Разработка технологий извлечения остаточной нефти водоизолирующими составами на обводненных месторождениях: На примере Арланской группы нефтяных залежей Башкортостана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Сафонов, Евгений Николаевич

• Сафонов, Евгений Николаевич
• кандидат технических наук
• 1999

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сафонов, Евгений Николаевич

СОДЕРЖАНИЕ Стр

ВВЕДЕНИЕ

1.ПРИМЕНЕНИЕ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОБВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

1.1. Общая геолого-физическая характеристика месторождений Башкортостана

1.2. Состояние работ по повышению нефтеотдачи пластов

1.3. Формы существования и основные принципы извлечения остаточной нефти

1.4. Физико-химические основы создания водоизолирующего экрана

на основе дисперсных систем

1.5. Осадкообразующие составы на основе щелочных реагентов в технологиях увеличения нефтеотдачи

2. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ АРЛАНСКОЙ ГРУППЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ВЫРАБОТКА НАПРАВЛЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ

2.1. Состояние разработки залежей терригенной толщи нижнегЬ карбона и их основные технологические показатели

2.2. Состояние работ по увеличению нефтеотдачи пластов

2.3. Постановка задач исследований

3.РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ СВОЙСТВ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ КОМПОЗИЦИЙ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ РЕАГЕНТОВ 66 3.1. Силикатно-щелочные растворы в композициях водоизолирую-

щих составов

3.2. Силикатно-щелочные реагенты в осадкообразующих композициях для площадного воздействия

3.3. Разработка композиций на основе щелочных растворов алюмо-хлорида

3.4. Разработка и исследование свойств композиций на основе шлам- 81 лигнина

3.5. Разработка и исследование свойств осадкообразующих многокомпонентных композиций. 97 4. РАЗРАБОТКА ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ И ИХ ИСПЫТАНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

4.1. Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами

4.1.1. Обоснование технологии площадного воздействия на 102 пласт осадкообразующими реагентами

4.1.2. Оценка эффективности технологий 114 гидродинамическими и геофизическими

исследованиями скважин

4.1.3. Технологическая эффективность применения технологий

на основе силикатно-щелочного воздействия

4.2. Разработка технологии воздействия на нефтеносные пласты щелочными лигнинсодержащими составами

4.3. Разработка технологии применения осадкообразующих реаген- 141 тов многокомпонентными композициями

4.4. Технико-экономическая эффективность внедрения разработан- 148 ных технологий увеличения нефтеотдачи.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

169

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка технологий извлечения остаточной нефти водоизолирующими составами на обводненных месторождениях: На примере Арланской группы нефтяных залежей Башкортостана»

ВВЕДЕНИЕ

Современный этап развития нефтедобывающей отрасли России характеризуется качественными изменениями структуры запасов нефти, ухудшением качества вновь открываемых месторождений. Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые запасы нефти, эффективность добычи которой не может быть обеспечена за счет применения обычных технологий заводнения. Роль таких запасов в общей добыче нефти в перспективе будет возрастать и для рентабельности их разработки необходимо создание и применение современных методов увеличения нефтеотдачи пласта [ 1 ].

Месторождения Башкортостана вступили в позднюю стадию разработки, характеризующуюся значительными объемами отбора воды и закачки. Интенсивная выработка запасов нефти неоднородных по коллек-торским свойствам продуктивных горизонтов указанных месторождений, разрабатываемых с применением системы заводнения, привели к опережающему отбору нефти из высокопродуктивных коллекторов, и как следствие, к ухудшению структуры запасов нефти в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Характерные для этих месторождений геолого-физические факторы способствовали неравномерности выработки объектов разработки. Для этого необходимо создание принципиально новых подходов к разработке технологий учитывающих особенности извлечения таких запасов [2].

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимают щелочное и полимерное заводнение, а также различные модификации этих методов. На месторождениях Башкортостана испытывают и внедряют многие известные методы увеличения нефтеотдачи (МУН),

однако уровень текущей добычи нефти с помощью МУН остается сравнительно невысоким [ 3 ].

В этой связи актуальной задачей является создание новых и усовершенствование ранее применяемых технологий разработки, в том числе и осадкогелеобразующих технологий (ОГОТ).

Разработанная и осуществляемая комплексная программа применения новых МУН на 1996-2000 г.г. и последующие годы на месторождениях Башкортостана открывает возможности для создания и опытно-промышленных испытаний новых технологий.

Чрезвычайная сложность нефтяных геологических объектов разработки позволяют только весьма приближенно моделировать в лабораторных условиях реальную обстановку, в которой протекают процессы неф-тевытеснения. Поэтому опытно-промышленные испытания на представительных участках месторождений, находящихся в различных геолого-физических условиях дают возможность очертить границы эффективного применения метода, уточнить и скорректировать различные представления о процессах нефтевытеснения.

В связи с вышеизложенным диссертационная работа посвящена созданию и внедрению новых эффективных технологий извлечения остаточной нефти из высокообводненных пластов терригенной толщи месторождений Башкортостана с применением осадкогелеобразующих технологий и выработки критериев эффективного их использования.

1. ПРИМЕНЕНИЕ ОСАДКОГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОБВОДНЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ

1.1. Общая геолого-физическая характеристика месторождений Башкортостана

Эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи(МУН) обеспечивается при учете конкретных геолого-физических характеристик объектов разработки. В связи с этим ниже изложена общая геолого-физическая характеристика месторождений.

На территории Башкортостана открыто 173 месторождения нефти и газа. Все они расположены на платформенной части республики и в Предуральском краевом прогибе. Глубина их залегания - 0,5- 4,5 км. Наиболее крупными по запасам нефти являются Арланское, Туймазинское, Шкаповское, Серафимовское месторождения. Коллекторы- поровые, кавернозные, порово-кавернозные и трещинные. Нефть месторождений сильно различается по плотности (0,84 - 0,93 г/см3 ), содержанию серы (3-5%).

Геологическое строение продуктивных пластов Башкортостана характеризуется разнообразием условий и форм залегания нефти. Залежи нефти различаются типом и характеристикой коллектора, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, режимами пластов и глубиной их залегания.

По данным [ 4,7 ], основные промышленные запасы нефти приурочены к песчано-глинистым и карбонатным отложениям палеозойского

возраста и связаны с пятью основными комплексами (снизу вверх по разрезу):

I - терригенный девон;

II - карбонатный верхнедевонский-нижнекаменноугольный;

III - терригенный нижнекаменноугольный;

IV - карбонатный среднекаменноугольный;

V - карбонатный верхне-каменноугольно-нижнепермский.

Коллекторские свойства терригенных песчаников изменяются в широких пределах. Средняя пористость основных продуктивных горизонтов составляет 20-22%, при изменении в остальных горизонтах от 15 до 24%, проницаемость сильно изменяется в зависимости от содержания глинистого материала и составляет в среднем 0,5-0,6 мкм , в отдельных образ-

■у

цах достигает 2,0 мкм" и более.

Толща сложена пластами кварцевых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В средней части толщи на севере Башкортостана встречаются также пласты глинистых известняков небольшой мощности.

Песчаники кварцевые, в различной степени глинистые, размер зерен- от мелко- до крупнозернистого. Цемент различного состава: глинистый и карбонатный.

Карбонатные породы здесь занимают подчиненное положение. Это органогенно-обломочные, зернистые известняки, в различной степени глинистые. Толщина пласта не превышает 2-3 м.

В терригенной толще выделяются 6 основных гидродинамически разобщенных песчано-алевролитовых пластов:(С1, СИ, CIII CIV, CV,CVI) при этом на долю песчаников приходится до 70% всей толщи.

Суммарная преобладающая толщина пластов основного Тульского горизонта 5-10 м. Толщина остальных отдельных пластов обычно невелика. Наименьшая толщина 1-2 м специфична для пластов CI, CIV, CV. Эти

же пласты обладают и наибольшей неоднородностью-зачастую они замещаются непроницаемыми породами. Песчаники этих пластов имеют меньшую проницаемость и пористость,которая в среднем соответственно равна 20-22% и 0,4-0,5мкм2'

Лучшими фильтрационно-коллекторскими свойствами обладают песчаники пласта СИ и СУ1, пористость которых в среднем достигает 24%, а средняя проницаемость 1 мкм" и выше. Наиболее широко развит и продуктивен пласт СИ, толщина его достигает 12 м и более.

