Совершенствование методов анализа системы заводнения и повышения эффективности закачки воды в нефтяной пласт тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Анкудинов Александр Анатольевич

• Анкудинов Александр Анатольевич
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Анкудинов Александр Анатольевич

ВВЕДЕНИЕ

1.1 Цель работы

1.2 Задачи, решаемые в рамках исследования

1.3 Объект и предмет исследования

1.4 Научная новизна выполненной работы

1.5 Практическая ценность и реализация

1.6 Основные защищаемые положения

1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ИЗУЧЕНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Анализ основных показателей системы заводнения и реализации проектных решений

1.2 Количественный анализ влияния объема закачки на технологические показатели работы добывающих скважин

1.3 Анализ системы заводнения с применением математических и статистических методов

1.4 Анализ опыта выполнения проектных документов

1.5 Выводы по разделу

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ

2.1 Метод группировки скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие»

2.2 Метод распределения закачки по площади залежи

2.3 Формирование методики анализа и повышения эффективности реализуемой системы заводнения

2.4 Выводы по разделу

3 ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ АНАЛИЗА И ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕКТА ЮВ1 ВАТЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Геолого-физическая характеристика объекта

3.2 Характеристика текущего состояния разработки объекта

3.3 Оценка выработки запасов нефти объекта

3.3.1 Оценка выработки запасов объекта ЮВ1 по пластам

3.4 Анализ эффективности реализуемой системы заводнения объекта ЮВ1 Ватьеганского месторождения

3.4.1 Оценка энергетического состояния объекта

3.4.2 Формирование групп скважин

3.4.3 Оценка поскважинного значения компенсации

3.4.4 Формирование выводов и рекомендаций по совершенствованию реализуемой системы заводнения

3.4.5 Сопоставление результатов анализа с гидродинамической моделью

3.4.6 Эффективность рекомендованных мероприятий

3.5 Выводы по разделу

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Доминирующим методом повышения нефтеотдачи пластов в нефтяной промышленности является заводнение пластов. Основные цели этого метода - поддержание пластового давления и увеличение конечного коэффициента нефтеотдачи. Система заводнения нефтяного месторождения характеризуется такими параметрами, как соотношение добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение по площади месторождения, объем закачиваемой воды и значение компенсации отборов жидкости закачкой. Своевременность организации системы заводнения с наиболее оптимальным расположением нагнетательных и добывающих скважин напрямую влияет на степень выработки запасов - конечный коэффициент извлечения нефти.

Первое упоминание об эффективности закачки воды в нефтяной пласт, для увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), в нефтегазовой литературе датируется 1880 годом. В 1921 году в США законодательно было разрешено применение закачки воды в пласт с целью интенсификации добычи нефти и повышению КИН, а уже в 50-е года 20 века начался повсеместный бум на заводнение нефтяных месторождений в США. Широкое применение заводнения в СССР началось в 40-х годах на большинстве нефтяных месторождений Урало-Поволожья.

Основная часть нефтяных месторождений на территории Западной Сибири разрабатывается с применением системы заводнения. Для обеспечения эффективности системы заводнения необходимо своевременно определять проблемные участки для дальнейшего назначения соответствующих мероприятий на нефтяных и нагнетательных скважинах.

В течение последних лет были сформулированы многочисленные рекомендации по дальнейшему совершенствованию технологии, опубликованные в работах Мищенко И.Т., Назаровой Л.Н., Закирова С.Н., Брави-чева К.А., Муслимова Р.Х., Ахметова З.М., Шавалиева A.M., Сургучева М.Л., Горбунова А.Т., Цынковой О.Э., Мясниковой H.A. Основными про-

блемами при разработке залежей нефти с применением системы заводнения являются:

- Определение направлений распространения фронта заводнения;

- Потери закачиваемой воды в пласт за счет внутрипластовых и зако-лонных циркуляций;

- Плохая связь в системе забой нагнетательной скважины - забой добывающих скважин;

- Кинжальное обводнение добывающих скважин нагнетаемой водой;

- Потери добычи жидкости за счет снижения пластового давления;

- Вовлечение в разработку ранее не дренируемых областей.

Актуальность работы обусловлена необходимостью разработки методики анализа эффективности системы заводнения, позволяющей определить реагирующие добывающие скважины на закачку каждой нагнетательной, распределить объем закачки в соответствии с технологическими показателями работы скважин и геолого-физическими характеристиками пласта, сформировать поэтапный алгоритм анализа с рекомендациями по ее совершенствованию.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование методов анализа системы заводнения и повышения эффективности закачки воды в нефтяной пласт»

1.1 Цель работы

Повышение эффективности системы заводнения за счет формирования адресной программы геолого-технических мероприятий.

1.2 Задачи, решаемые в рамках исследования

1. Изучить подходы и опыт анализа реализуемой системы заводнения нефтяных месторождений;

2. Разработать метод группировки скважин для определения реагирующих добывающих скважин на закачку конкретной нагнетательной;

3. Разработать метод расчета распределения закачиваемой воды в пласт по всей площади нефтяной залежи и определения поскважинной компенсации отбора закачкой;

4. Разработать методику анализа эффективности системы заводнения с последующим формированием адресной программы геолого-технических мероприятий для ее совершенствования.

1.3 Объект и предмет исследования

Объектом исследования является система заводнения нефтяных пластов, а предметом - влияние закачки воды на технологические показатели работы добывающих скважин.

