Совершенствование технологии добычи природного битума: на примере Мордово-Кармальского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Гимаев, Ирек Ханифович

• Гимаев, Ирек Ханифович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Гимаев, Ирек Ханифович

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

Введение

Глава 1 Особенности геологического строения залежи природного битума, приуроченной к Юго-Восточному поднятию Мордово-Кармальского месторождения

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

1.2 Тектоника месторождения и ее особенности

1.3 Нефтеносность месторождения

1.4 Общая характеристика фильтрационно- емкостных свойств продуктивных пластов

1.5 Водо-битумный контакт и химический состав пластовых вод

1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

1.7 Динамика и современное состояние разработки Мордово-

Кармальского месторождения

Выводы по главе 1

Глава 2 Анализ эффективности опытно-промышленных технологий разработки природного битума на Мордово- Кармальском

месторождении

2.1 Сущность и эффективность применяемых технологий на месторождении

2.1.1 Технология паротеплового воздействия на пласт

2.1.2 Анализ эффективности опытно-промышленных

работ с применением технологии паротеплового воздействия

2.1.3 Применение технологии паровоздушного воздействия

2.1.4 Применение технологии термоциклического воздействия паром в горизонтальных скважинах, эксплуатируемых методом

паро-гравитационного дренажа

2.1.5 Технология извлечения природного битума методом низкотемпературного окисления (НТО)

2.2 Площадное и термоциклическое воздействие на битумонасыщенный пласт парогазом

2.3 Применение технологии внутрипластового горения

2.3.1 Анализ применения технологии внутрипластового горения на Мордово- Кармальском месторождении

природного битума

Выводы по главе 2

Глава 3 Исследование влияния коллекторских и фильтрационно- емкостных свойств отложений природного битума на продуктивность добывающих скважин, эксплуатирующихся в условиях внутрипластового горения

3.1 Лабораторные эксперименты по воздействию на битумоносные коллекторы методом «сухого» внутрипластового горения

3.2 Расчёт технологических показателей разработки природного битума методом внутрипластового горения

Выводы по главе 3

Глава 4 Анализ эффективности технологий борьбы с прорывом газа при применении внутрипластового горения. Исследование по их совершенствованию

4.1 Технология выравнивания фронта горения путем циклической закачки нагнетаемого газообразного агента (воздуха) в пласт

4.2 Применение глинистой суспензии для повышения охвата пласта воздействием при тепловых методах извлечения природных битумов

4.3 Совершенствование технологии добычи природного битума при

применении внутрипластового горения

4.3.1 Физико-химические процессы, протекающие в пласте после закачки раствора карбамида

4.4 Обоснование и технологии закачки раствора карбамида в пласт

4.5 Расчет прироста добычи высоковязкой нефти и природного битума при

применении водного раствора карбамида

Выводы по главе 4

Основные выводы

Список использованных источников

Приложение

Акт о внедрении основных результатов диссертационной работы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии добычи природного битума: на примере Мордово-Кармальского месторождения»

Введение

Истощение запасов традиционной нефти девонских и каменноугольных отложений Республики Татарстан делает все более актуальной проблему рационального вовлечения в разработку нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья, к которым относятся природные битумы (ПБ), запасы которых в пермских отложениях Республики Татарстан по разным оценкам составляют от 1,5 до 7 млрд. тонн [9].

К настоящему времени ОАО «Татнефть» выполнены значительные объемы поисково-разведочных, опытно-промышленных и научно-исследовательских работ, направленных на изучение проблем разработки месторождений с высоковязкими нефтями, к которым относятся природные битумы. В процессе проведения данных исследований выяснилось, что естественные изотермические условия практически не обеспечивают необходимой подвижности этой нефти во время фильтрации по пласту и притока ее в скважину. Применение различных вытеснителей (холодная вода, воздух и др.) не дает желаемого эффекта, так как вследствие значительной разницы в значениях вязкости происходит прорыв менее вязких вытесняющих агентов к забою эксплуатационных скважин, что во многом снижает эффективность разработки таких месторождений. На основе выполненных опытно-промышленных и научно-исследовательских работ нашли свое практическое применение термические методы добычи природного битума, значительно снижающие его вязкость в пластовых условиях, что позволило накопить опыт добычи битумной нефти скважинным способом с применением термического воздействия на битуминозные пласты.

ОАО «Татнефть» имеет достаточно богатый опыт эксплуатации месторождений природных битумов, где одним из старейших является Мордово - Кармальское месторождение, промышленная разработка которого началась в 1986г. Оно состоит из трех продуктивных залежей куполообразной формы. На начальном этапе эксплуатации в разработке находилась Юго-Восточная залежь, разделенная на несколько технологических ячеек по

семиточечной схеме, которые эксплуатировались методом внутрипластового горения, инициированного путем закачки парогазовой и паровоздушной смеси через центральную нагнетательную скважину каждой ячейки.

Практика применения технологии внутипластового горения показала ее недостаточную эффективность. В процессе относительно длительной эксплуатации месторождения было извлечено значительное количество природного битума (более 23% от НИЗ), что сопровождалось постепенным падением продуктивности эксплуатационных скважин. Основной причиной этих явлений явилось ухудшение охвата объема пласта воздействием в границах отдельной технологической ячейки. Поэтому решение задачи увеличения охвата пласта воздействием путем предотвращения либо полной ликвидации неконтролируемого прорыва нагнетаемого агента (воздуха) к забоям добывающих скважин и является актуальным.

Исследованиями в области разработки месторождений природных битумов и высоковязких нефтей тепловыми методами занимались такие специалисты и ученые как: К.А.Аганов (издание 1969г.), А.Р.Гарушев (издания с 1973 по 2005гг.), А.А.Боксерман (издания с 1974 по 1998гг.), Э.Б.Чекалюк (издание 1980г.), А.И.Желтов (издание 1990г.), Д.Г.Антониади (издания с 1995 по 2005гг.) и др. В работах Л.К.Алтуниной (с 1995 по 2012гг.) приводятся результаты исследований с применением, кроме тепловых, и физико-химических методов повышения продуктивности скважин залежей природных битумов и высоковязких нефтей, которые подтвердили их технико-экономическую эффективность. В диссертационном исследовании автор опирался на имеющийся опыт повышения продуктивности скважин физико-химическими методами и старался использовать комплексный подход . к решению проблем добычи природных битумов на Мордово-Кармальском месторождении.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании существующей технологии добычи природного битума с применением ВГ на завершающей стадии разработки Мордово-Кармальского месторождения путем

предотвращения неконтролируемого прорыва нагнетаемого агента к забоям добывающих скважин.