Песчаники бобриковского горизонта, представленные пластами СVI, также, как и СИ являются одним из основных продуктивных горизонтов ТТНК. К нему приурочены основные залежи месторождений севера Башкирии (Арланское, Четырманское, Манчаровское, Орьебашское и др.). Эти пласты имеют более сложное строение, их толщина изменяется в широком диапазоне от 0 до 4 м и более, в наиболее простой форме они представлены в районе Арланского месторождения.

Карбонатные коллекторы представлены, в основном, известняками кристаллическими,либо органогенными,в различной степени глинистые, а также доломитами и доломититизированными в различной степени известняками. Развита трещиноватость,которая на некоторых месторождениях (Предуральский прогиб) является основным видом пустотности и составляет десятые и даже сотые доли процента. Пористость известняков сильно различается и составляет в среднем 8-20%.Проницаемость изменяется в широких пределах (от 0,001 до 1-2 мкм2).

Сложность строения карбонатных коллекторов определяет трудность разработки этих месторождений.

В таблице 1.1 приведен сводный список продуктивных пластов месторождений Башкортостана[ 7 ].

Таблица 1.1

Сводный список продуктивных пластов месторождений Башкортостана

Продуктивные толщи Ярусы, продуктив- Пласты (пачки) Пропластки, слои, местные

ные горизонты аналоги пластов

Нижнепермская Кунгурский, - -

артинский,

сакмарский,

ассельский

Верхнекаменноугольная Нерасчлененный - -

Среднекаменноугольная Московский,

(нерасчлененный), - -

подольский, П-1.П-2, П-3 -

каширский К-1, К-2, К-3, К-4 -

верейский В-1, В-2, В-3 -

башкирский БШ -

Нижнекаменноугольная Серпуховский, - -

алексинский, С-0 -

ТТНК,

тульский,. С-1,С-П, С-П, С-П-2

С-Ш, С-1У0, С-1У-1, С-У10-1,

С-1У, С-У С-У10-2, С-У10-3,

С-У1о С-У1-1, С-У1-2,

бобриковский С-У1 С-У1-3, С- У1-4,

(радаевский,елхов- С-У1-1а, С-У1-16,

ский), С-У1-2а, С- У1-26,

С-У1-3, ЛП

турнейский,

кизеловский, Т-1, Т-2, Т-3,

черепетский, Т-4,Т-5

малевско-упинский

Верхнедевонский Верхнефаменский заволжский гори-

зонт

Карбонатный Среднефаменский, пачка «Д»

нижнефаменский, ДФ1.ДФ2,

аскынско-мендым- ДФЗ и т.д.

ский,

франский (нерас-

члененный)

Верхне- и среднедевон- Кыновский КН-1,КН-2,КН-3

ский Пашинский, Д1,Д1-а,Д1-б,Д1-в,

терригенно-карбонат- Д1-г,Д1-в Д1-в+г, Д1-верхний,

ный Д1-средний, Д1-нижний

муллинский, ДН ДП-верхний, ДП-нижний

старооскольский, ДШ, Д1Уа, Дет Д1У-а, Д1У-верхний

воробьевский, Д1У6, Д1У-нижний

бийский, карбонатный -

кальцеолово-така- Д V -

тинский

Основная часть запасов нефти (более 85% НБЗ) сконцентрирована в двух терригенных толщах - нижнекаменноугольной (ТТНК) и девонской (ТТД), которые характеризуются наличием нескольких пластов, с закономерной сменой типов пород, различающихся толщиной, зональной неоднородностью, коллекторскими и фильтрационными свойствами, активностью пластовых флюидов и т.д.

Пластовые нефти рассматриваемых основных нефтегазоносных комплексов характеризуются различием свойств. Нефти ТТНК более тяжелые и вязкие, имеют меньшую газонасыщенность и низкое давление насыщения. Нефти ТТД метанового типа, более легкие, парафинистые и менее сернистые, с повышенным газосодержанием и пластовой температурой.

Основные усредненные физико-химические свойства пластовых нефтей ТТНК и ТТД приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Характеристика пластовых нефтей крупных и средних месторождений

Месторождения Экспл. объект Давление насыщения , Мпа Газонасыщенность, М^/т Вязкость, мПа*с Плотность, г/см^

Крупные и средние месторождения ТТНК

Арланское ТТНК 6,77-9,07 13,6-21,4 14,0-34,6 0,870-0,893

Манчаровское ТТНК 5,44-6,97 14,5-25,1 12,9-24,4 0,863-0,882

Таймурзинское ТТНК 4,15-6,28 12,8-22,4 17,3-31,0 0,881-0,895

Кузбаевское ТТНК 6,28-7,95 20,1-24,2 14,0-19,7 0,864-0,879

Четырманское ТТНК 6,33-8,78 36,2-41,6 6,9-13,8 0,853-0,870

Бураевское ТТНК 6,47-9,02 23,8-34,8 14,4-24,5 0,864-0,888

продолжение таблицы 1.2

1 2 3 4 5 6

Игровское ТТНК 6,67-8,44 16,0-32,3 9,6-31,5 0,840-0,896

Орьебашское ТТНК 6,38-8,39 17,2-23,5 17,3-33,4 0,877-0,892

Крупные и средние месторождения ТТД

Туймазинское Д1 8,29-9,58 54,7-73,5 2,3-2,9 0,798-0,806

ДИ 8,29-9,37 63,3-68,0 2,6-2,9 0,804-0,806

Серафимовское Д1 8,24-9,26 59,7-68,8 2,2-2,7 0,796-0,810

Дп 8,2-8,9 66,5-67,6 1,7-1,8 0,786-0,789

Шкаповское Д1 9,18-10,2 43,8-51,5 3,7-4,5 0,864-0,874

Д1У 13,2-15,9 118,1-136,3 0,92-1,03 0,735-0,748

Сергеевское Дтер 9,51-11,0 61,1-94,4 2,7-8,5 0,802-0,866

Кушкульское Дтер 9,12-10,0 32,8-42,4 8,3-15,0 0,863-0,877

В общем виде месторождения ТТНК отличаются от ТТД более высокой вязкостью нефти (до 30 мПа-с), большей неоднородностью пластов, расчлененностью, сложностью геолого-физических условий, большей (примерно в 2 раза) проницаемостью пластов, меньшей степенью нефте-извлечения из-за неньютоновских свойств нефтей.

Пластовые и попутно-добываемые воды практически всех продуктивных горизонтов- хлоркальциевого типа (по В.А. Сулину), имеют более или менее сходную характеристику.

Основные свойства пластовых вод представлены в табл. 1.3

Таблица 1.3

Средние значения параметров пластовых вод основных горизонтов ТТНК и ТТД

Параметры ТТНК ТТД

Плотность , г/мЗ 1,17 1Д9

Содержание ионов, мг-экв/100г:

К + , 300-350 260 - 300

м§++ 8-20 30-35

Са++ 35 -40 100 - 110

сг 350-400 400 - 420

БО4" 2,5-3,0 0,04 - 0,06

НСО'" 0,05-0,1 0,01- 0,02

Более высокую нефтеотдачу заводнением для ТТНК обеспечивают продуктивные пласты с лучшими физико-коллекторскими характеристиками. Однако, для них конечная нефтеотдача меньше, чем для ТТД, даже при более плотных сетках скважин и не менее напряженных системах воздействия.

Общий анализ основных геолого-физических характеристик месторождений Башкортостана показывает, что основными осложняющими факторами дальнейшей их разработки заводнением является развитая зональная неоднородность и сравнительно высокая остаточная нефтена-сыщенность пород-коллекторов, в которых сосредоточены основные запасы нефти.

