующийся состав.

ТИЗ - трудноизвлекаемые запасы нефти.

УОПЗ - увеличение охвата пласта заводнением.

ФНВ - фронт нагнетаемой воды.

ФОЖ - форсирование отборов жидкости.

ЧНЗ - чисто нефтяная залежь.

ПАВ - поверхностноактивное вещество.

ЭС - эмульсионный состав.

Использованные единицы изменения

1. Глубина, м.

2. Толщина пласта (нефтенасыщенная, начальная, остаточная, промытая, вскрытая, работающая), глинистой перемычки, м.

3. Ширина трещины, мкм.

4. Объем, м3.

5. Пористость пород, д.ед.

6. Проницаемость пород, мД.

7. Давление, атм.

8. Температура, 0С.

9. Вязкость (нефти, воды, полимерного состава и пр.), сПз.

10. Добыча нефти (месячная, накопленная, дополнительная), м3., т., тыс.т.

11. Дебит скважины (по нефти или по жидкости) весовой, т/сут.

12. Дебит скважины (по нефти или по жидкости) объемный, м3/сут.

13. Обводненность продукции, д.ед., %.

14. Время или дата, год, месяц, сутки.

15. Концентрация массовая, г/л.

16. Концентрация объемная, %.

17. Удельный вес, кг/м3, г/см3.

Введение

Актуальность проблемы. Современное состояние основных нефтяных месторождений Российской федерации характеризуется массовым вступлением в позднюю стадию разработки, отличающуюся высокой обводненностью продукции, часто при сохранении значительных остаточных запасов нефти. Это побуждает нефтяные компании применять методы борьбы с опережающим обводнением скважин и повышения охвата пласта заводнением, куда входят в первую очередь следующие технологии:

• потокоотклоняющие или технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин;

• ограничения водопритоков в добывающих скважинах путем селективной изоляции обводненных пропластков в их продуктивных разрезах;

• ремонтно-изоляционных работ в скважинах с целью ликвидации негерметичностей в их конструкции.

Критерии применимости указанных технологий, методы подбора наиболее потенциальных объектов для их применения в литературе отражены недостаточно полно и обосновано. Вопрос приоритетности применения различных методов борьбы с опережающим обводнением скважин на разных стадиях разработки залежей нефти различного строения остается открытым.

Другой особенностью современного состояния нефтяной отрасли является массовое проведение мероприятий по интенсификации добычи нефти путем снижения забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом, стимуляции скважин проведением в них гидроразрыва пласта или обработок призабойных зон. При планировании таких мероприятий обычно не учитывается их влияние на темп обводнения скважин, что часто отмечается в практике. Это обусловливает необходимость разработки метода прогноза динамики обводнения скважины после проведения в ней мероприятий по увеличению отборов жидкости, а также критериев их применимости в качестве гидродинамического метода увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Адресный подбор объектов и технологий для проведения работ по борьбе с опережающим обводнением продукции невозможен без знания его механизмов. Поэтому с учетом массовости данной проблемы, а также высокой стоимости промыслово-геофизических исследований возникает необходимость поиска аналитических методов диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин.

Важной особенностью современной нефтяной отрасли является массовое освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в условиях сниженных рыночных цен на нефть, что требует соответствующей адаптации технологий повышения охвата пласта заводнением и водоизоляции в скважинах.

Несмотря на большое количество исследований в данной области и полученные результаты, поставленные задачи решены недостаточно полно. Не полностью решены задачи аналитической диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, оценки потенциала дополнительной добычи нефти при применении рассматриваемых технологий, подбора объектов для их эффективного применения. Применяемые в практике технологии повышения охвата пласта заводнением и водоизоляционных работ в скважинах не всегда отвечают физическим условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Для решения отмеченных проблем необходимо разработать аналитическую методику диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, уточнить и научно обосновать критерии применимости различных методов и технологий борьбы с опережающим их обводнением и усовершенствовать методики подбора объектов для их применения, адаптировать данные технологии к условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки залежей нефти, приуроченных к неоднородным терригенным коллекторам, путем совершенствования методик подбора объектов для применения и технологий борьбы с опережающим обводнением скважин, а также увеличения охвата пласта заводнением, адаптации таких технологий к условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Задачи диссертацонной работы

1. Совершенствование методических основ для анализа состояния разработки залежей нефти с целью научного обоснования проведения в них работ по борьбе с опережающим обводнением продукции и по увеличению охвата пласта заводнением, путем разработки новых аналитических методов диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, оценки стадии разработки и причин низкой выработанности запасов в различных участках сложнопостроенной залежи нефти при заводнении и обводнении продукции.

2. Совершенствование методик подбора объектов для эффективного применения физико-химических технологий повышения охвата пласта заводнением, ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах, а также их стимуляции и оптимизации режимов работы при недопущении роста обводненности и тема обводнения продукции.

3. Адаптация потокоотклоняющих технологий, а также технологий ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах к условиям залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТИЗ) нефти.

Основные методы решения поставленных задач

1. Анализ результатов промыслово-геофизических исследований скважин и их статистической обработки.

2. Корреляционный анализ динамик показателей эксплуатации скважин и разработки залежей нефти с различным геологическим строением.

3. Факторный анализ эффективности потокоотклоняющих технологий, технологий ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах, а также их стимуляции и оптимизации режимов работы.

4. Численные исследования с использованием гидродинамических симуляторов с целью изучения внутрипластовых процессов и научного обоснования закономерностей, отмеченных при проведении анализов обводнения скважин и эффективности различных мероприятий, а также для уточнения критериев их применимости.

5. Фильтрационные исследования различных осадко- и гелеобразующих, а также стимулирующих составов на натурных кернах и физических моделях пласта.

Научная новизна диссертационной работы

1. Методами факторного анализа геолого-промысловой информации и численных исследований выявлены и научно обоснованы новые закономерности обводнения нефтяных скважин при проявлении различных его механизмов (заколонный переток, негерметичность эксплуатационной колонны, прорыв фронта нагнетаемой воды и др.), на основании чего разработана графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин.

2. Разработаны статистические методы оценки стадии разработки, а также причин слабой выработанности запасов на различных участках сложнопостроенной залежи нефти при ее заводнении и обводнении продукции по результатам многофакторного дифференциального анализа геолого-промысловых показателей.

3. На основе факторного анализа результатов промысловых работ, а также численных исследований уточнены и научно обоснованы геолого-технологические критерии применимости различных технологий борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта заводнением:

• потокоотклоняющих;

• ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах;

• стимуляции скважин методом ГРП или ОПЗ, а также оптимизации режимов работы при условии недопущения роста обводненности и темпа обводнения продукции.

4. Усовершенствована методика подбора скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) на основе уточненных и обоснованных критериев их применимости, предложенных аналитических методов поиска проблемных скважин с избыточной обводненностью продукции, а также сравнительной оценки их потенциалов.

5. Усовершенствована методика подбора объектов для применения потоко-

отклоняющих технологий (ПОТ) и технологий ограничения водопритоков (ОВП) на основе уточненных и обоснованных критериев их применимости, предложенных аналитических методов поиска на нефтяной залежи проблемных участков и скважин с опережающим обводнением продукции, а также сравнительной оценки их потенциалов.

6. Усовершенствована методика подбора скважин для стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов их работы разработкой критериев применимости, позволяющих не допускать последующего роста обводненности продукции, а также статистического экспресс-метода поиска скважин со снизившейся продуктивностью и сравнительной оценки их потенциалов.

7. Предложены принципы оптимизации последовательности применения на залежах нефти с различным геологическим строением потокоотклоняющих технологий, технологий ОВП и РИР в скважинах, мероприятий по увеличению отборов жидкости из пласта с учетом отмеченных в ходе исследований особенностей их положительного действия.

8. Потокоотклоняющие технологии, а также технологии ОВП и РИР в скважинах адаптированы к условиям залежей с ТИЗ нефти:

• для условий низкопроницаемых коллекторов разработана комплексная технология ВПП нагнетательных скважин, сочетающая экранирование промытых высокопроницаемых пропластков продуктивного пласта со стимуляцией низкопроницаемых, предложены методы оптимизации объема гелевой оторочки;

• к условиям трещинно-поровых коллекторов потокоотклоняющие технологии адаптированы добавлением предоторочки на основе предложенного состава ППС с высокими тампонирующими свойствами;

• для условий залежей нефти с подстилающей водой и с разделяющей глинистой перемычкой на основе выявленных для них особенностей механизма действия потокоотклоняющих технологий предложены принципы упрощенной технологии РИР по ликвидации заколонных перетоков в нагнетательных скважинах с использованием состава ППС;

• для условий поздней стадии разработки залежи нефти, отличающейся высокой выработанностью запасов в зоне нагнетания, предложены физические принципы потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием на основе термогелирующего состава (ТГС) с замедленным гелированием и метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт;

• для условий сниженных рыночных цен на нефть предложена упрощенная технология ОВП в скважинах в ходе их подготовки к текущему ремонту с использованием селективного термогелирующего состава.

Практическая ценность работы

1. Разработанные графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин, статистические методы оценки стадии разработки и причин слабой выработанности запасов на различных участках сложнопостроенной залежи нефти при ее заводнении и обводнении продукции нашли применение при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений и программ геолого-технических мероприятий (ГТМ).

2. Уточненные и обоснованные критерии применимости ПОТ, технологий ОВП и РИР в скважинах, их стимуляции методом ОПЗ или ГРП и оптимизации режимов работы при условии недопущения роста обводненности и темпа обводнения продукции, а также усовершенствованные методики подбора объектов для проведения таких работ, включающие также методы сравнительной оценки их потенциалов, использованы при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений и программ ГТМ.

3. Использование предложенных принципов оптимизации последовательности применения потокоотклоняющих технологий, технологий ОВП и РИР в скважинах, а также мероприятий по увеличению отборов жидкости на залежах нефти с различным геологическим строением позволят обеспечить максимальную эффективность их разработки.

4. Разработанная для условий залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами комплексная технология ВПП нагнетательных скважин,

включающая экранирование промытых высокопроницаемых пропластков продуктивного пласта и стимуляцию низкопроницаемых, нашла успешное применение на Тарасовском, Барсуковском, Харампурском и других нефтяных месторождениях Западной Сибири.

5. Потокоотклоняющая технология, адаптированная к условиям трещинно-поровых коллекторов путем добавления предоторочки на основе состава ППС с высокими тампонирующими свойствами, успешно применена на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

6. Предложенные для залежей нефти с подстилающей водой и с разделяющей глинистой перемычкой принципы упрощенной технологии РИР по ликвидации заколонных перетоков в нагнетательных скважинах с использованием потокоотклоняющей технологии на основе состава ППС опробованы на Комсомольском месторождении и могут найти широкое применение на других месторождениях.

7. Предложенные для условий поздней стадии разработки залежи нефти физические принципы потокоотклоняющей технологии с удаленным гелеобразованием на основе ТГС с замедленным гелированием, а также метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт успешно применены на месторождении Надымского региона Западной Сибири.

8. Применение предложенной для условий сниженных рыночных цен на нефть упрощенной технологии ОВП в скважинах в ходе их подготовки к текущему ремонту с использованием селективного термогелирующего состава позволит удешевить такие работы и повысить их технологичность, увеличив эффективность борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин.

В диссертации защищаются следующие основные положения

1. Разработанная графо-аналитическая методика диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин.

2. Разработанные статистические методы оценки стадии разработки и причин слабой выработанности запасов на различных участках

сложнопостроенной залежи нефти при ее заводнении и обводнении продукции по результатам многофакторного дифференциального анализа геолого-промысловых показателей.

3. Уточненные и обоснованные результатами факторного анализа эффективности промысловых работ, а также численных исследований критерии применимости различных технологий борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта заводнением: потокоотклоняющих, ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах, а также их стимуляции методом ГРП или ОПЗ и оптимизации режимов работы при условии недопущения роста обводненности и темпа обводнения продукции.

4. Усовершенствованная методика подбора скважин для ремонтно-изоляционных работ, основанная на уточненных и обоснованных критериях их применимости, а также на предложенных аналитических методах поиска проблемных скважин с избыточной обводненностью продукции и сравнительной оценки их потенциалов.

5. Усовершенствованная методика подбора объектов для применения потокоотклоняющих технологий и технологий ограничения водопритоков, основанная на уточненных и обоснованных критериях их применимости, на предложенных аналитических методах поиска на нефтяной залежи проблемных участков и скважин с опережающим обводнением продукции, а также сравнительной оценки их потенциалов.

6. Разработанный статистический экспресс-метод поиска скважин со снизившейся продуктивностью и сравнительной оценки их потенциалов с целью подбора перспективных объектов для стимуляции методом ОПЗ или ГРП.

7. Предложенные принципы оптимизации последовательности применения потокоотклоняющих технологий, технологий ремонтно- и водоизоляционных работ в скважинах, а также мероприятий по увеличению отборов жидкости из пласта на залежах нефти с различным геологическим строением.

8. Адаптированные к условиям залежей с ТИЗ нефти технологии борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин и увеличения охвата пласта

заводнением: а) для условий низкопроницаемых коллекторов - комплексная технология ВПП нагнетательных скважин и методы оптимизации объема гелевой оторочки; б) для условий трещинно-поровых коллекторов - потокоотклоняющая технология с предоторочкой на основе состава ППС с высокими тампонирующими свойствами; в) для залежей нефти с подстилающей водой - принципы упрощенной технологии РИР по ликвидации заколонных перетоков в нагнетательных скважинах с использованием состава ППС; г) для условий поздней стадии разработки залежи нефти - физические принципы ПОТ с удаленным гелеобразованием на основе ТГС с замедленным гелированием и метод планирования ее воздействия на высокотемпературный нефтяной пласт; д) для условий сниженных рыночных цен на нефть - упрощенная технология ОВП в нефтяных скважинах при их подготовке к текущему ремонту с использованием селективного термогелирующего состава.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и совершенствование методов борьбы с опережающим обводнением нефтяных скважин»

Реализация работы

1. Методические разработки диссертационной работы использовались при составлении проектных документов по разработке нефтяных месторождений (проект разработки Кудринского месторождения от 2013 г., ДТСР Верхне-Пурпейского месторождения от 2013 г., ДТСР Тарасовского месторождения от 2014 г. и др.), а также программ ГТМ для Тарасовского, Барсуковского, Возейского, Западно-Салымского, Каракудук, Кумколь и других нефтяных месторождений.