Объект исследования

Мордово-Кармальское месторождение природного битума.

Предмет исследования

Способы увеличения охвата пласта воздействием при внутрипластовом горении.

Основные задачи исследования

1. Изучение особенностей геологического строения Мордово-Кармальского месторождения и их влияния на процесс добычи природного битума.

2. Анализ эффективности применяемых технологий добычи природного битума на Мордово- Кармальском месторождении.

3. Оценка влияния геолого-физических и фильтрационно-емкостных свойств коллектора на продуктивность скважин Мордово- Кармальского месторождения.

4. Обоснование путей и способов повышения продуктивности добывающих скважин.

5. Апробация научных разработок по повышению продуктивности добывающих скважин.

Методы исследования

Поставленные задачи решались путем: построения компьютерных моделей распределения коллекторских свойств месторождения (залежи) по данным опорных скважин методом экстра- и интерполяции; выявления зависимости накопленной добычи битума по каждому эксплуатационному элементу от коллекторских свойств пласта; натурных исследований на месторождении и проведения опытно- методических работ, основанных на промыслово- геологических данных; применения впервые на месторождении способа экспресс-контроля разработки залежей природного битума методом

глубинного электрического зондирования становлением поля ближней зоны (ЗСБЗ).

Научная новизна

1. Установлено, что движение фронта горения и сопровождающего его процесса вытеснения битума в сторону добывающих скважин происходит более эффективно, если нагнетательная скважина находится в зоне максимальной эффективной толщины, расчлененности и пористости битумонасыщенного пласта, при этом процесс вытеснения происходит более ускоренно в сторону их убывания.

2. Доказано, что закачка водного раствора карбамида через нагнетательные скважины в продуктивный пласт обеспечивает повышение эффективности технологии внутрипластового горения за счет исключения неконтролируемого прорыва закачиваемого агента (воздуха) в добывающую скважину и снижения обводненности извлекаемой продукции из нее (патент РФ №2360104).

Основные защищаемые научные положения

1.Результаты исследований по повышению эффективности вытеснения природного битума в процессе разработки месторождения с применением метода внутрипластового горения.

2. Методический подход для изучения характера выработки пластов, содержащих природный битум, с использованием глубинного электрического зондирования отдельных участков (ячеек) месторождения методом становления поля ближней зоны (ЗСБЗ).

3. Технология добычи природного битума, основанная на обеспечении равномерного передвижения фронта горения путем закачки в пласт водного раствора карбамида.

Теоретическая значимость работы заключается в установлении новых корреляционно - статистических связей, отражающих зависимость накопленной добычи битума от коллекторских и фильтрационно- емкостных свойств продуктивных пластов

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

Основные положения диссертационной работы, выводы и рекомендации подтверждены сходимостью или близостью результатов аналитических, лабораторных и промысловых исследований.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Разработана и успешно апробирована эффективная технология повышения продуктивности добывающих скважин на поздней стадии разработки месторождения природного битума, обеспечившая получение экономического эффекта в размере 1 млн. рублей по четырем эксплуатационным ячейкам.

2. Разработаны два учебных пособия в соавторстве по технологии добычи природного битума, высоковязких нефтей и горючих сланцев, которые внедрены в учебный процесс по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» в УГНТУ.

Личный вклад автора состоит в постановке задач и их решении; выявлении закономерностей между накопленной добычей битума и коллекторскими свойствами битумонасыщенного пласта; разработке рекомендаций по оптимальному расположению воздухонагнетательных скважин на площади месторождения, обеспечивающему эффективное вытеснение битума в сторону добывающих скважин; участии в обосновании применения способа контроля разработки Мордово- Кармальского месторождения методом ЗСБЗ; разработке и успешном испытании эффективной технологии повышения продуктивности добывающих скважин путем закачки водного раствора карбамида через нагнетательные скважины.

Апробация работы

Результаты работы неоднократно докладывались на различных научно-технических конференциях: 35-ой и 36-ой научно - технических конференциях молодых ученых, аспирантов и студентов УГНТУ (РБ, г. Октябрьский, 2008 и 2009г.г.) и XX научно-технической конференции «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» в рамках XXII Международной

' I

А

Л

специализированной выставки «Газ. Нефть. Технологии - 2014» (Уфа, 22-23 апреля 2014г.).

Публикации

Основное содержание диссертации опубликовано в 9 печатных трудах, 2 из которых в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получен патент на разработанную технологию. Издано 2 учебных пособия в соавторстве по технологии добычи природного битума и горючих сланцев.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и основных выводов, списка использованных источников из 96 наименований; содержит 121 страницу машинописного текста, в том числе 38 рисунков, 22 таблицы.

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю, д.т.н. Юлию Андреевичу Гуторову и коллегам по работе: Галимову И.Ф., Гарееву Р.З., Дьячкову А.Д., Коротченко А.Г., Файзуллину И.Н., Шалагиновой Н.М., Шестернину В.В., Юнусовой H.H., а также специалистам НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть», оказавшим большое содействие и поддержку в исследованиях и внедрении результатов данной работы на производстве.

Глава 1 Особенности геологического строения залежи природного битума, приуроченной к Юго-Восточному поднятию Мордово-Кармальского месторождения

1.1 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения

Мордово-Кармальское месторождение природного битума (ПБ) располагается в пределах западного склона Южно-Татарского свода, в юго-восточной части Ямашинско-Черемшанской структурной зоны второго порядка. По кровле уфимского яруса Мордово-Кармальское поднятие представляет собой структуру, напоминающую в плане брахиантиклиналь неправильной формы и осложненную тремя куполами. Размеры поднятия в плане по изогипсе 42 м составляют 2,8x2,2 км.