Указанные факторы обуславливают сравнительно невысокие коэффициенты нефтеотдачи и малую эффективность традиционного метода

заводнения на обводненных месторождениях, вступающих в завершающую стадию разработки.

1.2 Состояние работ по повышению нефтеотдачи пластов

Разработка месторождений республики Башкортостан на поздних и заключительных стадиях с применением заводнения сопровождается значительными объемами добычи и закачки пластовых вод. Максимальный текущий водонефтяной фактор был достигнут в 1989 г. - 10,5 т/т. Остаточные извлекаемые запасы являются высокообводненными и в значительной степени выработанными, причем более 40% их относятся к труд-ноизвлекаемым и приурочены к низкопроницаемым карбонатным коллекторам, отобрано около 1,5 млрд.т нефти.

Средний коэффициент нефтеизвлечения составил 32,5% от начальных балансовых запасов нефти при проектном - 40,6%. Средняя вырабо-танность начальных извлекаемых запасов-80%, в т.ч. по песчаникам девона, нижнего карбона и, суммарно, по карбонатам- соответственно: 87,9%; 80,8%о и 54,2%. Остаточные извлекаемые запасы нефти (ОИЗ) составляют 369,4 млн.т, в т.ч. по терригенным коллекторам девона, ниж-него карбона и по карбонатам различного возраста-соответственно:24,1%; 44,3% и 31,6%. ОИЗ относятся к высокообводненным-средняя обводнен-ность равна 91,0%о. Из общего числа 89 месторождений или 61% характеризуются величиной запасов менее 1 млн.т на одно месторождение.

Анализ показывает, что большинство месторождений характеризуется поздней и завершающей стадиями разработки. Из числа разрабатываемых месторождений 64 или 45,1% при существующей системе относится к числу нерентабельных, с годовой добычей нефти менее2 млн.т, с ОИЗ, равными 88,4 млн.т.

В 1995 году в АНК "Башнефть" добыто 17,7млн.т нефти, в 1996г.-16,3 млн.т, а в 1997г. - 15,5 млн.т в том числе на территории республики -14,2 млн.т. Годовой темп отбора составил при этом 4,3% от ТИЗ. Средний дебит нефти - 3,2 т/сут.

Основными задачами в области повышения эффективности разработки месторождений республики на ближайший период являются:[8]

- наращивание темпов увеличения запасов нефти на вновь осваиваемых месторождениях и участках;

- продолжение работ по наращиванию темпов извлечения нефти при разработке старых месторождений за счет сокращения темпов отбора и закачки воды;

- активизация работ по вовлечению в разработку и интенсификации добычи нефти на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе на месторождениях с карбонатными коллекторами;

- расширенное применение методов увеличения нефтеотдачи, воздействующих на остаточные запасы нефти, а также горизонтальных скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений Башкортостана при различных геолого-промысловых условиях свидетельствует, что основной причиной опережающего обводнения скважин является слоистая и площадная неоднородность объектов разработки, а также естественная и техногенная трещиноватость коллектора, характерная для призабойной зоны нагнетательных скважин. Поэтому наряду с широким использованием гидродинамических МУН, особое внимание уделяется новым физико-химическим МУН.

Внедрение новых МУН на месторождениях Башкортостана осуществляется с 70-х годов. За этот период испытано около 50 различных технологий повышения нефтеотдачи пластов [9 ], в том числе:

- физико-химические методы: закачка композиций ПАВ, полимеров, глинистой суспензии, щелочей, дистиллерной жидкости, жидкого стекла, алюмохлорида и др.;

- микробиологические методы: активизация пластовой микрофлоры, закачка активного ила, биоцидов, продуктов биосинтеза (все НГДУ);

- газовые методы: закачка газа высокого давления, конденсата, углекислоты, пены, микрозародышевой газожидкостной смеси (НГДУ Ишим-байнефть, Уфанефть, Арланнефть);

- термические методы: внутрипластовое горение, термозаводнение, закачка парогаза, закачка минерализованной воды повышенной температуры из нижележащих горизонтов (НГДУ Арланнефть, Краснохолмск-нефть и другие); волновое и вибросейсмическое воздействия.

Испытания и применение МУН проводились на многих месторождениях АНК Башнефть с целью регулирования заводнения, изоляции во-допромытых интервалов, увеличения темпов отбора жидкости и нефти из низкопроводящих зон и др.

В целом применение МУН позволяет регулировать состояние разработки месторождений и интенсифицировать добычу нефти (см. рис. 1.1). Дополнительная добыча нефти за период их испытания и внедрения на месторождениях АНК Башнефть составила свыше 10 млн.т . В табл. 1.4 приведены обобщенные результаты применения новых МУН на месторождениях Башкортостана.

По результатам испытаний и внедрения более высокие показатели получены по осадкогелеобразующим технологиям, закачек активного ила и продуктов биосинтеза, дистиллерной жидкости и газового воздействия.

Их применение позволяет снизить проницаемость промытых зон пласта и уменьшить степень его неоднородности в направлении вытеснения. В основе осадкогелеобразующих технологий для пласта ( призабой-

Динамика доли добычи нефти за счет методов увеличения нефтеотдачи

по АНК "Башнефть"

19,4(13,0)

1976-80 1981-85 1986-90 1991-95 1996-2000 годы

□ Доля добычи (в%) за счет МУН всего к общей добыче и абсолютная добыча нефти (млн.т) за счет МУН

□ в т.ч. за счет новых (третичных) методов

Рис. 1.1

Таблица 1.4

Обобщенные результаты применения новых МУН на месторождениях Башкортостана

Удельные показатели на одну скважино-обработку

Технология Дополнительная добыча нефти, тыс.т. Снижение отбора воды, тыс.м Затраты*, млн.руб. Прибыль, млн.руб. Дополнительная добыча нефти, т/т реагента

Силикатно-щелочное воздействие 1,74 10,56 33,80 80.95 90,0

Щелочно-полимерное воздействие 1,48 10,10 15,79 69,50 184,0

Микробиологическое воздействие 0,56 8,60 11,45 33,50 187,0

Использование композиций на основе хлорида алюминия 0,66 22,0 12,05 44,0 41,0

Применение биореагентов 0.60 11,0 30,56 34,35 75,0

Гелеобразующие технологии на основе жидкого стекла 1,66 69,27 86,32 36,66 23,0

Закачка композиций на основе гелеобразующих реагентов лигнина 1,00 44,38 15,50 46,06 121,0

В среднем по технологиям 1,00 25,04 22,25 45,48

*) Затраты приведены к 1997 г.

ной зоны скважнн ) лежат следующие принципиальные воздействия: создание водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта или изоляция промытых водой пластов в многопластовом объекте. В применяемых технологиях реализуется получение водоизолирующих материалов, образующихся при взаимодействии вводимых в пласт реагентов с компонентами пористой среды.

Основные залежи, на которых были проведены обработки, приурочены к терригенным коллекторам нижнего карбона и девона, а также к карбонатным коллекторам карбона. Геолого-промысловый анализ результатов их применения позволил выявить факторы, влияющие на эффективность воздействия, и определить потенциальный объем первоочередных обработок на основных месторождениях АНК "Башнефть" с прогнозом их эффективности. Потенциальный объем внедрения составляет около 2000 обработок в год.

В последнее время используются также комбинированные технологии, сочетающие процессы из всех упомянутых видов технологий: гелеоб-разующая многокомпонентная композиция (КОГОР) на основе указанных реагентов и наполнителей. Переход на многокомпонентную композицию позволяет расширить геолого-промысловые условия применения осадко-гелеобразующих технологий (ОГОТ), так как обеспечиваются возможности достижения необходимых свойств композиций путем подбора реагентов для конкретных условий.

Технико-экономическая эффективность рассматриваемых технологий оценивается по дополнительной добыче нефти и снижению объемов попутно-добываемой воды, а также по получению дополнительной прибыли.