2. Технологические разработки диссертационной работы использовались при проведении практических работ по борьбе с опережающим обводнением скважин на Тарасовском, Барсуковском, Харампурском, Сугмутском, Крайнем, Суторминском, Западно-Салымском, Комсомольском и Средне-Хулымском нефтяных месторождениях.

3. Результаты выполненных работ включены в учебные пособия:

• А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, М.А. Силин. Методы борьбы с опережающим обводнением скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Том 1. Совершенствование методов диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин и подбора объектов для борьбы с опережающим обводнением продукции. 2016 г. И.Ц. РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

• А.Н. Куликов, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, В.Ш. Мухаметшин. Совершенствование методов ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Уфа. Р-И.Ц. УГНТУ. 2014. 190 С.

Научные публикации и личный вклад автора

По результатам выполненных исследований автором диссертации опубликовано 40 печатных работ, в том числе 20 статей в изданиях, включенных в Перечень рецензируемых научных изданий, в которых должны быть опубликованы основные научные результаты диссертаций, и рекомендуемых ВАК Минобрнауки РФ, получено 7 патентов.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы, включающего 360 наименований, и приложений. Работа изложена на 352-х страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка и 9 таблиц.

Работа выполнена в федеральном государственном автономном образовательном учреждении высшего образования «Российский государственный университет (национальный исследовательский университет) нефти и газа имени И.М. Губкина».

Глава 1 Известные механизмы обводнения нефтяных скважин и методы их диагностики, методы подбора объектов применения, технологии ограничения водопритоков и увеличения охвата пласта заводнением

Процессы разработки залежей нефти различного геологического строения характеризуются разнообразием механизмов обводнения продукции добывающих скважин. Это обусловливает разнообразие применяемых технологий ограничения водопритоков (ОВП) и ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах, а также технологий увеличения охвата пласта заводнением (УОПЗ), необходимость их постоянного совершенствования, как и методик подбора объектов для их применения.

1.1 Механизмы обводнения нефтяных скважин

Существующие режимы работы нефтяных залежей и методы их разработки описаны классиками нефтяной науки [1, 2, 3, 4, 5, 6]. Процессы обводнения продукции нефтяных залежей и скважин рассмотрены во многих трудах [4, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 298, 299, 300]. В частности М. Маскет [4] выделяет механизмы обводнения нефтяной скважины, связанные с прорывом к ней контурной воды по пласту, с подъемом водонефтяного контакта к интервалу перфорации (ИП). В представленном ниже описании механизмы обводнения скважин условно разделены на механизмы, связанные с прорывом к ним пластовых вод и на механизмы, обусловленные проявлением технических и технологических проблем.

1.1.1 Механизмы обводнения нефтяных скважин пластовой водой

Ниже представлены механизмы обводнения скважин пластовой водой эксплуатируемого пласта.

Повышенная начальная водонасыщенность продуктивного пласта.

Повышенная водонасыщенность продуктивного пласта, обусловливающая присутствие в его пористой среде подвижной реликтовой воды, часто называемой

рыхлосвязанной (РСВ), является причиной обводнения скважины с первых дней ее эксплуатации. Объясняется она либо изначально низкой нефтенасыщенностью пласта, либо вскрытием скважиной переходной зоны насыщенности на залежи ненфти с подстилаюшей водой (ЗПВ).

Строение переходной зоны насыщенности залежи с подстилающей водой (ЗПВ) определяется соотношением гравитационных и капиллярных сил. Первые предопределяют общее положение нефти и воды в разрезе залежи, вторые находятся в сложной зависимости от состава и свойств пород, а также насыщающих флюидов. Так, результаты анализа начальных величин обводненности продукции скважин ЗПВ Восточно-Правдинского месторождения и объекта БС8 Мамонтовского месторождения [21, 22] показывают, что относительно низкими значениями характеризуются скважины с наиболее высокими отметками кровли пласта. При этом величина начальной обводненности продукции скважины обратно коррелирует с величиной начальной нефтенасыщенности призабойной зоны пласта (ПЗП). Данная тенденция подтверждается результатами анализа обводнения скважин ЗПВ Татарстана [23].

Подвижные реликтовые воды иногда обнаруживаются в подошвенной части продуктивного пласта чисто нефтяной залежи (ЧНЗ), что по характеру обводнения продукции делает такую залежь близкой к ЗПВ.

Прорыв к скважине пластовой контурной воды. Движение фронта контурной воды по пласту согласно М. Маскету [4] происходит в направлении, параллельном напластованию. Причем движение это осуществляется за счет упругих сил законтурной области продуктивного пласта. Соответственно, интенсивность обводнения приконтурных скважин нефтяной залежи определяется в том числе энергетической активностью законтурной области пласта, которая определяется ее объемом, фильтрационно-емкостными свойствами и литологической выдержанностью.

Подъем ВНК к интервалу вскрытия пласта. Подъем ВНК к интервалам вскрытия продуктивного пласта скважиной наиболее заметно проявляется при эксплуатации залежей нефти с подстилающей водой. По мнению М.Л. Сургучева

процесс разработки ЗПВ и водонефтяных зон (ВНЗ) характеризуется сложным пространственным характером течения нефти и воды, коротким периодом безводной эксплуатации скважин, высоким содержанием воды в продукции, низким темпом выработки запасов нефти и необходимостью проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах [24]. При подъеме подошвенных вод поверхность раздела вода - нефть залегает горизонтально в нулевой плоскости или с небольшим уклоном [4]. Добыча нефти из скважин происходит за счет напора подошвенной воды, распределение же давления по плоскости близко к равномерному, а движущей силой при подъеме ВНК является напор краевых вод.

Конус воды. М. Маскет [4] отмечает, что раннее появление воды в продукции скважин ЗПВ может являться результатом подтягивания подошвенной воды из невскрытого нижнего водонасыщенного пропластка, в результате чего имеет место локальное конусообразование границы нефть - вода.

То же самое отмечают и отечественные ученые [20, 24, 25]. Так согласно теории М.М. Глаговского - М.А. Чарного при неполном вскрытии скважиной разреза ЗПВ в ПЗП возникает вертикальная составляющая скорости, в результате чего поверхность раздела вода - нефть приобретает конусообразную форму [20].

1.1.2 Механизмы обводнения нефтяных скважин вследствие проявления

технических и технологических проблем

Подтягивание подошвенных вод посредством заколонных перетоков в скважине. Заколонный переток или, по-другому, заколонная циркуляция (ЗКЦ) подошвенной воды является наиболее распространенным механизмом обводнения скважин ЗПВ с разделяющей глинистой перемычкой. Он проявляется вследствие некачественного цементирования эксплуатационной колонны скважины, либо нарушения герметичности ее цементного кольца в ходе эксплуатации [9, 14, 15, 18, 25, 26, 27]. Так еще М.М. Саттаровым [25] показано, что в ряде случаев имеет место некачественный цементаж эксплуатационных колонн в скважинах. Е.А. Лысенковым [14] показано, что в большинстве ЗПВ

Западной Сибири между разнонасыщенными пластами присутствуют перемычки, исключающие образование конуса воды, при этом обводнение скважин происходит подошвенной водой за счет заколонных перетоков. Е.А. Лысенков связывает образование ЗКЦ в скважине с процессами, происходящими в ее цементном кольце в начальный период эксплуатации [14], а именно с разрушением глинистой корки, сохранившейся в заколонном пространстве после некачественного цементирования обсадной колонны. Сохранение глинистой корки на стенках пород в заколонном пространстве скважины в ходе операции по цементированию не обеспечивает полного контакта цемента с породой [14]. Данный фактор особенно сильно проявляется в условиях наклонного бурения.

Другим важным фактором для образования в скважине ЗКЦ является толщина глинистой перемычки между продуктивным пластом и водонасыщенным. Толщина перемычки определяет величину градиента давления между забойным давлением в скважине и пластовым давлением в водонасыщенном пласте. Применяемые при цементировании скважин материалы имеют предел механической прочности, что и обусловливает влияние данного фактора на его успешность, как и на успешность РИР по ликвидации ЗКЦ.

Прорыв к скважине закачиваемой воды по продуктивному пласту. Данный механизм обводнения скважин является наиболее распространенным для ЧНЗ при ее заводнении и проявляется в результате подхода к ним фронта нагнетаемой воды (ФНВ) по продуктивному пласту [9, 10, 12, 15, 18, 298, 299, 300]. Движущей силой продвижения ФНВ вдоль пласта является напор закачиваемой воды, подаваемой к нагнетательной скважине от кустовой насосной станции (КНС) по водоводу через кустовой распределительной блок, в котором устьевое давление нагнетания регулируется установкой штуцера соответствующего диаметра. На ЗПВ прорыв к скважине закачиваемой воды по пласту также является одним из механизмов ее обводнения, однако характер его проявления в данных условиях несколько отличается (см. главу 2).

Прорыв закачиваемой воды к добывающей скважине по подошвенной водонасыщенной части ЗПВ. В.И. Калгановым, М.Л. Сургучевым и Б.Ф.

Сазоновым в работе [13] указано, что механизм обводнения скважины ЗПВ или водонефтяной зоны (ВНЗ) залежи может изменяться в ходе ее эксплуатации. Не редко вода, поступающая в скважину из невскрытой водонасыщенной подошвенной части пласта посредством ЗКЦ, в действительности является нагнетаемой [28].

Прорыв в скважину чуждых вод из-за негерметичности ее эксплуатационной колонны или забоя. Данный механизм обводнения скважин является одним из наиболее распространенных на поздней стадии разработки и ЧНЗ и ЗПВ [9, 18, 301]. Часто негерметичность эксплуатационной колонны обнаруживается на глубине спуска ЭЦН и является результатом коррозии металла. Также она может возникнуть из-за действия повышенных механических нагрузок на эксплуатационную колонну, особенно в наклоннонаправленных скважинах.

1.1.3 Геолого-физические факторы, обусловливающие опережающее

обводнение нефтяных скважин

М.Л. Сургучевым и Ю.В. Желтовым в работе [19] показано, что основными

факторами, обусловливающими темп обводнения нефтяных скважин и эффективность заводнения нефтяной залежи, являются геолого-физические. М.М. Ивановой результатами статистического анализа промысловых данных подтверждено определяющее влияние на темп обводнения скважин геолого-физических факторов [12] и показана подчиненная роль технологических. Аналогичные выводы делают и другие исследователи [28, 29, 30, 31]. Ниже кратко описаны геологические факторы, влияющие на опережающее обводнение нефтяных скважин закачиваемой водой.

Превышение вязкости пластовой нефти над вязкостью закачиваемой воды. Ф. Крейгом [2] введено понятие вязкого языкообразования фронта вытеснения, т.е. образования опережающих потоков вытесняющей воды в нефтенасыщенной пористой среде. Оно обусловливается превышением вязкости вытесняемого агента над вязкостью вытесняющего и усиливается с его ростом.

Последнее подтверждает М.М. Иванова, которая на основе анализа промысловых данных [12] показала, что темп обводнения нефтяных скважин возрастает с увеличением величины соотношения вязкостей пластовой нефти и закачиваемой воды. Аналогичные выводы делают М.Л. Сургучев и Ю.В. Желтов [19], М.М. Саттаров и И.Х. Сабиров [25], а также другие исследователи [7]. В частности, по мнению В.И. Калганова, М.Л. Сургучева и Б.Ф. Сазонова [13] соотношение вязкостей вытесняемого и вытесняющего флюидов влияет на темп обводнения скважин более сильно, чем проницаемостная неоднородность пласта и присутствие подстилающих вод.

Проницаемостная неоднородность пласта. М. Маскет [4] отмечает, что интенсивное обводнение скважин контурной или закачиваемой водой может являться результатом высоких локальных скоростей фильтрации из-за проницаемостной неоднородности пласта. Ф. Крейг [2] отмечает, что в неоднородных пластах закачиваемая вода наиболее быстро продвигается по его высокопроницаемым пропласткам, а проницаемостная неоднородность пласта является фактором, снижающим эффективность вытеснения нефти водой. Согласно промысловым данным, опубликованным М.М. Саттаровым, Е.А. Андреевым, В.Д. Лысенко, Р.Н. Дияшевым и другими учеными, при совместной эксплуатации нескольких различающихся по проницаемости нефтяных пластов в них происходит неравномерное вытеснение нефти водой, снижение конечного КИН и увеличение сроков разработки залежи [32, 33, 34, 35, 36].

Ф. Крейг [2] выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта: площадная, вертикальная и связанная с трещинностью продуктивных пород. В.Д. Лысенко [37] также выделяет три типа проницаемостной неоднородности пласта: зональная, послойная и связанная с его прерывистостью. М.М. Саттаров [38] и Л.Ф. Дементьев [39] выделяют два уровня геологической неоднородности: микро и макронеоднородность. М.В. Рац [40] рекомендует выделять четыре уровня геологической неоднородности от размеров кристалла до размера более 10,0 м.