По типу месторождение относится к пластово-сводовым. Промышленно битумоносными являются отложения уфимского яруса верхней перми, литологически представленные рыхлыми песками и слабосцементированными песчаниками, обладающими высокими фильтрационно-емкостными свойствами: проницаемость в подавляющем большинстве случаев изменяется в пределах 0,05-3,0 мкм2.

Верхний отдел пермской системы (Р2 ) включает отложения уфимского и казанского ярусов.

Уфимский ярус (Р2и9 состоит из двух, примерно равных по толщине пачек: нижней-глинистой и верхней-песчаной. Глинистая пачка, залегающая на размытой поверхности сакмарского яруса, сложена преимущественно глинами, с прослоями и линзами доломитов, известняков, песчаников, алевролитов .

Верхняя песчаная пачка, к которой приурочена битумная залежь, представляет переслаивание песчаных пластов с прослоями более глинистых разностей песчаников, реже алевролитов и глин. Песчаники, в основном, мелкозернистые, полимиктовые, зеленовато-серые и красные, участками алевритистые, плотные, иногда слоистые и трещиноватые. Кластический материал представлен кварцем, полевыми шпатами, реже кремнием и

чешуйками слюды. Цемент глинисто-кальциевый, базальный. Алевролиты зеленовато-серые, глинистые и слоистые. Глины красновато-коричневые, голубовато и зеленовато-серые, плотные, с зеркалами скольжения. Известняки и доломиты зеленовато-серые, плотные, глинистые, участками трещиноватые. Толщина продуктивной пачки колеблется от 23 до 38 м. Толщина яруса в целом изменяется от 40 до 88м [90].

Казанский ярус (Р2каг) представлен обоими подъярусами - нижним и верхним. Нижнеказанский подъярус (Р2каг1) в составе байтуганского, камышлинского и барбашинского горизонтов сложен глинистыми и карбонатными породами, которые образуют четыре обособленные пачки (рисунок 1.1).

^зжг

ШШ »,>

мг

ШШ [,

КАРОТАЖНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА

-1-¡5-ЛГ

ШШ 1,1

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ:

1-:VI -суглинки I " м "Н -доломит

i ' , ' i - песчаник к' м "у ) ----------загипсованный

| | -алевролит |-ц»п-ц—| ----------кавернозный

г -i - глина —тв=д - песчаники, карбонаты, | ; у i i - мергель пески сплошь пропитаны битумом

I 1 i ' I - известняк |а о | - битумопроявления

Рисунок 1.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез Мордово-

Кармальского месторождения

1.2 Тектоника месторождения и её особенности

В тектоническом отношении Мордово-Кармальское месторождение относится к западному склону Южного купола Татарского свода и располагается в южной части Черемшано-Ямашинской террасовидной структурной зоны. По кровле додевонской структуры оно не выражено, по отложениям карбона имеет субширотное простирание и смещено относительно уфимского яруса в западном направлении.

По кровле уфимского яруса Мордово-Кармальское поднятие, к которому приурочиваются залежи битумов, представляет собой локальное поднятие брахиантиклинального типа с размерами по замкнутой изогипсе +5 Ом -2,6 км х 1,2 км. В пределах этой брахиантиклинали выделяется два купола - северный в районе разведочной скважины №80 и южный в районе скважин №№ 64, 77. Северный купол по замкнутой изогипсе +55 м имеет размеры 0,875 х 0,675 км и амплитуду до 14м. Южный купол имеет размеры по замкнутой изогипсе +55 м - 1,2 х 0,775 км и амплитуду до 19 м. Эти купола разделены седловиной, ось которой проходит в районе скважин №№ 63, 74, 65, 69. Южные и западные крылья поднятия более крутые, чем восточные и северные. Кровля залежи на месторождении вскрыта на глубинах от 64 до 102 м (рисунок 1.2).

1.3 Нефтеносность месторождения

В пределах Мордово-Кармальского месторождения природных битумов скопления высоковязкой нефти встречены в уфимском ярусе и нижнеказанском подъярусе верхней перми.

В уфимском ярусе битумопроявления встречены в песчаной пачке шешминского горизонта в виде высоковязкой нефти, мальты, насыщающей эти песчаники. Сухие и полусухие битумы приурочены к нижележащей песчано-глинистой пачке этого же горизонта. В нижнеказанском подъярусе верхней перми высоковязкие битумы насыщают неравномерно по порам и кавернам карбонатный пласт - «среднеспириферовый известняк».

Рисунок 1.2. Структурная карта Мордово-Кармальского месторождения по

кровле уфимского яруса РгГ^

1.4 Общая характеристика фильтрациоино - емкостных свойств продуктивных пластов

Залежи битумов на Северном и Южном поднятиях являются самостоятельными. Они разделены узким прогибом, в пределах которого объемная битумонасыщенность коллекторов песчаной пачки составляет 35-45 %. Глубина залегания продуктивных отложений изменяется от 60 м до 170 м, средняя толщина битумонасыщенного пласта достигает 22,6 м.

В разрезе песчаной пачки месторождения выделяются три основные части: верхняя битумонасыщенная, средняя водоносная и нижняя, представленная плотными кальцитизированными песчаниками.

В разрезе битумонасыщенной части песчаной пачки сверху вниз выделяются три следующие зоны с различными характеристиками битумонасыщенности коллекторов, что хорошо иллюстрирует геологический профиль месторождения по линии III-III (рисунок 1.3).

1. Верхняя переходная зона битумонасыщения залегает в кровельной части пачки, непосредственно на контакте с покрышкой битумоносного пласта - "лингуловыми глинами". Толщина зоны изменяется от 0,5 до 2,0 м, а на некоторых залежах отсутствует. Битумонасыщенность этой зоны по анализам керна изменяется от 2 до 9,5 % масс., с преобладанием значений 3,5-7,5 %. Пористость отложений изменяется от 8,0 до 30 %, карбонатность - до 10 %.