В промышленных масштабах ОГОТ применяются в АНК "Башнефть" с 1986 года. Вначале технологии базировались на принципе рас-

сеивания осадка и гелей на относительно больших радиусах от забоя нагнетательной скважины. На современном этапе максимум внимания уделяется использованию ОГОТ для снижения объемов попутно-добываемой воды. Целями масштабного внедрения технологий являются выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, вовлечение в них ранее неработающих интервалов. Соответственно требования по достижению значительной дополнительной добыче нефти и снижению обводненности добывающих скважин становятся основными при подборе и разработке новых технологий воздействия.

Успешному внедрению ОГОТ до середины 1994 года способствовали существовавшие экономические льготы на дополнительную добычу нефти физико-химическими методами. В настоящее время факторами, способствующими эффективному внедрению технологий, являются централизованное обеспечение всех НГДУ необходимыми химреагентами, а также помощь научных организаций в виде авторского надзора.

В 1996 году на месторождениях АНК "Башнефть" проведено 338 скважино-обработок, с применением ОГОТ из них 82 через кустовые насосные станции по технологиям площадного воздействия.

Разработана программа повышения нефтеотдачи пластов по АНК "Башнефть" на 1996...2000 г.г., составной частью которой является применение осадкогелеобразующих технологий. Выполнение этой программы позволит дополнительно добыть около 3,7 млн.т нефти новыми методами.

В настоящее время для извлечения остаточной нефти определились наиболее эффективные методы и связанные с ними технологии МУН.

Одним из эффективных масштабно внедряемых физико-химических МУН в условиях месторождений Башкортостана является силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ) с внутрипластовым осадкообразованием.

Рассматриваемый метод вытеснения остаточной нефти из целиков и увеличения охвата пласта заводнением заключается в снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования упругих дисперсий на путях фильтрации воды.

Способ разработан для применения в первую очередь на обводненных и высокообводненных участках месторождений с терригенными неоднородными коллекторами, содержащими нефти повышенной вязкости и высокоминерализованные пластовые воды, т.е. для применения в сложных условиях разработки, характерных для многих терригенных отложений Башкортостана. Метод используется с 1986 г. и является одним из первых масштабно испытанных физико-химических методов воздействия на пласт. Испытаны и применяются две модификации метода, которые в различных геолого-физических условиях могут различаться как типом используемых реагентов, так и их соотношением. Так, в девонских отложениях (Туймазинское, Серафимовское, Ишимбайское месторождения), содержащих маловязкие нефти, в качестве осадкообразующих реагентов рекомендуется использовать "мягкие" составы, содержащие в основном щелочи (щелочно-полимерное воздействие). В условиях месторождений с повышенной вязкостью нефти (Арланское, Игровское, Манчаровское месторождения) следует применять составы с повышенным содержанием силиката натрия.

На Ишимбайской группе месторождений в широких масштабах применяется также закачка щелочной дистиллерной жидкости и отработанных щелочей, которые являются крупнотоннажным отходом производства соды.

На месторождениях Башкортостана в настоящее время достаточно широко применяется метод микробиологического воздействия[10].

Наибольшее применение имеют: технология селективной закупорки высокопроницаемых пропластков биомассой бактерий, технология комплексного микробиологического воздействия и их модификации.

В качестве основы для новых технологий воздействия на остаточную нефть использовался активный ил Башкирского биохимкомбината и разработанные в последние годы сухие формы препарата.

Опытно-промышленные работы по внедрению метода проводятся с 1987 г. В настоящее время на 20 месторождениях АНК Башнефть проведено около 350 обработок нагнетательных скважин, дополнительная добыча нефти за счет метода составляет около 400 тыс.т. Разработанные технологии оказывают комплексное воздействие на пласт, обеспечивая эффективное снижение проницаемости водопроводящих каналов и довытес-нение остаточной нефти из слабодренируемых зон пласта.

Новым направлением в научных исследованиях и технологических разработках является применение для увеличения нефтеотдачи продуктов биосинтеза - биополимеров и биоПАВ [11].

С целыо извлечения остаточной нефти рекомендованы новые про-мышленно доступные биореагенты, которые относятся к классу эмульса-нов. Среди них определенный интерес представляет биополимер Симусан и биоПАВы. Метод был испытан на 9 месторождениях АНК Башнефть, обработано 175 скважин. Средняя дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составляет от 400 до 900 тонн, а удельный технологический эффект-до 120т на 1т реагента. Общая дополнительная добыча нефти за счет метода превышает 100 тыс.т.

Важное место в проблеме извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов и остаточной нефти после заводнения уделяется новым физико-химическим технологиям воздействия на пласт: применению композиций на основе алюмохлорида и НГТАВ в карбонатных коллекторах [12-14], во-

догазовому, вибросейсмическому воздействию и др. Удельные показатели эффективности применения основных осадкогелеобразующих технологий в терригенных и карбонатных отложениях приведены в табл.1.4.

Анализ результатов внедрения разработанных методов в различных геолого-физических условиях месторождений Башкортостана показывает, что за счет их испытания и использования дополнительно добыто свыше 3 млн.т нефти при снижении объемов попутно-добываемой воды более чем на 50 млн.м3.

Эффективным методом увеличения нефтеотдачи пластов Южного Башкортостана, которые эксплуатируются на естественном режиме истощения является сводовое (вертикальное) смешивающееся вытеснение нефти оторочками углеводородного газа высокого давления. Проводимые с 1976г. опытно-промышленные работы показали высокую эффективность и перспективность этого метода [15].

В последние годы осваиваются также эффективные и перспективные технологии строительства горизонтальных скважин, система которых позволяет существенно повысить конечный КИН.

Некоторые технологии повышения нефтеотдачи пластов находятся в стадии опытно-промысловых испытаний и для дальнейшего масштабного внедрения необходимы их совершенствование, более строгий подход при выборе конкретных объектов и критериев применимости. Следует отметить, что важное значение для масштабного внедрения указанных методов имеет высокая обводненность и поздняя стадия эксплуатации месторождений, повышенная вязкость нефти и неоднородность коллекторов, а также возможность использования этих методов в сочетании с гидродинамическими.

Для расширения масштабов внедрения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Башкортостана на последующие годы, разра-

ботана и осуществляется комплексная программа их применения . Несмотря на то, что ресурсы химических реагентов нефтехимического комплекса республики позволяют обеспечить потенциальный объем внедрения технологий, основными препятствиями широкого внедрения методов извлечения остаточных запасов нефти является слабое развитие целевого производства химических продуктов для нужд нефтедобычи и относительно высокий рост цен на некоторые из них. В результате для некоторых новых технологий этапы опытно - промысловых работ и промышленного внедрения сливаются в один короткий период. В этих условиях ужесточаются требования к подбору объектов и технико-экономическому обоснованию технологии воздействия. Другим важным фактором, затрудняющим расширение масштабов применения современных методов извлечения остаточных запасов нефти, является отсутствие экономических льгот на дополнительную добычу нефти из трудноизвлекаемых запасов нефти.

Результаты показывают, что все испытываемые и внедряемые технологии воздействия на пласт дают положительный экономический эффект и являются рентабельными [9]. Наиболее рентабельными из них являются уже отработанные и масштабно внедряемые технологии: осадкогелеобра-зующие составы на основе щелочных композиций, микробиологические методы и воздействие продуктами биосинтеза. Остальные находятся на стадии опытно-промысловых испытаний и по экономическим прогнозам также будут являться высокорентабельными при масштабном внедрении.

Таким образом, применение современных технологий извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана является в настоящее время важнейшей задачей, ввиду самой высокой обводненности нефти среди остальных регионов России, истощения пластовой энергии, большой долей трудноизвлекаемых запасов, в которых сосредоточено более половины текущих балансовых запасов нефти. Разработка указанных

месторождений традиционной технологией заводнения характеризуется низким охватом пластов ввиду того, что основная часть закачиваемой воды движется по высокопроницаемым зонам, не оказывая фактического влияния на выработку менее проницаемых нефтенасыщенных пропласт-ков.