1.4 Научная новизна выполненной работы

1. Разработан метод группировки скважин, позволяющий геометрическим путем сформировать группы скважин «нагнетательная-реагирующие добывающие» на основании областей Вороного. Обосновано, что применение метода «областей Вороного» позволяет геометрическим путем формировать группы скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие». Преимущество разработанного метода над существующими заключается в возможности применении его как при высокой, так и низкой плотности сеток скважин. Физичность полученных связей обоснованы на гидродинамической модели и полученных линиях тока;

2. Разработан метод расчета распределения воды, закачиваемой в пласт, по всей площади нефтяной залежи. Установлено, что распределение определяется значениями геолого-физических параметров пласта и технологическими показателями работы нагнетательных и реагирующих добывающих скважин. Через уравнение регрессии обоснованы весовые коэффициенты факторов, влияющих на распределение воды в системе «нагнетательная скважина - реагирующие добывающие скважины». Предложенная методика распределения закачиваемой воды в пласт по площади залежи учитывает большее количество влияющих факторов, чем существующие подходы;

3. Разработана новая методика комплексного анализа и повышения эффективности реализуемой системы заводнения, включающая общеприня-

тые методы анализа, а также разработанные методы: группировки скважин и расчета распределения воды, закачиваемой в пласт. Отличие предложенной методики от существующих заключается в комплексности применения инструментов анализа и сформированным поэтапным алгоритмом выполнения.

1.5 Практическая ценность и реализация

1. Метод группировки скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие» позволяет оперативно сформировать группы скважин для дальнейшего анализа, что согласуется с распределением фильтрационных потоков в пласте;

2. Метод распределения закачиваемой воды в пласт позволяет определить значение текущей и накопленной компенсации по каждой добывающей скважине с учетом всех факторов, описывающих фильтрацию жидкости в продуктивном пласте, с определением степени влияния каждого из них;

3. Разработанная методика комплексного анализа может быть использована при текущем мониторинге разработки месторождений, для анализа текущего состояния показателей разработки, при формировании программы геолого-технических мероприятий и применяется при проведении геолого-промыслового анализа на месторождениях территориально-производственном предприятии «Повхнефтегаз»;

4. По результатам геолого-технических мероприятий, проведенных на объекте ЮВ1 Ватьеганского месторождения, рекомендованных в результате проведенного анализа, дополнительная добыча нефти составила 15,0 тыс.т. в 2016 году.

1.6 Основные защищаемые положения

1. Метод группировки скважин, позволяющий оперативно, геометрическим путем, сформировать группы скважин «нагнетательная - реагирующие добывающие»;

2. Метод расчета распределения закачиваемой воды в пласт по всей площади нефтяной залежи и определение поскважинного значения компенсации отборов закачкой;

3. Методика анализа реализуемой системы заводнения с формированием программы геолого-технических мероприятий по повышению ее эффективности.

1 ОБЗОР И АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ИЗУЧЕНИЯ И ОПТИМИЗАЦИИ СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1 Анализ основных показателей системы заводнения и реализации проектных решений

Рекомендации по оценке существующей системы заводнения по блокам и участкам приводятся в «Методических указаниях по геолого -промысловому анализу...» [16]. В работе выделяется ряд геолого-физических и технологических факторов, влияющих на процесс заводнения:

1. Геолого-физические факторы:

1.1. Фильтрационно-емкостные свойства пластов;

1.2. Характер и степень неоднородности по площади и по разрезу;

1.3. Вязкостные свойства пластовых флюидов и закачиваемой воды;

2. Технологические:

2.1. Параметры сетки (размещения) скважин;

2.2. Тип системы заводнения (регулярная, нерегулярная);

2.3. Темп отбора нефти;

2.4. Техника и технология добычи жидкости и закачки воды;

2.5. Условия воздействия на выше- и нижележащие пласты;

2.6. Тип вскрытия и вызова притока продуктивных пластов в скважинах.

Распределение закачки при размещении скважин внутри контура нефтеносности, в рассматриваемых рекомендациях, между соседними участками разработки предлагается производить в соответствии со значениями отбора жидкости в добывающих скважинах или в соответствии со значением рассчитанной средней гидропроводностью (произведение толщины и проницаемости) соседних участков разработки.

Распределение объемов закачки воды нагнетательных скважинах между реагирующими добывающими рекомендуется проводить с учетом

9

имеющейся информации по отбору жидкости и изменению значения давления в пласте за анализируемый период на этих участках по формуле [1]:

^з =^<2э + р*-ьрпл • v + лq3, (1)

где ^ <2З - объем закачиваемой воды за анализируемый период, ^qэ -

отбор жидкости добывающих скважин за анализируемый период, ближайших к нагнетательным, р * - упругоемкость пласта, ЛРШ - изменение пластового давления зоны добывающих скважин, V - объем пласта добывающих скважин, ЛQ3 - непроизводительная закачка (утечки в другие пласты из-за негерметичности колонны, пластовых перетоков, технологические потери и др.).

Отмечается, что вследствие аварий: нарушения герметичности цементного камня, разрушении колонны, внутрипластовых перетоков, в большинстве случаев объем закачиваемой воды, замеренный на поверхности, и определение истинных величин попадающей в пласт воды резко отличаются, причем изменения происходят во времени и не являются постоянными. Определение объема закачки, поступившего в пласт, а тем более распределение данного объема по смежным участкам - зонам отбора добывающих скважин, при законтурном заводнении еще более осложнена, в основном за счет отсутствия наблюдений за пластовым давление в водяной зоне.

Определение объемов непроизводительной закачки воды за контур нефтеносности производится двумя путями: либо путем гидродинамического моделирования (с использованием специального программного оборудования), либо с использованием формул упругого режима при условии трансформации рассматриваемой залежи к виду скважины [2]:

Q(t) = Щ-Рл -Рн)■ Q*(г), (2)

л в ъ

где Q(t) - закачиваемая вода ушедшая в законтурную область, к -проницаемость участка пласта, И - толщина участка пласта, лв - вязкость

АР

пластовой воды, 1 = ФЖТ - коэффициент корректировки, определяется в

АРРАСЧ

период пробной эксплуатации, РНЛ - давление нагнетания, РН - начальное пластовое давления, Q *(т) - безразмерная закачка на момент времени ^ табличная величина (таблица 1-1), т - безразмерное время:

т = (3)

яН к '

где Я2Н - радиус рассматриваемой скважины, х - коэффициент пьезо-проводности в районе скважин.