Разные варианты послойной проницаемостной неоднородности пласта, их седиментационная первопричина и влияние на эффективность заводнения

описаны Л. Дейком [299]. Дейком показано, что с точки зрения эффективности заводнения нефтяного пласта наиболее проблемным вариантом его послойной проницаемостной неоднородности является вариант с увеличением проницаемости по разрезу сверху вниз. Такой вариант обусловлен процессами осадконакопления в условия трансгрессии моря. Наименее же проблемным вариантом неоднородности пласта с точки зрения эффективности заводнения является вариант с ростом проницаемости снизу вверх, который связан с процессами осадконакопления в условиях регрессии моря.

С.Т. Овнатанов [41], Н.И. Хисамутдинов [42] и другие авторы указывают, что макронеоднородность нефтяного пласта обусловливает неравномерность его заводнения, а микронеоднородность препятствует полному вытеснению нефти из его заводненных участков. В соответствии с этим Н.И. Хисамутдинов [42] различает два типа остаточной нефти. Первый формируется в застойных зонах пласта и пропластках, а также в присводовых участках залежи [43]. Второй представлен остаточной нефтенасыщенностью промытых водой участков пласта. В гидрофобных коллекторах она представлена пленочно-связанной нефтью и нефтью, сохранившейся в тупиковых порах [44]. В гидрофильных же коллекторах остаточная нефть сохраняется в крупных и средних порах, как капиллярно защемленная [42], механизм формирования чего представлен в работе [300].

Капиллярные силы и другие факторы, усиливающие влияние проницаемостной неоднородности пласта на темп обводнения скважин закачиваемой водой. Согласно Ф. Крейгу [2] вода в гидрофильных коллекторах под действием капиллярных сил проникает из заводненных пропластков в нефтенасыщенные, имеющие меньшую проницаемость. Поэтому с теоретической точки зрения капиллярные силы способствуют увеличению конечного КИН [45] и снижению, таким образом, интенсивности обводнения скважин.

Вместе с тем, М.Л. Сургучевым [46] показано, что действие капиллярных сил не может затормозить послойное обводнение пластов, которое обусловливается проницаемостной макронеоднородностью пласта. При этом для наибольшего положительного влияния капиллярных сил скорость вытеснения

нефти водой должна быть в 2 - 4 раза ниже скорости капиллярной пропитки. Поэтому при реальных скоростях вытеснения нефти водой из пласта повышение конечного КИН за счет действия капиллярных сил невозможно. Послойное заводнение нефтяного проницаемостно-неоднородного пласта создает на контакте заводненного и нефтенасыщенного пропластков резкий скачок насыщенности, а капиллярные силы лишь снижают его, образуя размытые зоны

[19].

М.М. Ивановой анализом промыслового материала многих нефтяных месторождений с совместной эксплуатацией разнопроницаемых пластов отмечены факты отключения из заводнения наименее проницаемых из них [47]. Это объяснено влиянием капиллярных сил. Так Д. Уолкотт [48] указывает, что в гидрофильной породе капиллярное давление принимает максимальное значение в условиях ее начальной водонасыщенности. При смешанной же смачиваемости породы в условиях низкой водонасыщенности пористой среды капиллярное давление также принимает положительное значение, однако с увеличением водонасыщенности становится отрицательным, создавая дополнительное гидросопротивление вытеснению и стимулируя движение закачиваемой воды по уже промытым каналам пласта [48].

Другим отрицательным проявлением капиллярных сил является так называемый концевой капиллярный эффект. Он заключается в образовании в ПЗП вокруг добывающей скважины области повышенной водонасыщенности в ходе ее эксплуатации [49, 302]. Поскольку капиллярные силы принимают наибольшие значения в тонкопористой среде, данный эффект снижает эффективность вытеснения в первую очередь в низкопроницаемых пропластках. Это усиливает отрицательное влияние проницаемостной неоднородности пласта.

Р.Н. Дияшев анализом результатов промыслово-геофизических исследований (ПГИ) нагнетательных скважин показал, что наименее проницаемый пропласток не принимает закачиваемую воду, если соотношение проницаемостей пропластков продуктивного пласта превышает значение 5,0 [32, 33, 34]. Причиной отмеченной закономерности могут служить аномальные

свойства пластовых нефтей. Исследованиями И.Л. Мархасина показано, что вязкость нефти в граничных слоях на поверхности продуктивной породы в 5 - 10 раз выше вязкости нефти в объеме [44]. Благодаря этому при существующих градиентах давления в разрабатываемых пластах граничные слои нефти остаются неподвижными. Учитывая то, что со снижением размеров пор растет доля нефти, сосредоточенной в граничных слоях, коэффициент вытеснения в низкопроницаемых пропластках снижается, усиливая темп обводнения скважин за счет холостого движения закачиваемой воды по промытым высокопроницаемым.

Согласно мнению Н.И. Хисамутдинова тот факт, что абсолютная проницаемость кернов меловых отложений для воды вдвое ниже, чем для газа, обусловлен набухаемостью глин цемента пород [42]. Фильтрационные эксперименты, выполненные А.Г. Телиным на кернах ачимовской толщи Средне-Балыкского месторождения, показали, что благодаря набухаемости глинистого цемента породы при контакте с водой точка ее равных относительных фазовых проницаемостей (ОФП) при снижении газовой проницаемости с 220 до 20 мД. смещается в сторону большей нефтенасыщенности [42]. Благодаря этому коэффициент вытеснения снижается до 0,406 при его расчетном значении для данной абсолютной проницаемости 0,434, что интенсифицирует опережающее обводнение скважин. Аналогичный «псевдофобный» характер имеют диаграммы ОФП глинизированных песчаников объекта БВ6 Локосовского месторождения и ЮВ1 Покомасовского [42].

Трещинность продуктивного пласта. Ф. Крейг [2] называет трещинность пласта одной из форм его геологической неоднородности. Исследованиями трещинности коллекторов и ее влияния на эффективность разработки нефтяных месторождений занимались Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, Ю.П. Желтов и другие ученые. Ф. Крейг [2] пишет, что в продуктивном пласте, имеющем в начальный период разработки слабые признаки трещинности, трещины могут развиться при нагнетании воды. При эксплуатации залежи на режиме истощения снижается ее пластовое давление. Поэтому при переводе скважины под нагнетание в ней под

действием столба воды и за счет резкого охлаждения ПЗП происходит гидроразрыв (эффект атоГРП) [9]. Согласно С.Н. Закирову [50] он усиливается с ростом количественного соотношения добывающих и нагнетательных скважин, обусловливающем необходимость увеличения давления нагнетания.

Развитию техногенной трещинности ПЗП нагнетательных скважин в ходе их дальнейшей работы способствует некачественная подготовка закачиваемой воды [9]. Факторами, способствующими данному явлению, являются присутствие мехпримесей в закачиваемой воде, а также солевая несовместимость закачиваемой и пластовой вод [42]. Механические примеси, содержащиеся в закачиваемой воде, по кольматирующей способности можно расположить в следующем порядке: продукты коррозии металла > песок и глина > карбонат кальция > сульфид железа > сульфаты кальция, бария и т.д. Система ППД сама является источником мехпримесей, поставляющим в пласт более трети всего объема загрязнений [51, 52]. В закачиваемую воду привносятся ионы железа в закисной и окисной формах. Закисное железо при контакте с кислородом переходит в окисное, которое формирует суспензии, загрязняющие ПЗП. Кольматация ПЗП мехпримесями побуждает увеличивать давление нагнетания для сохранения объемов закачки, что приводит к дальнейшему развитию трещин [9, 18, 48]. А При закачке в пласт подтоварной воды к описанному добавляется отрицательное влияние содержащихся в ней остаточных нефтепродуктов [53].

Геологическим фактором, усиливающим отрицательное влияние трещинности пласта на эффективность разработки нефтяной залежи, является низкая проницаемость коллектора (НПК). Исследования по теме НПК осуществляли такие отечественные ученые как А.А. Боксерман, Б.Т. Баишев, А.Т. Горбунов, Ю.В. Желтов, П.И. Забродин, О.П. Иоффе, Р.А. Максутов, А.Х. Мирзаджанзаде, А.Я. Хавкин и др. В частности, по данным А.Я. Хавкина геологической особенностью НПК является двухмодальное распределение пор по размерам, обусловливающее высокую удельную поверхность и высокую микронеоднородность пород [54]. Это обусловливает отмеченную И.Т. Мищенко

[17] особенность залежей с НПК, заключающуюся в невысокой эффективности как заводнения, так и методов повышения КИН.

Анизотропия пласта по проницаемости, измеряемая величиной отношения вертикальной проницаемости монолитного пласта к его проницаемости по латерали, попределяет интенсивность обводнения скважины подошвенной водой. Сравнение величин обводненности скважин, обводняющихся за счет конуса воды, с рассчитанными по формуле М.М. Глаговского - М.А. Чарного [20] показало, что фактическая обводненность ниже расчетной вследствие того, что формула не учитывает проницаемостную анизотропию пласта. Ее влиянием М. Маскет объясняет длительные безводные периоды эксплуатации скважин ЗПВ, [4]. Поэтому данная характеристика пласта является одним из факторов, определяющих темп обводнения скважин ЗПВ.

По мнению С.Н. Закирова [50] изучение механизмов обводнения скважин, положительного действия технологий увеличения охвата пласта заводнением, ОВП и РИР в скважинах, а также форсирования в них отборов жидкости (ФОЖ), как гидродинамического метода повышения КИН, возможно проведением численных исследований в гидродинамическом симуляторе нефтяного пласта.

1.2 Методы диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин

Для оценки источников обводнения нефтяных скважин при подборе объектов проведения РИР, работ по ОВП или по увеличению охвата пласта заводнением в промысловой практике используются промыслово-геофизические исследования (термометрия, расходометрия, резистиметрия, радиометрия, шумометрия и др.) достаточно дорогие и позволяющие дать результат лишь на момент исследования [55]. Область применения ПГИ при этом имеет ограничения. Они не позволяют обнаружить обводнение скважины водой, поступающей из продуктивного пласта в присутствии ЗКЦ снизу, не могут количественнно оценить долю подошвенной или чуждой воды в продукции скважины, что не редко приводит к недостаточно эффективным РИР.

Для определения обводняющего пласта или горизонта не редко используется химико-аналитический метод, заключающийся в сравнении результатов химического анализа попутной воды с геологической информацией о химическом составе пластовых вод различных горизонтов [56].

Графо-аналитические методы диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин в практике почти не используются, хотя в литературе отмечено достаточное количество посвященных им работ [15, 57, 58, 59, 60, 298].

Задачей диагностики водопритоков в скважине является ответ на вопросы:

• каковы механизмы обводнения скважины имеют место?

• является ли обводненность продукции данной скважины избыточной?

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Куликов Александр Николаевич, 2019 год

Список литературы:

1. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Нью-Йорк -Даллас, 1971. Пер. с англ. под ред. проф. В.Л. Данилова. - М. : Недра, 1974. - 192 с.

2. Крейг Ф.Ф. Физические и гидродинамические аспекты заводнения нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1971.

3. Крылов А.П., М.М.Глоговский, М.Ф.Мирчинк, Н.М.Николаевский, И.А.Чарный. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск : Ин-т компьютерных исследований, 2004. - 416 с.

4. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. - М. : Ижевск, Институт компъютерных исследований, 2004. - 608 с.

5. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика: Учебное пособие для нефтяных вузов под ред. Л.С.Лейбензона. - Л.: Гостоптехиздат, 1949.-525с.

6. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений/ Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Зайцев В.М., Коротаев Ю.П. и др. М.: Недра, 1988.- 302 с.

7. Абызбаев И.И., Леви Б. П. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1979. - 48 с.

8. Абызбаев И. И., Сыртланов А. Ш., Викторов П. Ф., Лозин Е. В. Разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. -Уфа : Китап, 1994. - 180 с.

9. Бейли Б., Крабтри М, Тайри Д. и др. Диагностика и ограничение водопритоков // Нефтегазовое обозрение. - 2001.- № 1.- С. 44-67.

10. Владимиров И.В., Казакова Т.Г., Вафин Р.В., Тазиев М.М., Чукашев В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязко и высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. - 2004. - № 6 - С. 73-77.

11. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М. : ОАО "Издательство "Недра", 1998.

- 365 с.

12. Иванова М.М., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Особенность эксплуатации залежей нефти при заводнении. Серия "Нефтепромысловое дело» : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ. - М., - 1980. - С. 63.

13. Калганов В.И., Сургучев М.Л., Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. - М. : Недра, 1965. - 263 с.

14. Лысенков Е.А. Предупреждение раннего обводнения скважин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 1. - С. 61-63.

15. Меркулова Л.И., Гинзбург А.А. Графические методы анализа при добыче нефти. - М.: Недра, 1986. - 105 с.

16. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том I. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1995. - 492 с.

17. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Мищенко И.Т. // Сборник научных трудов ГАНГ. - М.,1992. - № 236 - 154 с.

18. Спарлинг Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений // Нефть, газ и нефтехимия. - 1984. - №3. -С. 12-17.

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

20. Чарный И.А. Подземная гидро-газодинамика. - М. : Гостоптехиздат, 1963.

- 345 с.

21. Абабков К. В. Влияние геологических особенностей строения Восточно-Правдинского месторождения на показатели разработки и обводненность добываемой продукции // Нефтепромысловое дело.- 1999.- № 12.- С.12-17.

22. Антонова И.П., Буторин О.Б., Владимиров В.Т., Погонищев В.И.. Влияние

нефтенасыщенности и проводимости коллекторов водонефтяных зонах Мамонтовского месторождения на величину начальной обводненности продукции скважин // Нефтепромысловое дело. - 1998. - № 4-5. - С.32-37.

23 Чукашев В.Н. Характеры зависимости текущей обводненности от реализуемых параметров разработки водоплавающих залежей Муслимовского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2005. - №1.