На основании имеющегося промыслового опыта применения технологий повышения нефтеотдачи, анализа геологического строения пластов и залежей нефти, физико-химических свойств насыщающих их флюидов, текущих показателей разработки продуктивных пластов в общей сложности в настоящее время на месторождениях Башкортостана проходят испытания и внедрение ряд приоритетных технологий извлечения остаточной нефти, из которых в дальнейшем будут выбраны наиболее эффективные из них для масштабного применения

1.3. Формы существования и основные принципы извлечения остаточной нефти

Общие представления о формах существования остаточной нефти и принципах ее доизвлечения изложены в работах [ 16-20 ].

Согласно существующих представлений различают два типа остаточной нефти. Первый тип связан с застойными недренируемыми заводнением зонами продуктивного пласта. Эта нефть по свойствам и составу практически не отличается от первоначально вытесненной нефти из пласта . Запасы такой остаточной нефти сосредоточены, в основном, на неохваченных воздействием заводнением слабопроницаемых зонах при общей проницаемостной неоднородности пласта.

Другой , более сложный тип остаточной нефти сосредоточен в промытых водой интервалах продуктивного пласта и имеет повышенное со-

держание тяжелых окисленных компонентов (асфальтенов, смол, гетероциклических соединений и др.) При этом различают два граничных случая существования этой нефти: горная порода избирательно смачивается водой- гидрофильная среда; горная порода смачивается нефтью- гидрофобная среда. В гидрофильной породе смачивающая фаза (вода) располагается в крупных и мелких порах, образуя тонкую пленку на поверхности горной породы. Остаточная нефть сосредоточена в капиллярах крупного и среднего размера. При вытеснении нефти водой из гидрофильных пород реализуется механизм поршневого вытеснения, при котором основное количество нефти добывается за безводный период. Отмеченное характерно для месторождений Западно-Сибирского региона, содержащих маловязкие нефти и сравнительно невысокую начальную нефтенасыщенность породы.

Нефтяные месторождения Башкортостана относятся преимущественно к гидрофобным пластам. Особенностью их вытеснения водой является длительность водного периода до достижения предельной обводненности. Остаточная нефть в данном случае представлена преимущественно в виде пленочной в крупных порах, а также в средних и мелких порах-капиллярно-удержанная. Кроме того, продуктивные пласты месторождений представлены как песчаниками, так и карбонатами, которые обладают промежуточной смачиваемостью - гидрофобными и гидрофильными участками. Это обусловлено свойствами и составом нефти ( содержанием асфальтенов и смол, вязкостью нефти, минеральным составом горной породы и проницаемостью). Для многих месторождений это является положительным фактором, влияющим на степень извлечения остаточной нефти за счет того, что при заводнении в начальный период происходит вытеснение нефти из крупных гидрофобизированных пор с постепенным вовлечением в фильтрацию средних пор с промежуточным смачиванием.

На величину и структуру остаточной нефти влияет увеличение содержания полимерных компонентов - смол и асфальтенов, уменьшение газового фактора, повышение вязкости нефти, которые в общей сложности приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы, увеличению доли пленочной нефти и усилению ее структурно-механических свойств.

Изложенные позиции по типам остаточной нефти, связанные со смачиваемостью и диаметром поровых каналов пласта, их объемом и конфигурацией предопределяют два крайних случая ее вытеснения в свете представлений неравновесной термодинамики и химической физики [ 23 ];

1. диаметры поровых каналов < 10 н'м, т.е. сравнимы по величине с размерами многих из молекул, входящих в состав жидкой углеводородной фазы.

2

2. диаметры поровых каналов > 10 н'м, т.е. более чем на порядок превышают размеры большинства или всех молекул жидкой фазы.

С позиций неравновесной термодинамики, в первом случае, нефть и нефтеносную породу следует рассматривать как единую физическую систему. Во втором случае, нефть и породу целесообразно представлять как две более или менее связанные друг с другом подсистемы.

'у

В случае макропор породы при размере более 10 ~ н'м нефть может быть представлена как пленочная, свойства которой отличны от извлеченной нефти на поверхность.

Условия и методы добычи нефти, очевидно, в сильной степени зависят от размеров пор породы и взаимодействий между нефтью и горной породой, которые обуславливают их смачиваемость. При заводнении нефтяных пластов с добавками различных активных агентов в нефтенасыщен-ной породе возникают различные необратимые процессы, такие как: - сдвиговые деформации и отрыв глобул нефти;

- перенос глобул нефти с вытесняющей водой;

- слипание глобул и их дробление;

- взаимное растворение и диффузия нефти и нефтевытесняющих агентов в водо-нефтяной фазе;

- сорбция составных частей нефтевытесняющих агентов на горной породе;

- механические изменения размера пор пласта при нагнетании в них нефтевытесняющих агентов.

Указанные воздействия на пласт активными нефтевытесняющими агентами связаны с изменением скелета порового пространства, изменениями свойств нефти и вытесняющей воды.

В этой связи фундаментальные представления по извлечению остаточной нефти сводятся к следующему [9,23,24 ]

При вытеснении нефти из пор пласта водным раствором активного агента действуют силы трения между жидкой и твердой фазами, капиллярные силы, вязкие силы трения двух жидкостей при их течении и гравитационные силы , вызывающие различия в гидростатическом давлении.

Согласно уравнению Лапласа, капиллярное давление (Рк), препятствующее вытеснению нефти из пор равно

р = р _ р =ст т

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сафонов, Евгений Николаевич

Результаты исследования нагнетательных скважин методом КПД при площадном воздействии

Толщина Значение показателей: д) до обработки скважины скважины пласта, п) после обработки скважины м дата прие- зоны гидро- проница- пьезозамера ми- плас- провод- емость, провод

КПД стость, та ность, мкм2 ность, м3/сут мкм2 см /сек см мПас

1 2 3 4 5 6 7 8

1004 8.8 Д) 31.07- 560 I 79 0.116 2977

01.08.96 II 143 0.211 54

III 61.6 0.091 2335

П) 700 I 445 0.658 16872

22.10- II-1 5.9 0.0087 222

23.10.96 II-2 21.8 0.032 2474

II-3 39.0 0.058 1482

II-4 52.0 0.077 1968

III 63.3 0.094 2400

1005 6.4 Д) 676 I 102 0.206 5295

23.07- II 50.7 0.103 2643

24.07.96 III 155 0.315 8086

П) 529 I - -

23.10- II 31.8 0.065 1657

24.10.96 III 167 0.358 9179

IV 56.1 0.114 2923

Это объясняется выпадением осадков за счет смешения закачиваемых оторочек СЩР с пластовой водой и снижением проницаемости пласта.

Коэффициент приемистости по скважине 1004 до закачки реагентов составлял 215м3 /сут/МПа, а после закачки - 71 м3 /сут/МПа, т.е. уменьшился в 3 раза; по скважине 1005 он уменьшился с 104 м /сут/МПа до 79 м3 /сут/МПа. Это также подтверждает эффективность воздействия на пласт.

На рис. 4.4 приведены профили приемистости по нагнетательной скважине 478, замеренной до и после воздействия на пласт СЩВМ. Видно, что после воздействия отмечается подключение в работу новых пропласт-ков. Особенно ценным является то, что после закачки реагентов начали принимать воду промежуточные пласты, что может быть связано с перераспределением потоков нагнетаемой воды в новые нефтенасыщенные зоны за счет образования водоизолирующих экранов и повышением охвата пласта заводнением.

4.1.3 Технологическая эффективность применения технологии на основе СЩР

Дополнительную добычу нефти определяли, вычитая от фактической добычи нефти прогнозную по базовому варианту разработки объекта, полученную расчетным путем. Прогнозирование добычи нефти по базовому варианту разработки проводили по методике ВНИИ (РД39-014703587-87), с применением приведенной ниже степенной зависимости согласно РД по характеристике A.A. Казакова, tu

Профили приемистости нагнетательной скважины №478 до и после обработок СЩР при площадном воздействии

1224

228

1232

1216

124D .