Таблица 1-1 - Табличные значения воронки депрессии с дебитом жидкости (сжимаемой) в различные периоды времени при одном значении давления на скважине (все параметры безразмерные)

ЯК* 0* т Як* 0* т

1.15 7.1582 0.01103 40 0.27108 671.97

1.25 4.4822 0.03043 50 0.25562 1062.9

1.35 3.3322 0.059105 60 0.24424 1554.4

1.45 2.6917 0.047345 70 0.23538 2116.6

1.55 2.2821 0.14456 80 0.22821 2779.7

1.65 1.9984 0.20082 90 0.22223 3534.1

1.75 1.7870 0.26605 100 0.21714 4380.3

1.85 1.6255 0.34019 200 0.18873 17894

1.95 1.4975 0.42317 300 0.17532 40635

2.0 1.4428 0.46797 400 0.16690 72651

2.5 1.0913 1.0360 500 1.16091 113970

3.0 0.91025 1.8209 1000 0.14476 460820

3.5 0.79828 2.8214 2000 0.13157 1.8588х106

4.0 0.72134 4.0375 5000 0.11741 11.721х106

4.5 0.66489 5.4684 7000 0.11295 23.032х106

5.0 0.62135 7.1155 10000 0.10857 47.125х106

5.5 0.58661 8.9927 12000 0.10760 67.937х106

6.0 0.55809 11.056 15000 0.10400 106.3х106

7.0 0.51496 15.861 30000 0.09700 427.0х106

8.0 0.48091 21.533 60000 0.090851 1714.3х106

9.0 0.45512 28.075 80000 0.088581 3051.6х106

10.0 0.43429 35.489 100000 0.086858 4772.8х106

як - безразмерный радиус депрессионной воронки:

я

як =^, (4)

Q* - дебит жидкости (сжимаемой, безразмерный):

Q. =-л-Q, (5)

2ткИ(Рк - Рс)

т - безразмерное время:

т = , (6)

Для оценки объема промытой части пласта и уточнения текущего положения остаточных запасов предлагается косвенный метод определения текущего положения ВНК, основывающийся на построении карты изменения скорости ВНК по площади залежи. Карта совмещает в себе две вспомогательные: карту изохрон обводнения (отображает линии времени наступления единого значения обводненности) и карту отметок ВНК. Пересечение линий изохрон с линиями карты ВНК на один и тот же период времени принимаются за точки времени подъема ВНК. Используя описанные карты, можно построить карты отметок ВНК на различные даты.

Для оценки степени воздействия необходимо анализировать режим эксплуатации скважин и их дебит. Сопоставляя режимы эксплуатации с замерами пластового давления можно сформулировать вывод об эффективности системы: при стабильном или растущем пластовом давлении -система эффективна, при снижающемся - не эффективна.

Качественная оценка воздействия предполагается через построение карт влияния закачки (для отдельных объектов разработки). Необходимость построения карт, как и их количество, зависит от продолжительности разработки залежи.

Сущность карт влияния закачки близка к картам изобар. При этом показателей охвата пластов заводнением характеризует условия эксплуатации и выработки запасов на конкретном участке в определенный момент времени, который изменяется в зависимости от проводимых мероприятий.

Для построения карт влияния закачки предполагается применять схему расположения скважин по площади на конкретных объектах разра-

ботки, структурные карты коллектора, карты слияния рассматриваемого пласта с близкорасположенными пластами, зоны их слияния, карта текущего и начального ВНК. Закачиваемая вода наносится в виде круговых диаграмм, что в сущности повторяет карты текущих отборов и закачки.

На карте указываются остаточные нефтенасыщенные толщины, в знаменатель дроби под номером скважины, лини обводнения (линии проходят через скважины с равным значением обводненности на рассматриваемый период), значок добывающих скважин окрашивается в цвет, соответствующий причине обводнения. Дополнительно, при наличии специальных исследований, наносятся границы перетоков.

На полученной карте устанавливаются связи (зонально) с нагнетательными скважинами по степени связи:

- группа I - районы скважин, имеющие высокую гидродинамическую связь, воздействие передается хорошо.

- группа II - районы, не имеющие прямой гидродинамической связи с зонами нагнетания, в данной группе рекомендуется ввод новых нагнетательным скважин путем бурения либо переводом.

- группа III - районы, имеющие слабую гидродинамическую связь с зонами отбора (участки нагнетательных скважин), в данной группе рекомендуется бурение новых добывающих скважин.

Как было сказано ранее, для более точного отображения групп скважин необходимо нанесение большого объема данных на карту, в некоторых случаях наибольшую информативность представляет не абсолютные значения параметров, а их изменение за рассматриваемый период.

Рисунок 1.1 - Схематическая карта влияния закачки воды

На рисунке применяются следующие обозначения режима работы скважин (рисунок 1.1):

1 - эксплуатация фонтаном с дебитом >10 т/сут;

2 - механизированная эксплуатация с дебитом >10 т/сут;

3 - любая эксплуатация с дебитом <10 т/сут;

4 - эксплуатируется только рассматриваемый пласт с дебитом >10 т/сут;

5 - совместно эксплуатируется несколько пластов (два-три);

6 - эксплуатируется один пласт, при этом вскрыты несколько;

7 - вскрыто несколько пластов, но рассматриваемый не эксплуатируется;

8 - дебит рассматриваемого пласта <10 т/сут;

9 - скважины механизированного фонда с обводненностью 25% и

менее;

10 - скважины механизированного фонда с обводненностью 25% и

более;

11 - рассматриваемый пласт в нагнетательных скважинах перфорирован;

12 - рассматриваемый пласт в нагнетательных скважинах не перфорирован;

13 - внешняя граница нефтеносности;

14 - граница глинизации коллектора;

15 - граница распространения коллектора с толщиной менее 4 м.