- С. 24-28.

24. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 307 с.

25. Саттаров М.М., Сабиров И.Х. Пути увеличения коэффициента нефтеотдачи. - Уфа : Башкирское книжное издательство, 1969. - 103 с.

26. Абдрашитов Д. А., Земцов Ю. В., Хасаншин Р. Н. Проблемы водоизоляционных работ в условиях водоплавающих залежей нефти // Интервал. 2001. - № 6. - С. 3-5.

27. Давлетбаев Д.Ш., Хангильдин Г.Н. Лабораторные и промысловые исследования с целью создания надежного цементного кольца во вновь пробуренных нагнетательных и эксплуатационных скважинах // Фонды УфНИИ, 1965.

28 Гомзиков В.К., Молотова Н.А. Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности // Нефтяное хозяйство.

- 1977. -№12. - С. 24-25.

29 Абасов М. Т. Статистическая оценка конечной нефтеотдачи по залежам Азербайджана // Геология нефти и газа. - 1974. - № 2.

30. Исследование влияния основных геологических и технологических факторов на конечную нефтеотдачу пластов при водонапорном режиме / В.К. Гомзиков , Н.А. Молотова, А.А. Румянцев // Труды ВНИИ. - М., 1977. - Вып. 58.

31. Кожакин С.В. Статистические исследования нефтеотдачи месторождений Урало-Поволжья, находящихся на поздней стадии разработки. РНТС «Нефтепромысловое дело». - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1972.- № 7. - С. 6-11.

32. Дияшев Р.Н. Комплексные исследования последствий совместной разработки могопластовых месторождений. Практические рекомендации. // Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». - 17-19.03.2003 г.

33. Дияшев Р.Н. Некоторые причины негативных последствий совместной разработки многопластовых объектов и направления их учета при формировании эксплуатационных объектов // Доклад на ЦКР.- 24.06.2004 г.

34. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. - М. : Недра, 1984. - 208 с.

35. Лысенко В.Д. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения. // Нефтепромысловое дело. - 2002. - № 6. - С. 10-16.

36. Мартынцев О.Ф., Парахин Б.Г., Кляровский Г.В., Сабанеева Н.С. Совершенствование разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1984. - 59 с.

37 Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1987. 248 с.

38. Саттаров М.М., Андреев Е.А. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. - М. : Недра, 1968. - 236 с.

39. Дементьев Д.Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных. - М. : Недра, 1966. - 205 с.

40. Рац М.В. Неоднородность горных пород и их физических свойств. - М.: Наука, 1968. - 110 с.

41. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. М.: Недра, 1967. - 132 с.

42. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М., Телин А.Г. и др. Разработка нефтяных месторождений . т. I . - М.: Изд. ВНИИОЭНГ, 1994. - 239 с.

43. Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А. Особенности заключительной стадии разработки при применении жестко-водонапорного режима // Нефтепромысловое дело.- 1998. - № 4-5. - С.

17-22.

44. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.-М.:Недра,1977. - 214 с.

45. Сургучев М.Л. Темп разработки - нефтеотдача пластов (обзор исследований) // Нефтяное хозяйство. - 1981. - № 11. - С. 25-29.

46. Сургучев М.Л. Регулирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. - М.: Гостоптехиздат, 1960.

47. Иванова М.М., Чоловский И.П., Гутман И.С., Брагин Ю.И. Методы изучения неоднородности продуктивных пластов, разрабатываемых с применением заводнения. Серия «Нефтепромысловое дело» : обзор. информ. / ВНИИОЭНГ - М., - 1981. - С. 48.

48. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. -М : ЮКОС, 2001. - 141 с.

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

50. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. - М : Недра, 2004. - 520 с.

51. Оценка пригодности воды для закачки в пласты / А.Д. Ли , А.К. Порман , А.С. Губарева , Р.Х. Зиятдинов ,Ю.Н.Ю.Н. Волков , Л.П. Винников // Вопросы бурения скважин и добычи нефти. Труды ТатНИИ. - Ленинград, 1966. Вып.1Х. С. 299-308.

52. Тронов В.П., Тронов А.В., Галимов Р.Х., Фаттахов Р.Б. «Каскадная технология очистки сточных вод» // Сб. трудов ТатНИПИнефть «Научный потенциал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века». - Бугульма, 2000 г.

53. Тронов В.П., Ли А.Д., Закиев Ф.А., Тронов А.В., Жеребцов Е.И. Источники загрязнения и эффективные методы очистки сточных вод с учетом коллекторских свойств пласта // Нефтепромысловое дело. 1998. -№ 1. - С. 8-12.

54. Хавкин А.Я. Приоритетные программы применительно к особенностям

нефтегазосодержащих коллекторов. Исследования низкопроницаемых коллекторов. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. - 1993. - №3. - С. 4-7.

55. Валиуллин Р.А., Дорофеев B.C., Первушина Н.А. Опыт применения термометрии для обнаружения затрубной циркуляции в процессе эксплуатации насосных скважин // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 6.- С. 36-36.

56. Якубов М.Р., Якубова С.Г., Тагирзянов М.И. и др. Определение водопритока в скважину из неперфорированного интервала на основе комплексного анализа состава и свойств добываемой продукции. Интервал. № 11-12 (02 - 03) 2005. С. 61-63.

57. Серебрянников И.В., Мальшаков Е.Н. Особенности подбора скважин -кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ // Нефть Газ Новации. - 2012. - № 7.- С. 77-78.

58. Фаттахов И.Г. Методика идентификация путей обводнения нефтяных скважин. Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело.- 2011.- № 3. - С. 154-159.

59. Денисов С.Б., Евдокимов И.ВС., Рудач В.С. И др. Применение диагностических диаграмм для оценки причин высокой обводненности скважин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С.64-66.

60. Шорохов А.Н., Азаматов М.А. Внедрение программного модуля оперативной диагностики источника обводнения на нефтяных добывающих скважинах. Георесурсы 2 (52) 2013. С. 11-13.

61. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. - Санкт-Петербург: Недра. 2004.

62. Тазиев М.М., Сагитов Д.К. Методические основы прогнозирования динамики прогресса обводнения добывающих скважин на основе промысловой геолого-технической информации о строении

эксплуатируемых объектов и режимах работы скважины // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 12. - С. 25-39.

63. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей.- М.: Недра,1976. -247 с.

64. Маричев Ф.Н., Сафин В.Г., Глазков А.А. Особенности обводнения скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения // Нефтепромысловое дело.- 1980. - № 4. - С. 3-5.

65. Межотраслевой научно-информационный тематический сборник. Газетная и журнальная информация / Под. ред. академика Тищенко А.С. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - часть 1.

66. Усманов Т.С., Афанасьев И.С., Хатмуллин И.Ф., Мухамедшин Р.К, Муллагалин И.З., Телин А.Г. Снижение рисков при проведении ремонтно-изоляционных работ // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 8. - С. 11-14.

67. Латыпов А.Р., Куликов А.Н., Стрижнев В.А., Корнилов А.В. Совершенствование методики выбора скважин для проведения работ по изоляции источников обводнения в добывающих скважинах // Нефть. Газ. Новации.-2009.-№ 5-6. - С.91-95.

68. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А. и др. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия // Нефтяное хозяйство.- 2000.- № 12. - С.12-15.

69. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Игдавлетова М.З. Методология выбора участков для воздействия МУН // Вестник инжинирингового центра ЮКОС.- 2002.- №5.- С. 6-9.

70. Пахольчук А.А., Стрешинский И.А., Санников В.А. Дифференциальная оценка остаточных извлекаемых запасов - основа повышения нефтеотдачи объекта. // Интервал. - № 6. - 2001. - С. 29-30.

71. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Котенев Ю.А. и др. Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкирии // Нефтепромысловое дело. - 1994. - № 5. С. 4-6.

72. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров К.М., Котенев ЮА.,

Мухамедшин В.Ш., Сидиев А.В. Геолого-технологическое обоснование и прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных территорий. - Уфа : УГНТУ, 1997. - 115 с.

73. Хайрединов Н.Ш., Андреев В.Е., Федоров КМ., Котенев Ю.А. Прогнозирование применения методов увеличения нефтеотдачи для крупных нефтегазоносных регионов. - Уфа : Гилем, 1997. - 105 с.

74. Сазонов Б.Ф. Выбор участков нефтяной залежи для осуществления методов увеличения нефтетдачи пласта// Интервал.- 2001 - №6.- С.27-28.

75. Исмагилов Т.А., Куликов А.Н., Середа И.А., Тазиев М.М. О методологии выбора участков для применения МУН на примере Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. -1999. - № 3. - С. 43-50.

76. Хатмуллин Ф.Х., Назмиев И.М., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Загидуллина Л.Н., Султанов Ш.Х. Геолого-технологичекие особенности разработки нефтяных месторождений северозапада Башкортостана. - М. : Изд.ВНИИОЭНГ, 1999.- 283 с.

77. Румянцева Е.А. Оптимизация параметров потокоотклоняющих технологий увеличения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующих композиций. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Уфа, 2003.

78. Захаров В.П., Исмагилов Т.А., Телин А.Х., Силин М.А. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений. Москва: РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2010. - 225 с.

79. Саркисян С.Г., Котельников Д.Д. Глинистые минералы и проблемы нефтегазовой геологии. - М.: Недра, 1971. - 184 с.

80. Тронов А.В. «Научное обоснование и создание комплекса технологий очистки нефтепромысловых вод для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений». // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. - Бугульма, 2001.

81. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М: «Нефть и газ». 2003 г.-216 с.

82. Межотраслевой научно-информационный тематический сборник. Газетная и журнальная информация / Под. ред. академика Тищенко А.С. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2004. - часть 1.

83. Исмагилов Т.А., Середа И.А., Мухамедшин Р.К.., Рязанцев Е.А.. Прогноз эффективности и выбор скважин для ОПЗ нефтяными растворителями с целью восстановления их продуктивности. Нефтепромысловое дело. 4-5. 1998. С. 46 - 50.

84. Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Потамов А.М. и др. Обоснование выбора скважин для проведения ОПЗ. Нефтепромысловое дело. 4-5. 1998.С.61-63.

85. Способ интенсифицирующий приток нефти обработки призабойных зон скважин: пат. № 2064574 Рос. Федерация / Латыпов А.Р.; Манапов Т.Ф.; Баринова Л.Н.; Хисамутдинов Н.И.; Рязанцев А.Е.: Заявитель и патентообладатель ВНИИЦ "Нефтегазтехнология" заявл. 27.07.1996.

86. Х. Мукерджи. Производительность скважин. - М, ЮКОС, 2001, - 183 с.

87. Р. Эрлагер. Гидродинамические методы исследования скважин. 2006.-Ижевск. АНО «Институт компьютерных исследований». - 512 с.

88. Щелкачев В. Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации в 2-х частях. Ч.1. - М. : Нефть и газ, 1995. - 586 с.

89. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Временное методическое руководство по выбору скважин и оценке эффективности форсированного отбора жидкости. - Азинефтехим им. М. Азизбекова. Баку, 1984.

90. Казаков А.А. Использование метода распознавания образов для прогнозирования эффективности перевода скважин на форсированный отбор жидкости. // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 12. - С.18-19.

91. Интенсификация разработки нефтяных залежей на поздней стадии / Б.Ф. Сазонов, А.И. Губанов, В.С. Ковалев, В.И. Колганов, В.А. Шабанов // Труды Гипровосток. - Куйбышев, 1976. - Вып. ХХМП.- С. 9.

92. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора

жидкости. Обзорная информация. Сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений" - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1988. - 368 с.

93. Абызбаев И. И., Сергеев В. Б., Чепайкин А. И., Лукьянова З. М., Гиниатуллина Р. П. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство.- 1981.- № 6.- С. 31-35.

94. Влияние темпа отбора жидкости на динамику обводнения залежей высоковязких нефтей (на примере пласта Б2 Радаевского месторождения) / А.Н. Горбатова, В.С. Ковалев, А.Ф. Шарапова // Труды Гипровостокнефть. - Самара, 1976. - Вып. 27.- С. 42-47.

95. Мосунов А.Ю., Сонич В.П., Черемисин Н.А., Климов А.А., Шеметилло В.Г. Условия успешного применения форсированного отбора жидкости на месторождениях Западной Сибири // Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений». 17-19.03.2003 г.

96. Егурцов Н.Н., Казаков В.А., Кременная С.Г. Анализ эффективности внедрения форсированного отбора жидкости на Самотлорском месторождении. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти // Сборник научных трудов. Вып. 94. - М. : ВНИИ,1986. - С. 32-44.

97. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. - М. : КубК-а, 1997. - 532 с.

98. Цинкова О.Э., Мясникова Н.А. Особенности разработки сложнопостроенных залежей нефти. Обзор научных трудов ВНИИ. Вып. 94. - М. : 1986. - С. 53-63.

99. Баймухаметов К. С., Еникеев В. Р., Сыртланов А. Ш., Якупов Ф. М.. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. - Уфа : Китап, 1993. - 280 с.

100. Еникеев В.Р., Козлов Ю.А., Латыпов Ш.С. Влияние геолого-промысловых условий разработки на эффективность форсированного отбора жидкости // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 11. - С. 32-34.

101. Дьячук И.А., Кардаш Д.Е., Маланченко А.А.. Применение

форсированного способа эксплуатации на заключительной стадии разработки // Нефтепромысловое дело. - 1998. - №4-5.- С. 23-29.

102. Сомов В.Ф., Калинин В.В. Форсирование отборов жидкости на месторождениях нижнего Поволжья // Сборник трудов БашНИПИнефть. Вып. 79. Уфа 1989. - С. 92-97.

103. К вопросу интенсификации добычи нефти установления оптимальных темпов разработки отдельных площадей крупного месторождения / М.М. Саттаров, И.Х. Сабиров // Труды УфНИИ. - Уфа, 1968. - Вып.ХХ1У.

104. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев В.Л. Эффективность форсированного отбора жидкости из скважин горизонта АВ4-5 Самотлорского месторождения. // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 1. - С. 75-78.

105. Шустеф И.Н., Стадникова Н.Е. Применение ФОЖ на месторождениях с разной геолого-промысловой характеристикой // Нефтяное хозяйство.-1980.- №12.- С.40-43.

106. Алмаев Р. Х., Рахимкулов И. Ф. Основы полимерного воздействия на пласт чередующейся закачкой растворов. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1992. -Нефтепромысловое дело. - № 8. - С. 22-26.

107. Кукин В.В., Соляков Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов. Серия "Нефтепромысловое дело" : обзор. информ. Вып. 21(45) / ВНИИОЭНГ- М., - 1982.

108. Гумерский Х.Х., Мамедов Ю.Г., Шахвердиев А.Х. Состояние и перспективы внедрения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов в мире. Сб. научн. трудов ВНИИнефть, Вып. 125. М., 2001, с. 5-24.

109. Состав для изоляции водопритока в скажину : пат. 2142043 Рос. Федерация / Абатуров С. В., Старкова Н. Р., Шпуров И. В., Рамазанов Д. Ш., Чернавских С. Ф. : заявитель и патентообладатель ОАО НК "ПАРИТЕТ". - № 98107388/03 ; заявл. 14.04.1998; опубл. 27.11.1999.

110. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину : пат. 2133337 Рос. Федерация / Южанинов П. М., Чабина Т. В., Качин В. А. :

заявитель и патентообладатель ОАО "ПермНИПИнефть". - № 97106965/03 ; заявл. 29.04.1997; опубл. 20.07.1999.

111. А.С. 1059126 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Полимерный состав для изоляции пластов в скважине /В.А. Волошин, Л.В. Палий (СССР).

112. Способ добычи нефти : пат. 2138629 Рос. Федерация / Южанинов П. М., Чабина Т. В., Качин В. А. : заявитель и патентообладатель ОАО "ПермНИПИнефть".- № 97106965/03; заявл. 29.04.1997 ; опубл. 20.07.1999.

113. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков в скважину: Патент РФ 2133337. Южанинов П.М., Чабина Т.В., Качин В.А. Опубл. 20.07.1999.

114. Состав для изоляции водопритока в скажину: пат. 2142043 Рос. Федерация / Абатуров С.В., Старкова Н.Р., Шпуров И.В., Рамазанов Д.Ш., Чернавских С.Ф.: Опубл. 27.11.1999.

115. И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара, 2000 - 336 с.

116. Григоращенко и др. Применение полимеров в добыче нефти. -М.: Недра, 1978.

117. В.В. Девятов, Р.Х. Алмаев, П.И. Пастух, В.М. Санкин. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района.- М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

118. Швецов И., Бакаев Г., Кабо В., Перунов В., Соляков Ю. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт// Нефтяное хозяйство. - 1994. - №4 - С. 37-41.

119. Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы // Нефтяное хозяйство. - 1992. - № 4. - С. 30-31.

120. Кадыров Р.Р., Мутин И.И., Юсупов И.Г., Барабанов В.П. Исследование водоизолирующих свойств полимеров // Изв. ВУЗов. Сер. Нефть и газ. -1983. - №12.

121. Хасанов М.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П. и др. Применение

сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №7. - С.110-112.

122. Каушанский Д.А., В.Б. Демьяновский, М.Д.Батырбаев. Создание и промышленное внедрение технологии физико-химического воздействия на продуктивные пласты нефтяных месторождений полимерно-гелевой системой "Темпоскрин" - технологии нового поколения // Нефтепромысловое дело. - 2006. - №8. - С. 28-37.

123. Способ получения добавки к закачиваемой в пласт воде : пат. 2127359 Рос. Федерация / Е 21 В 43/22 / Каушанский Д.А., Демьяновский В.Б. -Заявл.29.05.98; опубл.10.03.99; Б.И. № 7.2

124. Гелеобразующий полимерный материал для выравнивания профиля приемистости и водоизоляции скважин и способ и установка для его получения : пат. 2180393 Рос. Федерация / Ремнев Г.Е., Пушкарев А.И., Кондратьев Н.А., Телин А.Г., Свирский Д.С.: заявитель и патентообладатель ОАО НК "ПАРИТЕТ". - № 2001107627/03 ; заявл. 26.03.2001 ; опубл. 10.03.2002.

125. Телин А., Хлебникова М., Сингизова В. и др. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт //Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002, №4, С. 41-45.

126. Молчан И.А., Палий А.О. Перспективная технология ограничения водопритоков в добывающие скважины // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1993. - №8. - С.45-58.

127. Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химиических реагентов для интенсификации добычи нефти // Справочник.- М. : Недра, 1991. - 384 с.

128. Рахимкулов Р.Ш. Увеличение добычи нефти на обводняющихся месторождениях методами глубокого обратимого тампонирования призабойной зоны скважин // Нефт. хоз-во. - 1991. - №2. - С.41-45.

129. Парасюк А.В., Галанцев И.Н., Суханов В.Н., Исмагилов Т.А., Телин А.Г.,

Баринова Л.Н., Игдавлетова М.З., Скороход А.Г. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритока // Нефтяное хозяйство, 1994, № 2, С. 64-68.

130. Усов С.В., Тень О.П., Рябоконь С.А., и др. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами // Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 7. - С. 41 - 43.

131. Крутько Н.П., Воробьева Е.В., Мажайко Е.Ф. Комплексообразование между лигносульфонатами и формальдегидной смолой в водосолевой среде // Журнал прикладной химии. - 1988. - №3.

132. Юлбарисов Э.М., Фаизов Ш.М., Симаев Ю.М. Исследования фильтрационных характеристик водных растворов симусана и его композиций на двухслойной модели пласта // Нефтяное хозяйство. - 1996. - №3. - С. 31-34.

133. Газизов А.Ш. Повышение нефтеотдачи пластов ограничением движения вод химическими реагентами // Нефтяное хозйство. - 1992. - №1. - С. 2022.

134. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Адыгамов В.С., Газизов А.А. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 1998. - №2. - С.12-14.

135. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Научно-технологические основы применения полимер-дисперсных систем для увеличения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №11. - С.52-56.

136. Сулейманов Э.И., Хисамов Р.С., Ибатуллин Р.Р., Волков Ю.А., Плотникова И.Н. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. - Казань: «Новое издание», 1998. - 360 с.

137. Ахметов А., Михальчук Т., Решетников А., Хакимов А., Хлебникова М., Телин А. Физическое моделирование фильтрации водонефтяных эмульсий в пористой среде // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. - 2002. -№ 4. - С. 25-31.

138. Инструкция по применению технологии закачки эмульсии на основе эмульгатора Нефтенол НЗ для повышения нефтеотдачи пласта : РД 3905753490-056-2000. - Сургут, 2000. - 26 с.

139. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. и др. Регулирование кинетических и реологических характеристик гелеобразующих систем для увеличения нефтеотдачи. // Химия нефти и газа: Материалы IV международной конференции.- Томск: <^ТТ», 2000.Т.1. - С. 469 - 473.

140. Кувшинов В.А., Стасьева Л.А.. Гель-технологии для увеличения охвата тепловым воздействием залежей высоковязких нефтей. Интервал, №6(17), 2000, С. 3-7.

141. Галимов Ш.С. Лабораторные исследования композиций на основе термотропных составов для гелевого воздействия на пласт // Андреев В.Е., Котенев, Ю.А., Чижов А.П., Пташко О.А. Сборник трудов Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасностисистемы транспорта нефти, нефтепродуктов и газ. проблемы и методы рационального использования нефтяного попутного газа". Материалы научно-практической конференции 26 мая 2010 г. - Уфа, 2010. С. 79-80.

142. Гелеобразующий состав для повышения нефтеотдачи пластов : пат. 2185504 Рос. Федерация / Гаевой Е.Г., Галимов И.М., Кузнецова Л.А., Кузнецова Л.А. и др. : заявитель и патентообладатель ЗАО "ХИМЕКО-ГАНГ". - № 2000125013/03; заявл. 04.10.20; опубл. 20.07.2002.

143. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент РФ №2475635 / Муляк В.В., Чертенков М.В., Силин М.А., Магадова Л.А. //Опубликовано 20.02.2013. - Бюл. №5.

144. Галыбин А.М., Соркин А.Е., Каримов В.Г. Результаты применения силиката натрия для ограничения водопритоков на месторождениях Удмуртии // Сб. научных трудов Всес. нефтегазНИИ. - 1988. - №102.

145. Кан В.А., Поддубный Ю.А., Сидоров И.А. и др. Гидрогели из растворов силиката натрия // Нефтяное хозяйство. - 1984. - №10.

146. Комиссаров А.И., Газиев К.Ю. Применение силикатных составов для

ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефтяное хозяйство.- 1992.- №8.- С. 13-14.

147. Комиссаров А.И., Соколов А.А. Селективное ограничение водопритоков из низкопроницаемых глубокозалегающих пластов / Сев. Кав.НИПИнефть. - Грозный, 1989. - Деп. в ВНИИОЭНГ 10.08.89 №1766.

148. Тагиров Ю.Д., Мусаев Л.А., Халилов Э.Г. и др. О возможности применения щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле.-№6.- 1987.

149. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. - М.: Недра, 1998.

150. Хачатуров Р.М., Комиссаров А.И., Соколов А.А. Ограничение водопритоков из глубокозалегающих пластов // Нефт. хоз-во.- 1988.- №9.

151. Технология селективной внутрипластовой изоляции водопромытых пластов и прослоев // Нефт. хозяйство. - 1988. - № 6.

152. Джабраилов К.Т., Мусаев Р.А. Применение щелочно-силикатных растворов для снижения притока вод в эксплуатационные скважины // Кратк. тез. докл. науч.-техн. сов. - Бугульма, 1989.

153. Галыбин А.М., Каримов В.Г., Кан В.А. Применение силиката натрия для водоизоляционных работ в скважинах ПО "Удмуртнефть" // Сб. науч. тр. Всес. нефтегазНИИ. - 1991. - № 108.

154. Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия для увеличения нефтевытеснения // Нефтяное хозяйство. -1990. - № 7. - С. 27-29.

155. Густов Б.М., Хатмуллин А.М., Асмоловский В.С. и др. Промысловые испытания гелевых технологий на Арланском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 1996. - №2. - С. 36-38.

156. Состав для блокирования водоносных пластов : пат. 2124622 Рос. Федерация / Старшов М. И., Айдуганов В. М. : заявитель и

патентообладатель ООО "Инженерно-производственный центр". - № 97109433/03 ; заявл. 04.06.1997 ; опубл. 10.01.1999.

157. Состав для изоляции водопритока в скважину. Пат. 2099520 Рос.Федерация. /Рыскин А.Ю., Беликова В.Г., Рамазанов Р.Г. заявитель и патентообладатель Научно-производственное товарищество с ограниченной ответственностью "Нафта-С". заявл. 19.06.1995; опубл. 20.12.1997.

158. Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухтаров Я.Г., Ширгазин Р.Г. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий // Нефтяное хозяйство.-1996. - № 2.- С. 39-43.

159. Ступоченко В.Е. Применение катионактивных полиэлектролитов для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №12. - С. 29-31.

160. Сулейманов Э.И., Волков Ю.А., Голубев Г.В., Чекалин А.Н. Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28 мая 1996 г.- Казань: Новое Знание, 1997.304 с.

161. Способ изоляции зоны флюидопроявления в скважине : пат. 2245988 Рос. Федерация / Хисметов Т.В., Хасаев Р.А. : заявитель и патентообладатель ЗАО "НТЦ ГеотехноКИН". - № 2004113126/03; заявл. 29.04.2004 ; опубл. 10.02.2005.

162. Пат. РФ № 2089723. Способ разработки нефтяных месторождений / Мухаметзянова Р.С., Еникеев Р.М., Фахретдинов Р.Н. Заявл. 11.12.92; опубл. 11.12.97. Кл 6Е 21В 43/22 // Б. И. № 15. - 1997. - С. 112.

163. Овсюков А.В., Гафиуллин М.Г., Максимова Т.Н. и др. Возможность применения гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента // Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 1.

164. Овсюков А.В., Максимова Т.Н., Сафин С.Г., Гафиуллин М.Г. Исследование водоизолирующих свойств гелеобразующих композиций на основе цеолитсодержащего компонента // Нефтепромысловое дело.-1997.- № 2.- С. 5-7.

165. Максимова Т.Н., Кононова Т.Г., Фахретдинов Р.Н., Овсюков А.В., Блинов С.А., Гафиуллин М.Г. Гелеобразующие композиции на основе цеолитного компонента.- Уфа: Изд-во «Гилем», 1998. - 238 с.

166. Газизов А.А. Развитие технологии комплексного воздействия -эффективное решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов // Нефтепромысловое дело.- 2001.- № 11.- С. 4-10.

167. Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов А.В. Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида // Нефтяное хозяйство .-1996.- №2.- С. 32-35.

168. Некрасов В.И., Глебов А.В., Шергазин Р.Г., Андреев В.А. Научно-технические основы промышленного внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на Лангепасской группе месторождений Западной Сибири. - Лангепас -Уфа : «Белая Река», 2001. - 273 с.

169. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А. и др. Комплексные методы повышения нефтеотдачи обводненных неоднородных пластов // Материалы IV международной конференции "Химия нефти и газа» г. Томск. 2-6 октября 2000. // Томск. - 2000. - Т.1 - С. 457-461.

170. Ручкин А.А., Ягофаров А.К. Оптимизация применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении. -Тюмень : Вектор Бук, 2005. - 165 с.