1244

124Е

1252

1236

1260

1254

126Е

1272 ■

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Высокие темпы добычи нефти с применением заводнения на многих нефтяных месторождениях Башкортостана, сложные геолого-физические особенности разрабатываемых объектов приводят к прогрессирующему обводнению добываемой продукции скважин. Несмотря на значительные запасы нефти, многие нефтяные месторождения вступили в позднюю завершающую стадию разработки, средняя обводненность превышает 90%, большинство остаточных запасов являются трудноиз-влекаемыми.

Потеря запасов нефти в застойных и низкопроницаемых тупиковых зонах из-за низкого охвата заводнением обусловлена неравномерным вытеснением нефти и циркуляцией воды от нагнетательных скважин к добывающим по главным линиям тока без совершения полезной работы. Это обуславливается развитой площадной и послойной неоднородностью пластов, различием вязкостей нефти и воды, гидрофобностью коллекторов и др., что резко повышает объемы попутно добываемой и закачиваемой в пласт воды, увеличивает эксплуатационные затраты и себестоимость добываемой нефти .

В указанных условиях важнейшей задачей является повышение конечной нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды на основе применения эффективных для конкретных залежей методов.

На нефтедобывающих предприятиях Башкортостана накоплен значительный опыт использования передовых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. При этом наряду с широким применением традиционных гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов ( нестационарное заводнение, форсированный отбор жидкости, уплотнение сетки скважин и др.) значительный интерес представляют современные физико-химические методы извлечения оставшейся после заводнения нефти.

Проведенные опытно-промысловые испытания разработанных технологий извлечения нефти из обводненных пластов в осложненных условиях с применением заводнения позволили создать экологически безопасные перспективные методы воздействия на пласт водоизолирую-щими реагентами, которые отличаются достаточной эффективностью на поздней стадии разработки месторождений.

Важное значение для извлечения остаточных запасов нефти на обводненных участках месторождений с терригенными неоднородными коллекторами имеют технологии применения осадкогелеобразующих составов с использованием пластовой минерализованной воды.

Рассматриваемые технологии вытеснения остаточной нефти заводнением основаны главным образом на селективном снижении проницаемости водопроводящих каналов за счет внутрипластового образования упругих дисперсий на путях фильтрации воды и регулирования подвижности закачиваемых растворов и нефти.

Из указанных технологий в настоящее время наибольшее применение на промыслах Башкортостана получили различные модификации си-ликатно-щелочного воздействия, обеспечившие наибольшее количество дополнительно добытой нефти и которые получили широкое развитие в результате проведенных и изложенных в данной диссертационной работе исследований.

На основании теоретических, экспериментальных и промысловых исследований получены следующие основные результаты:

1. Предложены и обоснованы новые усовершенствованные способы извлечения остаточной нефти на поздней стадии разработки месторождений, находящихся в осложненных геолого-физических условиях: развитой площадной и послойной неоднородности пластов, повышенной вязкости нефти с неньтоновскими свойствами, расчлененности, высокой минерализацией пластовых вод, которые направлены на расширение области применения существующих методов повышения нефтеотдачи пластов.

2. Разработаны и внедрены отличающиеся диапазоном действия и полнотой извлечения остаточной нефти новые физико-химические способы, основанные на изменении направлений фильтрационных потоков по площади залежей и вытеснении оставшейся после заводнения нефти обработкой нагнетательных скважин активными в условиях пласта реагентами.

3. Созданы новые технологические процессы воздействия на обводненные пласты, направленные на образование непосредственно в пласте водоизолирующих материалов на основе осадкогелеобразующих составов из силиката натрия, щелочей, шламлигнина и комплексных методов воздействия многокомпонентными водоизолирующими композициями.

4. Обоснована и предложена усовершенствованная технология площадного воздействия на пласт осадкогелеобразующими композициями, позволяющая повысить технологичность и масштабность внедрения разработанных процессов, охват и равномерную выработку остаточных запасов нефти.

5. Показано, что универсальностью в достижении необходимых свойств водоизолирующих материалов из композиций закачиваемых в пласт растворов в конкретных геолого-физических условиях залежей обладают усовершенствованные комплексные многокомпонентные составы, отличающиеся набором реагентов и их содержанием.

6. Установлены характерные геологофизические особенности залежей нефти Арланского месторождения и обоснованы основные критерии применения и рентабельного воздействия разработанных технологий на пласт, позволяющие определить эффективный диапазон условий их применения и перспективы для масштабного внедрения.

Полученные в работе выводы справедливы для многих месторождений терригенных отложений нижнего карбона Башкортостана и Урало-Поволжья.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сафонов, Евгений Николаевич, 1999 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Щелкачев В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи и разработки нефтяных месторождений по странам мира.-М:ВНИИОЭНГ,-1996-120с.

2. 60 лет башкирской нефтяной промышленности: решать задачи научно-технического прогресса комплексно. Нефтяное хозяйство.-1992.-N6.-с.4-7./Сыртланов А.Ш.

3. Энерго-и ресурсосбережения-стратегия технической политики АНК Башнефть//Нефтяное хозяйство.-1996.-N2.-с.7-9./Е.Н.Сафонов.

4. Лозин Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений. Уфа, Башкнигоиздат. 1987.- 150 с.

5. Крупномасштабное внедрение МУН на месторождениях Башкортостана // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Сб. материалови семинара-дискуссии.гКазань- 1997.-С.41-56/ E.H. Сафонов, П.Ф.Викторов, К.Х.Гайнуллин, Е.В.Лозин, Р.Х.Алмаев.

6.Состояние сырьевой базы нефтедобычи Респуьлики Башкортостан ее экономическая оценка//Вестник республики Башкортостан.-1997/ П.Ф.Викторов, Е.В.Лозин.

7. Баймухаметов К.С.,Викторов П.Ф. Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана.-Уфа: РИЦ АНК Башнефть, 1997.-424 с.

8. Повышение нефтеотдачи пластов - важнейшая задача научно-технического прогресса в добыче нефти // Нефтяное хозяйство,-1997.-№7.-с.2-5/ E.H. Сафонов.

9. Сафонов E.H., Алмаев Р.Х.. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана. Уфа: РИЦ АНК Башнефть.1977,-240 с.

10.0 микробиологическом методе повышения нефтеотдачи заводненных пластов. // Юлбарисов Э.М., Жданова Н.В. Нефтяное хозяйство.-1984,-N 3,-с.28-33.

11 .Технология увеличения нефтеотдачи при обработке очаговых нагнетательных скважин оторочками биоПАВ и биополимера Симусан.-М.:ВНИИОЭНГ,-1994.-Нефтепромысловое дело.-Ы5.-с.21-22/Симаев Ю.М.

12..Гелеобразующие технологии на основе алюмохлорида// Нефтяное хозяйство-1996.-N2.-с.32-35/ Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников И.Г., Шувалов A.B.

13.Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий.// Нефтяное хозяйство-1996.-N2-.с.39-44/ Лозин Е.В., Гафуров О.Г., Мухта-ров Я.Г., Ширгазин Р.Г.

14.Применение композиций на основе ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений Башкортостана./Ленченкова Л.Е., Хлебников В.Н., Ганиев P.P., Фахретдинов Р.Н.// Нефтепромысловое дело.-ЫЗ-4.-М,1994.-с.13-19.

15.К вопросу использования нефтяного газа, сжигаемого в факелах, для увеличения нефтеотдачи.// Нефтепромысловое дело.-.-1995.N6.-c.6-9./ Г.Н. Пияхов, Э.М. Тимашев, П.Ф. Викторов, К.Х. Гайнуллин.

16.Сургучев М.П., Горбунов А.Т., Забродин Д.И.. Методы извлечения остаточной нефти. М.:Недра, 1991.- с.347.

17.Сургучев М.П.Деманов В.И.,Гавура Н.В. и др.Извлечение нефти из карбонатных коллекторов.М.:Недра, 1987.-23Ос.

18.Бурдынь Т.А.,Горбунов А.Т.,Любин Л.В. и др. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении М.:Недра,1973.-с.192.

19.Амелин И.Д.,Субботина Е.В. Особенности разработки залежей нефти с карбонатными коллекторами ВНИИОЭНГ, 1986.- 280 с.

20.Лозин E.B. и др. Разработка и внедрение осадкообразующих технологий. Нефтяное хозяйство. N2-1996. с.39-41.

21.Юркив H.H. Механизм вытеснения нефти из пористой среды. Нефтяное хозяйство № 6.- 94.- с.36-40.

22. Карпиченко Е.А. Граничные слои высоковязких жидкостей// Коллоидный журнал.- 1995.-t.47,- № 3,- с.600-601.

23. Юркив H.H. О механизме нефтеизвлечения. Нефтяное хозяйство,-№ 4, 1997,-с. 10-11.

24.Хавкин А.Я.. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде. М.:ВИЭМС, обзорная информация, сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений". 1991.- с.60.

25.Алмаев Р.Х. Научные основы и практика применения водоизоли-рующих нефтевытесняющих химреагентов на обводненных месторождениях. /Докторская диссертация. М.гВНИИ им ак. А.П. Крылова, 1994.

26.Маляренко А.И., Земцов Ю.В. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири.ВНИИОЭНГ. Сер."Нефтепромысловое дело".-1987.-Вып.1,с.33.

27.ДевятовВ.В.,АлмаевР.Х.,Пастух П.И.,Санкин В.М.Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаим-ского района.-М.:ВНИИОЭНГ, 1995.-с. 100.

28.Сидоров H.A., Поддубный Ю.А. и др.Физико-химическме методы увеличения охвата пластов заводнением зарубежом,- М.:

*

ВНИИОЭНГ. 1982-С.35.

29.Газизов А.Ш.,Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины.-М.: ВНИИОЭНГ, 1982.-c.32.

30.Ограничение притока пластовых вод в нефтяных скважинах // Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш. и др. М.: Недра,- 1976,- С. 186.

31.Петухов В.К., Газизов А.Ш. Состояние перспективы применения химических продуктов в технологических процессах ограничения притока вод в скважины. М.: ВНИИОЭНГ.-Обзор.информ. "Нефтепромысловое дело".-1983.-Вып.5.-с.36 г.

32.Газизов А.Ш. О механизме воздействия полимердисперсных систем на обводненные продуктивные пласты./Биб. у к-ль ВИНИТИ. Депонированные научные работы. 1987,- № 3(185), с. 124. ВНИПИ нефтепромысловой химии. М.1987.- 15 е., ил,- Деп. во ВНИИОЭНГ,- 1987, № 1317-НС.

33.Клещенко И.И., Ягафаров А.К., Шарипов А.У. и др. Водоизоли-рующие работы при разведке нефтяных месторождений ЗападнойСиби-ри,- М.:ВНИИОЭНГ,-1994.- с.59.

34.ИбрагимовГ.Э., ФазлутдиновК.С, Хисамутдинов Н.И.,Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. /Справочник. - М.:Недра, 1991.- с.З84. П.Ф.Викторов,

35.Шумилов A.C. Кремнеорганические водоизолирующие составы для нефтяной промышленности.//Новые области применения металлоор-ганических соединений. - М: ГНИИХТ,- 1983, с.83-84.

» Зб.Кисаев В.В. Адсорбция и потеря реагента при щелочном заводнении. ВНИИОЭНГ. 1983,№ 9.- с.5-6.

37.Ангелопуло О.К.,Подгорнов В.М.,Аваков В.З.Буровые растворы для осложненных условий.-М.,Недра, 1988.-с. 135.

38.Рябченко В.И. Управление свойствами буровых растворов. М.:Не-дра. - 1990. - с.230.

39.Грей Д.Р., Дарли Г.С. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). - М.-.Недра.- 1985.-е.509.

40.Горбунов А.Т., Бученков J1.H. Щелочное заводнение. М.:Недра.-1989.-е. 160.

41.Михневич В.Г., Гудков Е.П. и др. Результаты щелочного заводнения на месторождениях Пермской области. Нефтяное хозяйство.№ 6, 1994,- с.26-29.

42.Campbell С. The role of alkaline chemicals in the recovery of lowgrawity crude oils.//J.Petrol Tech., 1982, c.34.pp. 2510-2516.

43.Колодный Ю.И., Дерягин Б.В. и др. О процессах протекающих в агрегативно-неустойчивых суспензиях при их движении в пористой среде. Коллоидный журнал. 1980. № 42, с.473-480.

44.Алмаев Р.Х.., Рахимкулов И.Ф., Асмоловский B.C. и др./ Сили-катно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторожде-ния.//Нефтяное хозяйство. - 1992. - N 9, с.22-26.

45.Березин Г.В., Горбунов А.Т., Швецов И.А. Основы полимерно-щелочного воздействия на увеличение нефтеизвлечения.//Нефтяное хоз-во,1990. - N7, с.27-29.

46.Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерных систем //Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др./ Нефтяное хозяйство.-1992. №4. с.80-81.

47.Комиссаров А.И.,Газиев К.Ю.Применение силикатных составов

♦

для ограничения водопритоков.//Нефтяное хозяйство.-1992.-N8.-c.13-16

48.А.С. 905440. СССР, МКИ Е21Б 4332. Водоизолирующий состав / Комиссаров А.О., Газиев К.Ю. - Бюл.изобр. - 1982 - № 6.

49.Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. и др. Повышение нефтеотдачи, системами, генерирующими в пласте гель и С02 при тепловом воздейст-вии./Нефтяное хозяйство.-1994.-№4.-С.45-48.

50.Алтунина JI.K., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ.- Новосибирск: Наука, 1995,- 198с.

51 .Гарифуллин Ш.С., Галлямов И.М., Плотников A.B. и др. Гелеоб-разующие технологии на основе алюмохлорида. Нефтяное хозяйство. -№2, 1996. с.32-35.

52.Ивачев JI.M. Промывка и тампонирование геологоразведочных скважин. Справочное пособие. М.: Недра. - 1989.- с.247.

53.Литяева З.А., Рябенко В.И. Глинопорошки для буровых растворов. - М.: Недра,- 1992.- с.183.

54.Рязанов Л.А. Справочник по буровым растворам. М.: Недра. -1979.-c.215.

55.Алехин И.М., Мариампольский H.A., Мутовин и др. Научно-технический прогресс в области промывки и крепления нефтяных и газовых скважин,- М.: Недра, 1987,- с.256.

56.Баранов B.C. Глинистые растворы для бурения скважин в осложненных условиях. М.: ГНТИН и ГТЛ, 1955,- с.210.

57.Айлер.М. Химия кремнезема. Растворимость, полимеризация, коллоидные и поверхностные свойства, биохимия. М.: Мир, 1982, - 416 с.

58.Газизов А.Ш., Низамов Р.Х. Оценка эффективности технологии применения полимер- дисперсной системы по результатам промысловых исследований. //Нефтяное хозяйство.- № 7, - 1990. с.49-52.

59.3айнетдинов Т.И., Телин А.Г., Шишлов Л.М. Композиции глини-

♦

стых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки.// Нефтяное хозяйство,- № 2 -1997, с.29-31.

бО.Газизов А.Ш. Инструкции по применению ПАА с глинистой суспензией в обводненных скважинах для увеличения добычи нефти и ограничения притока воды. (РД 39-5765678. 213-87 Р). Казань. 1987,- с.23.

61.Газизов А.Ш. Разработка технологии воздействия на неф-тевытесняющие пласты водоизолирующими химреагентами. Автореферат диссертации на соискание ученой степени д.т.н., Уфа: - УНИ; - 1989.

62. Газизов А.Ш., Махмутова Д.Р. Совершенствование полимерного заводнения с применением полимердисперсных систем. //Азербайджанское нефтяное хозяйство. - № 10 - 1987, - с. 15-21.

бЗ.ЧудаковМ.И. Промышленное использование лигнина.-М.:Лесная промышленность.-1983.-с.200.

64.Поддубный Ю.А. и др.Испытание лигносульфонатных составов для повышения эффективности теплового воздействия на пласты. М.:ВНИИОЭНГ.сер.Геол.,геоф. и разработка нефтяных месторождений.-1992.-вып.4.-с.24-29.

65.Водоизолирующие термостойкие составы на основе лигнина для повышения нефтеотдачи пластов.Алмаев Р.Х.., Базекина Л.В., Мурзагуло-ваД.Р.,ФархиеваИ.Т.//НИИнефтеотдача.Уфа, 1993.-11 с. Деп.воВНИИОЭНГ.

66.Алмаев Р.Х., Фархиева И.Т., Шишин К.А. Лигнинсодержащие водоизолирующие системы для ограничения водопритоков. М.: ВНИИОЭНГ/ НТЖ "Нефтепромысловое дело".-1994.-Ы2.-с.35.

67.Mohnot.S., Bae J. A Stady of mineral/ Alkali Reaction. Part.2/ SPERE, 1989. N 3, p.381-390.

68.Zinolstrom T. Colloidpoliym.Sci. 1979. N 257. pp.277-285.

69.Богомолов. Б.Д. Химия древесины и основы химии высокомолекулярных соединений. М., 1973. 400 с.

70.Шульга Г.М., Можейко Л.М. и др. Химия древесины. 1982. № 1. с.87- 93.

71.Троянская А.Ф., Соколова A.A. Химия древесины. 1985. № 4. с.76 - 81.

72.Сарканин К.В., Людвиг И. Лигнины - структура, состав и реакции. М.: Лесная промышленность.-1975.-с.613. (пер.с англ.).

73.Коллоидно-химические свойства шлам-лигнинов и лигносульфо-натов в связи с перспективами их технологического использования. Отчет МГУ, хим. факультет, научный руководитель проф.Измайлова В.Н. МЛ 997.

74.Петелин О.Г., Бриллиант A.C., Жильцов Н.И., Жуков Г.А. Пат. 2015305 РФ, МКИ E21B33/138. Малое гос. предпр. "Приоритет" 5042999/03, 30.06.94. бюлл.№ 12.

75.Баймухаметов К.С.,Гайнуллин К.Х.,Сыртланов А.Ш., Тима-шев Э.М.. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения. Уфа: РИЦ АНК Башнефть. - с.365.

76.Усенко В.Ф., Шрейбер Е.И., Халимов Э.М., Бабалян Г.А. Асмо-ловский B.C. Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа: Башкнигоиз-дат, 1976.160 С.

77.Сургучев М.Л., Жданов С.А., Малютина Г.С. О плотности сеток

скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов. ■

//Нефтяное хозяйство.-1979.-№11.-е.60-63.

78.Тумасян А.Б.,Пантелеев В.Г. Влияние поверхностно-активных веществ на фазовые проницаемости пористой среды для нефти и во-ды.//Нефтяное хозяйство.-1973.-№2.

79.Бабалян Г.А., Леви Б.И., Тумасян А.Б., Халимов Э.М. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных ве-ществ.-М: Недра,1983-С.213.

80.Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Башкирии /Халимов Э.М., Саттаров М.М., Зайнетдинов Ю.З. Уфа, Баш-книгоиздат, 1972.

81 .Рахимкулов И.Ф., Алмаев Р.Х., Галлямов М.Н., Исламов Ф.Я. Применение полимеров для повышения нефтеотдачи пластов Арланского месторождения /Нефтяное хозяйство.-1982.-№5.-С.50-54.

82.Алмаев Р.Х. Влияние растворов неионогенных ПАВ на фазовую проницаемость нефтенасыщенных пород/Нефтяное хозяйство.-1991.-№2.-С. 18-20.

83.Алмаев Р.Х., Штангеев А.Л., Максимова Т.Н. и др. Адсорбция НПАВ типа ОП-Ю в условиях Арланского месторождения/Нефтяное хо-зяйство.-1988.№6.-С.57-60.

84.Алмаев Р.Х., Аскаров А.Н.Влияние добавок водорастворимых химреагентов на устойчивость упругих свойств полимерных растворов к механической деструкции/Нефтяное хозяйство.-1990.-№7.-С.42-45.

85.Алмаев Р.Х. Исследование эффективности нефтеизвлечения вяз-коупругими растворами полимеров и ПАВ//ВИНИТИ/Депонированные научные работы.-1992.-№8.-С61. »

86.Инструкция по воздействию на пласт композициями ПАА и мас-ловодорастворимых НПАВ для увеличения нефтеотдачи терригенных отложений. РД 03-39-012-92//Уфа: НИИнефтеотдача, 1992.-С.ЗЗ/Р.Х.Алмаев, И.Т.Фархиева, Е.Н.Сафонов.

87. Лозин Е.В., Эртэ Е.П. Влияние процесса внутрипластового горения на показатели разработки Ашитского опытного участка Арланского месторождения / РНТС Нефтепромысловое дело, 1982.-М.:ВНИИОЭНГ.-№6.-С.9-10.

88.Микробиологический метод обработки нефтяной залежи с высокой минерализацией пластовых вод//Сенюков В.М., Юлбарисов Э.М., Тал-дыкина H.H., Шишенина Е.П./Микробиология.-М.:АН СССР, 1970.-Т.39.-Вып.4.-С.705-710.

89. .Бабалян Г.А., Рахимкулов И.Ф., Халимов Э.М. и др. Результаты испытания усовершенствованного метода закачки раствора полиакрила-мида /РНТС, Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГД975.-№9,-С.19-21

90.Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях. ОСТ 39-195-86.

91.Лайтинен Г.А. Химический анализ.-М.:Химия,1966.-С.565.

92.Воюцкий А.Г. Курс коллоидной химии,- М.:ХимияД968.-280 с.

93.Решение ВНИИГПЭ №9710029-25(011033) от 6.01.98 г. на выдачу патента "Устройство для перемешивания в емкостях с переменным уровнем заполнения'УЯшин Ю.Н., Реут В.И., Сафонов E.H., Алмаев Р.Х..

94.Технологическая схема опытно-промышленных работ по увеличению нефтеотдачи с применением силикатно-щелочных растворов на Новохазинекой площади Арланского нефтяного месторождения: Отчет о НИР/Башнипинефть; рук.Рахимкулов И.Ф., Алмаев Р.Х. и др.,-82.2395 ;№ГР01830054759.-Уфа. 1983.-90с.

95.Патент РФ 1825394. Состав для заводнения нефтяных пластов.-1993/Р.Х.Алмаев, Е.Н.Сафонов и др.

96.Воздействие на нефтяные пласты лигнинсодержащими составами //Тр.БашНИПИнефть,Уфа, изд.БашНИПИнефть, вып.92,1997.-С.34-39 /Сафонов E.H., Алмаев Р.Х., Базекина Л.В., Плотников И.Г.

97.Технология на основе композиций осадкогелеобразующих реагентов для снижения обводненности добываемой продукции скважин и увеличения добычи нефти.//Тр.Башнипинефть, Уфа, изд.Башнипинефть,вып.92, 1997.-с.95-102,/Сафонов E.H., Гафуров О.В., Ширгазин Р.Г., Павлов Е.Г.

98.Лозин Е.В., Гафуров О.Г. и др. Разработка и внедрение осадкогелеобразующих технологий /Нефтяное хозяйство.-1996.-№2.-с.39-44.

99. Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности (РД 39-01/06-0001-89)

100.Методические рекомендации Роснефти по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования, №7-12/47, 1994 г.).

101.Состояние и перспективы внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Башкортостана/ЛГр.Башнипинефть.-Уфа, изд.Башнипинефть, вып.94, 1998.-с.З-9/Алмаев Р.Х., Сафонов E.H., Макаров A.B., Фазылова Д.М.

102.Внедрение осадкогелеобразующих технологий на месторождениях АНК Башнефть//Повышение эффективности разработки месторождений.Сб.докладов.-Москва, 1998.-с. 198-206/ Сафонов E.H., Алмаев Р.Х., Гафуров О.Г.