2. Основная зона битумонасыщения представлена, практически, песками, слабо спрессованными давлением вышележащих отложений и приурочена к сводовым и присводовым частям поднятий. К периферии залежей происходит их полное выклинивание. Глинистость продуктивных отложений зоны изменяется от 2,5 до 6 %, карбонатность - от 2 до 10 % масс. Пористость коллекторов очень высокая и по данным анализов керна более 80 % всех исследованных образцов из этой части песчаной пачки имеют пористость выше 30 %, а преобладающая проницаемость отложений зоны составляет более 0,5

л

мкм . Битумонасыщенность этой зоны изменяется от 7,5 до 18,8 % масс., с преобладанием значений от 9,5 до 12 % масс.

3. Нижняя переходная зона битумонасыщения представлена более консолидированными песчаниками с карбонатностью, практически не отличающейся от таковой в вышележащих отложениях. Зона отделяется от основной ступенчатым снижением битумонасыщенности. Распределение битумов в этой зоне по вертикали носит пилообразный характер. Подавляющая часть коллекторов из переходной зоны имеет битумонасыщенность от 4,5 до

7,5 % масс, (объемная битумонасыщенность по ГИС). Значения пористости песчаников переходной зоны остаются высокими и составляют более 25 %.

Ниже переходной зоны битумонасыщения распределены водоносные песчаники с содержанием битумов от 0,1 до 3 % масс., граница между которыми и принимается за положение современного водобитумного контакта (ВБК). Установлено, что положение ВБК сильно изменчиво даже в пределах одного купола.

По визуальному описанию керна, песчаная пачка в пределах контура нефтеносности представляет собой литологически почти однородную толщу с редкими и незначительными прослойками глин, расположенными неравномерно по разрезу. Петрофизическое исследование керна песчаной пачки показало, что она сложена, в основном, полимиктовыми мелкопесчаными, иногда алевритовыми породами.

По данным лабораторных исследований кернового материала в фракционном составе преобладает фракция 0,1-0,25 мм. Размеры пор (0,02 -0,04 мм) соответствуют размерам обломочных частиц.

Определение эффективной битумонасыщенной толщины коллектора проводилось по материалам лабораторных исследований образцов керна, привязанных к разрезам скважин с учетом данных каротажа. В некоторых скважинах толщина учитывалась на основании заключений ГИС, а также по описанию керна. При определении эффективной битумонасыщенной толщины по данным анализов керна пропластки с битумонасыщенностью менее 5% весовых и пористостью менее 0,16 доли ед. исключались. При определении эффективной битумонасыщенной толщины по заключениям ГИС исключались интервалы пористостью менее 0,20 доли ед. и битумонасыщенностью 0,5 доли ед. и менее, если их пористость была менее 0,22 доли ед. (при пористости 0,22 доли ед. и битумонасыщенности 0,50 доли ед. весовая нефтенасыщенноеть составляет 5%).

Общая толщина песчаной пачки в пределах месторождения изменяется от 2,5 до 39 м, эффективная битумонасыщенная толщина на северной залежи - от 0,8 до 16,8 м, на южной залежи - от 0,8 до 22,6 м

Покрышкой для залежей природного битума в отложениях песчаной пачки служат «лингуловые глины» байтуганского горизонта, которые имеют повсеместное распространение. В присводовых и сводовых частях песчаная пачка перекрыта «лингуловыми глинами» толщиной от 6,5 до 10 м. В пониженных частях поверхности уфимских отложений толщина «лингуловых глин» достигает 29 м.

В основании песчаная пачка сложена плотным, сильно кальцитизированным, практически непроницаемым песчаником, который представляет собой водоупор, благодаря которому битумная залежь запечатана снизу от влияния пластовых вод нижележащих отложений. По мнению авторов работы [9,41] основное влияние на формирование кальцитизированного непроницаемого пласта оказали биохимические процессы, происходившие в результате интенсивного физического и химического разрушения исходной залежи в нижней части ловушки.

Особенностью строения большинства залежей природного битума в отложениях песчаной пачки уфимского яруса является наличие в кровельной части и внутри залежей маломощных водонасыщенных пропластков. В ряде скважин при опробовании кровельной части пласта песчаной пачки был получен приток воды с битумом, причем количество воды явно преобладало над битумом. В связи с этим высказывались различные предположения, в том числе такие, что поступление воды в скважины связано с трещиноватостью, соединяющей нефтеносные и водоносные части резервуара. В дальнейшем было высказано предположение и оно подтвердилось результатами проведенных исследований, что причинами появления воды в продукции, получаемой при опробовании скважин, являются небольшие водоносные линзовидные пропластки внутри битумной залежи. В порах битумонасыщенных песчаников наряду с углеводородами присутствует вода,

находящаяся в свободном и связанном состояниях. В высокопроницаемых песчаниках (более 1 мкм ) связанная вода не превышает 10-15% объема пор (1,5-2% вес.). Опыты с высоковязкими, тяжелыми нефтеносными песками и песчаниками рассматриваемого месторождения в режиме прямоточной капиллярной пропитки, гравитационного распределения и вытеснения показали, что при водонасыщенности 18-25% доля воды в потоке достигает 20%, а при водонасыщенности 30-45% битум вообще не выносится потоком [9,41]. Наличие водонасыщенных пропластков в кровельной части и внутри залежи часто приводит к осложнениям в процессе эксплуатации.

Залежи природного битума имеют довольно сложное геологическое строение, обусловленное главным образом, отсутствием горизонтальной, как в нефтяных залежах, нижней границы (подошвы) залежи.

По типу залежи битума в песчаной пачке шешминского горизонта относятся к массивным. Однако нижней границей для них не всегда является водонефтяной контакт, как в обычном понимании в залежах нефти массивного типа. На различных участках подошвой залежи может служить как водонасыщенный коллектор, так и плотные, малопроницаемые, кальцитизированные песчаники или коллектор с пониженным нефтенасыщением. Подошва залежей битумов обычно имеет криволинейный характер (см. рисунок 1.3).

