Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Низаев, Рамиль Хабутдинович

• Низаев, Рамиль Хабутдинович
• доктор технических наук
• 2010

Оглавление диссертации доктор технических наук Низаев, Рамиль Хабутдинович

ВВЕДЕНИЕ.

ОБОЗНАЧЕНИЯ.

1 СОСТОЯНИЕ, ОСОБЕННОСТИ И ПРОБЛЕМЫ СОЗДАНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Многозалежное строение месторождений. Недоизученность месторождений.

1.2 Анализ фактических данных разработки и результаты геолого-гидродинамического моделирования разработки участков залежей нефти в карбонатных коллекторах с применением вертикальных (ВС) и горизонтальных (ГС) скважин.

1.3 Влияние ремасштабирования на результаты гидродинамических расчетов.

1.4 Влияние разбуренности залежи на оценку запасов нефти и технологические показатели разработки на примере верейского горизонта участка Курмышского месторождения.

1.5 Проблемы оценки геолого-технологических параметров. Влияние закачки агентов. Высоковязкие нефти. Влияние водоносных бассейнов.

1.5.1 Моделирование пластовой водонапорной системы на примере поднятия верейских отложений.

2 БЛОЧНО-СЕТОЧНАЯ МОДЕЛЬ ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.

2.1 Основные исходные уравнения.

2.2 Идеализация объекта.

2.3 Осреднение дифференциальных уравнений двухфазной фильтрации.

2.4 Вывод соотношений, связывающих дебиты скважин и забойные давления.

2.5 Оценка перетоков жидкости между подобластями и влияния напора краевых вод.

2.6 Определение насыщенности на фронте вытеснения.

2.7 Отключение скважин по обводненности.

2.8 Алгоритм решения системы уравнений.

2.9 Необходимые исходные данные для моделирования.

2.10 Сравнение результатов расчета, полученных для различных масштабов осреднения.

2.11 Воспроизведение истории разработки.

2.12 Прогнозирование технологических показателей разработки.

3 ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ОСНОВЕ МОДЕЛИРОВАНИЯ.

3.1 Выбор оптимальной системы разработки залежи, содержащей высоковязкую нефть при тепловом воздействии с использованием термогидродинамического моделирования.

3.2 Моделирование разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом.

3.3 Совершенствование технологии разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах месторождений с применением горизонтальных скважин.

3.4 Геологическая и фильтрационная модель Скворцовского нефтяного месторождения.

3.4.1 Адаптация геолого-гидродинамической модели и прогноз технологических показателей разработки.

3.5 Технологические показатели разработки Пинячинского нефтяного месторождения с мероприятиями по закачке газа.

3.5.1 Адаптация геолого - гидродинамической модели и прогноз технологических показателей разработки.

3.6 Зависимость технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности по стволу нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

4 ОБОСНОВАНИЕ ТРАЕКТОРИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И БОКОВЫХ СТВОЛОВ В ПРЕДЕЛАХ УЧАСТКОВ I БЛОКА АБДРАХМАНОВСКОЙ ПЛОЩАДИ РО-МАШКИНСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ КОНДИЦИОННЫХ ЗНАЧЕНИЙ ПАРАМЕТРОВ НА ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ.

4.1 Общие сведения об Абдрахмановской площади. Геологическое строение эксплуатационного объекта.

4.2 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов. Свойства и состав пластовых флюидов.

4.3 Построение геологической модели.

4.4 Создание гидродинамической модели.

4.4.1 Моделирование горизонтальных и наклонных скважин.

4.4.2 Исходные данные для построения гидродинамической модели.

О размерах расчетной сетки модели.

4.4.3 Гидродинамические расчеты вариантов разработки.

4.4.4 Сравнение прогнозных показателей разработки, рассчитанных по модели с фактическим состоянием к этой дате.

4.5 Оценка влияния некондиционных значений параметров пласта на величину запасов нефти и показатели разработки на примере модельного участка I блока Абдрахмановской площади.

