Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений Татарстана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Бакиров Айрат Ильшатович

• Бакиров Айрат Ильшатович
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Бакиров Айрат Ильшатович

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА ЗАВОДНЕНИЕМ

1.1 Геолого-физические характеристики нефтяных залежей в карбонатных отложениях

2. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА КЕРНЕ И НАСЫПНЫХ МОДЕЛЯХ

2.1 Изучение коэффициента вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов на керне

2.2 Изучение процессов вытеснения высоковязкой нефти на физических моделях пласта

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ВОДОЙ В КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ С ПОМОЩЬЮ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ

3.1 Технологии разработки карбонатных коллекторов на основе заводнения

3.2 Изучение процесса вытеснения высоковязкой нефти водой в карбонатных отложениях с помощью математического моделирования

3.3 Изучение эффективности вертикального вытеснения высоковязкой нефти водой на модели двойной пористости

3.4 Изучение эффективности вертикально-латерального вытеснения нефти водой по схеме «сверху вниз»

4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ЗАВОДНЕНИЯ В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ

4.1 Методика анализа и оценки эффективности систем разработки нефтяных месторождений с заводнением

4.2 Обоснование предельно допустимого давления нагнетания и оптимального пластового давления для карбонатных отложений месторождений Республики Татарстан

4.3 Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения по карбонатным отложениям Татарстана

4.4 Обобщение результатов анализа разработки опытных участков карбонатных отложений

4.5 Основные принципы проектирования технологии заводнения в карбонатных отложениях Республики Татарстан

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Перспективы стабилизации и наращивания добычи нефти в Татарстане в первую очередь связаны с вовлечением в активную разработку запасов нефти карбонатных коллекторов, в которых сосредоточены 41,5 % запасов от общих остаточных извлекаемых категории АВ1+В2. Коэффициенты извлечения нефти (КИН) по карбонатным отложениям низкие и изменяются от 0,155 до 0,387 доли ед., в среднем 0,228 доли ед., текущий КИН - 0,063 доли ед. Их разработка в настоящее время осуществляется низкими темпами (1,11 %), что во многом обусловлено причинами геологического характера, а также применением традиционных принципов разработки и методов воздействия, хорошо зарекомендовавших себя на терригенных коллекторах. В силу специфического строения карбонатных отложений и свойств насыщающих их жидкостей прямой перенос на них принципов разработки терригенных коллекторов не дает высоких положительных результатов. Поэтому дальнейшее совершенствование разработки месторождений нефти, представленных карбонатными коллекторами, имеет стратегическое значение для месторождений Татарстана. Однако основные направления изучения отбора нефти из этой категории коллекторов оказались мало исследованными, особенно вытеснение нефти водой в вертикальном и вертикально-латеральном направлении по схеме «сверху вниз».

Изучение механизма и определение условий эффективного вытеснения нефти водой из поровых и трещинно-поровых коллекторов, научное их обоснование с разработкой новой концепции и принципов разработки на базе новых технологий являются основными задачами работы. Теоретическое и методологическое обоснования концептуального подхода к проектированию разработки залежей в карбонатных коллекторах, обеспечивающие существенное повышение нефтеизвлечения, особенно для высоковязкой нефти (ВВН), являются актуальными.

Степень разработанности темы

Большой вклад в решение проблемы повышения эффективности разработки низкопродуктивных объектов ВВН в карбонатных коллекторах внесли Р.Г. Абдулмазитов, В.Е. Андреев, Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, И.М. Бакиров, В.Д. Викторин, Г.В. Выжигин, Р.Х. Гильманова, А.Г. Горбунов,

A.В. Гавура, Р.Н. Дияшев, А.В. Давыдов, Ю.П. Желтов, Ю.В. Зейгман, И.М. Индрупский, В.С. Ковалев, В.И. Колганов, Ю.А. Котенев, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, В.Н. Майдебор, Н.Н. Михайлов, И.Т. Мищенко, Р.Х. Муслимов,

B.Ш. Мухаметшин, Р.З. Мухаметшин, Г.П. Ованесов, В.П. Павлов, А.И. Попов, Б.Ф. Сазонов, М.М. Саттаров, М.Л. Сургучев, В.А. Суслов, В.Ф. Усенко, Р.С. Хисамов, Н.И. Хисамутдинов.

При этом ряд вопросов, связанных с проектированием разработки карбонатных коллекторов месторождений Татарстана методом заводнения, требует дополнительного изучения и совершенствования путём проведения необходимых исследований. Недостаточно изучены механизмы и условия эффективного вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов, насыщенных ВВН. Остаются дискуссионными вопросы, связанные с оптимальными условиями размещения добывающих и нагнетательных скважин и применения метода заводнения в карбонатных коллекторах.

Недостаточно используются для увеличения полноты вытеснения нефти из трещинно-поровых коллекторов влияние гравитационных и капиллярных сил.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов месторождений Татарстана»

Цель работы

Увеличение полноты извлечения нефти из карбонатных коллекторов в результате совершенствования технологии заводнения и оптимизации размещения добывающих и нагнетательных скважин.

Основные задачи исследований

1. Изучить влияние геологических факторов на эффективность нефтеизвлечения из карбонатных коллекторов при применении метода

заводнения.

2. Провести лабораторные и численные исследования по изучению механизма и определению условий эффективного вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов, насыщенных ВВН.

3. Обобщить и проанализировать опыт разработки карбонатных отложений РФ и РТ с применением метода заводнения. Определить оптимальные условия применения метода заводнения в карбонатных коллекторах. Обосновать рекомендации по системам разработки.

4. Изучить влияние плотности сетки скважин (ПСС) на КИН по карбонатным отложениям верейского, башкирского и турнейского объектов разработки. Установить количественную величину параметров, влияющих на эффективность нефтевытеснения.

5. Разработать новые технологии для обеспечения полноты выработки запасов в различных геологических условиях.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались на основе научного анализа геолого-промыслового материала, лабораторных исследований, математического моделирования фильтрации жидкости и опыта разработки месторождений с карбонатными коллекторами.