1.5 Водо-битумный контакт и химический состав пластовых вод

Все выявленные залежи битумов относятся к пластово-сводовому типу. Залежи часто различаются между собой как по форме залегания и сохранности битумных пластов, так и интенсивностью вторичных изменений. Залежи подстилаются, как правило, водоносными песчаниками. Поверхность водо-битумного контакта неровная, наиболее приподнятая в купольной части ловушки.

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

- гпнпа, «ргуштт I г ■ | _известняк ИтЧ • песчанм«

ЦД] ■ Грапачм I *шп<

а) установленные

б) предполагаемые

- имиляи (пимистн* Ш. - грагмцш фацмельмы» нмнкмнй

- геологическим индекс

ЗУЕ • песчаника битумоиаеыщенны*

)Щ| . песчанику спабобитумонасыщвим»«

— - песчаники с остаточным Онтумонкыщемием

Масштаб горизонтальный

Рисунок 1.3. Геологический профиль Мордово - Кармальского месторождения

На месторождении за кровлю подошвенных вод можно принять границу смены сильного и равномерного битумонасыщения (70% и более к объему пор или 8% к весу и более) на более слабое. Положение этой границы меняется в пределах залежи от скважины к скважине и фиксируется на отметке от +44 до +60м. Граница смены не имеет единой поверхности, характерной для поверхности ВНК нефтяных залежей, и образование ее связано не с гравитационным распределением, а с различным выносом и уничтожением углеводородов из залежи в процессе ее разрушения. На относительно лучше сохранившихся от разрушения участках залежи равномерная и сильная битумонасыщенность фиксируется на более низких абсолютных отметках (скв.№№ 74, 78, 80 и др.) и имеет тенденцию постепенно снижаться вниз по разрезу, замещаясь на слабую насыщенность. На сильно разрушенных участках происходит резкая смена сильного битумонасыщения (70% и более к объему пор) на слабое (менее 40% к объему пор). Воды, полученные при испытании битумного пласта, по составу преимущественно гидрокарбонатно-натриевые (содовые) - НСОз, Са+М. Минерализация их изменяется от 1 до 3,3 г/л, чаще всего 2-3 г/л, рН воды варьирует от 7,6 до 11,4. Из микрокомпонентов в ней содержатся: йод - от следов до 0,3 мг/л; бром - 0,4 - 2,3 мг/л; аммоний - 0,6-2,7 мг/л.

Наблюдается высокое содержание органических веществ (общего углерода 43,6-53,4 мг/л). Ценных компонентов подземные воды перми не содержат [38].

1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа

Анализы битума и газа проводились в лабораториях ТатНИПИнефть. Физические свойства битумов месторождений Татарстана изменяются в широком диапазоне от залежи к залежи, а также по площади скоплений. Это явление может быть обусловлено в определенной степени как условиями формирования залежей, так и в значительной степени их преобразованием

(деградацией иефтей) в природные битумы в приповерхностной обстановке их существования.

К основным факторам, влияющим на изменение физических свойств, можно отнести химическое взаимодействие насыщающих жидкостей и пород пласта между собой, биохимические процессы с участием микроорганизмов, окислительные и другие процессы при участии пластовых вод, подстилающих залежь.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гимаев, Ирек Ханифович, 2014 год

Список использованных источников

1. Абдулхаиров, P.M. Первые результаты опытных работ по созданию техники и технологии эксплуатации битумных месторождений горизонтальными скважинами [Текст]/Р.М. Абдулхаиров, P.M. Ахунов, В.Ф. Кондрашкин, Р.З. Гареев, З.А. Янгуразова, P.P. Каримов, Ю.В. Волков// Нефть Татарстана. - 2000.-№ 2.- С.61-67.

2. Алемасов, В.Е. Комплексное освоение природных битумов и высоковязких нефтей [Текст] /В.Е.Алемасов, Г.В. Романов, И.Н. Дияров, Я.И. Кравцов// Труды всесоюзной конференции по проблемам комплексного освоения природных битумов и высоковязких нефтей.- Казань, 1992.- С.64-68.

3. Алтунина, JI.K. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ [Текст]/ JI.К.Алтунина, В.А.Кувшинов.- Н.: Наука, Сибирская издательская фирма РАН, 1995.- 198с.

4. Алтунина, JI.K. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи [Текст] /Л.К.Алтунина, В.А.Кувшинов// Химия в интересах устойчивого развития. - Новосибирск, 2001.-№3.- С.ЗЗ 1-334.

5. Алтунина, Л.К. Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов [Текст]/ Л.К. Алтунина//Сборник докладов IV научно-производственной конференции.- Самара, 2000. - С.4-6.

6. Амелин, И.Д. Внутрипластовое горение [Текст] / И.Д. Амелин.- М.: Недра. 1980.- 230с.

7. Антониади, Д.Г. Настольная книга по термическим методам добычи нефти [Текст] / Д.Г Антониади, А.Р. Гарушев, В.Г Шиханов.- Краснодар: Советская Кубань, 2000.- 464с.

8. Ахунов, P.M. Пробная эксплуатация горизонтальных скважин с паротепловым воздействием на пласт [Текст] /P.M. Ахунов, Р.З. Гареев, P.M. Абдулхаиров, З.А Янгуразова// Нефтяное хозяйство. -2005.-№ 11.- С.44-47.

9. Бадамшин, Э.З. Оценка перспектив нефтеносности Мелекесской впадины и Усть- Черемшанского прогиба [Текст] / Э.З. Бадамшин, P.A. Батырбаева, В.П. Кокурников, B.C. Кузьмин, А.П. Кокурников// Критерии

оценки перспектив нефтебитумоносности. Казань: издательство Казанского университета, 1989.- С.26-37.

10. Байбаков, Н.К. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений [Текст] / Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. - М.: Недра, 1981. - 286с.

11. Басниев, К.С. Нефтегазовая гидромеханика [Текст] / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Г.Д. Розенберг: Учебное пособие для ВУЗов. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.- 544с.