171. Юнусов Ш.М., Кандаурова Г.Ф., Галимов Р.Х., Курочкин Б.М. Применение водонабухающего полимера (ВНП) при ремонтно-изоляционных работах в НГДУ Лениногорскнефть АО Татнефть // Нефтепромысловое дело. - 1999. - №9. - С. 33-40.

172. Юнусов Ш. М., Капырин Ю. В., Галимов Р. Х., Курочкин Б. М. Проведение ремонтно-изоляционных работ с применением водонабухающего полимера в НГДУ Лениногорскнефть // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №2. - с. 27-29.

173. Алмаев Р.Х. Применение композиций полимеров и НПАВ для вытеснения нефти // Нефт. хояйство.- 1993.- №12.- С. 22-24.

174. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра,1983.- 312 с.

175. Хисамутдинов Н.И., Тахаутдинов Ш.Ф., Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Тазиев М.З., Нурмухаметов Р.С. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2001. -184 с.

176. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. - М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - С. 14-16.

177. Л.Х.Ибрагимов, И.Т.Мищенко, Д.К.Челоянц. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000 - 414 с.

178. Бальдеков А.У., Каштанов Е.П., Симонов В.А. Применение тампонажных составов на основе полиуретанов для изоляционных работ. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1986. / Обзорная информ. Сер. Нефтепромысловое дело; Вып. 21 (128).

179. Клещенко И.И. Гелеобразующие составы на основе силиката щелочного металла // Нефтепр. дело. - 1997.- №8-9.- С.15-16.

180. Способ изоляции водопритоков с помощью гелеобразования растворов производных кремниевой кислоты пат. № 2065442 Рос. Фнднрация / Титов В. И., Дерябин В. В., Ахимов Н. И. Заявл. 28.0495; опубл. 20.08.96. Кл. С 07F 7/04, Е 21В 33/138 // Б. И. № 28.- 1996.- С. 163.

181. Политов А., Ломовский О., Телин А., Хлебникова М., Сермягин К. Новый подход к производству силикатных тампонирующих материалов в промысловых условиях //Вестник Инжинирингового Центра ЮКОС. -2002, - № 4, С. 46-48.

182. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Низамов Р.Х., Марданов А.Ф., Шнуров И.В., Рамазанов Р.Г., Касимов Р.С. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды // Нефт.хозяйство. -1998.-№2.- С. 24-28.

183. Земцов Ю.В., Белогуров В.В., Ротанова О.А. Исследование свойств тампонажного материала на основе полифенилэтоксисилоксана //

Строительство скважин и совершенствование вскрытия продуктивных пластов в Западной Сибири: - Тюмень : СибНИИНП, 1982.

184. Ковардаков В.А., Духненко Е.М., Комаров Н.В. и др. Элементорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. - 1978. - №1.- С. 40-42.

185. Маслов И.И., Бичкевский А.Д., Левченко И.А., Губенко И.М. Селективная изоляция силанами притока пластовых вод // Нефтяное хозяйство. - 1976. - № 5. - С. 36-38.

186. Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину : а.с. 1006712 СССР / Г. М. Швед и др. (СССР). - № 33247443/22-03; заявл. 29.07.1981; опубл. 04.02.83, Бюл. №11.

187. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах : а.с. 1078036 СССР / И. И. Клещенко и др. (СССР). - № 3496314/22-03 ; заявл. 18.06.82; опубл. 04.01.83.

188. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважинах// Нефтяное хозяйство.- 1989.- № 3.

189. Шапатин А.С. и др. Кремнийорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности / Новые области применения металлорганических соединений. - М. : ГНИИХТЭОС. - 1983.

190. Гусев С.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г. и др. Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie GmbH для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - №3. - С. 65-68.

191. Клещенко И.И., Ягофаров А.К. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах. - Тюмень: ТМТЦНТИ, 1985.- Информ. листок.- № 85-86.

192. Маляренко А.В., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири. Серия "Нефтепромысловое дело" : обзор информ. / ВНИИОЭНГ. - М., 1987. - Вып.1(130).

193. Маслов И.И., Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А. Повышение

эффективности водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганических соединений // Азерб. нефт. хоз-во. - 1983. - №9.

194. Янковский Ю.Н., Скородиевская Л.А., Хайрединов Р.С. Результаты применения составов АКОР в малодебитных скважинах // Нефтяное хозяйство.- 1987.- №1.- С.59-62.

195. Скородиевская Л.А., Хосроев Д.В., Строганов А.М. и др. Ограничение . притока вод составами АКОР // Нефтяное хозяйство.-1992. - №6.- С. 3234.

196. Хосроев Д.В., Янковский Ю.Н., Рябоконь С.А. и др. Ограничение водопритока составами АКОР // Нефтяное хозяйство.- 1989.-№9.- С.71-73.

197. Куликов А.Н., Телин А.Г., Исмагилов Т.А., Строганов В.М., Строганов А.М. Обобщение результатов селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических тампонажных материалов АКОР на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело.- 2005.- № 9.- С. 36-45.

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

199. А.с. 976026 СССР, МКИ Е 21 В 33/138. Способ изоляции притока вод в скважину / И.Г.Юсупов и др. (СССР). - № 3257059; опубл. 06.10.82, Бюл. № 43.

200. Поздеев О.В. Изоляция водопритоков в добывающих скважинах с низкопроницаемыми коллекторами // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти Перм. Прикамья. - М.- 1988.- С.80-84.

201. Способ селективной изоляции притока воды в скважину : а.с. 1770553 СССР / Тронов О.А., Лавренников В.А. (СССР).- 4844387; заявл. 26.06.1990; опубл. 23.10.92, Бюл. №39.

202. Шагалин Р.Р., Антипин Ю.В., Якупов Р.Н. и др. Проведение ремонтно-

изоляционных работ в скважинах с применением полимер-кислотного воздействия на карбонатный коллектор. Проблемы сбора, подготовки и траспорта нефти и нефтепродуктов. 4 (94) -2013. С. 41-48.

203. ГОСТ 1581-96 «Портландцементы тампонажные. Технические условия».

204. Пат. 2460754 РФ, МПК С09К 8/46 (2006/1). Тампонажный материал / Толкачев Г.М., Шилов А.М., Козлов А.С., Пастухов А.М.: заявитель и патентообладатель ПНИПУ. № 2011112246/03; заявл. 30.03.11; опубл. 10.09.12, Бюл. № 25.

205. Умрихина Е.Н., Блажевич В.А. Изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах. - М.: Недра, 1966. - 163 с.

206. Кадыров Р.Р., Патлай А.В., Жиркеев А.С., Савельев А.А. и др. Применение синтетического полимерного волокна для увеличения эффективности ремонтно-изоляционных работ. Инженер - нефтяник. № 3 2012 С. 36 - 40.

207. Ильясов С.Е., Окромелидзе Г.В., Гаршина О.В. Пеноцементный изоляционный материал для ликвидации высокоинтенсивных поглощений // Территория нефтегаз.- № 5.- 2013. С. 44-48.

208. Курочкин Б.М., Хананов С.Н., Саитгареев Р.З. и др. Изоляционные работы в обсаженных скважинах с использованием составов с каучуковой крошкой. Нефтяное хозяйство.- 1997. - № 1. - С. 8-20.

209. Состав для заполнения уплотнительного элемента пакера : пат. 2186196 Рос. Федерация / Курочкин Б.М., Ванифатьев В.И., Дудаладов А.К. : патентообладатель ОАО НПО "Буровая техника". Заявл. 03.11.2000. Опубл. 27.07.2002.

210. М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев. Борьба с осложнениями в добыче нефти. -М.: Недра, 2006. - 293 С.

211. Исследование синтетических латексов как основы изоляционного материала / В.Г. Уметбаев, Н.В. Прокшина, В.Н. Павлычев, К.В. Стрижнев и др. // Труды Башнипинефть. - Уфа, 2000. - Вып.100. - С. 136-143.

212. Новый тампонажный состав для РИР в условиях пластовой температуры

60-100 0С / В.Г. Уметбаев, Н.В. Прокшина, В.Н. Павлычев, К.В. Стрижнев и др. // Труды БашНИПИнефть. - Уфа, 2000. Вып. 100 Ч.2. - С. 50-53.

213. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н, Уметбаев В.Г., Стрижнев В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах с помощью фенолоформадегидного материала // РГТС. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: Изд. ВНИИОЭНГ. - 1976. - №7. - С. 28-32.

214. Исследования каталитического отверждения карбамидоформальдегидной смолы при температурах 20-100 0С / В.Г.Уметбаев, В.Н. Павлычев, Л.Д. Емалетдинова, К.В. Стрижнев и др . // Труды Башнипинефть. Уфа, 2001. -Вып. 106. - С. 33-40.

215. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: теория и практика.- Санкт-Петербург.: Недра, 2010. - 600 с.

216. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. М. : Гостоптехиздат, 1949. - 777 с.

217. Мартынцев О.Ф., Рыжик В.М. Исследование процесса вытеснения нефти водой из неоднородных пластов. // Изв. АН СССР, сер. Механика, 1965. №5.

218. Лысенко В.Д. О форсированном отборе жидкости // Нефтяное хозяйство.-1995.- № 1-2. - С. 56-62.

219. Пермяков И.Г., Гудок Н.С. О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти // Нефтяное хозяйство.- 1961.- № 6.- С. 33-38.

220. Об эффективности форсированного отбора жидкости из девонских пластов / Э.М. Халимов, М.М. Сатаров, И.Х. Сабиров, Ю.А. Козлов, В.Р Еникеев, А.Г. Резванов, В.Б. Сергеев, Э.Т. Юлгушев, А.И. Зайнуллин // Труды УФНИИ. Выпуск ХХУП. Вопросы разработки нефтяных месторождений. 1969, С. 271-289.

221. Опыт интенсивной разработки южной зоны пласта Д7 Шкаповского месторождения / Э.М. Халимов, Р.М. Юсупов // Труды УфНИИ. - Уфа: Башиздат, 1955.

222. Казаков А.А. Форсированный отбор жидкости в модели пласта, представленного системой пор переменного сечения // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1993.- № 7.- C.34-38.

223. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Климов А.А., Афанасьев В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №8. - С. 31-33.

224. Уолкотт Д., Середа И.А., Кобяшев А.В., Михайловская О. Программа оптимизации заводнения: успехи и перспективы // Научно-технический вестник ЮКОС. - 2003. - №7. - С. 3-7.

225. Халимов Э.М., Саттаров М.М., Зайнетдинов Ю.З., Галлямов М.Н. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Башкирии. - Уфа : Башкирское книжное издательство, 1972. - 189 с.

226. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи при нестационарном воздействии : пат. 2132940 Рос. Федерация / Боксерман А.А., Гумерский Х.Х., Джафаров И.С. и др. - 1998.

227. Способ разработки нефтяных месторождений : а.с. 193402 СССР / А.А. Боксерман, А.И. Губанов, Ю.П. Желтов, А.А. Кочешков, В.Г. Огинджанянц, М.Л. Сургучев (СССР). № 1011799 ; заявл. 01.06.65 ; опубл. 28.06.67.

228. Ахметов З.М., Шавалиев А.М. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 1993. - 43 с.

229. Боксерман А.А., Шалимов Б. В. О циклическом воздействии на пласты с двойной пористостью при вытеснении нефти водой // Механика жидкости и газа. Известия АН. - 1967. - № 2. - С. 168-174.

230. Ибрагимов И.Г., Хисамутдинов Н.И., Тазиев М.З., Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Современное состояние технологий нестационарного (циклического) заводнения продуктивных пластов и задачи их совершенствования. - М. : Изд. ВНИИОЭНГ, 2000. - 110 с.

231. Об увеличении нефтеотдачи неоднородных пластов / М.Л. Сургучев //

Труды ВНИИ.- М. : Гостоптехиздат, 1959.- Вып. Х1Х. - С. 102-110.

232. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта / О.Э. Цынкова // Труды ВНИИ.- М., 1979. .- Вып. 68.- С. 3-65.

233. Хавкин А.Я., Балакин В.В., Чернышев Г.Т. Влияние нефтенасыщенности призабойных зон на эффективность нестационарного воздействия // Нефтяное Хозяйство.- 1999.- № 2.- С. 23-25.

234. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные пласты. М. : «Недра», 1988. - 121 с.

235. Куликов А.Н. О гидродинамическом механизме форсированного отбора жидкости как метода увеличения нефтеотдачи пластов. // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 6. - С. 20-25.

236. В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, Ю.А. Котенев, А.Н. Куликов, В.Ш. Мухаметшин. Метотехнология ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи. - Уфа: Изд-во УГНТУ. 2014. - 216 С.

237. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А. Методы борьбы с опережающим обводнением скважин с целью повышения нефтеотдачи пластов.-Москва: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М.Губкина, 2016.- 207с.

238. ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству. 01.07.90.».

239. Телин А.Г., Волкова И.Н., Смыков В.В., Ахметов Н.З., Вахитов М.Ф. Метод определения структуры порового пространства трещинных коллекторов // Геология геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. - №3.- С. 22-29.

240. Куликов А.Н. Магзянов И.Р., Штинов В.А. Графоаналитическая методика диагностики обводнения нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело.-2012.- № 8.- С. 11-17.

241. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Байрамгалин А.Р., Магзянов И.Р. Совершенствование графоаналитической методики диагностики механизмов обводнения нефтяных скважин и подбора кандидатов для проведения ремонтно-изоляционных работ // Территория нефтегаз.-

2015.- № 11.- С. 34-40.

242. Куликов А.Н. Диагностика обводнения добывающих скважин при планировании мероприятий по снижению избыточной добычи воды / А.Н. Куликов // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практ. конф. г. Геленджик. 25.04.2006 г. -Краснодар, ООО «Нитпо», 2006. - С. 33-42.