Научная новизна выполненной работы

Для верейских, башкирских и турнейских отложений месторождений Татарстана при вытеснении нефти водой:

1. Установлено влияние направления дренирования и фильтрационно-ёмкостных параметров коллектора на коэффициент вытеснения., а также экспоненциальный характер зависимости коэффициента вытеснения от фильтрационно-емкостных параметров коллектора и зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин. Уточнена типизация схем заводнения нефти водой в зависимости от направления вытеснения.

2. Установлены механизмы вытеснения нефти водой из поровых и трещинно-поровых коллекторов путем научного обоснования оптимальных условий применения метода заводнения: обосновано и предложено давление нагнетания поддерживать в пределах давления, обеспечивающего сохранение степени естественной раскрытости трещин - выше начального пластового, ниже предельно допустимого, равного давлению бокового распора; причем численное значение пластового давления - поддерживать в пределах, обеспечивающих гидродинамическое равновесие неоднородных элементов пласта, выше давления критической деформации и ниже давления смыкания трещин.

3. Научно обоснована система новых взглядов (концепция) совершенствования технологии извлечения нефти заводнением из карбонатных коллекторов применительно к месторождениям Татарстана.

Основные защищаемые положения

1. Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров и уточненные зависимости КИН от ПСС для верейского, башкирского и турнейского объектов разработки. Результаты изучения вертикального вытеснения вязкопластичной нефти водой.

2. Методика анализа и оценки эффективности разработки карбонатных коллекторов, обоснования предельно допустимых значений давления нагнетания и оптимизированных пластовых.

3. Уточненная классификация карбонатных коллекторов с рекомендациями по выбору оптимальных систем разработки применительно к различным группам коллекторов.

4. Выявленные механизмы фильтрации нефти водой и факторы трудноизвлекаемости запасов из карбонатных отложений.

5. Методические основы и новые технологические решения для обеспечения полноты выработки запасов.

Достоверность результатов

Достоверность полученных результатов обеспечивается применением стандартных методик лабораторных исследований, руководящими документами на использование лицензионных программ и подтверждается сопоставлением модельных, лабораторных и промысловых данных.

Практическая ценность результатов работы

Полученные результаты лабораторных, модельных исследований, и ОПР на промысле, зависимости КИН от ПСС, позволили:

- решить важные практические задачи в области прогнозирования, анализа и регулирования процессов разработки карбонатных отложений заводнением;

- выбрать рациональную систему разработки применительно к различным группам карбонатных коллекторов, обосновать оптимальные режимы работы скважин и залежи;

- создать новые способы и технологии разработки поровых, трещинно-поровых, трещинно-поровых с контактными ВНЗ типов коллекторов, предусматривающих активизацию вертикальной составляющей вытеснения по схеме «снизу вверх», организацию вытеснения в вертикальном, вертикально-латеральном направлении по схеме «сверху вниз» и вертикального вытеснения по схеме «снизу вверх» с применением современных технологий горизонтальных скважин (ГС, БГС и т.д.), ОРЭ (пакеров, клапанов, шторок) в сочетании методами интенсификации, МУН и изоляции.

Принципы рациональной разработки, сформулированные в диссертации, прошли апробацию при проектировании разработки месторождений Татарстана, Самарской и Оренбургской областей.

Новизна технических и технологических решений, полученных в ходе исследований, подтверждается 10 патентами РФ на изобретения.

По результатам выполненных исследований обоснован, утвержден и реализуется с 2015 года проект «Увеличение коэффициента извлечения

нефти за счет рентабельной добычи уплотнением сетки скважин на месторождениях ПАО «Татнефть». Ожидаемый объем внедрения технологии до 2019 г. - 2144 скважины с суммарным экономическим эффектом 29,9 млрд. руб.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на международной научно-практической конференции «Инновации в разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» (Казань, 2016), межрегиональной научно-практической конференции (Альметьевск, 2003), научно-практической конференции, посвященной 10-летию Академии наук РТ (Казань, 2001), Ученом совете ТатНИПИнефти, при защите отчетов на ЦКР Роснедр по УВС, ГКЗ РФ.

Публикация результатов и личный вклад автора

По теме диссертации опубликована 21 работа, в том числе семь в рецензируемых научных изданиях, получены 10 патентов РФ на изобретения. В данных исследованиях автор принимал участие в постановке и решении задач, моделировании процессов разработки, анализе полученных результатов.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 74 наименования. Работа изложена на 117 страницах машинописного текста, содержит 34 рисунков и 18 таблиц.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТАТАРСТАНА ЗАВОДНЕНИЕМ

1.1. Геолого-физические характеристики нефтяных залежей

в карбонатных отложениях

По месторождениям Республики Татарстан в карбонатных отложениях выявлено 166 залежей в 19 горизонтах, в том числе 149 залежей в карбоне, 17 залежей в девоне [1].

Всего в карбонатных отложениях сосредоточены 26,2 % от общих геологических запасов Татарстана категории АВ1 + В2. Распределение геологических запасов в карбонатных отложениях происходит следующим образом: в карбоне - 95,5 %, в девоне - 4,5 %. Основные геологические запасы нефти в карбонатных отложениях приурочены к турнейским (27,1 %), башкирским (28,3 %), верейским (18 %), серпуховским (7,4 %), кизеловским (11,0 %) отложениям.

Регионально нефтеносными карбонатными коллекторами являются турнейские, верейские, башкирские залежи в отложениях карбона, залегающие на глубине 632-1450 м.

К локально нефтеносным карбонатным отложениям относятся семилукские, бурегские, елецкие, данково-лебедянские отложения карбонатного девона, заволжские, малевско-упинские, алексинские, намюр-серпуховские породы нижнего карбона и каширские, подольские, мячковские отложения среднего карбона.

На востоке и юго-востоке Южно-Татарского свода чаще встречается нефтеносность в карбонатных отложениях девона и практически отсутствует нефть в отложениях среднего карбона. На западном склоне ЮжноТатарского свода и восточном борту Мелекесской впадины нефтеносность карбонатных коллекторов отмечается в более молодых локально нефтеносных горизонтах: упинско-малевских, алексинских, каширских отложениях.

Таблица 1 - Запасы нефти по карбонатным отложениям Татарстана

Текущие извлекаемые Добыча нефти КИН КИН

Стратиграфия запасы за 2015 г. текущий проектный

А+В+С1+С2

% % от общей добычи доли ед. доли ед.