12. Богословский, A.B. Молекулярные взаимодействия и электронные процессы в растворах [Текст] / А.В.Богословский, Л.К.Алтунина. Новосибирск: Наука, сиб. отделение, 1987.- 55с.

13. Богословский, A.B. Физико-химические свойства дисперсных систем и их применение [Текст] / A.B. Богословский, М.А. Полуектов//Теоретические и прикладные основы физико- химического регулирования свойств нефтяных дисперсных систем.- Томск, 1988.-С.34-38.

14. Боксерман, A.A. Методика промыслового контроля процесса внутрипластового горения [Текст] / A.A. Боксерман, Ю.Г. Чашкин//Теория и практика разработки месторождений термическими методами: Сб. науч. тр./ВНИИОЭНГ.-М.,1985.-С. 26-30.

15. Брусиловский, А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа [Текст] /А.И. Брусиловский. - М.: «Грааль», 2002.-575с.

16. Буланенков, С.А. Защита населения и территорий от чрезвычайных ситуаций [Текст] / С.А. Буланенков, С.И. Воронов, Губченко и др: ГУП «Облиздат», 2001. - 480с.

17. Булыгин, М.Г.Тепловые методы разработки нефтяных месторождений и обработки призабойных зон пласта [Текст] / М.Г. Булыгин, В.А. Зайцева, Р.Х. Сафиуллин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1971.-194с.

18. Бурже, Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов [Текст] / Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. Пер. с франц. - М.: Недра, 1989. -422 е.: ил. - Пер. изд.: Франция, 1984.

19. Бухал енко, Е.И. Оборудование для термических методов интенсификации добычи нефти [Текст] /Е.И. Бухаленко, М.М. Жданов, Р.А. Закиров, С.А. Хачатурян.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-45с.

20. Гарушев, А.Р. Термическое воздействие на пласт при разработке месторождений высоковязких нефтей [Текст] / А.Р. Гарушев.-М.: ВНИИОЭНГ, ТНТО, 1973.-88с.

21. Генеральный проект разработки Мордово-Кармальского месторождения природных битумов (3-й).-Бугульма:РНТЦ ОАО ВНИИнефть, 1997 - 275 с.

22. Гимаев, И.Х. Анализ эффективности опытно - промышленных работ по совершенствованию добычи природных битумов с термическим воздействием на пласт через горизонтальные скважины [Текст] /И.Х. Гимаев,

B.В.Шестернин// Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти. Экономика и управление: Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. -Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2006. - Вып.З.-С. 120-126.

23. Гимаев, И.Х. Возможности импульсной электроразведки ЗСБЗ для контроля за разработкой месторождений природного битума [Текст] /И.Х. Гимаев, А.Г.Коротченко// Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти. Экономика и управление. Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2007. - Вып.4. - С.35-38.

24. Гимаев, И.Х. Новые технологии добычи высоковязких нефтей и природных битумов [Текст] /И.Х. Гимаев// Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти. Экономика и управление. Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2007. - Вып.4.-

C.105-107.

25. Гимаев, И.Х. Новый метод увеличения продуктивности битумонасыщенного пласта путем закачки водного раствора карбамида [Текст] /И.Х. Гимаев, Ю.А. Гуторов// Технологии нефтегазового дело. Сб.науч.трудов. - Уфа: изд-во УГНТУ, 2007. - С. 44-47.

26. Гимаев, И.Х. Влияние геолого - физических и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных коллекторов на эффективность разработки

месторождений природных битумов [Текст] /И.Х. Гимаев// Проблемы геологии, геофизики, бурения, добычи нефти. Экономика и управление. Сб. статей аспирантов и молодых специалистов. - Уфа: изд-во ОАО НПФ «Геофизика», 2008. - Вып.5. - С.245-253.

27. Гимаев, И.Х. О влиянии геолого - физических и промысловых факторов на выбор схемы разработки природных битумов [Текст] /И.Х. Гимаев, Э.Р. Ситдикова, Ю.А. Гуторов// 36-я научно - техническая конференция молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2009. - С. 139-156.

28. Гимаев, И.Х. Некоторые соображения о путях повышения эффективности разработки Мордово-Кармальского месторождения природных битумов [Текст] / Ю.А. Гуторов, И.Х. Гимаев// 35-я научно - техническая конференция молодых ученых, аспирантов и студентов. - Уфа, 2008. - С.6-7.

29. Гимаев, И.Х. О возможности повышения продуктивности скважин при эксплуатации месторождений природных битумов на поздней стадии разработки [Текст] /И.Х. Гимаев// Нефтепромысловое дело. - 2010. - №6. - С.32-33.

30. Гимаев, И.Х. Влияние местоположения нагнетательных скважин на эффективность разработки месторождений природных битумов методом внутрипластового горения [Текст] /И.Х. Гимаев// Нефтепромысловое дело.-2014. - №4. - С.31-37.

31. Гуторов, Ю.А. Современные технологии добычи природных битумов и высоковязких нефтей: Учебное пособие [Текст] /Ю.А. Гуторов, И.Х. Гимаев // Уфа: УГНТУ, 2013.-92с. ISBN 978-5-93105-185-7

32. Гуторов, Ю.А. Современные технологии добычи горючих сланцев: Учебное пособие [Текст] /Ю.А. Гуторов, И.Х. Гимаев// Октябрьский: УГНТУ, 2013. - 81с. ISBN 978-5-93105-187-1

33. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта [Текст]: учебник, изд. 2, перераб. и доп. / Ш.К. Гиматудинов- М.:Недра, 1971. — 312 с.

34. Гиматудинов, Ш.К. Справочная книга по добыче нефти [Текст] / Гиматудинов Ш.К. - М.: Недра, 1974. - 704 с.

35. Глазова, В.М. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом [Текст] / В.М. Глазова, Э.А. Дадаева, С.Е. Алферов. - М., 1989. -72с.- (Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ).

36. Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов [Текст]: Пер. с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко, В. В. Покровского/Под ред. А. Г. Ковалева.— М.: Недра, 1986.-608 с.