При условии осуществления внутриконтурного заводнения в

начальный период безводной нефти, предполагается, что объем закачиваемой воды вытеснит равный объем нефти.

Для определения объема воды, совершившего полезную работу, необходимо из всего объема закаченной воды отнять объем добытой:

QЭФФ = QзАк - Qв, (7)

При анализе минерализации добываемой воды, а именно определении момента получения пресной воды, можно получить примерную границу фронта распространения обводнения.

К недостаткам описанного метода можно отнести необходимость наличия большого количества исходной информации для проведения качественного и достоверного анализа: данные промыслово-геофизических исследованиях, исследованиях попутно добываемой воды (химический анализ для определения типа происхождения воды), наличие достоверных данных о положении ВНК и ГНК в различный период времени, наличие точных данных об эффективных объемах закачки.

1.2 Количественный анализ влияния объема закачки на технологические показатели работы добывающих скважин

В работах М.С. Антонова [17, 18, 20, 21, 30] предлагается метод регулирования заводнения, ожидаемый технологический результат которого заключается в увеличении качества разработки нефтяных залежей путем регулирования объема закачиваемой воды для выравнивания профиля за-

воднения и вовлечения в разработку ранее не дренируемых областей.

Решение поставленных задач предлагается производит путем анализа и сопоставления различных параметров разработки месторождения с применением дополнительных инструментов. Основные анализируемые показатели: режимы работы скважин, изменения полей давления, направления воздействия закачкой. Дополнительно предполагается построение карт текущей и накопленной компенсаций отборов закачкой, построение карт предполагается с учетом геометрии расположения скважин по площади, уровня взаимодействия скважин между собой, объема добычи и закачки. Далее производится выделение районов дисбаланса: перекомпенсации и недокомпенсации отборов закачкой.

В выделенных зонах необходимо запланировать проведение геолого-технических мероприятий для выравнивания фронта заводнения и обеспечения оптимальной выработки нефти по каждому участку. Физическая сущность предлагаемого метода состоит в повышении эффективности закачки воды в нефтяной пласт, за счет вовлечения в разработку ранее не дренируемых областей.

В случае нерегулярных систем разработки блоки (участки) предполагается производить максимально упрощенно. На практике основная часть месторождений имеет нарушенную геометрию расположения скважин, относительно регулярных систем, в том числе участки с наличием только нагнетательных скважин. В работе предполагается определение блоков заводнения путем применения областей Вороного, построение которых предполагается производить следующим образом.

Алгоритм построения треугольников Делоне (рисунок 1.2): вокруг треугольника, вершины которого скважины, описывается окружность с условием что внутри не содержится прочих скважин.

Рисунок 1.2 -Триангуляции Делоне

В результате построения получим треугольники внутри которой описана окружность внутри которой отсутствуют точки. Триангуляция Делоне позволяет построить области Вороного избегая так называемых «тонких» треугольников.

Следующий шаг - построение областей Вороного. Алгоритм построения областей Вороного следующий: внутрь каждого из треугольников Делоне вписана окружность. Центры вписанных окружностей соседних треугольников Делоне соединены отрезками, полученные треугольники, сосредоточенные вокруг конкретных скважин, представляют из себя стороны многоугольника, ограничивающего области Вороного (рисунок 1.3).

Анализируя полученные области, а именно рассмотрение смежных областей, граничащих одной из сторон, позволяют определить ближайших соседей.

Рисунок 1.3 - Построение областей Вороного

Для дальнейшего расчета компенсации, на основе выделенных блоков, необходимо определить степень взаимосвязи нагнетательных и соседних добывающих скважин. При отсутствии связи предполагается исключение некоторых скважин из расчета.

Цель оценки взаимосвязи добывающих скважин и конкретных нагнетательных - оптимизация системы заводнения путем регулирования объемов закачки. В рассматриваемой работе, для оценки степени взаимосвязи скважин, предполагается использовать математический метод парной корреляции Спирмена.

Для определения коэффициента парной корреляции необходимо предварительно, применить триангуляцию Делоне и построив по всем скважинам области Вороного получить группы нагнетательная - добывающая. Степень взаимодействия между скважинами определяется через сопоставление следующих параметров: приемистость, дебит нефти, жидкости, обводненность.

Для оценки степени связи каждой группы скважин предполагается производить оценку сопоставления технологических показателей в период 2-5 лет, в данный период должна проводится активная закачка воды. Далее

необходимо отследить даже не значительный скачок обводненности на до-

18

бывающих скважинах.

Если по добывающим скважинам отсутствует изменение обводненности (происходит безводная добыча) оценку степени влияния предполагается производит через сопоставление забойных и пластовых давлений с приемистостью и забойным давлением нагнетательных скважин.

В результате вышесказанного, проведя предложенный анализ, возможно оценить степень влияния закачки на показатели работы добывающих скважин.

Рассмотрим два условных ряда х^ у^ длинной N. Для исследования связи между данными рядами методом непараметрической корреляции сравнение происходит не абсолютного значения, а рангов. Каждый xk, заменяется натуральным числом 1, 2, ..., N равный рангу xk, среди всего ряда (по возрастанию или по убыванию). Если все значения ряда отличны, то любое натуральное число в ряду рангов встретится один раз. Если же в ряду есть несколько равных членов, ряд необходимо разбить на узлы, содержащих все члены ряда одинаковыми значениями, называемые вершинами узла.