Терригенные отложения 58,5 82,1 0,430 0,487

в том числе:

- девонские 21,1 50,6 0,493 0,518

- каменноугольные 22,2 30,1 0,275 0,397

- пермские 15,2 1,4 0,003 0,354

Карбонатные отложения 41,5 17,9 0,063 0,228

в том числе:

- девонские 9,2 0,6 0,049 0,387

-турнейские 12,5 11,8 0,099 0,231

- верейские,

башкирские, 17,4 5,4 0,033 0,216

серпуховские

- пермские 0,7 0,0 0,000 0,000

ИТОГО в целом по ПАО «Татнефть» 100 100 0,365 0,428

Основная масса выявленных залежей нефти сконцентрирована во франско-турнейском нефтегазоносном комплексе. Они контролируются локальными поднятиями тектонического и седиментационно-тектонического типов. Размеры залежей от 0,5 х 1 до 2,5 х 3 км. Этаж нефтеносности залежей достигает 60-90 м. Около 15 % залежей относятся к пластово-сводовым, 22,5 % - к пластово-сводовым с литологическим экранированием, остальные - к массивным или слоисто-массивным.

Остальные залежи в локально нефтеносных горизонтах карбона имеют ограниченное развитие, небольшие размеры, этаж нефтеносности также ограничен. Основное промышленное значение имеют залежи верхне-турнейского подъяруса нижнего карбона, верей-башкирские и серпуховские отложения среднего карбона, которые являются объектами исследования. Геолого-физические характеристики этих объектов приведены в таблице 2.

Карбонатные коллекторы отличаются от терригенных минералогическим составом, петрофизическими и литологическими характеристиками,

Таблица 2 - Геолого-физические параметры по карбонатным отложениям Татарстана

Горизонт Глубина, м Эффективная нефтенасыщенная толщина, м Пористость, % Проницаемость, 3 2 10 мкм

средняя от до средняя от до средняя от до средняя от до

каширский 840 632 1000 1,9 0,6 4,1 17 11 26 180 0,1 1115

верейский 850 652 1110 3,1 0,8 25,0 15 10 21,7 120 10,0 767

башкирский 875 670 1165 4,9 0,5 18,0 13,2 11 18 80,5 10,0 400

серпуховский (Ромашкинское) 892 750 1170 7,4 3,9 10,9 12 11 14 140 76 178

турнейский 1164 1021 1450 7,3 0,8 45,0 11,8 10,8 15 42 6,1 90

заволжский 1312 1058 1543 3,4 1,9 7,0 12 5 13 43 6 158

фаменский 1249 1165 1310 3,7 2,2 5,1 7 5 12 45 16 146

данково-лебедянский 1466 1275 1642 3,1 1,8 8,1 7 5 9 28 4 146

евлано-ливенский 1700 1700 1700 1,9 1,8 1,9 8 8 8 - - -

мендымский 1615 1450 1676 4,1 0,8 9,0 9 7 13 302 0,1 1760

доманиковый 1563 1356 1692 4,2 1,5 6,1 10 8 12 124 6 545

ю

условиями образования залежей и залегания [1-6]. Особенностью строения карбонатных толщ является частое переслаивание пород различного структурно-генетического типа, осложненное вторичными процессами выщелачивания и минерализации, частым чередованием в разрезе пород с улучшенными и ухудшенными коллекторскими свойствами [1, 7-9].

Основное отличие заключается в широком развитии в них густой сети трещин и каверн [2, 4-7]. О наличии трещин и их влиянии на разработку залежей нефти свидетельствуют результаты гидродинамических исследований скважин [10-12], закачка в пласты индикаторов [13-15], геолого-промысловые методы трассировки трещин [16], аэрогеологические и аэрокосмологические методы картировки трещин [17], методы сейсмолокации бокового обзора, результаты 3Д сейсмики и др.

Карбонатные пласты турнейских отложений характеризуются сравнительно высокой пористостью - от 10,8 до 15,0 %. Проницаемость пород изменяется от 6 10-3 до 90 10-3 мкм2, составляя в среднем 42 10-3 мкм2. Плотные разности составляют значительную (от 20 до 80 %, в среднем 33 %) часть продуктивного горизонта (таблица 2).

Пласты-коллекторы представлены известняками комковатыми и сгустково-детритовыми, шламово-детритовыми и фораминиферово-сгустковыми коллекторами. Полезная емкость в них определяется первичной пористостью и вторичными процессами выщелачивания. Лучшими коллекторскими свойствами обладают известняки комковатые. Средняя пористость их составляет 14,7 %, проницаемость - 57,010-3 мкм2.

Неплотная укладка породосоставляющих элементов, слабая цементация, наличие обломочного материала обуславливают высокую первичную пористость комковатых известняков. Структура порового пространства этих известняков напоминает структуру пор песчаников.

Сгустково-детритовые известняки представлены слабо отсортированными детритом и сгустками, реже комками мелкозернистого кальцита. Средняя пористость равна 10,2 %, проницаемость - 1,9 10-3 мкм2. В

сложении продуктивных пластов принимают участие плотные структурно-генетические типы пород, к которым относятся известняки шламово-детритовые, фораминиферово-сгустковые и доломиты. Плотные разности составляют значительную часть (от 20 до 80 %, в среднем 33 %) продуктивного горизонта. Следует отметить, что по геофизическим данным и гидродинамическим исследованиям коллекторские свойства отложений верхнетурнейского подъяруса существенно (в 5-10 раз) выше, чем по керну. Это свидетельствует о значительной роли трещиноватости пород.

Верей-башкирские отложения являются регионально нефтеносными на большей части востока Татарстана. В верейских отложениях выделяется до семи пластов. Они представлены в основном органогенными, реже органогенно-детритовыми, органогенно-обломочными и зернистыми известняками с подчиненными прослоями доломитов. Карбонатные пласты верейского горизонта по своему литологическому составу близки к башкирским отложениям, но по емкостно-фильтрационным свойствам отличаются более высокой пористостью (от 10 до 21,7 %, в среднем около 15 %) и проницаемостью от 10 до 767 10-3 мкм 2, в среднем 12010-3 мкм 2 (таблица 2).