37. Горловский, Д.М. Технология карбамида [Текст] / Д.М.Горловский, Л.Н.Альтшулер, В.И.Кучерявый.- Л.: Химия, 1981.- 319с.

38. Грайфер, В.И. Организация и технология капитального ремонта скважин [Текст] / В.И. Грайфер, В.А. Шумилов, В.Н. Каменев.- М: Недра, 1979.- 187с.

39. Девликамов, В.В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений [Текст] / В.В. Девликамов, И.Л. Мархасин, Г.А. Бабалян. - М.: Недра, 1970. - 160 с.

40. Джамалов, И.М. Вытеснение нефти из пласта тепловыми оторочками [Текст] /Джамалов И.М, Матвеенко Л.М. Литвинов В.В.- М.: ВНИИОЭНГ, 1977.-45С.

41. Дияшев, Р.Н. Опытно - промысловые работы в области геотермии пласта и добычи нефти тепловыми методами на месторождениях Татарстана [Текст] /Р.Н. Дияшев, М.М. Мусин, Н.П. Кубаре и др.//Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана: - Сб. науч. тр., Бугульма. -1996.-С.110-116.

42. Желтов, Ю.М. Математическое моделирование термических процессов воздействия на пласт [Текст] /Ю.М. Желтов.- М.: Недра, 1990.-251с.

43. Закиров, С.Н. Проектирование и разработка газовых месторождений [Текст] /С.Н. Закиров, Б.Б. Лапук. - М.: «Недра», 1974.- 376 с.

44. Зарипов, А.Т. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке Мордово-Кармальского месторождения природного битума [Текст]

/А.Т.Зарипов// Проблемы геологии и разработки трудноизвлекаемых запасов в терригенных и карбонатных коллекторах: Тезисы докладов семинара молодых специалистов секции «Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений». - Бугульма. -2005. - С.13-15.

45. Иванов, В.А. Разработка месторождений высоковязких нефтей термическими методами [Текст] / В.А. Иванов, A.A. Боксерман, В.Г. Ишханов и др.//Нефтепромысловое дело.-1986.-№5.-С.88-91.

46. Инструкция по технологии циклической добычи высоковязких нефтей и битумов при внутрипластовом горении, РД 39-3-508-80.

47. Кабишев, А.Н. Оценка энергетической эффективности термических методов воздействия на пласт [Текст] / А.Н. Кабишев, О.И. Коваленко, JI.B. Мамжиева// Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений: Сб. науч. тр.: ВНИИОЭНГ.-М., 1984.-С. 98-103.

48. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов [Текст] / Р.Д. Каневская// Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002.- 140 с.

49. Корень, Р.В. Некоторые экологические проблемы добычи нефти термическими методами [Текст] / Р.В. Корень// Состояния и пути усовершенствования технологических процессов и технических средств термического воздействия на пласт: Сб. науч. тр.: ВНИИОЭНГ.-М., 1990.-С.60-65.

50. Корень, Р.В. Утилизация тепла дымовых газов промысловых прямоточных генераторов [Текст] / Р.В. Корень, В.И. Майоров// Теория и практика разработки нефтяных месторождений термическими методами: Сб. науч. тр.: ВНИИОЭНГ.-М., 1985.-С.85-88.

51. Кудинов, В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей [Текст] / В.И. Кудинов. - М.: Нефть и газ, 1996.-284 с.

52. Кутателадзе, С.С. Основы теории теплообмена [Текст] / С.С. Кутателадзе,- Новосибирск: Наука, 1970.-659с.

53. Кучерявый, В.И. Синтез и применение карбамида [Текст]/

B.И.Кучерявый, В.В.Лебедев. - Л.: Химия, 1970.-448с.

54. Мартос, В.Н. Разработка залежей тяжелых и вязких нефтей [Текст] / В.Н. Мартос. - М., 1982. (Нефтепромысловое дело: Обзор, информ./ ВНИИОЭНГ)

55. Матяжева, H.H. К вопросу определения охвата пласта процессом теплового воздействия на стадии проведения опытно-промышленных работ [Текст] / H.H. Матяжева, И.Е. Фоменко// Разработка и эксплуатация месторождений высоковязких нефтей: Сб. науч. тр.:ВНИИОЭНГ.-М.,1980.-

C.37-41.

56. Мингареев, Р.Ш. Эксплуатация месторождений битумов и горючих сланцев [Текст] / Р.Ш. Мингареев, И.И. Тучков.- М: Недра, 1980.-570с.

57. Мирзаджанзаде, А.Х. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов.-М.: Недра, 1983.-264с.

58. Мищенко, И.Т. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи [Текст]: учеб. пособие для вузов / И.Т. Мищенко, В.А. Сахаров, В.Г. Грон, Г.И. Богомольный. - М.: Недра, 1984. - 272 с.

59. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов [Текст] /И.Т. Мищенко. - М.: М71 ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 816 с.

60. Муляк, В.В. Особенности разработки залежей аномально вязкой нефти с использованием вертикальных и горизонтальных скважин [Текст]/В.В.Муляк, Л.М.Рузин// Международный технологический симпозиум «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». - М.: Недра, 2005. - с. 524.

61. Мусин, М.М. Анализ разработки опытных участков после внутрипластового горения [Текст] / М.М. Мусин, Р.Н. Дияшев, Р.Т. Фазлыв и др. // Труды международной конф. «Проблема комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и ПБ». - Казань, 1995.

62. Мусин, М.М. Расчет скорости испарения и конденсации жидкостей при внутрипластовом горении [Текст]: монография / М.М. Мусин, В.И. Медведков, А.З. Садреев. - Бугульма: ТатНИПИнефть, 1979.-135с.

63. Муслимов, Р.Х. Опыт применения тепловых методов разработки нефтяных месторождений Татарстана [Текст]: монография / Р.Х. Муслимов, K.M. Мусин, М.М. Мусин.- Казань: Новое Знание, 2000.-226с.

64. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности [Текст]: учебное пособие/Р.Х. Муслимов.-Казань:Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. - 688с.