Каждой вершине узла рассматриваемых рядов присваивается полуранг:

1) ряд Х]С сортируется (от большего к меньшему), получен ряд sortxk

2) членам ряда sortXk присваиваются номера, как если бы все значения ряда Х]с были различны

3) в ряде sortxk выделяются узлы, содержащие равные члены

4) всем членам узла sortXk sortxk+l, ..., sortxk+s присваивается ранг, равный 0,5*s.

Значение суммы всех рангов должна ровняться сумме значений натуральных рангов от 1 до N а именно 1/2^№1). Далее по описанной процедуре присваиваются ранги ряду у^

Через Rk, и Sk обозначаются ряды, в которые входят ранги рядов х^ уь: соответственно. Далее рассматривается сумма квадратов разностей всех

рангов:

N

D = I (R - St )2, (8)

¿=1

В случае отсутствия в рядах Rk, Sk узлов, коэффициент Спирмена вычисляется по формуле:

-S=1 --4—, (9)

S N3 - N

Если в представленных рядах Rk, Sk есть значение узлов, то коэффициент Спирмена вычисляется по следующему алгоритму. Пусть fk, k=1,...,k и gj, j=1,...,m ряды, в которые входят вершины в каждом узле рядов Rk и Sk соответственно. Следовательно, формула для определения коэффициента Спирмена имеет вид:

6D

1 -

г, =-

N3 - N

D +1I (f3 - f )+1 Ig - gj )

)

I f3 - f )

1 - '

N3 - N

I (г3

(10)

gi - g

1 - i=L

N 3 - N

Если значение вершин каждого узла равно 1 (т.е. все члены исходного ряда отличаются), то формула (10) принимает вид (8).

В общем виде, когда ряды данных (в данном конкретном случае приёмистость с дебитом жидкости либо обводненностью) хк и ук связаны зависимостью, коэффициент корреляции Спирмена (по расчетным показателям) всегда находится в диапазоне от 0 до 1. Для оценки тесноты связи используется шкала Чеддока (таблица 1-2).

Таблица 1-2 - Шкала Чеддока

)

№ Теснота связи Значение коэффициента Спирмена

0 Нет связи 0

1 Слабая 0,1-0,3

2 Умеренная 0,3-0,5

3 Заметная 0,5-0,7

4 Высокая 0,7-0,9

5 Весьма высокая 0,9-1

К недостаткам описанного метода можно отнести отсутствие комплексности и целостности методики анализа. Анализ производится основываясь на технологических показателях работы скважин, при этом не учитывается энергетическое состояние пласта и выработка запасов по разрезу. Группировку скважин, предлагаемая в работе, по типу «нагнетательная - реагирующие добывающие», по областям Вороного, которая имеет большую погрешность, о чем будет подробно сказано в главе 2. При определении тесноты гидродинамической связи нагнетательных и зависимых добывающих скважин через закачку и забойное давление не учитывается влияние скин-фактора.

В работах [17, 18, 20, 21] для получения наиболее достоверной оценки системы заводнения оценка гидродинамической связи предлагается производить через геологические параметры: проницаемость, эффективную толщину пласта (полученную по ГИС), и геометрический параметр -расстояние между скважинами, полученный через координаты пластопере-сечения.

Автор предлагает разделять закачку нагнетательной скважины по реагирующим добывающим пропорционально средневзвешенному параметру гидропроводности (кИ) и обратно пропорционально расстоянию между скважинами

Распределение закачки между парой скважин определяется по формуле:

_ + (11)

где k - проницаемость пласта каждой скважины, мкм2, И - эффективная толщина (нефтенасыщенная) пласта каждой скважины, м.

На основе выделенных соседей и вышеописанного подхода возможно определить поскважинное значение компенсации, через вычисленный объем воды, закаченный в пласт на каждую скважину добывающего фонда (рисунок 1.4).

Рисунок 1.4 - Схема определения распределения закачиваемой воды

На представленном примере, для выделенной скважины №7, реагирующими добывающими скважинами являются №№ 1-6. При этом скважины №№ 2, 3, 4 реагируют и на закачку соседних нагнетательных скважин №№ 8, 9. Основную сложность представляет распределение объема добычи скважин группы нагнетательной скважины №7. Для корректного распределения необходимо учитывать объем добычи приходящийся на прочие нагнетательные скважины. В предлагаемой работе распределение производится через параметр гидропроводности, учитывающий неоднородность геологического строения. Параметр расстояния между скважинами учитывает неоднородность распределения скважин по площади.

На рисунке (рисунок 1.4) добывающая скважина №3 реагирует на закачку трех нагнетательных скважин, в данном случае распределение производится так же по описанному выше алгоритму. Получение значение закачки со всех нагнетательных скважин на рассматриваемую добывающую, позволяет определить поскважинное значение компенсации.

Построение карт компенсации, в зависимости от проводимого ана-

лиза - текущей или накопленной, в работе предполагается проводить тремя способами:

1) «Поблочно» - рассчитывать распределение объема закачки пропорционально значению тесноты связи, по методу парной корреляции, групп скважин, сформированных по областям Вороного;

2) «По добыче жидкости» - распределение закачиваемой воды в пласт производится пропорционально объему добычи добывающих скважин (по предложенному алгоритму расчета коэффициентов). Полученные значения закачки позволяют определить компенсацию;

3) «Комбинированно» - совмещая результаты расчета по двум способам: поскважинное значение и поблочное.

Если рассматриваемая залежь является замкнутой и исключены все потери закачки в цепочке устье нагнетательной скважины - забой нагнетательной скважины, оптимальное значение компенсации 100%, что предполагает сбалансированную разработку залежи.

Расчет значения компенсации поблочно предполагает, что значение компенсации блока присваивается вошедшим в него добывающим скважинам, регулирование закачки сводится к изменению приемистости центральной, нагнетательной скважины, либо суммарной добычи жидкости добывающих скважин.