Породы-коллекторы башкирского яруса имеют пористость от 1 до 18 %, составляя в среднем 13,2 %, проницаемость от 10 до 300-400• 10-3 мкм2, составляя в среднем 80,5 10-3 мкм2. Плотные прослои играют существенную роль в строении залежей. По различным месторождениям доля коллекторов колеблется от 58 до 8 %, составляя в среднем 25 %. Залежи нефти в основном массивного типа, характеризуются наличием в разрезе значительного количества пропластков, коэффициент расчлененности составляет 4,1.

Продуктивные отложения серпуховского возраста представлены переслаивающимися между собой доломитизированными крупнозернистыми желтовато-белыми известняками и светло-серыми и белыми кристаллически-зернистыми кавернозными доломитами.

Залежь яруса является сложнопостроенным многопластовым

резервуаром и с учетом особенностей ее геологического строения может быть отнесена к типу массивных, хотя на отдельных участках выдержанность отдельных прослоев дает возможность классифицировать их как пластово-сводовые. Средняя пористость равна 12,0 % (изменяется в пределах от 11 до 14 %), нефтенасыщенность - 0,79 (изменяется от 0,51 до 0,90), проницаемость в среднем составляет 14010-3 мкм2. Средняя величина общей толщины составляет 40,0 м при интервалах изменения от 30,0 до 50,0 м, нефтенасыщенная толщина - 7,4 м (изменяется от 3,9 до 10,9 м), а эффективная - 12,0 м (изменяется от 0,5 до 20,0 м). Доля коллекторов по ярусу составляет 0,44, а коэффициент расчлененности достигает 3,4 (таблица 2).

Таким образом, коллекторы месторождений РТ характеризуются изменчивыми значениями пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также степенью подвижности [18]. Значительная часть геологических запасов нефти (до 20 %) содержится в закрытых порах, кавернах и является неизвлекаемой с использованием традиционных методов разработки [18].

Карбонатные породы, имеющие большие значения пористости и проницаемости, обладают меньшим коэффициентом начальной водонасыщенности [19]. В их нефти содержание масел меньше, а содержание асфальтенов больше. Такие коллекторы, согласно работам [20, 21], вмещают более высоковязкую нефть.

Еще одним важным параметром, определяющим природное распределение углеводородов в пласте, является смачиваемость. В работе [22] установлено существенное различие смачиваемости пород как по вертикали, так и по латерали, которая объясняется формированием продуктивной залежи путем замещения воды нефтью. Выделяется различный характер гидрофобизации в трещиноватых, порово-трещиноватых и поровых типах коллектора. Для трещиноватых коллекторов характерным является сохранение гидрофильных свойств пород в плотной матрице и высокие значения краевого угла смачиваемости, характеризующие углеводородный

флюид, заполняющий трещины. В порово-трещиноватых коллекторах наблюдается преимущественная смачиваемость открытых трещин с резкой филизацией участков развития микропор. Для порового типа характерна различная степень гидрофобизации: от промежуточной до типично гидрофобной.

Характер распределения окисленной нефти, ее количество в породе также имеют большое значение для объяснения и оценки смачивающих свойств. Установлено, что все разности карбонатных пород, отличающиеся наличием окисленной нефти, в той или иной степени гидрофобизированы. Исследованные образцы керна башкирского яруса Аканского меторождения [23] представлены породами гидрофобными М = 0-0,2 (35 %), преимущественно гидрофобными М = 0,2-0,4 (40 %), промежуточной смачиваемости М = 0,4-0,6 (23 %), преимущественно гидрофильными М = 0,6-0,8 (1 %) и гидрофильными М = 0,8-1 (1 %). При этом наблюдается широкий диапазон значений показателя смачиваемости и выявлено, что с увеличением глубины наблюдается гидрофобизация породы. Примером увеличивающейся гидрофобности к ВНК является результат исследования смачиваемости пород башкирского яруса по скважинам 2010, 1968, 2018 Аканского нефтяного месторождения (таблица 3).

Как известно, в гидрофобных породах процесс вытеснения нефти из коллектора при прочих равных условиях протекает значительно хуже, чем в гидрофильных, т.е. с увеличением гидрофобизации увеличивается остаточная нефтенасыщенность. Учет в гидродинамических моделях закономерности увеличения гидрофобизации породы с глубиной и остаточной нефтенасыщенности приводит к увеличению приемистости подошвенной части пласта по сравнению с другими зонами, т.е. уменьшается охват заводнением, увеличивается объем закачиваемой воды, отбор жидкости, ВНФ, темп падения дебита и уменьшается накопленный отбор нефти.