243. Куликов А.Н. Исследование особенностей обводнения скважин нефтяных залежей различного типа при проведении ГТМ с целью планирования мероприятий по ограничению добычи воды / А.Н. Куликов, В.И. Никишов // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практич конф. г. Геленджик. 21.05.2007 г. - Краснодар, ООО «Нитпо», 2007. - С. 9-15.

244. Куликов А.Н. Геолого-технологический анализ промысловой информации для диагностики источников обводнения скважин / В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, А.Н. Куликов // Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе: Материалы межународной научн-практич. конф. Часть II. г. Уфа, 23-29.11.2014 г. Уфа, Изд-во БашГУ, 2014. - С. 10-17.

245. Куликов А.Н. Совершенствование графо-аналитических методов диагностики водопритоков в скважинах / А.Н. Куликов, И.Р. Магзянов, В.А. Штинов // Строительство и ремонт скважин 2011: Материалы международной научн-практич конф. г. Геленджик. 25.09.2011 г. Краснодар, ООО «Нитпо», 2011. - С. 93-100.

246. Куликов А.Н. Диагностика и ограничение водопритоков с целью повышения нефтеотдачи пластов / А.Н. Куликов, М.А. Силин, Л.А. Магадова, З.А. Шидгинов, К.А. Довгий // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практич конф. г. Геленджик 25.05.2015 г. Краснодар. ООО «Нитпо», 2015. - С. 34-40.

247. Способ разработки обводненной нефтяной залежи : пат. 2318993 Рос. Федерация / Куликов А.Н., Никишов В.И., Магзянов И.Р. и др. : заявитель и патентообладатель ЗАО "УфаНИПИнефть". заявл. 07.07.2006; опубл. 10.03.2008.

248. Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды : пат. 2603145 Рос. Федерация / Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А. и др. : заявитель и патентообладатель ЗАО "Химеко-ГАНГ". заявл. 09.07.2015; опубл. 20.11. 2016.

249. Способ выявления скважин, обводняющихся посредством заколонных перетоков воды: пат. 2435028 Рос. Федерация / Куликов А.Н., Штинов В.А., Магзянов И.Р. и др. заявитель и патентообладатель ООО "РН-УфаНИПИнефть". заявл. 20.05.2010; опубл. 27.01.2011.

250. Куликов А.Н., Елисеев Д.Ю., Рожков А.П. Влияние геолого-технологических факторов на эффективность физико-химических технологий ПНП и их совершенствование // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2011.- №06.- С. 59-66.

251. Силин М.А., Елисеев Д.Ю., Куликов А.Н. Влияние геолого-технологических факторов на повышение нефтеотдачи пластов // Материалы Российской нефтегазовой технической конференции SPE г. Москва. 26-28 октабря 2010.

252. Куликов А.Н. Исследование влияния геолого-технологических факторов на эффективность физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и дальнейшее их совершенствование / Д.Ю. Елисеев, А.Н. Куликов // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практич конф. г. Геленджик. 24.05.2010 г. -Краснодар, ООО «Нитпо», 2010. - С.118-127.

253. Куликов А.Н. Методика выбора скважин для проведения работ по ограничению водопритоков и восстановлению добывающего фонда // Нефтепромысловое дело.- 2012.- № 7.- С. 19-23.

254. Куликов А.Н., Лебедев В.А., Силин М.А. К вопросу оптимизации подбора объектов РИР по ликвидации ЗКЦ на водоплавающих залежах нефти // Нефтепромысловое дело.- 2017.- № 9.

255. Куликов А.Н. Совершенствование графоаналитической методики диагностики обводнения нефтяных скважин и их подбора для проведения РИР / А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, А.Р. Байрамгалин, Р.Р. Гайнетдинов // Строительство и ремонт скважин 2014: Материалы международной научн-практич конф. г. Анапа. 22.09.2014 г. Краснодар, ООО «Нитпо», 2014. -С. 90-95.

256. Куликов А.Н. К вопросу оптимизации выбора объектов изоляционных работ на водоплавающих залежах Западной Сибири / А.Н. Куликов, Р.Г Нигматуллина // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практич конф. г. Геленджик. 23. 05. 2008 г. Краснодар, ООО «Нитпо», 2008. - С. 27-34.

257. Куликов А.Н. Гидродинамические особенности разработки водоплавающих залежей нефти и их влияние на эффективность геолого-технических мероприятий. // Научные труды научно-практической конференции в рамках VI конгресса нефтегазопромышленников России. Секция "Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов". г.Уфа. 25.05.2005 г. Уфа. Изд-во "МОНОГРАФИЯ" 2005 г. С 179-183.

258. Куликов А.Н. Принципы подбора скважин для проведения ГТМ по увеличению отборов жидкости при недопущении роста обводненности их продукции. Труды РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. Москва. 2017. № 4. С. 78-85.

259. Куликов А.Н. Принципы выбора объектов проведения ГТМ с целью повышения нефтеотдачи пластов / А.Н.Куликов, В.П.Захаров // Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Материалы международной научн-практ. конф. г. Геленджик. 25.04.2006 г. - Краснодар, ООО

«Нитпо», 2006. - С. 57-59.

260. Пасынков А.Г., Муллагалин И.З., Усманов Т.С., Ефимов В., Исмагилов Т.А., Телин А.Г. Комплексное использование интенсификации отбора жидкости и потокоотклоняющих технологий на Ефремовском месторождении ОАО "Юганскнефтегаз" // Технологии ТЭК - 2004.- №6.-С. 36-41.

261. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А., Елисеев Д.Ю. Совершенствование методов планирования работ по повышению нефтеотдачи пластов // Территория нефтегаз. - 2016.- № 7-8. - С. 102110.

262. Куликов А.Н., Лебедев В.А., Силин М.А. Развитие методов планирования работ по увеличению охвата пласта заводнением // Нефтепромысловое дело.- 2017.- № 8.

263. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А. и др. Экспресс-метод подбора добывающих скважин для проведения стимуляции. Труды российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. Москва. 2016. № 1, С. 59-67.

264. Способ поиска проблемных скважин нефтяной залежи для проведения в них стимуляции методами ОПЗ или ГРП : пат. 2620100 Рос. Федерация / А.Н. Куликов, Л.А. Магадова, М.А. Силин и др.: заявитель и патентообладатель ЗАО "Химеко-ГАНГ". заявл. 02.02.2016; опубл. 23.15.2017.

265. Куликов А.Н., Телин А.Г., Павлов Е.Г. и др. Использование программных пакетов разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения.- Тр. БашНИПИнефть.- 2003.- Вып.113.- С. 127133.

266. Куликов А.Н., Силин М.А., Магадова Л.А., Елисеев Д.Ю. Оптимизация последовательности применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пласта в ходе разработки залежей нефти // Территория нефтегаз - 2013. - № 4.- С. 62-67.

267. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Елисеев Д.Ю. К вопросу оптимального сочетания и последовательности применения технологий ограничения водопритоков и повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти различного типа // Нефтепромысловое дело.- 2014.- № 1.- С.25-34.

268. А.Н. Куликов, В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, В.Ш. Мухаметшин Совершенствование методов ограничения водопритоков и увеличения нефтеотдачи залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Уфа. Р-И.Ц. УГНТУ. 2014.-190 С.

269. Куликов А.Н. Гидродинамический механизм и принципы моделирования комплексной технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин / Нефтепромысловое дело. - 2005. - №10. - С.18-25.

270. Куликов А.Н. Геолого-технологические особенности ограничения воопритоков и интенсификации добычи нефти на залежах с низкопроницаемыми коллекторами / В.Е. Андреев, Г.С. Дубинский, А.Н. Куликов // Наукоемкие технологии в нефтегазовом комплексе: Материалы международной научн-практич. конф. Часть I. г. Уфа. 23-29.11.2014 г. Уфа, Изд-во БашГУ, 2014. - С. 12-13.

271. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин: пат. 2263773 Рос. Федерация / А.Н. Куликов, Э.Ю. Тропин, М.А. Силин и др.: заявитель и патентообладатель ЗАО "Химеко-ГАНГ". заявл. 15.07.2004; опубл. 10.11.2005.

272. Куликов А.Н., Довгий К.А., Магзянов И.Р., Барковский Н.Н. Совершенствование технологии комплексного физико-химического воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи пласта. Труды российского государственного университета нефти и газа имени И.М.Губкина. Москва. 2016. № 2, С. 71-81.

273. Куликов А.Н. Принципы совершенствования технологии комплексного физико-химического воздействия на пласт с целью повышения нефтетдачи / НТЖ "Вестник ассоциации буровых подрядчиков" - 2017.-

№ 4. - С. 18-23.

274. Санников В.А., Курочкин В.И. Сравнительный анализ методов Полларда и Уоррена-Рута восстановления фильтрационных параметров в трещиновато-поровом коллекторе // Интервал. - 2003. - № 9. - С. 23-26.

275. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Потешкина К.А., Елисеев Д.Ю., Силин М.А. Совершенствование технологий ОВП и РИР в скважинах. Труды российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина. Москва. 2016. № 3, С. 94-102.

276. Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования: пат. 2612693 Рос. Федерация / Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А. и др. : заявитель и патентообладатель ЗАО "Химеко-ГАНГ". заявл. 12.02.2016; опубл. 13.03.2017.

277. Куликов А.Н., Магадова Л.А., Силин М.А. Совершенствование технологий ограничения водопритоков в нефтяных скважинах и ремонтно-изоляционных работ в нагнетательных // НТЖ "Вестник ассоциации буровых подрядчиков".- 2017.- № 3.- С.18-22.

278. ТУ 2484-159-54651030-2014. Инновационный многофункциональный реагент ИМР. Дата введения 02.07.2014 г.

279. Харланов С.А., Силин М.А., Магадова Л.А. и др. Разработка осадкогелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов в низкопроницаемых и неоднородных пластах // Нефтепромысловое дело.- 2015.- №1.- С.20-24.

280. ТУ 2484-184-54651030-2015. Изолирующий состав ВИС-1. Дата введения 27.03.2015 г.

281. ТУ 2483-081-17197708-2003. Гидрофобизатор АБР. Дата введения 03.07.2003 г.

282. ТУ 2483-007-17197708-97. Эмульгатор Нефтенол НЗ. Дата введения 06.05.97 г.

283. ТУ 2458 - 057-17197708 - 01. Эмульгатор Нефтенол НЗб. Дата введения 21.05.2001 г.

284. Рабинович Е.З. Гидравлика. - М.: Недра, 1973. - 296 с.

285. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. М.: Недра, 1982. - 224 с.

286. Способ эксплуатации водоплавающей нефтяной залежи и устройство для его осуществления: пат. 2242591 Рос. Федерация / Куликов А.Н., Закиров В.Р. : заявитель и патентообладатель ООО "РН-УфаНИПИнефть". заявл. 13.05.2003; опубл. 20.12.2004.

287. Дополнение к технологической схеме разработки Верхне-Пурпейского месторождения. ООО "РН-УфаНИПИнефть". 2013 г.

288. Дополнение к технологической схеме разработки Тарасовского месторождения. ООО "РН-УфаНИПИнефть". 2013 г.

289. Технологический проект разработки Кудринского месторождения. ООО "РН-УфаНИПИнефть". 2013 г.

290. Куликов А.Н. Принципы структурного анализа показателей разработки и локализации остаточных запасов многопластовых залежей нефти на примере объекта БП14 Тарасовского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 7.- С.7-13.

291. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-110-01.-М, Экспертнефтегаз, 2002. - 58 с.

292. Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах. Патент Российской федерации № 2256787. Магадова Л.А, Магадов Р.С., Силин М.А. и др. Заявл. 13.01.2004. Опубликов. 20.07.2005.

293. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов : РД 153-39.1-00496. - М, ВНИИнефть, - 1996. - 87 с.

294. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Силин М.А., Зайцев К.И., Куликов А.Н. и др. Реализация адресного подхода к комплексному физико-химическому воздействию на пласт // Нефтяное хозяйство, 2006,

№ 1. - с. 52-55.

295. Тропин Э.Ю., Альхамов И.М., Джабраилов А.В., Силин М.А., Зайцев К.И., Куликов А.Н., Телин А.Г. Реализация адресного подхода к освоению трудноизвлекаемых запасов нефти Тарасовского месторождения с применением комплексного физико-химического воздействия на пласт. // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Научные труды научно-практической конференции в рамках VI Конгресса нефтегазопромышленников России. Секция "Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов" г. Уфа. 25.05.2005. Уфа, Изд-во "МОНОГРАФИЯ". 2005 г. - С. 168-173.

296. Федосеев А.Ф. Анализ результатов применения технологий выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Материалы II международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» Москва. 15-16.09.2009 г.

297. Дополнение к технологической схеме разработки Комсомольского месторождения. ООО «УфаНИПИнефть». 2015 г.

298. Chan K.S.: "Water Control Diagnostic Plots". Рарег SPE 30755 presented at the Annual Technical Conference & Exhibition held in Dallas USA 22-26 October, 1995.

299. Dake L.P: The Practise Of Reservoir Engineering (Revised Edition), Elsevier Sciense B.V. All Right Reserved, 2001.

300. Lake Larry: EOR Fundamentals by Larry Lake U of Texas-Austin. The Society of petroleum engineer. Основы методов увеличения нефтеотдачи. Университет Техас-Остин., 2002. - 380 с.

301. Daneshy A.А. "Selection and Execution Criteria for Water Control Treatments". Paper SPE 98059. SPE Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Lafayette, USA, 15-17 Feb 2006.

302. Willhite, G.P.: Waterflooding, Textbook Series, SPE, Richardson, TX (1986).

303. Novotny R.J.: "Matrix Flow Evaluation Technique For Water Control

Applications". Paper SPE 030094, presented at the European Formation Damage conference held in the Hague, 15-16 May 1995.