В рассматриваемой работе, при построении карт по второму методу скважинного определения компенсации предполагается регулирование системы разработки только добывающими скважинами, путем регулирования объемов отбора жидкости, тем самым выравнивание полей компенсации.

Совмещенный метод анализа (поблочно и поскважинно), в рассматриваемой работе, принят как наиболее оптимальный, поскольку позволяет регулировать систему разработки как нагнетательными, так и добывающими скважинами, при этом анализ производится по блокам заводнения и более детально, по отдельным скважинам.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Анкудинов Александр Анатольевич, 2018 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткнигоиздат, 1985. 176 с.

2. Муслимов Р.Х. Совершенствование разработки залежей с трудноизвле-каемыми запасами на месторождениях Татарстана. М.: Недра, 1983.

3. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Казань: Изд-во Казанского унта, 2003. 596 с.

4. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. Казань: Таткни-гоиздат, 1989. 136 с.

5. Муслимов Р.Х., Десятков В.К., Евтушенко С.П. Дальнейшее развитие теоретических и промысловых исследований по отработке гидродинамических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана.// Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27-28 мая 1996. Казань: Новое Знание, 1997. - С.99-109.

6. Муслимов Р.Х., Ибрагимов Н.Г., Панарин А.Т. и др. Определение фильтрационных параметров карбонатных и неоднородных терригенных коллекторов гидродинамическими методами / В сб. "Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий" // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкин-ского месторождения. Бугульма, 25-26 ноября 1997 года. - Казань: Новое Знание, 1998. - 360 с.

7. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Абдулмазитов Г.С. Совершенствование систем разработки залежей нефти в трещиноватых карбонатных коллекторах // НТЖ «Нефтяное хозяйство» № 10. 1996. С. 25-28

8. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Хисамов P.C. и др. Геолого-гидродинамический метод повышения нефтеотдачи карбонатных залежей/ В сб.

"Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий"// Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Бугульма, 25-26 ноября 1997 года. - Казань: Новое Знание, 1998.- 360 с.

9. Муслимов Р.Х., Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов P.C., Ибатуллин P.P. Концепция развития нефтегазового комплекса республики Татарстан до 2015 года // Нефтяное хозяйство №8. 2000. С. 13-14

10. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том 1. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 492 с.

11. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г.. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения./ В 2-х томах. Т. 2. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 286 с.

12. Ахметов Н.З. Регулирование выработки остаточных запасов из многопластового объекта нестационарным заводнением. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук Специальность 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, ТатНИПИнефть, Бугульма.

13. Сургучев M^, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра,1984. 215 с.

14. Сургучев M^, Симкин Э.М. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах // Нефтяное хозяйство №9. 1988. С. 31-36

15. Сургучев M^, Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. 347 с.

16. РД 153-39.0-110-01 Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

17. Антонов М.С. Компенсационное регулирование заводнения с целью повышения эффективности энергетического поля нефтяного пласта. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»,

105

Уфа: ГУП «ИПТЭР». 2011. 107 с.

18. Антонов М.С. Оптимизация системы заводнения путем построения карт текущей и накопленной компенсации на примере колганской толщи Вахи-товского нефтяного месторождения // НТЖ «Нефтепромысловое дело» № 3. 2011. С. 17-20

19. Крэйг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: «Недра», 1974. 189 с.

20. Орехов В.В, Кан А.Г., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Оценка момента прорыва закачиваемых вод к добывающим скважинам Вахитовского нефтяного месторождения. // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» №1. 2010. С. 68-70

21. Орехов В.В, Пицюра Е.В., Сагитов Д.К., Антонов М.С. Регулирование энергетического состояния залежи на примере колганского объекта Вахитов-ского нефтяного месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений» №1. 2010. С. 75-79

22 Анкудинов А.А. Методика анализа эффективности систем заводнения путем оценки распределения закачки // Сборник материалов конференций, XII конференция молодых специалистов, работающих в организациях, осуществляющих деятельность, связанную с использованием участков недр на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, 2012. С. 87-91

23 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Совершенствование разработки нефтяных месторождений на основе многофакторного анализа эффективности системы заводнения // Сборник материалов форума «НефтьГазТЭК» Тюменский международный инновационный форум. - 2013. - С. 35-38

24 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Методика распределения объемов закачиваемой воды по площади нефтяного месторожденья // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождения, Москва, ВНИИОЭНГ, 2013 г. с. 19-24 УДК 622.276.1/.4

25 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Распределение объемов закачки нагнетательных скважин с учетом влияющих факторов // Известия высших учебных

106

заведений. 5/2013 г. С. 50-54. УДК 622.276.031.531.5

26 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Методика распределения закачиваемой воды по всей площади нефтяной залежи с определением влияющих факторов // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии, сентябрь 2013. С. 165-168

27 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Анализ эффективности системы заводнения с применением метода материального баланса // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождения. Москва. 10.2014 г. С. 63-66 УДК 622.276.43

28 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А. Комплексный анализ системы заводнения нефтяных залежей // Вестник «КогалымНИПИнефть». 2016 г. С. 1-3

29 Анкудинов А.А., Ваганов Л.А., Сохошко С.К. Комплексный подход к анализу реализуемой системы заводнения и ее совершенствованию // Нефтяное хозяйство. 08.2016 г. С. 48-51. УДК 622.276.43

30. Оптимизация системы заводнения путем построения карт текущей и накопленной компенсации на примере колганской толщи Вахитовского нефтяного месторождения. Антонов М.С. // НТЖ «Нефтепромысловое дело» №3. 2011. С. 17-20

31. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Москва: Shlumberger, 2001. 144 с.