Таблица 3 - Исследования Скважина 2010

№ обр Верхняя граница инт-ла взятия образца Класс пов-тн Смачиваемо сть

1а 1203.1 3 0.52

2а 1203.2 3 0.49

6а 1204.1 3 0.44

7а 1204.2 3 0.47

8а 1204.3 2 0.30

27а 1208.4 2 0.25

28а 1208.5 2 0.39

29а 1208.6 3 0.51

30а 1208.7 3 0.46

31а 1208.7 3 0.50

32а 1208.8 3 0.46

34а 1209.3 2 0.37

42а 1210.7 3 0.54

44а 1211.0 3 0.50

46а 1211.2 3 0.47

47а 1211.4 3 0.51

48а 1211.8 3 0.43

49а 1212.3 3 0.47

50а 1212.5 3 0.42

51а 1212.6 3 0.48

53а 1212.9 2 0.37

54а 1213.1 3 0.45

55а 1213.3 2 0.40

58а 1214.0 2 0.40

59а 1214.2 2 0.21

61а 1214.4 2 0.40

62а 1214.5 3 0.45

63а 1214.6 1 0.20

64а 1214.8 3 0.45

65а 1214.9 2 0.35

68а 1215.4 3 0.45

69а 1215.5 2 0.34

71а 1215.9 2 0.36

78а 1219.9 1 0.12

91а 1226.3 2 0.21

92а 1226.5 3 0.45

95а 1228.1 3 0.42

97а 1228.5 2 0.36

101а 1229.9 3 0.53

102а 1230.3 1 0.11

103а 1230.5 1 0.15

керна башкирского яруса Аканского месторождения на смачиваемость Скважина 1968

Скважина 2018

№ обр Верхняя граннца инт-ла взятия образца Класс пов-тн Смачиваемо сть

1а 1168 2

2а 1168.3 2

4а 1169.8 2

5а 1170.02 3 0.47

6а 1170.7 2

7а 1170.9 2

8а 1171.12 2 0.38

9а 1171.21 2 0.38

11а 1172.35 2

12а 1172.5 2

14а 1172.8 2

16а 1173.45 3 0.45

17а 1173.7 2 0.33

18а 1174.2 2

20а 1174.5 3 0.45

21а 1168.05 2

22а 1168.15 2

23а 1168.6 2

24а 1168.95 2

25а 1169.1 2

26а 1169.2 2

27а 1169.4 3 0.40

28а 1169.56 1 0.15

30а 1170.54 2

33а 1171.35 3 0.40

34а 1172.51 2

35а 1173.56 3 0.47

36а 1173.87 2

37а 1174.4 2

41а 1182.5 1 0.15

42а 1185.14 2

43а 1185.46 3 0.46

44а 1185.96 1 0.18

45а 1186.77 2

46а 1187.45 2

47а 1187.6 2

48а 1188.22 2

49а 1188.82 3 0.44

50а 1189.02 2

52а 1190.8 1 0.19

53а 1191.04 1 0.19

54а 1191.27 2

56а 1193.05 2 0.31

№ обр Верхняя граница инт-ла взятия образца Ктасс пов-тн Смачиваемо сть

4а 1150 2

5а 1151.1 2

7а 1151.6 3 0.46

10а 1153.1 3 0.45

12а 1153.5 1 0.17

13а 1153.8 2 0.31

14а 1153.95 2

15а 1154.2 3 0.46

16а 1154.45 2

18а 1155.2 3 0.41

19а 1155.4 2

20а 1155.7 3 0.41

21а 1155.9 2 0.34

26а 1156.95 2 0.38

28а 1157.4 2

30а 1159.35 3 0.45

31а 1159.9 3 0.43

33а 1160.85 2

34а 1161.1 2

35а 1161.6 1 0.17

36а 1161.8 2

38а 1162.6 2 0.38

40а 1163.5 2

41а 1163.7 3 0.45

43а 1164.4 1 0.12

45а 1165 1 0.19

46а 1165.35 2

48а 1166.05 1 0.15

51а 1167.6 3 0.43

53а 1169.2 2

54а 1169.3 2

Класс пов-ти Интервалы изменения смачиваемости

1 0.0 - 0.2 - гидрофобная

2 0.2 - 0.4 - преимущественно гидрофобная

3 0.4 - 0.6 - промежуточной смачиваемости

4 0.6 - 0. 8 - преимущественно гидрофильная

5 0.8 - 1.0 - гидрофильная

Выводы

Таким образом, на основе анализа выполненных и опубликованных работ, промышленных и лабораторных исследований выявлено, что низкий темп освоения запасов по карбонатным коллекторам обусловлен в основном причинами геологического характера, проектированием и применением традиционных технологий разработки и методов воздействия, хорошо зарекомендовавших себя на терригенных коллекторах, т.е. отсутствием эффективных систем разработки этих сложнопостроенных коллекторов [24, 25]. Как следствие - низкие коэффициенты вытеснения нефти водой и охвата заводнением.

Сложность геологического строения:

• высокая прерывистость, линзовидность, расчлененность пластов;

• зональная и послойная неоднородность коллекторов по проницаемости, пористости, нефтенасыщенности;

• наличие трещин, каверн, пустотности и контактных ВНЗ, наличие нефти в закрытых порах, кавернах (до 20 %), не доступной для добычи традиционными методами;

• низкие ФЕС коллекторов, насыщенных ВВН;

• преимущественная гидрофобность и неоднородный характер смачиваемости пород, наличие капиллярно-концевых эффектов на границе гидрофильного и гидрофобного участков при вытеснении нефти водой.

Традиционные системы разработки:

• разбуривание залежей в основном по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 300 х 300 м (7,8-9,0 га/скв.);

• регулярные системы заводнения по семиточечной, девятиточечной схеме с закачкой воды по латерали или в подошвенную часть пласта;

• высокодепрессионный режим работы скважин (Рзд = Рн, Рзн = (0,7-0,8) Ргор), АР > 5,0 МПа;

• стационарное / нестационарное заводнение;

• применение комплекса физико-химических технологий.

2. ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА КЕРНЕ И НАСЫПНЫХ МОДЕЛЯХ 2.1 Изучение коэффициента вытеснения нефти водой из карбонатных

коллекторов на керне

Важным параметром, характеризующим процесс извлечения нефти из пласта, является коэффициент вытеснения. Под ним понимают отношение объема нефти, вытесненной из области пласта, охваченной рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области:

Квыт = 1 - V0' (1)

где Кн, Кно - коэффициенты начальной и остаточной нефтенасыщенности; Квыт - коэффициент вытеснения.

В микрообъеме пласта при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента коэффициент вытеснения характеризует потенциально доступную долю дренируемых запасов нефти и служит одной из основных физико-гидродинамических характеристик залежи нефти, определяющих КИН и эффективность системы разработки при заводнении.

В гидрофильных высокопроницаемых пористых средах при малой вязкости нефти коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,80,9 доли ед., в слабопроницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти составляет 0,5-0,65 доли ед., в гидрофобных пластах не более 0,25-0,4 доли ед. [26].

Коэффициент вытеснения является комплексным параметром, зависит от многих факторов, прежде всего от естественных физических параметров коллекторов: ФЕС, степени их неоднородности, структуры порового пространства, поверхностных свойств пород, слагающих коллектор, характера и степени нефтеводонасыщенности, свойств нефти и вытесняющего агента [26-30]. Однако в реальных условиях указанные факторы очень сложно учитывать.

В работе исследования по изучению зависимости коэффициента вытеснения от ФЕС и петрофизических параметров проведены по логарифмической, степенной и экспоненциальной функциям.