5 МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ ПОЛИМЕР ДИСПЕРСНЫМИ СИСТЕМАМИ.

5.1 Математическая модель.

5.2 Метод расчета.

5.3 Опытный участок Акташской площади Ново-Елховского месторождения.

5.3.1 Сведения по разработке опытного участка.

5.3.2 Геологическая модель опытного участка.

5.3.3 Результаты расчетов.

5.4 Элемент девятиточечной системы заводнения СевероДаниловского месторождения.

5.4.1 Геологическая модель участка.

5.4.2 Результаты расчетов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе геолого-технологического моделирования»

Актуальность проблемы

В настоящее время большинство крупнейших месторождений нефти вступило в позднюю стадию разработки, что обуславливает значительное снижение эффективности традиционных методов извлечения нефти из недр. Увеличивается доля запасов высоковязких нефтей. Именно поэтому в последние годы все большее внимание уделяется проблемам использования различных технологий для разработки трудноизвлекаемых запасов нефти в условиях истощенных объектов и высоковязких нефтей.

Запасы нефти относят к трудноизвлекаемым, если для их разработки необходимо привлекать повышенные финансовые, трудовые и материальные ресурсы, использовать нетрадиционные технологии, специальное несерийное оборудование и специальные реагенты и материалы. В условиях месторождений Урало-Поволжья этим характеристикам отвечают запасы, заключенл ные в слабопроницаемых коллекторах (менее 0,05 мкм ); в зонах контакта нефть-вода (водонефтяных зонах); содержащие высоковязкую нефть и т.д. К категории трудноизвлекаемых относятся также остаточные запасы нефти на месторождениях, выработанные свыше 80 %, поскольку для их дальнейшей разработки требуются капитальные вложения и эксплуатационные затраты, соизмеримые с затратами в период освоения месторождения.

Важной проблемой нефтяной отрасли является освоение месторождений высоковязких нефтей. Интерес к разработке этих месторождений связан, прежде всего, с выработанностью основных запасов маловязких нефтей. Так на месторождениях Татарстана с начала разработки отобрано свыше 80 % начальных извлекаемых запасов нефти. При этом ускоренными темпами вырабатывались активные запасы легких девонских нефтей при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. Остаточные запасы нефти по РТ в терригенных отложениях составляют 65,1 % (средняя вы-работанность запасов более 80 %), в карбонатных отложениях - 32,2 % и на долю сверхвязких нефтей (СВН) приходится 2,6 %. На долю запасов нефти по РТ с вязкостью выше 200 мПа-с приходится 8 %, на долю карбонатных отложений - 28,2 %, на долю терригенных отложений - 63,8 %. На Ромаш-кинском месторождении остаточные запасы нефти в терригенных отложениях составляют 88,3 % (средняя обводненность более 87 %), в карбонатных отложениях - 11,7 %.

В недалеком прошлом расчет вариантов в проектировании разработки нефтяных месторождений производился на основе аналитических и статистических методов [16, 36, 57, 60-62]. Параметрические зависимости, положенные в основу этих методов, связывают динамику отбора нефти с балансовыми или с текущими извлекаемыми запасами нефти. Параметры таких моделей тем или иным способом определяются через величины неоднородности пласта по проницаемости, соотношение вязкостей нефти и воды, систему разработки (соотношение добывающих и нагнетательных скважин) и другие величины. К недостаткам статистических методов можно отнести несоблюдение материального баланса по залежи и большие погрешности в экстраполяции результатов счета при прогнозе технологических показателей разработки.

Кроме аналитических и статистических методов при проектировании применялись методики, основанные на сведении пространственного течения к одномерному, например, методика ВНИИ-2 [22, 37, 97, 114, 115]. В таких методиках реальное пространственное течение области фильтрации делится на изолированные друг от друга подобласти, в пределах которых течение считается одномерным. Важнейшие показатели разработки получаются суммированием аналогичных показателей элементов. Отсутствие учета перетоков между выделенными подобластями приводит к искажению реальной картины течения. Искажение усиливается с ростом сроков разработки, другая особенность методики - значительные затраты машинного времени.