304. Brooks R.H., Corey A.T. Hydraulic properties of porous media. Hydrology Papers, Colorado State University, No 3, March, 1965.

305. Kabir, A.H.; Bakar, M.A. et al.: "Water/Gas Shutoff Candidates Selection". Paper SPE 54357 presented at the 1999 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition held in Jakarta, Indonesia, 20-22 April, 1999.

306. Seright R.S.: "Plasement of Gels To Modify Injection Profiles". Paper SPE 17332 presented at the 1992 SPE/DOE Symposium on Enhansed Oil Recovery Held in Tulsa, Oklahoma April 17-20 1988.

307. Sapata V.J., Lake L.W.: "A Theoretical Analysis of Viscous Crossflow" Paper SPE 10111 presented at the 1981 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Oct. 5-7.

308. Sorbie K.S., Polymer Improved Oil Recovery. CRC Press, Boca Ration, Florida, USA, (1991).

309. Sorbie K.S., Seright R.S.: "Gel Plasement in Geterogeneous Sistems With Crossflow". Paper SPE/DOE 24192 presented at the SPE/DOE Symposium on Enhansed Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, April 22-24,1992.

310. Craig F.F., Jr.: The reservoir Engineering Aspects of Waterflooding, Society of Petroleum Engineers, Dallas (1971) 62-76.

311. Cohen, Charles Edouard, Philippe Michel Jacques, Timothy Michael, Lecerf Bruno H., Pavlova Svetlana, Voropaev Sergei V., Mchaweh Abdulsalam. Understanding Diversion with a Novel Fiber-Laden Acid System for Matrix Acidizing of Carbonate Formations. IPTC-13553.

312. Tarek Shaheen, Mohd Izat Ali, Fahmi Alawad, Hassen Ben Ghazi. First Matrix Stimulation Of Producer Wells In Sudan Delivers Outstanding Results. SPE-133337.

313. US Patent № 20110180255 A1.

314. US Patent № 20100234252 Al.ConocoPhillips Company. Stitched swelling polymer.

315. US Patent № 20110118153 A1. S.P.C.M. SA. The method of continuous dissolution of Polyacrylamide emulsions.

316. US Patent 20110240289 A1. S.P.C.M. SA. Enhanced Oil Recovery By Polymer Without Supplementary Equipment Or Product

317. A Review of Polymer EOR on Offshore Heavy Oil Field in Bohai Bay, China. Kang Xiaodong, Zhang Jian, Sun Fujie, Zhang Fengjiu, Feng Guozhi, Yang Junru, Zhang Xiansong, Xiang Wentao. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation (CNOOC Research Institute).

318. W. M. Stoll, H. Al Shureqi, J. Final, S. A. A. Al-Harthy, S. Oyemade, A. De Kruijf, J. Van Wunnik, F. Arkestetjn, R. Bouwmeester, M. J. Faber. Alkaline-Surfactant-Polymer Flood: From the Laboratory to the Field. Paper SPE 129164. 2010.

319. Youyi Zhu, SPE, Qingfeng Hou, Weidong Liu, Desheng Ma, SPE, Guangzhi Liao, SPE. State Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery, Research Institute of Petroleum Exploration and Development, Beijing 100083, China. SPE 151285. Recent Progress and Effects Analysis of ASP Flooding Field Tests.

320. B. R. Reddy, Freddy Crespo, and Larry Eoff. Water Shutoff at Ultralow Temperatures Using Organically Crosslinked Polymer Gels. Paper SPE 153155, 2012.

321. S. Jayakumar, SPE, Baker Hughes Inc. and R.H. Lane. Delayed Crosslink Polymer Gel System for Water Shutoff in Conventional and Unconventional Oil and Gas Reservoirs. Paper SPE 164046, 2013.

322. J.E.Smith, J.C.Mack. Gels correct in-depth reservoir permeability variation. Oil & gas Journal, Jan.6, 1997

323. R.S.Seright, J.Liang, H.Sun. Gel treatments in production wells with water-coning problems. In Situ, 1993, 17(3), p.243-272

324. J.Liang, R.L.Lee, R.S.Seright. Gel placement in production wells. SPE Production & Facilities, 1993 (Nov.), p.276-284

325. Seright R.S., Liang J.: "A comparison of different types of blocking agents". Paper SPE 30120 presented at the European Formation Damage Conference,

The Hague, Netherlands, 15-16 May, 1995.

326. R.S.Seright, J.Liang. A survey of Field Applications of Gel Treatements for Water Shutoff. SPE 26991, III Latin American/Carribean Petroleum Engineering Conference, Argentina, 27-29 April, 1994.

327. R.S.Seright. Gel placement in fractured systems. SPE Production & Facilities, 1995 (Nov.), p.241-248.

328. R.H.Lane, R.S.Seright. Gel water shutoff in fractured or faulted horizontal wells. CIM/SPE 655527, 2000 SPE/Petroleum Society of CIM International Conference on Horizontal Well Technology held in Calgary, Alberta, Canada, November 6-8.

329. Marin A.; Seright R. et al.: "Connecting Laboratory and Field Results for Gelant Treatments in Naturally Fractured Production Wells". Paper SPE 77411 presented at the SPE Annual Technological Conference held in San Antonio, Texas, 29 Sep - 2 Oct 2002.

330. Ghaithan A. Al-Muntasheri, Pacelli L.J. Zitha, Hisham A. Nasr-El-Din. A New Organic Gel System for Water Control: a Computed Tomography Study. Paper SPE 129659, 2010.

331. J.K. Jasti, L.G. Zambrano: "Selective Gel Treatment in the Countyline Unit Oklahoma". Paper SPE 29519, 1995.

332. A.H. Kabir. Chemical Water & Gas Shutoff Technology-An Overview. Paper SPE 72119, 2001.

333. Seright R.S., Liang J.: "A comparison of different types of blocking agents". Paper SPE 30120 presented at the European Formation Damage Conference, The Hague, Netherlands, 15-16 May, 1995.

334. Bai B.; Han M. et al.: "Selective Water Shutoff Technology Study and Application of W/O Emulsions". Paper SPE 59320 presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3-5 April 2000.

335. Pritchett J., Frampton H., Brinkman J. et al: "Field Application of a New In-Dept Waterflood Conformanse Improwement Tool". Paper SPE 84897

presented at the SPE international Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific Held in Kuala Lumpur, Malaysia, 20-21 October 2003.

336. Lakatos I., Lakatos-Szabo J., et al.: "Application Of Silicate-Based Well Treatment Techniques at the Hungarian Oilfields". Paper SPE 56739 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston, USA, 3-6 October 1999.

337. Karaoguz O.K., Topguder N.N., Lane R.H., Kalfa U., Celebioglu D. Improved Sweep in Bati Raman Heavy-Oil CO2 Flood: Plug Natural Fractures // SPE REE 2007, v.10, 2.- p.164-175.

338. Nguyen T.Q., Green D.W., Willhite G.P., McCool C.S. Effect of Gelant Composition and Pressure Gradient of Water and Oil on Disproposionate Permeability Reduction of Sandpacks Treated with Polyacrylamide-Chromium Acetate Gels // SPEJ 2006, v.11,2.- p.145-15.

339. Seright R.S., Prodanovich V., Lindquist W.B. X-Ray Computed Microtomography Studies of Fluid Partitioning in Drainage and Imbibition Before and After Gel Placement: Disproportionate Permeability Reduction // SPEJ 2006, v.11,2. - p.159-170.

340. Seright R.S., Lane R.H., Sydansk R.D.: "A strategy for attacking excess water production". Paper SPE 70067 presented at the SPE Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference, Texas, 2001.

341. Sydansk, R.D.; Southwell, G.P.: "More than 12 Years of Experience with a Successful Conformance-Control Polymer Gel Technology". Paper SPE 49315 presented at the 1998 SPE annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, USA, 27-30 Sep. 1998.

342. Julio Vasquez, Levi Rodriguez. A Water Swelling Polymer for Fracture Shutoff to Improve Injection Profile During Secondary Recovery: Case Histories and Lessons Learned After More Than 600 Well Interventions. Paper SPE 174292, 2015.

343. Ali Goudarzi, Ali Alhuraishawy, Pongpak Taksaudom, Kamy Sepehrnoori, Baojun Bai, Abdulmohsin Imqam, Mojdeh Delshad. Experimental and

Simulation Study of Water Shutoff in Fractured Systems Using Microgels. Paper SPE 180388, 2016.

344. Mata F. and Ali S.: "Water Shutoff Using an Internally Catalyzed System In Boscan Field: Case Histories". Paper SPE 102219 presented at the 2006 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 24-27 September 2006.

345. van Eijden, J.; Arkesteijn, F. et al.: "Gel-cement, a Water Shut Off System: Qualification in a Syrian Field". Paper SPE 88765 presented at the 11th Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, U.A.E., 10-13 October 2004.

346. McCool S., Li X. and Willhite G.P.: "Effect of Shear on Flow Properties During Placement and on the Syneresis After Placement on the Polyacrylamide-Chromium Acetate Gelant". Paper SPE 106059 presented at the 2007 SPE International Symposium on Oilfield Chemistry held in Houston, Texas, 28 Feb - 2 March 2007.

347. U.S. Patent № 4037659. МКИ Е 21В 43/22. Process for recovering oil from petroleum reservoirs / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company of California. Заявл. 2.08.76, № 710543; опубл. 26.07.77 // ИзО В. 24.- № 8. -1976. - С. 12.

348. U.S. Patent № 4081029. МКИ Е 21В 43/22, 33/138. Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company of California. Заявл. 24.05.76, № 689199; опубл. 28.03.78. НКИ 166-270 // ИзО В. 81. - № 10. - 1978. - С. 79.

349. U.S. Patent № 4141416. МКИ Е 21В 43/22. Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions / LeRoy W., Fullerton C. Union Oil Company of California. Заявл. 27.09.77, № 689199; опубл. 27.02.79. НКИ 166-270 // ИзО В. 81. - № 10. - 1979. - С. 47.

350. European patent. № 0260888. МКИ Е 21В 33/138. Colloidal silica-based fluid diversion / Bennett K. E., Fitzjohn J. L., Harmon R. A., Yates H. C. Заявл. 11.09.87, № 873080477; опубл. 23.03.88 // ИзО В. 87. № 21. - 1988. - С. 39.

351. Lakatos I.; Toth, J. et al.: "Comparative Study of Different Silicone Compounds as Candidates for Restriction of Water Production in Gas Wells". Paper SPE 80204 presented at the SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Houston, Texas, 5-7 Feb 2.

352. Bai B.; Han M. et al.: "Selective Water Shutoff Technology Study and Application of W/O Emulsions". Paper SPE 59320 presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 3-5 April 2000.

353. Turner B.: «Polymer Gel Water-Shatoff Application Combined With Stimulation Increase Oil Production and Life of Wells in the Monterey Formation Offshora California». Paper SPE 121194 presented at the 2009 SPE Westen Regional Meeting held in San Jose, California, USA, 24-26 March 2009.

354. Simbala, V., Palomeque, M. et al.: "An Effective Solution To Repair Severely Corroded Casing Strings: Applications in the Oriente Basin of Equador". Paper SPE 93950 presented at the SPE Latin American and Carribean Petroleum Engineering Conference held in Rio de Janeiro, Brazil, 20-23 June 2005.

355. L. Xiang-E: "Development and Application of the Water Control and Profile Modification Technologies on China Oilfields". Paper SPE 29907, 1995.

356. Farkas, R.F.; England, K.W. et al.: "New Cementing Technology Cures 40-Years Old Squeeze Problems". Paper SPE 56537 presented at the 1999 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Houston, Texas, 3-6 October 1999.

357. F. Hakiki, D.D. Salam, A. Akbari, Nuraeni, W. Aditya, and S. Siregar. Is Epoxy-Based Polymer Suitable for Water Shut-Of Application? SPE 176457. Bandung Inst. of Technology. 2015.

358. Rodriguez, V.F., Goncalves G.G. et al.: "Use of Pressure-Activated Sealants To Cure Leaks in Subsea Wells - A Case History In Campos Basin". Paper SPE 96432 presented at the 2005 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, USA, 9-12 Oct 2005.

359. Slider H.C. Worldwide Practical Petroleum Reservoir Engineering Methods. Penn Well Publishing Company. Tulsa.1983.

360. Zhao P., Zhao H., Bai B., Yang X. "Improve injection profile by combining plugging agent treatment and acid simulation". Paper SPE 89394 presented at The 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery Held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 17-21 April 2004.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение 1 - Сравнительная динамика обводнения скважин ЗПВ и ЧНЗ при форсировании отборов жидкости: 1 - дебит по жидкости, 2 - прогнозный дебит по жидкости, 3 - дебит по нефти, 4 - прогнозный дебит по нефти, 5 - обводненность продукции, 6 - прогнозная обводненность

.— О4. т—I О"! >/"] т—I 0% ^ —ч О-! т—

^ "-о о г- ос с^ О"- о ^—' -— о^ гг

ЬреМЯ

а) - ЗПВ объекта АС5-6 Мамонтовского месторождения

б) - ЧНЗ объекта БС18 Мало-Балыкского месторождения

Приложение 2 - Реакция окружающих добывающих скважин на ОПЗ в 15-ти нагнетательных скважинах ЧНЗ объекта БП14 Тарасовского месторождения: 1 - средняя приемистость нанетательных скважин, обводненность добывающих

Приложение 3 - Содержание остаточных нефтепродуктов и количество взвешенных частиц в закачиваемой воде Тарасовского месторождения согласно результатам анализов проб в 2004 г.

Число месяца Апрель 2004 г. Май 2004 г. Июнь 2004 г.