В результате проведенных исследований [31, 32] по изучению зависимости коэффициента вытеснения от геолого-физических параметров нами была рекомендована экспоненциальная зависимость как отвечающая граничным условиям и имеющая максимальный коэффициент тесноты связи ^2). При этом были использованы данные лабораторных исследований керна по 144 верейским, 77 башкирским, 142 турнейским образцам. Установлено, что коэффициент вытеснения главным образом зависит от абсолютной проницаемости (К), начальной нефтенасыщенност и (в), вязкости нефти (^н) и вытесняющего агента.

Результаты аппроксимации показывают, что коэффициент вытеснения и коэффициент тесноты связи низкие по сравнению с терригенными коллекторами (девон R2 = 0,8832). Полученные результаты согласуются с данными Ш.К. Гиматудинова для гидрофобных, преимущественно гидрофобных коллекторов: коэффициент вытеснения не превышает 0,45 доли ед.

Дальнейшие исследования по установлению зависимостей от комплексных параметров проведены по экспоненциальной функции. Методом корреляционного анализа изучено влияние соотношения проницаемости и эффективной пористости, характеризующей степень смачивания коллектора (К/р-т) и соотношения проницаемости К, параметра гравитационных сил (^/р^) к эффективной пористости (Рт), вида (^тР/кр^).

В таблице 4 и на рисунке 1 приведены результаты аппроксимации фактических данных коэффициента вытеснения от перечисленных параметров.

Таблица 4 - Зависимости коэффициента вытеснения от различных

параметров

н/н Вид функции Кв от параметра Уравнения регрессии Квадрат коэффициен та корреляции Примечание

верейские отложения

1 Квыт =А 1п к + В Квыт = 0,0399 1п к + 0,506 0,3074 По всей совокупности данных

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Бакиров Айрат Ильшатович, 2018 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Хисамов, Р.С. Увеличение продуктивности карбонатных коллекторов нефтяных месторождений [Текст] / Р.С. Хисамов, М.Х. Мусабиров, А.Ф. Яртиев. - Казань : Ихлас, 2015. - 191 с.

2. Викторин, В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей [Текст] / В.Д. Викторин. -М. : Недра, 1988. - 150 с.

3. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов [Текст] / М.Л. Сургучев [и др.]. - М. : Недра, 1987. - 230 с.

4. Майдебор, В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами [Текст] / В.Н. Майдебор. -М. : Недра, 1980. - 288 с.

5. Словарь по геологии нефти и газа [Текст] / отв. ред.-сост. К.А. Черников. - Л. : Недра, Ленингр. отд-ние, 1988. - 679 с.

6. История и механизмы формирования залежей нефти в карбонатных породах по минералого-литологическим данным [Текст] / Г.А. Кринари [и др.] // Литосфера. - 2013. - № 1. - С. 146-157.

7. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений [Текст] : в 2 т. Т. 2. / Р.Х Муслимов [и др.]. -Казань : Фэн ; Академия наук РТ, 2007. - 523 с.

8. Муслимов, Р.Х. Совершенствование технологии разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии [Текст] / Р.Х. Муслимов, Р.Г. Абдулмазитов. - Казань : Таткнигоиздат, 1989. - 136 с.

9. Королев, Э.А. Особенности строения и формирования нефтеносных карбонатных пород-коллекторов турнейского яруса Республики Татарстан [Текст] / Э.А. Королев, В.П. Морозов, А.Н. Кольчугин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С. 42-45.

10. Дияшев, Р.Н. Новые системы разработки карбонатных коллекторов [Текст] / Р.Н. Дияшев, И.М. Бакиров, А.Н. Чекалин // Нефтяное

хозяйство. - 1994. - № 1. - С. 37-40.

11. Дияшев, Р.Н. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии [Текст] / Р.Н. Дияшев, Н.Х. Мусабирова // Нефтяное хозяйство. -1989. - № 9. - С. 43-48.

12. Щербаков, Г.В. К методике гидродинамических исследований с целью определения параметров анизотропного пласта [Текст] / Г.В. Щербаков // Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных месторождений: тр. / ВНИИ. - Л. : Гостоптехиздат, 1958. - Вып. 12. - С. 272280.

13. Результаты закачки флуоресцеина в нефтяную залежь пласта А4 башкирского яруса Покровского месторождения Куйбышевской области [Текст] / К.Б. Аширов [и др.] // Геология и разработка нефтяных месторождений : тр. / Гипровостокнефть. - М. : Недра, 1967. - Вып. 11. -С. 194-198.

14. Соколовский, Э.В. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов [Текст] / Э.В. Соколовский, Г.Б. Соловьев, Ю.И. Тренчиков. - М. : Недра, 1986. - 157 с.

15. Исследования нефтяного пласта с помощью закачки трассеров на участке нагнетательных скважин № 1922, 1951 Аканского месторождения / ООО «Эксперт технологии». - Самара, 2014.

16. Николаевский, В.Н. Приток жидкости к горизонтальной трещине в пласте [Текст] / В.Н. Николаевский // Изв. АН ССР. Сер. Механика и машиностроение. - 1958. - № 7. - С. 126-127.

17. Определение трещиноватости горных пород в пределах залежи 302 Ромашкинского месторождения нефти по материалам АКГИ : внеплановая записка / рук. П.А. Шалин ; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1992. -22 с. + 1 папка граф. (2 прил.).

18. Зависимость состава и подвижности нефти в карбонатных породах от их пористости и проницаемости [Текст] / Э.А. Королев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 6. -С. 32-33.

19. Дияшев, Р.Н. Механизмы негативных последствий совместной разработки нефтяных пластов [Текст] / Р. Н. Дияшев. - Казань : Изд-во Казан. ун-та, 2004. - 192 с.

20. Состав нефтей в карбонатных пластах верейских и башкирских отложений Аканского месторождения Республики Татарстан [Текст] / Т.Н. Юсупова [и др.] // Нефтехимия. - 2012. - Т. 52, № 4. - С. 243-248.

21. Литогенетические критерии сформированности-разрушенности нефтяных залежей в карбонатных породах-коллекторах [Текст] / В.П. Морозов [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2009. - № 6. - С. 11-16.

22. Багринцева, К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа [Текст] / К.И. Багринцева. - М. : РРГУ, 1999. -312 с.

23. Изучение смачиваемости карбонатных коллекторов на основе трехмерного геолого-технологического моделирования [Текст] / Л.К. Хабирова [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2017. - № 7. - С. 26-31.

24. Бакиров, А.И. Технологии разработки карбонатных коллекторов на основе заводнения [Текст] / А.И. Бакиров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 10. - С. 27-31.

25. Новые подходы к проблеме увеличения нефтеотдачи из залежей нефти с карбонатными коллекторами [Текст] / А.В. Гавура [и др.] // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов : материалы 4 Междунар. науч. симп., 18-19 сент. 2013 г. - М. : ВНИИнефть, 2013. - Т. 1. - С. 67-74.

26. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного пласта [Текст] / Ш.К. Гиматудинов. - М. : Недра, 1968. - 270с.

27. Методика определения кондиций коллекторов [Текст] / В.Л. Коцюбинский [и др.]. - М., 1984. - 113 с. - Деп. в ВИНИТИ № 10/156/ 1984.

28. Определение величины коэффициента вытеснения для отложений девона Ромашкинского месторождения [Текст] / Е.А. Юдинцев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1985. - № 6. - С. 30-32.

29. Блох, Л.С. Практическая номография [Текст] / Л.С. Блох. - М. : Высш. шк., 1976. - 328 с.

30. Гудок, Н.С. Изучение физических свойств пористых сред [Текст] / Н.С. Гудок. - М. : Недра, 1970. - 203 с.

31. Бакиров, А.И. О коэффициенте вытеснения нефти [Текст] /

A.И. Бакиров, И.М. Бакиров // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 31-33.

32. Шафигуллин, Р.И. Изучение зависимости коэффициента вытеснения от фильтрационно-емкостных и петрофизических параметров пластов [Текст] / Р.И. Шафигуллин, И.М. Бакиров // Нефтяное хозяйство. -2011. - № 2. - С. 70-73.

33. Михайлов, А.Н. Влияние капиллярных концевых эффектов на показатели разработки [Текст] / А.Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. -2013. - № 9. - С. 54-56.

34. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов [Текст] / М.М. Мусин [и др.]. - Казань : Отечество, 2001. - 252 с.

35. Сайкин, С.Ф. Эффект поперечного вытеснения жидкости из слоисто-неоднородной пористой среды [Текст] / С.Ф. Сайкин,

B.М. Кондратьев, Б.И. Плещинский // Ученые записки Казанского ун-та. -1967. - Т. 127, кн. 5 : Вопросы подземной гидромеханики : вып. 5. - С. 3-8.

36. Бакиров, А.И. Исследования процесса вытеснения нефти водой из карбонатных коллекторов на керне и насыпных моделях [Текст] / А.И. Бакиров, С.Г. Уваров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2017. - № 10. - С. 32-33.

37. Индрупский, И.М. Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства [Текст] : автореф. дис. ... д-ра техн. наук / И.М. Индрупский ; ИПНГ РАН. - М., 2010.

ИПНГ РАН. - 51 с.

38. Викторин, В.Д. Разработка нефтяных месторождений, приуроченных к карбонатным коллекторам [Текст] / В.Д. Викторин, Н.А. Лыков. - М. : Недра, 1980. - 202 с.

39. Ковалев, В.С. Опыт разработки и прогноз показателей заводнения карбонатного пласта А4 Покровского месторождения [Текст] / В.С. Ковалев, М.Л. Сургучев, В.М. Катеев // Геология и разработка нефтяных месторождений : тр. / Гипровостокнефть. - Куйбышев ; Куйбышев. кн. изд-во, 1969. - Вып. 12. - С. 65-74.

40. Горбунов, А.Г. Некоторые задачи фильтрации в анизотропных пластах [Текст] / А.Г. Горбунов // Научно-технический сборник по добыче нефти / ВНИИ. - М. : Гостоптехиздат, 1962. - Вып. 16. - С. 20-24.

41. Разработка карбонатных коллекторов порового типа [Текст] / Б.Ф. Сазонов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 9. - С. 25-30.

42. Желтов, Ю.П. Исследования в области гидродинамики трещиноватых и литологически неоднородных пластов [Текст] / Ю.П. Желтов // Теория и практика добычи нефти : ежегодник. - М. : Недра, 1968. - С. 32-38.

43. Пат. 2342523 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи / Закиров Э.С., Закиров С. Н., Индрупский И.М. - № 2007104999/03; заявл. 09.02.07; опубл. 27.12.08, Бюл. № 36.

44. Пат. 2194153 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/16. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / Бакиров И.М., Абдулмазитов Р.Г., Бакирова Г.Х., Бакиров А.И.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2001103198/03; заявл. 05.02.01; опубл. 10.12.02, Бюл. № 34.

45. Пат. 2235867 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / Бакиров И.М., Бакиров А.И., Кульмамиров А.Л.; заявитель и патентообладатель Открытое

акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2003116936/03; заявл. 05.06.03; опубл. 10.09.04, Бюл. № 25.

46. Пат. 2247829 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ разработки неоднородного нефтяного месторождения / Бакиров И.М., Бакиров А.И., Кульмамиров А.Л.; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2003119661/03; заявл. 30.06.03; опубл. 10.03.05, Бюл. № 7.

47. Пат. 2196885 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/22. Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещиноватого типа / Абдулмазитов Р.Г., Хуррямов А.М., Мухаметвалеев И.М., Ханнанов Р.Г. ; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2002100566/03 ; заявл. 03.01.02 ; опубл. 20.01.03, Бюл. № 2.

48. Пат. 2203405 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтяной залежи / Абдулмазитов Р.Г., Ганиев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Хуррямов А.М., Мухаметвалеев И.М., Ганиев Б.Г. ; заявитель и патентообладатель Открытое акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2002119757/03 ; заявл. 29.07.02 ; опубл. 27.04.03, Бюл. № 12.

49. Опыт применения регулярной системы заводнения в сочетании с горизонтальной технологией в карбонатных отложениях кизеловского горизонта Республики Татарстан [Текст] / Р.Г. Ханнанов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 1. - С. 64-67.

50. Ахметгареев, В.В. Анализ эффективности и оптимизация параметров заводнения при разработке карбонатных коллекторов месторождений Татарстана [Текст] / В.В. Ахметгареев, А.И. Бакиров // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7. - С. 28-29.

51. Циклическое заводнение бобриковского горизонта Сабанчинского нефтяного месторождения [Текст] / А.Ф. Яртиев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 3. - С. 85-87.

52. Лебединец, Н.П. Изучение и разработка нефтяных

месторождений с трещиноватыми коллекторами [Текст] / Н.П. Лебединец. -М.: Наука, 1997. - 397 с.

53. Лебединец, Н.П. Особенности строения и разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами [Текст] / Н.П. Лебединец ; ОАО «ВНИИнефть». - М. : Инсофт, 2011. - 187 с.

54. Лебединец, Н.П. О гравитационном перераспределении нефти и воды в залежах с трещиноватыми коллекторами [Текст] / Н.П. Лебединец, А.В. Купавцева // Разработка нефтяных месторождений ЧИАССР и Дагестана / СевКавНИПИнефть. - Грозный, 1977. - Вып. 27. - С. 63-68.

55. Комплексное геохимическое исследование преобразования нефтяного месторождения на поздней стадии разработки [Текст] / Г.В. Романов [и др.] // Проблемы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии: материалы Междунар. науч.-практ. конф., Казань, 4-6 сент. 2013 г. - Казань : Фэн, 2013. - С. 247-250.

56. Давыдов, А.В. Анализ и прогноз разработки нефтяных залежей [Текст] / А.В. Давыдов. - М. : ВНИИОЭНГ, 2008. - 314 с.

57. Якупов, Р.Ф. Вопросы эффективной разработки низкопродуктивных карбонатных коллекторов на примере турнейского яруса Туймазинского месторождения [Текст] / Р.Ф. Якупов, В.Ш. Мухаметшин // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 12. - С. 106-110.

58. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения [Текст] / К.С. Баймухаметов [и др.]. - Уфа : Китап, 1993. -279 с.

59. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана [Текст] / К.С. Баймухаметов [и др.]. - Уфа : РИЦ АНК «Башнефть», 1997. - 422 с.

60. Повышение продуктивности карбонатных коллекторов [Текст] / Р.Х. Муслимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 1987. - № 10. - С. 27-31.

61. Мухаметшин, В.Ш. Повышение эффективности заводнения сложнопостроенных низкопродуктивных залежей нефти [Текст] /

В.Ш. Мухаметшин. - Уфа : УГНТУ, 2005. - 77 с.

62. Зейгман, Ю.В. Обобщение опыта заводнения залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах с целью повышения эффективности контроля и регулирования процесса воздействия на пласт [Текст] / Ю.В. Зейгман, В.В. Мухаметшин. - Уфа : УГНТУ, 2009. - 138 с.

63. Мухаметшин, В.Ш. Моделирование процесса нефтеизвлечения с использованием опыта разработки месторождений, находящихся длительное время в эксплуатации [Текст] / В.Ш. Мухаметшин // Нефтегазовое дело. -2011. - Т. 9, № 4. - С. 47-50.

64. Бакиров, И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях [Текст] : автореф. дис. ... д-ра техн. наук: 25.00.17 / И.М. Бакиров ; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» ; науч. конс. д-р техн. наук, проф. Р.Р. Ибатуллин. - Уфа, 2012. - 48 с.

65. Дияшев, Р.Н. Промыслово-гидродинамические исследования карбонатных коллекторов [Текст] : метод. указания для студентов специальности 0907 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / Р.Н. Дияшев. - Уфа : Уфимский нефтяной институт,1992.

66. Особенности разработки и моделирования малых месторождений, приуроченных к массивным залежам карбонатного типа. (На примере объектов ОАО «РИТЭК» - ТПП «ТатРИТЕКнефть») [Текст] / Н.В. Нефедов [и др.] // Георесурсы. - 2014. - № 2 (57). - С. 8-13.

67. Мониторинг турнейской залежи Мельниковского месторождения средствами пьезометрии и фильтрационного моделирования [Текст] / Н.В. Нефедов [и др.] // Георесурсы. - 2011. - № 1 (37). - С. 23-26.

68. Application of Multivariate Methods to Optimize Development of Thin Oil Zones in a Mature Carbonate Reservoir [Text] / M.H. Al-Otaibi [et al] // SPE Saudi Arabia Section Technical Symposium and Exhibition, 8-11 April, Al-Khobar, Saudi Arabia : Conference Paper. - 2012. - P. 2-13.

69. Об эффективности заводнения нефтяных залежей в турнейских

отложениях [Текст] / А.В. Калмыков [и др.] // Георесурсы. - 2013. - № 3 (53). - С. 29-33.

70. Попов, А.И. Определение коэффициента бокового распора пористых горных пород по промысловым данным [Электронный ресурс] / А.И. Попов, Н.Н. Головкина, Р.А. Исмаков // Нефтегазовое дело : электрон. науч. журнал. - 2005. - № 2. - 4 с. - Режим доступа : http://ogbus.ru/authors/Popov/Popov_1.pdf. - Загл. с экрана.

71. Мусабирова, Н.Х. Обоснование давления нагнетания в карбонатных коллекторах месторождений Татарии [Текст] / Н.Х. Мусабирова // Тезисы докладов ХХ1 научно-технической конференции молодых ученых и специалистов ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1990. - С. 10.

72. РД 153-39.0-918-15 Методическое руководство по определению предельно-допустимых забойных давлений [Текст] / ПАО «Татнефть». -Бугульма, 2015. - 29 с.

73. Формирование исходных данных для расчета технологических показателей разработки по гидродинамической модели [Текст] / А.И. Бакиров [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 10. - С. 49-50.

74. Пат. 2623409 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/20. Способ разработки залежи нефти в карбонатных коллекторах/ Бакиров А.И., Музалевская Н.В., Бакиров И.И.; заявитель и патентообладатель Публичное акционерное общество «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2016131003/03; заявл. 27.07.16; опубл.26.06.17, Бюл. № 18.