65. Нащокин, В.В. Техническая термодинамика и теплопередача [Текст] / В.В. Нащокин.- М.: Высшая школа, 1980.-470с.

66. Оганов, К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт [Текст] /К.А. Оганов.-М.: Недра, 1967.-203с.

67. Оркин, К.Г. Расчеты в технологии и технике добычи нефти [Текст] /К.Г. Оркин, A.M. Юрчук,- М.: Недра, 1967.-176с.

68. Патент №1229647 РФ, МКИ G 01 № 11.16./ A.B. Богословский, Л.К. Алтунина, опубл. 07.05.85, Бюлл. № 17.

69. Патент № 2360104 Россия, МПК Е 21 В 43/24 Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битума/ Файзуллин И.Н., Галимов И.Ф., Гимаев И.Х., Гуськов Д.В., Губаев P.C., Люкшин П.В.// ОАО «Татнефть», заявка №2007135068/03; заявлено 20.09.07; опубл. 27.06.09, Бюл.№18.

70. Поддубный, Ю.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи пластов (в порядке обсуждения) [Текст] / Ю.А. Поддубный, С.А. Жданов// Нефтяное хозяйство. - 2003.- №4. - С. 20-25.

71. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Ростехнадзор России. - М., 1993.

72. Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. № 37 «О порядке подготовки и аттестации работников организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору». - М., 2007.

73. РД 153-39. ОП-006-04. Инструкция по применению технологии эксплуатации горизонтальных скважин при разработке битумных месторождений с пароциклическим воздействием на пласт. - Бугульма: РНТЦ ОАО ВНИИнефть, 2003. - 20 с.

74. Руководство по охране труда. - Мытищи: Издательство УПЦ «Талант», 1999., в 2-х частях. - ч. II. - 272 с.

75. Розловский, А.И. Научные основы техники взрывобезопасности при работе с горючими газами и парами [Текст] / А.И. Розловский.-М.: Химия, 1972.

76. Рузин, JIM. Особенности теплового воздействия в условиях трещиновато - пористых коллекторов, содержащих высоковязкую нефть [Текст] / JI.M. Рузин, Л.Ш. Ибрагимов, Б.А. Тюнькин и др.// Нефтепромысловое дело.-1985. - №10. - 16с.

77. Савельев, Ю.С. Оценка технологического эффекта от применения влажного горения на площади Хорассаны [Текст] / Ю.С. Савельев, Ю.Г. Чашкин// Проблемы комплексного изучения и опытно - промышленного внедрения термических методов повышения нефтеотдачи пластов. ВНИИОЭНГ.-М. - 1983.-С.29-32.

78. Стрижов, И.Н. Исследование процесса низкотемпературного окисления нефтей кислородом воздуха [Текст] / И.Н. Стрижов// Нефтепромысловое дело.- 1976. - №1.С.24-27.

79. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст]: монография / М.Л.Сургучев.- М.: Недра, 1985.-308с.

80. Сюняева, З.И. Химия нефти [Текст]: монография / З.И. Сюняева.-Л.: Химия, 1984.- 360с.

81. Табаков, В.П. Состояние и проблемы комплексного освоения залежей тяжелых нефтей и природных битумов с применением термошахтной разработки [Текст] / В.П. Табаков, А.Т Горбунов// Междунар. конф. «Проблемы

комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка)». - Казань, 1994. - Т.4. - С. 1092-1101.

82. Троепольский, В.И. Пермские битумы Татарии [Текст]: монография / В.И. Троепольский.- Казань: издательство Казанского университета, 1976.-221с.

83. Умариев, Т.М. Новые способы разработки залежей высоковязких нефтей [Текст] /Т.М.Умариев// Геология, методы поисков, разведки и оценки месторождений топливно-энергетического сырья: Обзор. МГП «Геоинформмарк».- М., 1992. - 34 с.

84. Фалеев, М.И. Гражданская оборона и предупреждение чрезвычайных ситуаций [Текст]: методическое пособие / Фалеев М.И. - М.: Институт риска и безопасности, 2003. — 328 с.

85. Хасанов, M. М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах [Текст]: монография / М.М. Хасанов, Г.Т. Булгакова. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.288 с.

86. Хитрин, JI.H. Физика горения и взрыва [Текст]: монография / JLH. Хитрин.- М.: МГУ, 1957.-442с.

87. Чекалюк, Э.Б. Тепловые методы отдачи нефтяных залежей [Текст]: монография / Э.Б. Чекалюк, К.А. Оганов.-Киев, 1979.-208с.

88. Шейнман, А.Б. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти [Текст]: монография/ А.Б. Шейнман, Г.Е. Малофеев, А.И. Сергеев.-М.: Недра, 1969.-256C.

89. Шельдяшова, JI.B. Анализ условий залегания верхней песчаниковой пачки шешминского горизонта уфимского яруса в бассейне р. Шешмы [Текст] / JI.B. Шельдяшова, С.С. Эллерн// Геология и геохимия нефтей и природных битумов. - Казань: издательство Казанского университета, 1985.- С.3-8.

90. Breston J.N. Oil recovery by heat from in-situ combustion, Petroleum Tehnology, №8, 1958.

91. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs, 1991.

92. Isaacs E.E., Cyr T., His C., Singh S. Recovery methods for heavy oil and bitumen in the 21st century: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China, 1998.

93. Marcel Polikar, Ted Cyr, Keith Sadler. Alberta Oil Sands the Advance of Technology, 1978-98 and Beyond: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China, 1998.

94. Nasr T.N., Coates R., Tremblay B., Sawatzky R., and Frauenfeld T. New oil production technologies for heavy oil and bitumens: presented at the 17th World Petroleum Congress, Rio de Janeiro, Brazil, 2002.

95. Production acceleration and injectivity enhancement using steam-propane injection for Hamaca extra-heavy oil. Rivero J.A., Mamora D.D. / Journal of Canadian Petroleum Technology, vol. 44, No.2, February 2005.

96. THAI in situ oil recovery requires minimal use of natural resources. OIL & GAS NETWORK. Vol. 5, No. 2, April 2004.