32. M.S. Teleria, SPE, ITBA; C.J.J. Virues, SPE, ITBA; M.A. Crotti, SPE, Inlab S.A. Pseudo Relative Permeability Funktions. Limitations in the Use of the Frontal Advance Theory for 2-Dimensional Systems // SPE 54004 - 1999 - 7 p.

33. Бадьянов В.А., Юрьев А.Н., Исследование влияния прерывистости пласта на коэффициент охвата процессом вытеснения // Проблемы нефти и газа Тюмени Вып. 61. 1984. С. 31-33

34. Бадьянов В.А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии : научное издание. - 2-е изд., доп.. Тюмень: Шад-ринский Дом Печати, 2011. 184 с.

35. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П. Совершенствование раз-

107

работки нефтяных месторождений Западной Сибири. Свердловск: Сред.-Урал. кн. изд-во, 1975. 47 с.

36. Базив В.Ф., Иванова М.М., Лисовский Н.Н., Пономарев Н.С., Филиппов С.А. Методические рекомендации по оценке эффективности разработки нефтяных месторождений с заводнением // НТЖ «Вестник ЦКР Роснедра» №4. 2009. С. 4-31

37. Рудакова Р.П., Букин Л.Л., Гаврилов В.И. Статистика: учебное пособие. 2-е изд. Санкт-Петербург: ООО «Типография Правда 1906», 2007. 287 с.

38. Баранов В.Е., Камартдинов М.Р., Кузьмин Т.Г. Разработка коллектора. М.: ТПУ, 2010. С. 95-98.

39. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва: Недра, 1982. 407 с.

40. Амелин И. Д., Сургучев МЛ, Давыдов АВ. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. Москва: Недра, 1994. 308 с.

41. Атанов Г.А, Вашуркин А.И, Ревенко В.М. К вопросу прогнозирования разработки нефтяных месторождений по промысловым данным // Проблемы нефти и газа Тюмени № 17. 1973. С. 35-37

42. Атанов Г.А, Гавура В.Е., Сургучев М.Л. Влияние изменения технологии заводнения на показатели разработки нефтяных месторождений // НТС «Нефтепромысловое дело» №7. 1972. С. 15-18

43. Баишев Б.Т. О задачах, причинах и методах регулирования процесса разработки нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой. Сборник: Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. Москва: Наука, 1976. 14 с.

44. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. Москва: Недра, 1972. 287 с.

45. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. Москва: Недра, 1990. 186 с.

46. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. Москва: ВНИИОЭНГ, 1995. 496 с.

108

47. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. Москва: КубК-а, 1997. 267 с.

48. Жеребцов Ю.Е., Жеребцов Е.П., Ибрагимов Г.З., Телин А.Г., Хисамут-динов Н.И., Исмагилов Т.А. Новый подход к увеличению продуктивности и снижению обводненности скважин в карбонатных коллекторах // НТЖ «Нефтяное хозяйство» № 7. 1998. С. 26-27

49. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993. 312 с.

50. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов. Казань: Тр. ТатНИИ, 1964.

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

52. Поливахо A.C. Анализ системы заводнения с расчетом коэффициента компенсации на примере Западно-Полуденного месторождения Томской области. ТПУ секция №8. 2007.

53. Хавкин А.Я. Физические аспекты многофазной фильтрации в пористой среде Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Обзор информации. М. :ВНИИОЭНГ, 1991. 60 с.

54. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983. 512 с.

55. Боксерман А.А., Губанов А.И., Желтов Ю.П. Способ разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1967. 273 с.

56. Цынкова О.Э. Постановка двухмерной задачи о периодическом заводнении нефтяного пласта // Тр. ВНИИ вып. 68. 1979. С. 3-65

57. Писарев Е.Л., Вашуркин А.И., Евченко В.С. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири // Нефт. Хозяйство №4. 1984. С. 35-39

58. А.Э. Манасян, И.Ш. Щекатурова, Е.А. Горобец, Б.И. Вафин Анализ эффективности работы участка нагнетательной скважины башкирского яруса Якушкинского месторождения с учетом влияния составляющих результата воз-

109

действием закачкой // Нефтепромысловое дело №6. 2008. С. 25-30

59. Исайчев В.В. Влияние резкого изменения давления нагнетания (объемов закачки) на характер обводнения скважин (на примере горизонта БВ8 Са-мотлорского месторождения) // Нефтяное хозяйство № 6. 1993. С. 40-43

60. Кутырев Е.Ф. Об эффективности разработки заводнением нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами // Сырьевая база России в XXI веке: материалы конференции. ОАО «ВНИИОЭНГ». 2002. С. 268-279

61. Мирзоев К.М., Хисамов Р.С., Гатияуллин Н.С. Оценка оптимальных объемов и режима закачки воды в скважины Ромашкинского месторождения. // Нефтяное хозяйство №8. 2005. С. 128-131

62. Горбатиков В.А., Зубов М.В., Кислицын А.А. Системы поддержания пластового давления в новых условиях // Нестационарное заводнение продуктивных пластов (подборка материалов, ч.1). 2007. С. 12-14

63. Исмагилов Т.А. Результаты комплексного воздействия на горизонте БС10 Усть-Балыкского месторождения // Нефтяное хозяйство №12. 2006. С. 72-75

64. Пустовалов М.Ф. Анализ применения технологий по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» // Особенности геологического строения и разработки месторождений Шаимского нефтегазоносного района : сб. науч. ст., посвященный добыче 200-миллионной тонны нефти на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». 2002. С. 259-269

65. Рубин Е.И. Режим заводнения залежей легкой маловязкой нефти // Нефтяное хозяйство № 2. 1993. С. 35-36

66. Рубин Е.И. Технология доразработки высокообводненного нефтяного месторождения при заводнении // Нефтяное хозяйство № 5-6. 1995. С. 39-42

67. Сафонов Е.Н. Методы увеличения нефтеотдачи: реальность, перспективы, научные проблемы // Нефтяное хозяйство № 4. 2003. С. 46-48

68. Сергиенко В.Н. Технологии воздействия на призабойную зону пластов

юрских отложений Западной Сибири. СПб.: Недра, 2005. 78 с.