В практике проектирования разработки нефтяных месторождений известна так называемая агрегированная модель, полученная на основе системы уравнений Баклея-Леверетта, и оперирующая интегральными осреднен-ными характеристиками объекта. Основное преимущество этой модели над статистическими и аналитическими - выполнение условия сохранения материального баланса по объекту и сохранение возможности учета двухфазно-сти течения и большего числа параметров в описании механизма вытеснения нефти водой. Сравнительно с методиками, основанными на детерминированных моделях фильтрации, расчеты технологических показателей разработки выполняются значительно быстрее, что существенно для поиска оптимального варианта разработки. В то же время в агрегированной модели не используется имеющаяся детальная информация о пласте по скважинам, что, в свою очередь, не позволяет судить о выработанности пласта в конкретной его части. Она оценивает работу залежи единого агрегата, где все добывающие скважины заменены одной центральной. Изменение интенсивности нефтедобычи происходит только в зависимости от ввода скважин, а такие существенные факторы, как их расположение по площади и изменение динамики отбора жидкости, не учитываются. Как в статистических, так и в аналитических методах, здесь сложно регулировать отключение добывающих и нагнетательных скважин.

В работе [21] рассмотрены вопросы разработки методического подхода к построению геологических и математических моделей для дифференциации выработки запасов и выработки условий применения гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи. Задачи прогнозирования показателей разработки с учетом тензорной природы проницаемости, а таюке вопросы масштабирования, регулирования разработки в оптимизационной постановке формулируются и решаются в [38]. Проблемы автоматизации работ по проектированию разработки нефтяных месторождений, прогноза разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения рассмотрены в работах [50-52, 134].

В работе приводится разработанная при активном участии автора блоч-но-сеточная модель, позволяющая решать практические задачи проектирования по прогнозированию и управлению разработкой при различных режимах эксплуатации нефтяных объектов без ограничений на исходные геометрические и физические параметры пластов, а также существенно сократить затраты машинных ресурсов при многовариантных проектных расчетах сравнительно с затратами на расчеты по существующим сеточным моделям фильтрации.

По мере совершенствования вычислительной техники и появления компьютеров на рабочих местах геологов, геофизиков и разработчиков в нефтяной индустрии постепенно сформировалось новое прикладное направление - геологическое и гидродинамическое моделирование. Математическое моделирование нефтяных пластов позволяет решать многие вопросы проектирования, глубже изучать процесс нефтеизвлечения из недр, выбирать рациональную систему разработки.

Трехмерная геолого-гидродинамическая модель месторождения или залежи нефти состоит из двух частей: геологической и гидродинамической, в которые при их создании заложены все доступные по месторождению топографические, геологические, геофизические, гидродинамические и промысловые данные, обычно находящиеся в базе данных.

Компьютерное моделирование пластовых систем является в настоящее время инструментом для прогнозирования разработки месторождений углеводородов и мониторинга их эксплуатации. Созданы различные программные продукты и накоплен многолетний опыт их использования нефтегазовыми компаниями. Наиболее известные зарубежные программные комплексы созданы фирмами Landmark Halliburton Int, Schlumberger, Roxar Software Solution, Tigers, CMG [120, 121, 125-128, 130, 132, 133]. Среди отечественных программных продуктов наибольшее распространение получили LAURA, ГЕОПАК, ТЕХСХЕМА, TimeZYX-Пересвет, ТРИАС. В основе этих моделей - результаты фундаментальных исследований в области общей геологии, гидродинамики и экономике, проводящиеся специалистами различных стран.

На современном этапе развития нефтедобывающей отрасли роль моделирования в деле повышения эффективности эксплуатации месторождений возрастает в связи с бурным развитием эффективных компьютерных технологий и технических средств; значительным расширением числа технологий и методов, используемых для совершенствования процесса разработки месторождений; ухудшением ресурсной базы и состояния разработки месторождений; «старением» объектов обустройства; резким увеличением доли бездействующего фонда скважин; низкими дебитами и высокой обводненностью продукции неравномерным распределением в объеме продуктивного пласта остаточных запасов нефти и т.д.

Крупные нефтяные компании создают специализированные центры моделирования. Получили бурное развитие эффективные компьютерные технологии и технические средства, позволяющие быстро и качественно обрабатывать большие массивы информации и выполнять необходимые расчеты и построения.

Перед нефтяной промышленностью Татарстана на современном этапе поставлена задача освоения месторождений высоковязких нефтей. Интерес к разработке месторождений высоковязких нефтей связан, прежде всего, с вы-работанностью основных запасов маловязких нефтей. Месторождения высоковязких нефтей имеют небольшую глубину залегания. Малоподвижность подобных нефтей, обусловленная их высокой вязкостью, выдвигает на первый план необходимость использования технологий, способствующих снижению вязкости нефти в пластовых условиях с целью обеспечения её притока к стволам добывающих скважин. К числу таких технологий относится закачка в пласты теплоносителя. Для наиболее успешного применения той или иной технологии необходимо предварительное её теоретическое апробирование. Одним из способов такого апробирования является построение гидродинамической модели процесса разработки.

Тепловые методы разработки месторождений высоковязких нефтей при всей их эффективности требуют значительных энергозатрат и капитальных ю вложений, что в конечном итоге ведет к повышению себестоимости добычи нефти. Поэтому совершенствование существующих и создание более эффективных и менее энергоемких методов разработки таких запасов является одной из важнейших задач. С учетом все возрастающих объемов добычи высоковязких нефтей актуальность этой проблемы с каждым годом возрастает. Критериями эффективности применения тепловых методов воздействия на пласты являются - получение высоких конечных коэффициентов нефтеизв-лечения с наименьшими материальными затратами при минимальных объемах вытесняющего агента и нагнетания теплоносителя и времени разработки залежи. Важно не только получить максимальный коэффициент охвата пласта воздействием, но также сделать это при оптимальных затратах рабочих агентов.

Классический подход, применяемый при разработке месторождений высоковязких нефтей, заключается в закачке теплоносителя через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины. Теплоносителем, одновременно являющимся и вытесняющим агентом при разработке залежей высоковязких нефтей, может быть горячая вода или пар. Выбор того или иного типа теплоносителя зависит от типа парогенераторной установки по подготовке пара, а также от физико-геологических условий пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов.

Большой вклад в развитие теории и практики геологического и гидродинамического моделирования разработки нефтяных объектов внесли известные ученые и специалисты: З.С. Алиев, В.А. Бадьянов, В.А. Байков, Г.И. Баренблатт, К.С. Басниев, Ю.Е. Батурин, В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин, Г.Г. Вахитов, И.В. Владимиров, A.A. Газизов, В.А. Данилов, Л.Ф. Дементьев, В.М. Ентов, H.A. Еремин, Ю.П. Желтов, М.Ю. Желтов, Р.Х. Закиров, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, А.Б. Золотухин, P.P. Ибатуллин, В.А. Иктисанов, Р.Д. Каневская, P.M. Кац, B.C. Ковалев, Б.И. Леви, В.П. Майер, М.М. Максимов, М.В. Мееров, В.З. Минликаев, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, Р.И. Нигматулин, А.И. Никифоров, Л.М. Рузин, В.М. Рыжик, Л.П. Рыбицкая, В.Б.

Таранчук, Р.Т. Фазлыев, K.M. Федоров, H.H. Хисамутдинов, М.М. Хасанов, и

А.Х. Шахвердиев, А.Н. Чекалин, K.Aziz, К.Н. Coats, H.B Crichlow, LJ. Dur-lofsky, H. Kasemi, D.W. Peaceman, A. Settary и др.

Цель диссертационной работы заключается в развитии технологий для повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефтяных месторождений на основе использования методов геолого-технологического моделирования.

Задачи исследований

1. Создание блочно-сеточной гидродинамической модели залежи нефти и оценка результатов воздействия на пласты полимердисперсными системами.

2. Выбор эффективной системы разработки залежи, содержащей высоковязкую нефть, при тепловом воздействии с использованием термогидродинамического моделирования.

3. Обоснование новых промышленных технологий разработки залежей высоковязких нефтей с подстилающим водоносным горизонтом.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности вдоль ствола нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

5. Оценка влияния на коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНК, длин стволов разветвлений, направлений разветвлений горизонтального ствола для условий залежей турнейских отложений.

6. Обоснование на базе созданной геологической и гидродинамической моделей траекторий горизонтальных скважин и боковых стволов в пределах участков 1 блока Абдрахмановской площади.

7. Оценка влияния некондиционных значений параметров пласта на величину запасов нефти и технологические показатели разработки на примере модельного участка 1 блока Абдрахмановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения.

Научная новизна

1. На основе интегральных законов сохранения массы создана блочно-сеточная модель фильтрации двухфазной жидкости на неструктурированной сетке, предназначенная для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефтяных объектов.

2. С использованием точного решения для давления в круговом пласте радиуса г^ со скважиной постоянной интенсивности получены зависимости, связывающие дебиты скважин и забойные давления. На основе интегральных законов сохранения массы получены разностные соотношения, учитывающие переток жидкости между подобластями и оценивающие влияния напора краевых вод на динамику технологических показателей разработки нефтяных месторождений.

3. Для оценки влияния отключения скважин с использованием условия сохранения материального баланса получена зависимость между значением средней насыщенности в блоке (подобласти) и обводненностью скважин.

4. На основе анализа результатов термогидродинамического моделирования карбонатных отложений установлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию между скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3-0,5 д. ед. от порового объема, приводит к наиболее экономически эффективному результату при извлечении высоковязкой нефти из залежи при любой сетке скважин.

5. На основании моделирования предложен и обоснован новый метод повышения коэффициента нефтеизвлечения залежи высоковязкой нефти закачкой теплоносителя в подстилающий водоносный пласт через вертикальную нагнетательную с поочерёдным переводом под циклическую закачку теплоносителя вертикальных добывающих скважин.

6. На основе гидродинамических расчетов для условий залежей тур-нейских отложений месторождений Татарстана получены уравнения, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и дебиты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНЕС, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола.

7. Разработана гидродинамическая модель процесса вытеснения нефти с применением полимердисперсной системы.

Защищаемые положения

1. Блочно-сеточная модель фильтрации в пласте и оценка результатов воздействия на нефтяные пласты полимердисперсными системами.

2. Способ выбора эффективной системы разработки залежи содержащих высоковязкую нефть при тепловом воздействии в пласт на основе математического моделирования;

3. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с подстилаемой водой путем закачки теплоносителя в водоносный подстилающий пласт на основе математического моделирования.

4. Оценка зависимости технологических показателей разработки от распределения нефтенасыщенности по стволу нагнетательной горизонтальной скважины при паровом воздействии на залежи высоковязкой нефти.

Практическая ценность работы

1. Предложенная блочно-сеточная модель фильтрации применима для расчета технологических показателей разработки и оценки выработки запасов нефти по подобластям и по объекту в целом. Эта модель апробирована для различных систем заводнения. Результаты расчетов технологических показателей разработки на основе блочно-сеточной модели были использованы в проектных документах разработки Ново-Шешминского, Ямашинского, Та-вельского, Ильмовского, Чишминской площади Ромашкинского месторождений.

2. С использованием результатов термогидродинамического моделирования пластов северо-восточного бортового склона Мелекесской впадины установлено, что бурение боковых стволов в нагнетательных скважинах в радиальном направлении длиной 0,30-0,35 д. ед. по отношению к расстоянию меж

14 ду скважинами в сочетании теплового воздействия на пласт с заводнением при закачке оторочки пара в объеме 0,3-0,5 д. ед. от порового объема к приводит к наиболее экономически эффективному результату при извлечении высоковязкой нефти.

3. Для геолого-физических условий залегания объектов (залежей) высоковязких нефтей Мордово - Кармальского и Ашальчинского месторождений рекомендована закачка теплоносителя в подстилающие водоносные пласты, позволяющая значительно увеличить добычу нефти из залежи.

4. Зависимости, связывающие коэффициенты нефтеизвлечения и деби-ты скважин с расстоянием по вертикали от основного горизонтального ствола до ВНЕС, длинами стволов разветвлений, направлениями разветвлений горизонтального ствола, полученные для условий залежей турнейских отложений месторождений, позволяют проектировать разработку месторождений с использованием горизонтальных скважин (ГС) и многозабойных скважин (МЗС).

5. На основании анализа результатов гидродинамического моделирования выбраны траектории горизонтальных скважин) и боковых стволов в пределах участков 1 блока Абдрахмановской площади. Прогнозные нефтенасы-щенные толщины, рассчитанные по адаптированной до 2000 г. модели I блока Абдрахмановской площади и полученные по фактическим пробуренным с 2000 по 2007 гг. скважинам, в целом подтвердились на 77 %.

6. Для условий опытного участка Акташской площади Ново-Елховского месторождения показано, что воздействие на нефтяные пласты полимер дисперсной системой обеспечивает более равномерный и полный отбор подвижных запасов нефти по сравнению с вариантом без воздействия.

Прогноз применения полимердисперсной системы может позволить увеличить охват пластов заводнением наряду с увеличением объемов отбираемой нефти на 31 тыс.т., а также к снижению темпов обводнения продукции.

7. На основе выполненных исследований автором разработано методическое пособие "Создание геологической и гидродинамической моделей месторождения" .

8. Результаты исследований использованы при разработке РД 390147585-214-00 "Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии".

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Республиканском совещании по проблеме организации эффективного использования методов математического моделирования и ЭВМ при проектировании и анализе и управлении разработки нефтяных месторождений Татарии (Бугульма, май 1988 г.);

- Региональном семинаре методологии системного анализа проблем разработки нефтяных месторождений (Пермь, ноябрь 1988 г.);

- III Всесоюзном семинаре по современным проблемам теории фильтрации (Москва, май 1989 г.);

- Республиканской научно-технической конференции по математическому и физическому моделированию процессов разработки нефтяных месторождений и методов повышения нефтеотдачи пластов (Казань, октябрь 1990 г.);

- Итоговой научной конференции КГУ за 1990 г. Секция: Численные методы в подземной гидромеханике (Казань, январь, 1991 г.);

- Всесоюзной научной конференции по краевым задачам теории фильтрации и их приложения (Казань, сентябрь, 1991 г.);

- Заседаниях Ученого совета ТатНИПИнефть;

- Семинаре-конференции главных геологов по вопросам моделирования горизонтальных скважин (Актюба, декабрь, 2001 г.);

- Конференции "Перспективы стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения" (Альметьевск, май, 2007 г);

- Региональной научно-практической конференции «Актуальные вопросы геолого-гидродинамического моделирования и переоценки нефтяных ресурсов Республики Татарстан» (Казань, ноябрь, 2009 г.).

Публикации. Всего опубликовано 37 работ, в том числе 9 статей в журналах, рекомендованных ВАК РФ, 1 монография, 1 учебно-методическое пособие, 4 патента РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (134 наименования) и 3 приложений. Изложена на 220 страницах машинописного текста, содержит 22 таблицы, 144 рисунка.