110

69. Хисамов Р.С., Султанов А.С., Ибатуллин Р.Р. Стабилизация добычи нефти на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство № 7. 2008. С. 44-46

70. Шувалов А.В. Эффективность применения комплексной технологии повышения нефтеотдачи пластов на Бузовьязовском месторождении // Нефтяное хозяйство № 4. 2007. С. 34-35

71. Крянев Д.Ю. Развитие методов увеличения нефтеотдачи в рамках федеральной целевой научно-технической программы // Нефтяное хозяйство № 8. 2007. С. 40-42

72. Булгаков Р.Т., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Прогнозирование и оптимизация разработки большой группы нефтяных залежей. Казань: Таткниго-издат, 1976. 144 с.

73. Казаков А.А. Прогнозирование эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство № 12. 2006. С. 110-112

74. Медведский Р.И., Илиев Д.И. Опыт организации встречного заводнения при прорыве нагнетаемой воды // Нефтепромысловое дело № 10. 2008. С. 32-35

75. Пинскер И.Ш. Поиск зависимости и оценка погрешности // Москва: «Наука», 1985. С. 14-31

76. В.А. Савельев, М.А. Токарев, А.С. Чинаров. Геолого-промысловые методы прогноза нефтеотдачи. Учеб. пособие. Ижевск: Удмуртский университет, 2008. 147 с.

77. Скворцов А.В. Триангуляция Делоне и ее применение. Томск: Томский университет, 2002. 128 с.

78. Карабцев С.Н., Рейн Т.С., Стуколов С.В. Реализация эффективного алгоритма построения диаграмм Вороного на плоскости // Труды V Всероссийской научно-практической конференции «Недра Кузбасса. Инновации». Кемерово: ИНТ, 2006. С. 114-120.

79. Юдин В.М., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонефтя-

111

ных зон с разной характеристикой в условиях заводнения // Нефтяное хозяйство №5. 1974. С. 32-36

80. Баишев Б.Т., Исайчев В В., Кожакин С.В. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. 197 с.

81. Баренблатт Г.И., Ентов В.М, Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 208 с.

82. Боксерман А.А, Желтов Ю.П., Музафаров К.Э., Оганджанянц В.Г. Экспериментальное изучение капиллярного удержания воды в пористых средах при упруго-капиллярном режиме //Тр. ВНИИ. М: Недра, 1967. 124 с.

83. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. М.: Недра, 1996. 382 с.

84. Гусейнзаде М.А., Колосовская А.К. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах. М.: Недра, 1972. 456 с.

85. Дулепов Ю.А., Викторин В.Д Эффективность гидродинамических методов повышения нефтеизвлечения на месторождениях Пермской области // Нефтяное хозяйство № 12. 1988. С. 33-37

86. Ханин И.Л., Палий НА., Гавура В.Е., Лейбсон В.Г. Особенности разработки нефтяных пластов в связи с их неоднородностью. Тр.Гипровостокнефтъ. Вып.ХУШ. 1973.

87. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа: Башиздат, 1974. 186 с.

88. Телков А.П. Расчет фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины и экраном в условиях однородно-анизотропного пласта и взаимодействие скважин // Нефтяное хозяйство №4. 1972. № 4. С. 9-13

89. Телков А.П., Грачев С. И., Краснова Т. Л, Сохошко С. К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2000. 328 с.

90. Пирвердян А.М. Приближенная формула для притока жидкости к

несовершенной скважине. Изв. АН СССР: Отдел техн.наук, 1957. № 4.

112

91. Кучумов Р.Я., Мусакаев Н. Г. Лабораторный практикум по курсу «Численные методы». Тюмень: Изд-во Тюменского государственного нефтегазового университета, 2004. 112 с.

92. Кучумов Р.Я., Кучумов Р. Р., Мусакаев Н. Г. Применение численных методов к решению задач нефтепромысловой механики. Тюмень: Изд-во Тюменского государственного нефтегазового университета, 2004. 184 с

93. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.-Л: Гостоптехиздат, 1959.

94. Басниев К.С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: учеб. для вузов. М.: Недра, 1993. 416 с.

95. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра, 1975. 327 с.

96. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учеб. пособие. Казань: изд-во Казан, ун-та, 2002. 596 с.

97. Чоловский И.П. Геолого-промысловый анализ при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977

98. Мухаметзянов Р.Н., Кондратюк А.Т., Туров В.А. Состояние пути повышения эффективности разработки месторождений Ноябрьского нефтегазоносного района. Сб. "Повышение эффективности разработки месторождений Западной Сибири на основе ускоренного внедрения достижений научно -технического прогресса М.: ВНИИОЭНГ, 1986.

99. Крянев Д.Ю., Петраков A.M., Минаков И.И., Рогова Т.С. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации. // Труды ВНИИнефть вып. 136. 2007. С. 6-19.

100. Жеребцов Е.П., Владимиров И.В., Ахметов НЗ., Федотов Г.А., Хали-мов Р.Х. Методика построения карт зон воздействия нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство №8. 2001. С. 27-29

101. Сарваретдинов Р.Г.Хильманова Р.Х.Дисамов Р.С.,Ахметов Н.З., Яковлев С.А. Формирование базы данных для разработки ГТМ по оптимизации до-

113

бычи нефти // Нефтяное хозяйство №8. 2001. С. 327-35

102. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. 254 с.

103. «Дополнение к проекту разработки Ватьеганского месторождения» отчет. Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени

104. РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений