Совершенствование технологии нестационарного заводнения в разработке залежей высоковязкой нефти (на примере месторождения Северные Бузачи) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Варисова Раушания Радиковна

• Варисова Раушания Радиковна
• кандидат наук
• 2016

Оглавление диссертации кандидат наук Варисова Раушания Радиковна

ВВЕДЕНИЕ......................................................................................................... 4

ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ

НЕФТЕЙ.................................................................................................... 8

1.1. Общие положения...................................................................................... 8

1.2 Применение нестационарного заводнения в разработке месторождений высоковязкой нефти............................................................................................................. 10

1.3. Перспективы применения технологий повышения нефтеотдачи в разработке залежей высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи................................ 14

1.4. Выводы к главе 1.................................................................................................. 21

ГЛАВА 2. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ ПЛАСТОВ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ ПЕРВОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ В РАЙОНЕ СЕДЬМОГО БЛОКА....................................................................................................... 22

2.1. Общие сведения..................................................................................... 22

2.2. Информативность базы ГИС горизонтов первого эксплуатационного объекта месторождения Северные Бузачи.......................................................................... 24

2.3. Краткая физико-литологическая характеристика коллекторов продуктивных пластов по керну.......................................................................................... 25

2.4. Основные сведения о геологическом строении первого эксплуатационного объекта месторождения Северные Бузачи в районе седьмого блока.......................................... 26

2.5. Особенности разработки первого эксплуатационного объекта месторождения Северные Бузачи в районе седьмого блока........................................................... 41

2.6. Выводы к главе 2.......................................................................................... 57

ГЛАВА 3. ВЛИЯНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ....................................................................................................................................... 59

3.1. Общие положения........................................................................................ 59

3.2. Результаты оптимизации режимов работы добывающих скважин при разработке эксплуатационных объектов месторождения Северные Бузачи в 2013 г.......................... 59

3.3. Влияние изменения режима работы добывающей скважины на эффективность выработки запасов нефти. Теория....................................................................... 66

3.4. Обсуждение результатов. Выводы и рекомендации........................................... 80

ГЛАВА 4. ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ В РАЗЛИЧНЫХ ГЕОЛОГО-

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ

НЕФТИ...................................................................................................... 81

4.1. Общие положения........................................................................................ 81

4.2. Используемая гидродинамическая модель......................................................... 84

4.3. Применение нестационарного заводнения в однородном по проницаемости коллекторе. Первая группа задач...................................................................... 85

4.4. Применение нестационарного заводнения в послойно неоднородном по проницаемости коллекторе. Вторая группа задач................................................. 91

4.5. Выводы к главе 4..................................................................................... 95

ГЛАВА 5. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ НЕСТАЦИОНАРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ НА СЕДЬМОМ БЛОКЕ ПЕРВОГО ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ОБЪЕКТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ СЕВЕРНЫЕ БУЗАЧИ..................................................................................................... 98

5.1. Общие положения........................................................................................ 98

5.2. Опыт применения НЗ на седьмом блоке первого эксплуатационного объекта...................................................................................................................................... 98

5.3. Направления совершенствования технологии НЗ, применяемой на участке седьмого блока первого эксплуатационного объекта месторождения Северные Бузачи........................................................................................................................................ 101

5.4. Программа опытно-промышленных работ по совершенствованию применяемой на участке 7 блока технологии нестационарного заводнения (1 этап)................................. 102

5.5. Анализ готовности системы ППД участка к реализации предлагаемой технологии нестационарного заводнения............................................................................ 105

5.6. Выводы по предлагаемой технологии НЗ...................................................... 106

5.7. Результаты применения нестационарного заводнения в сочетании с технологией изменения направления фильтрационных потоков на участке седьмого блока юрских отложений месторождения Северные Бузачи....................................................... 107

5.8. Анализ влияния нестационарного заводнения на результаты гидродинамических исследований скважин седьмого блока................................................................ 118

5.9. Рекомендации по повышению эффективности применяемой технологии НЗ+ИНФП на центральном участке седьмого блока. Перевод высокодебитных обводненных добывающих скважин в нестационарный режим работы////................... 120

5.10. Выводы к главе 5................................................................................... 130

ЗАКЛЮЧЕНИЕ............................................................................................ 132

ЛИТЕРАТУРА.................................................................................................. 135

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы.

С истощением запасов легкой нефти доля текущих запасов вязкой и высоковязкой нефти будет возрастать, поэтому поиск эффективных методов разработки залежей высоковязкой нефти является закономерным направлением развития нефтедобывающей промышленности.

В настоящее время в разработке залежей высоковязкой нефти широко применяют тепловые методы воздействия. Несмотря на достаточно хорошую эффективность данного метода, технологии теплового воздействия характеризуются высокой энергоемкостью, что в ряде случаев может существенно снизить экономическую привлекательность метода. Особенно остро данный вопрос стоит в условиях снижения мировых цен на нефть.

Применение малозатратных технологий, каковой является нестационарное заводнение (НЗ), в разработке залежей высоковязкой нефти (ВВН) имеет малое число примеров. Однако, имеющаяся информация о результатах применения НЗ на таких залежах, позволяет считать технологию достаточно эффективной. Динамика технологического эффекта от применения НЗ указывает на снижение эффективности применяемой технологии со временем, что требует постоянной ее модификации. Данному вопросу и посвящена диссертационная работа.

Степень разработанности темы. Нестационарное заводнение как метод повышения нефтеотдачи пластов достаточно хорошо изучено, успешно внедрено на ряде месторождений России и ближнего зарубежья. В становление и развитие технологии значительный вклад сделали следующие ученые: Боксерман А.А., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков А.А., Оганджанянц В.Г., Сургучев М.Л., Цынкова О.Э., Шарбатова И.Н., Баренблатт Г.И., Горбунов А.Т., Гавура В.Е., Муслимов Р.Х., Владимиров И.В., Гафаров Ш.А., Крянев Д. Ю. и другие. Однако, применительно к разработке залежей высоковязкой нефти, нестационарное воздействие изучено в недостаточной мере. Имеются лишь отдельные упоминания о применении НЗ в разработке залежей ВВН. Среди последних работ по данной теме можно назвать работы Владимирова И.В., Пичугина О.Н, Горшкова А.В. Альмухаметовой Э.М.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии нестационарного заводнения в разработке залежей высоковязкой нефти (на примере месторождения Северные Бузачи)»

Цель работы.

Повышение эффективности выработки запасов высоковязкой нефти из высокопродуктивных неоднородных по проницаемости коллекторов с помощью применения нестационарного воздействия в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков.

Объект исследования.

Высокопродуктивные послойно и зонально неоднородные по проницаемости коллектора высоковязкой нефти юрских отложений месторождения Северные Бузачи.

Предмет исследования.

Нестационарные процессы фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, технологии нестационарного заводнения, технология форсированного отбора жидкости.

Основные задачи исследования.

1. Детализация геологического строения горизонта Ю1 в районе участка нестационарного заводнения 7-го блока месторождения Северные Бузачи.

2. Исследование условий эффективного применения технологии форсированного отбора жидкости в разработке залежей высоковязкой нефти.

3. Анализ применяемой технологии нестационарного заводнения на участке седьмого блока месторождения Северные Бузачи.

4. Теоретическое исследование на моделях многофазной фильтрации нестационарного воздействия со стороны нагнетательных скважин при разработке однородных и послойно неоднородных по проницаемости коллекторов залежей высоковязкой нефти.

5. Разработка программы развития нестационарного заводнения на участке НЗ седьмого блока месторождения Северные Бузачи.

Методы исследований.

Поставленные научные задачи решались с применением гидродинамических симуляторов многофазной фильтрации. Обработка исходной промысловой информации при анализе эффективности нестационарного заводнения и изменения режимов работы добывающих скважин проводилась с использованием современных методов обработки статистической информации.

Научная новизна.

1. На основе математического моделирования показано, что при разработке условно однородного по проницаемости коллектора высоковязкой нефти (вязкость нефти выше 200 мПа с) нестационарное заводнение увеличивает нефтеотдачу пласта. При этом снижается и обводненность добываемой продукции. Наиболее эффективно применение нестационарного заводнения в высокопроницаемых однородных коллекторах, насыщенных высоковязкой нефтью. В таких пластах наблюдается быстрый рост эффекта, практически отсутствует период отрицательной эффективности.

2. Впервые показано, что реакция системы разработки при переходе на нестационарный режим работы нагнетательных скважин занимает определенный интервал времени -переходный период. В течение данного периода эффективность НЗ при воздействии на

коллектор, насыщенный высоковязкой нефтью, может быть отрицательной (снижение дебита нефти, рост обводненности). Чем выше проницаемость коллектора, тем менее продолжителен переходный период. 3. Показано, что форсированный отбор жидкости в разработке залежей высоковязкой нефти можно рассматривать как метод интенсификации только при разработке коллекторов двойной проницаемости при ньютоновском режиме течения нефти. Основные защищаемые положения.

1. Теоретически обосновано и практически доказано в промысловых условиях, что применение технологий нестационарного заводнения на месторождениях высоковязкой (более 200 мПас) нефти имеет положительный технологический эффект.

2. Показано, что технология нестационарного воздействия в разработке залежей высоковязкой нефти быстро «стареет» и снижает свою технологическую эффективность, что обуславливает необходимость постоянного изменения и совершенствования применяемой технологии НЗ.

3. Разработаны основные направления повышения эффективности нестационарного заводнения на месторождении Северные Бузачи. Показано, что перспективным является перевод части высокообводненных добывающих скважин в периодический режим работы.

Достоверность полученных результатов обосновывается применением при исследованиях стандартных гидродинамических симуляторов, рекомендованных для нефтедобывающей отрасли. В процессе обработки исходных данных использовались хорошо известные и апробированные методы математического моделирования и и статистического анализа с использованием ПЭВМ. Рекомендации работы прошли апробации в промысловых условиях с положительным технологическим эффектом. Практическая ценность.

Полученные в диссертационной работе результаты используются при разработке и реализации геолого-технических мероприятий при разработке залежей высоковязкой нефти. Предложенные в работе подходы могут быть использованы в качестве инженерно-технологических методик при обосновании и выборе технологий нестационарного заводнения. Предложенные рекомендации по расширению и модификации существующего на месторождении Северные Бузачи метода нестационарного заводнения были внедрены на участке седьмого блока. От внедрения разработанных автором рекомендаций по нестационарному заводнению в 2013 г. получен технологический эффект в 22.04 тыс.т дополнительно добытой нефти. Личный вклад автора.

Автор непосредственно участвовал в проведении численных расчетов, формулировке основных выводов работы, в разработке программы совершенствования нестационарного заводнения и анализе результатов внедрения опытно-промышленных работ по применению нестационарного заводнения на месторождении Северные Бузачи.

Апробация работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа», 22 - 25 апреля 2014 г., Международной научно-технической конференции «Современные технологии в нефтегазовом деле - 2013», 29 марта 2013 г., на семинарах ООО «Конкорд» (г.Москва, 2014 г.), НТС «Buzachi Operating Ltd.» (г. Актау, 2013-2014 гг.).

Публикации.

Основные положения и результаты диссертации опубликованы в 7 научных работах, из них 4 работы в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы из 126 наименований. Работа изложена на 144 страницах, в том числе содержит 37 таблиц, 72 рисунка.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю, к.т.н. Эльвире Маратовне Альмухаметовой, зам. ген. директора ООО «Конкорд», д.т.н. профессору Игорю Вячеславовичу Владимирову за постоянный интерес и поддержку, а также сотрудникам ООО «Конкорд» (г. Москва) за помощь и полезные советы, высказанные в процессе выполнения диссертационной работы.

ГЛАВА 1. ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ

НЕФТЕЙ.

1.1. Общие положения.

По мере выработки запасов «легкой» нефти доля запасов «тяжелой» высоковязкой нефти (ВВН), которые традиционно относят к трудноизвлекаемым, в общем балансе запасов нефти возрастает. Поэтому будущее нефтедобывающей промышленности неизбежно связано с разработкой залежей высоковязкой тяжелой нефти.

На сегодня согласно разным оценкам запасы высоковязкой нефти и битумов составляют от 790 млрд. т. до 1 трлн. т. Это более чем в 5 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефти малой и средней вязкости [4,33,36,74,89,94,105,120].

В России геологические запасы высоковязкой нефти и битумов по разным оценкам варьируются от десяти до нескольких десятков млрд. тонн. Разработка таких месторождений требует применения специальных дорогостоящих технологий. В то же время, ВВН относятся к категории низкосортной нефти и стоят дешевле маловязкой. Данные факты обусловливают низкую заинтересованность нефтяных компаний в разработке и переработке высоковязкой нефти [5,14,65].

Согласно устоявшимся представлениям тяжелой нефтью являются углеводородные жидкости с плотностью 920-1000 кг/м и вязкостью от 10 до 100 мПас. В другом конце категории тяжелой нефти находятся природные битумы. Это слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м и вязкостью выше 10000 мПас. В промежутке между тяжелой нефтью и битумами находятся сверхтяжелые высоковязкие нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПас и плотностью около 1000 кг/м3 [98].

Мировой опыт разработки месторождений высоковязкой нефти показывает, что рентабельная разработка большинства из них ограничена в силу малодебитности нефтяных скважин и низкой нефтеотдачи достигаемой при эксплуатации залежи на естественном режиме или заводнении. Если первая из этих проблем достаточно удачно решается в последнее время путем бурения горизонтальных и многозабойных скважин, то для решения второй необходимо внедрение различных технологий воздействия на пласт (тепловые методы, реализация смешивающегося вытеснения и т.д.), не всегда показывающих высокую эффективность.

На рисунке 1.1 представлена схема, описывающая существующие на сегодня технологии разработки высоковязкой нефти. Схема является достаточно условной, т.к. в настоящее время существует тенденция комбинирования различных технологий.

Рисунок 1.1. -Технологии разработки залежей высоковязкой тяжелой нефти.

Технологии разработки месторождений ВВН условно можно разделить на три группы: 1 - так называемые «холодные» способы добычи [44,52,63,74,100,104]; 2 - тепловые методы добычи [17,51,53,56,19,15,86,108,113], 3 - нетермические технологии, включающие в себя ряд различных методов вытеснения нефти [74,118,96,102,123,124,48,88,59].

Рассматривая вторую и третью группы методов разработки залежей ВВН можно отметить следующее. Основная проблема разработки месторождений тяжелой нефти заключается в её вязкости, а именно в неблагоприятном соотношении подвижности вытесняемого (нефти) и вытесняющего агента (например, вода). Изменить данную диспропорцию можно путем уменьшения вязкости самой нефти, либо путем увеличения вязкости вытесняющего агента, либо изменяя эти или другие управляющие вытеснением величины одновременно. В соответствии с принципом изменения соотношения подвижностей методы второй и третьей групп можно условно разделить на подгруппы. К методам, направленным на снижение вязкости нефти относят тепловое воздействие, реализацию смешивающегося или частично смешивающегося вытеснения. К методам, направленным на увеличение вязкости вытесняющего агента можно отнести полимерное, пенное, эмульсионное, щелочное заводнение, гелеполимерное воздействие и т.д. В то же время существуют комплексные методы, к ним можно отнести термощелочное, термополимерное, конденсатополимерное, паропенное воздействия и другие. [72, 11, 82, 57, 68].

Отметим, что устоявшиеся мнения о роли тепловых методов в разработке залежей высоковязкой нефти довлеют над разработчиками проектных документов. Вместе с тем, существуют методы, стоимость которых относительно тепловых методов ничтожна, а технологический эффект сопоставим. Речь идет о гидродинамических методах.

1.2. Применение нестационарного заводнения в разработке месторождений

высоковязкой нефти.

Ниже мы рассмотрим применение гидродинамических методов в повышении эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти. В частности рассмотрим форсированный отбор жидкости и нестационарное заводнение.

Форсированный отбор жидкости заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления), т.е. в создании высоких градиентов давления. ФОЖ применяется с целью интенсификации добычи нефти в неоднородных (расчлененных) обводненных пластах, с целью вовлечения остаточных целиков нефти; для преодоления загрязнения ПЗП; начальных градиентов сдвига нефтей неньютоновского характера; частичной гидрофобности коллекторов. Условия эффективного применения ФОЖ определяются следующими факторами:

• обводненность продукции не менее 80-85 %;

• высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления;

• возможность увеличения дебитов жидкости.

Кроме того, успешность зависит от создания оптимальной скорости вытеснения водой. Повышение давления нагнетания эффективно лишь до определенного предела, дальнейшее увеличение давления закачки приводит к ускоренному обводнению добывающих скважин, сокращению безводного периода эксплуатации. Поэтому желательно устанавливать в начальный период умеренные темпы отбора с постепенным переходом на максимально возможное увеличение отборов жидкости по мере обводнения продукции.

Согласно общепринятым представлениям форсирование отборов жидкости из скважин после достижения 90 % обводненности нерентабельно [24, 69].

В работах [25-26] на основе гидродинамического моделирования было показано, что форсированный отбор жидкости по разному влияет на выработку запасов нефти в разных геолого-технологических условиях.

Нестационарные (гидродинамические) методы заводнения в силу простоты своей технологической организации активно используются при разработке нефтяных месторождений. Существует опыт их эффективного применения на месторождениях нефтей повышенной вязкости (до 100 мПа с), среди которых наиболее крупное в РФ -

10

Ромашкинское месторождение [69, 71]. Гидродинамические методы заводнения включают не только управление движением агента вытеснения с помощью согласованного во времени и по площади разработки изменения режима работы нагнетательных и добывающих скважин, темпов нагнетания и отбора, внутрипластового воздействия по ограничению водопритоков, обработки ПЗП и т.п., но и оптимизацию в целом системы поддержания пластового давления. Гидродинамическое воздействие на разработку месторождения осуществляется и без спланированных технологических намерений в силу введения в эксплуатацию новых скважин, проведения ГТМ или наступления иных обстоятельств, связанных с изменением режима работы скважин.

В отличие от стационарного заводнения, циклическая закачка воды создает условия для интенсивного обмена флюидами между гидродинамически связанными слоями коллектора разной проницаемости. Тем самым увеличивается текущий коэффициент охвата пласта заводнением [85, 34]. Нестационарное заводнение или упруго-капиллярный циклический метод заводнения основан на создании периодического воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа [85].

Согласно данным разных исследователей эффективность нестационарного заводнения неоднородных по проницаемости пластов определяется двумя процессами: внедрением воды в малопроницаемые зоны пласта при циклическом воздействии и капиллярным удержанием ее в малопроницаемых зонах пласта [34].

Технологии НЗ привлекательны своей низкой стоимостью, отсутствием капитальных вложений и незначительным изменением эксплуатационных затрат. Нестационарное поле пластового давления возникает в результате периодического включения/отключения нагнетательных и добывающих скважин, изменения объема нагнетаемого вытесняющего агента и добываемой из пласта жидкости.

Как показано в ряде работ использование технологий нестационарного заводнения на ряде месторождений дало значительный эффект [69,34,22,32,37,54]. Однако, как показывает практика, технологии НЗ имеют свойство «старения», т.е. длительное применение одной и той же технологии НЗ приводит к снижению ее эффективности [22].

Опыт применения технологий НЗ на залежах ВВН небольшой. Имеются данные о снижении вязкостной неустойчивости за счет применения циклического заводнения и существенного улучшения показателей разработки залежей вязких нефтей с вязкостью более 90 мПас [69, 32]. Залежи высоковязких нефтей характеризуются резким нарастанием

эффекта от нестационарного заводнения и быстрым его снижением. Для поддержания эффекта НЗ на этих залежах необходимо часто изменять применяемую технологию.

Как было показано в работе [69] НЗ также эффективно в разработке залежей высоковязкой нефти в карбонатных и терригенных коллекторах и даже "в сравнительно однородных пластах, содержащих вязкую нефть" (см. таблицу 1.1).

Таблица 1.1 - Геолого-физические условия применимости методов нестационарного заводнения и циклического воздействия (по данным работы [69])

Нефть, вода Коллектор

Маловязкая легкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчаный неистощенный, высокопроницаемый, низкопроницаемый, неоднородный

Маловязкая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиноватый, пористый, неоднородный

Карбонатный заводненный, высокопроницаемый, слаботрещиноватый, неоднородный

Средневязкая, смолистая (активная) парафинистая нефть, вода с малым содержанием солей, особенно кальция и магния Песчаный неистощенный высокопроницаемый, низкопроницаемый, неоднородный

Карбонатный неистощенный, высокопроницаемый, трещиновато-пористый, неоднородный

Высоковязкая тяжелая нефть, вода пластовая с большим содержанием солей Песчаный высокопроницаемый, низкопроницаемый, неоднородный

В работе [22] было показано, что применение технологий нестационарного воздействия на нефтенасыщенные коллектора более эффективно на тех объектах разработки, где, при прочих равных условиях, выше величина соотношения:

к эфф „ о ои

о0

подвижные

извлекаемые

где 0°одвмж:ные - величина начальных потенциальных подвижных запасов нефти объекта, Оизвшшемые - величина начальных извлекаемых запасов нефти для стационарной системы разработки. Т.е. чем больше величина потенциальных подвижных запасов нефти, которые не могут быть освоены действующей стационарной системой разработки, тем выше эффект от применения технологий нестационарного заводнения в сочетании с изменением направления фильтрационных потоков (ИНФП). В связи с данным принципом особое значение приобретают карты недренируемых подвижных запасов нефти, указывающие на области эффективного применения технологий НЗ.

Особенности нестационарного воздействия на коллектора залежей вязкой и высоковязкой нефти рассмотрены в работах [71, 34, 42, 43, 46, 47, 70, 90 и др.].

В работах [69, 34] указывалось, что применение нестационарных процессов возможно и на сравнительно макрооднородных пластах, насыщенных вязкой нефтью. Из-за высокого соотношения вязкости нефти и воды происходят локальные прорывы нагнетаемой воды в

добывающие скважины, что резко снижает безводную и текущую нефтеотдачу пласта. В коллекторе при высокой остаточной нефтенасыщенности формируются большие поверхности раздела между нефтью и водой. Это обстоятельство может быть использовано для осуществления циклического заводнения.

Для месторождений с высокой вязкостью нефти (более 100 мПас) нестационарные процессы в пласте имеют ряд особенностей. Эти особенности обусловлены: 1) предельно резко различающиеся времена реакции зон пластовой системы, отличающихся по проницаемости и насыщенности флюидами, на гидродинамические возмущения; 2) возможным выделением растворенного газа и дегазацией нефти при перераспределении давления по пласту. Высокий контраст пьезопроводности различных участков пласта (пропластков) приводит к высоким градиентам давления в межпластовых контактах и интенсивным перетокам флюидов. Наряду с положительным эффектом межпластовых перетоков флюидов для перенаправления фильтрационных потоков в зоны невыработанных запасов, при неадекватном выборе динамики изменения режима работы скважин могут возникать осложнения в разработке. К таким осложнениям относятся: 1) возможное повреждение коллектора, главным образом в ПЗП и на контакте пласта с эксплуатационной колонной, которое может привести к появлению заколонных водоперетоков или образованию в ПЗП стойкой водонефтяной эмульсии; 2) формирование неустойчивых фронтов вытеснения и новых языков обводненности в пласте, приводящее к усилению расчлененности коллектора зонами высокой подвижности флюидов и ухудшению извлекаемости запасов; 3) неоднозначные последствия быстрого разгазирования нефти в пропластках, исходно слабо экранированных от основного продуктивного горизонта. Близкое к пластовому давлению давление насыщения нефти газом ограничивает также возможности форсирования отбора и некоторых других гидродинамических манипуляций, связанных со снижением забойного давления на добывающих скважинах.

При правильном выборе динамики изменения режимов работы скважин, которая не должна допускать избыточно высоких градиентов давления, особенно в ПЗП, применение методов нестационарного заводнения месторождений ВВН имеет высокий потенциал воздействия на разработку. Значительное увеличение эффективности гидродинамических методов достигается, когда они включены в комплексную систему разработки с использованием тепловых, потокоотклоняющих методов, горизонтальных и многоствольных скважин, а также увязаны с введением в эксплуатацию вновь пробуренных скважин и проведением других ГТМ на месторождении.

1.3. Перспективы применения технологий повышения нефтеотдачи в разработке залежей высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи.

Месторождение Северное Бузачи введено в эксплуатацию в 1997 году и на начальном этапе разрабатывалось преимущественно в режиме истощения пластовой энергии. Длительное время (до 2010 года) практически по всей площади месторождение разрабатывалось преимущественно по классической схеме холодного заводнения с проектной плотностью сетки скважин 6 га/скв. Уплотняющее бурение (до плотности сетки 3 га/скв.) велось в условиях нарастающей обводненности основного фонда. Для поддержания пластового давления в продуктивные горизонты закачивается холодная вода [87]. Недостаточный уровень компенсации жидкости в пласте сопровождается падением пластового давления, дегазацией нефти и падением подвижности нефти. Для скважинной продукции характерно высокое содержание частиц породы коллектора, что обусловлено слабой сцементированностью горных пород месторождения. Трассерные исследования, данные по динамике приемистости нагнетательных скважин и результаты опытно-промышленных работ указывают на возможное повреждение резервуара в виде развития трещин и суперколлекторов.

Для месторождений нефти с вязкостью более 100 мПа-с, давлением насыщения газом близким к пластовому давлению, с расчлененными коллекторами, сложенными слабосцементированными породами, подошвенными водами средней активности, к которым относится месторождение Северные Бузачи, использованная система разработки и ее эволюция, как показывает промысловая практика, приводят к нарастающей доли трудноизвлекаемых запасов. Основные причины состоят в следующем: 1) падение в целом подвижности нефти и возрастающая неоднородность подвижности пластовых флюидов на различных масштабах; 2) рассечение запасов языками воды или других агентов вытеснения; 3) растущее техногенное повреждение коллектора. В совокупности эти причины приводят к снижению эффективности основных видов ГТМ. Например, уплотняющее бурение добывающих скважин после прорыва воды в скважины основного фонда не приводит к эффективной выработке остаточных запасов в силу резкого контраста подвижности флюидов вдоль линий тока к скважинам основного и уплотняющего фонда. По этой же причине не будет эффективным и перевод добывающих скважин под нагнетание.

Вытеснение из коллектора высоковязкой нефти водой, как известно, является неустойчивым и сопровождается образованием «языков» вытеснения и прорывов воды, ведущих к ранней высокой обводненности скважинной продукции. В общем случае, последовательный учет всей совокупности гидродинамических, тепловых и физико-химических процессов при вытеснении из коллектора высоковязкой нефти показывает, что

течение в пласте практически любого агента вытеснения при некоторых условиях может стать неустойчивым. Например, вытеснение высоковязкой нефти в однородном коллекторе полимерным раствором достаточной вязкости, которое обычно предполагается имеющим поршневой характер, при учете адсорбции полимера на породе и ряда других физико-химических процессов, может на определенном этапе стать неустойчивым. Перенос тепла в пласте обусловливает усиление неустойчивости фронтов вытеснения водой или водными растворами реагентов при горячем заводнении.

Пространственные и временные масштабы развития вязкостной неустойчивости вытеснения зависят от многих факторов: свойств горной породы и их выдержанности по простиранию пластов, характера нефтенасыщенности и водонасыщенности коллекторов, геометрии пластов и составляющих его пропластков, углов их выклинивания и падения, темпа закачки агента вытеснения, скоростей реакций и т.п. Начальная изменчивость состава и свойств нефти на коротких масштабах, характерная для месторождений высоковязкой нефти, также имеет принципиальное значение, определяя, наряду с другими факторами, исходное преимущественное направление вытеснения запасов. Вариабельность насыщенности и физико-химических свойств пластовых флюидов приводит к тому, что неоднородности коллекторских свойств пласта, играющие ключевую роль в вытеснении легкой нефти, в случае высоковязкой нефти становятся лишь одним из факторов, определяющих течение вытесняющих агентов. И, напротив, в силу развития неустойчивостей вытеснения высоковязкой нефти, те особенности коллектора, которые играют ничтожную роль в вытеснении легкой нефти, в случае высоковязкой нефти становятся значимыми (например, некоторые литологические особенности коллектора). В результате перенос элементов теории и практики разработки месторождений легкой нефти для прогноза разработки или эффективности ГТМ на месторождениях высоковязкой нефти является не корректным. С другой стороны, идеология разработки месторождений высоковязкой нефти [103,126,112,107,8,57] в современном понимании далека от завершения, что усложняет принятие эффективных технологических решений на различных этапах их эксплуатации.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Варисова Раушания Радиковна, 2016 год

Литература

1. Абилхаиров, Д.Т. Алгоритм анализа структуры геологических запасов нефти на основе детализации строения залежи /Д.Т. Абилхаиров, И.В. Владимиров, // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ.- 2011.-№9.-С. 54-58.

2. Авторский надзор за реализацией Технологической схемы разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.01.08). АО «НИПИнефтегаз».- 2008.

3. Азис Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, (пер. с англ.).- 1982.-С. 408.

4. Акишев, И.М. Битуминозность пермских отложений Татарстана/ И.М. Акишев, Ф.С. Гилязова // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Международный симпозиум 12-16 октября 1992 г. С.-Петербург. -1992.- С. 5-6.

5. Акишев, И.Т. Битумные залежи пермских отложений Татарии, перспективы их поисков и разведки / И.Т. Акишев, Р.Х. Муслимов, Н.П. Лебедев // «Геология нефти и газа».-1974.- № 4-С. 23-27.

6. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи (обзор) // «Химия в интересах устойчивого развития. Т.9.».- 2001.-С. 331 -344.

7. Амелин И.Д. Внутрипластовое горение.М.:Недра.-1980.-С. 230.

8. Амелькин С.В. Некоторые особенности пенообразования в пористой среде // «Нефтегазовое дело».- 2008.- № 4-С. 27- 34.

9. Аметов И.М., Байдиков Ю.Н., Рузин Л.М., Спиридонов Ю.А. Добыча тяжелых и высоковязких нефтей // «Добыча тяжелых и высоковязких нефтей». М.: Недра.-1986.-С.205.

10. Анализ разработки месторождения Северные Бузачи за период 2009-2012 гг. Договор № SC11/833/00/S. АО «НИПИнефтегаз, г. Актау.-2012.-С.419.

11. Антониади Д.Г.. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. Краснодар.: «Советская Кубань».- 2004.-С.336.

12. Аржиловский, А.В. Исследование выработки запасов нефти из залежи с учетом предельного градиента сдвига / А.В. Аржиловский, // НТЖ «Нефтепромысловое дело».М.: ВНИИ0ЭНГ.-2012.-№4.-С. 5-11.

13. Арушанов М.П., Бученков Л.Н., Верес С.П., Таиров, Везиров Ф.Г. Щелочное воздействие на нефтяные пласты и его модификации // Обзорн. информация. Сер. «Нефтепромысловое дело». М.: ВНИИОЭНГ.-1985.-№15.-С. 44.

14. Байбаков Н. К., Гарушев А.Р., Антониади Д.А., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом // Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ.-1985.-С.181.

15. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.М.:Недра.-1988.-С. 343.

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

17. Боксерман А.А., Коноплев Ю.П., Тюнькин А.Б., Морозов С.В. Перспективы шахтной и термошахтной разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2003.-№11.-С. 42-45.

18. Булгаков Р.Т., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Прогнозирование и оптимизация разработки большой группы нефтяных залежей // Казань.:Татарское книжное издательство.-1976.-С. 143.

19. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов.М.: Недра.- 1988.-С. 422.

20. Буторин, О.И. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты / О.. Буторин, Г.Н. Пияков, // НТЖ «Нефтепромысловое дело».М.: ВНИИОЭНГ.-1995.- № 810. - С.54-59.

21. Велиев, М.М. Влияние структурно-механических свойств нефти на выработку запасов из трещиновато-поровых коллекторов двойной пористости / М.М. Велиев, И.В. Владимиров, //НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». Уфа.:ИПТЭР. -2013.-№ 1 (91).- С. 5-13.

22. Владимиров И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). - М.: ОАО ВНИИОЭНГ. - 2004. - С.216.

23. Владимиров И.В. Проблемы выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их заводнении. Сборник научных трудов «ВНИИнефть» Выпуск 144: Проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти / ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д.Ю. Крянева, С.А. Жданова. - М.: ОАО «ВНИИнефть», -2011. - С.158.

24. Владимиров И.В. , Э.М. Альмухаметова. Контроль и регулирование разработки нефтяных месторождений. Учебник. Уфа.:ИП Галиуллин Д.А.-2014,-С. 305.

25. Владимиров, И.В. Влияние изменения режима работы добывающей скважины на эффективность выработки запасов нефти. Теория / И.В. Владимиров, Э.М.

Альмухаметова, Р.Р. Варисова // Научно-технический журнал «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». Уфа.-2014.-№2 (96).-С. 15-27

26. Владимиров, И.В. Влияние увеличения дебита жидкости добывающей скважины на эффективность выработки запасов нефти / И.В. Владимиров, Э.М. Альмухаметова, Р.Р. Варисова // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. междунар. научн.-практ. конф. Уфа.-2014.- С. 60-61.

27. Владимиров, И.В. Влияние взаимодействия между системами матричных блоков и трещин на выработку запасов нефти карбонатных трещиновато-поровых коллекторов / И.В. Владимиров, Д.В. Андреев, А.Ф. Егоров, // «Нефтепромысловое дело».- 2011. -№5. -С. 9-12.

28. Владимиров, И.В. Исследование эффективности нестационарного воздействия на коллектора двойной пористости / И.В. Владимиров, Д.В. Андреев, А.Ф. Егоров, // НТЖ «Нефтепромысловое дело».: ВНИИОЭНГ,-2011.- №7.-С. 11-14.

29. Теоретическое исследование применения нестационарного заводнения в различных геолого-технологических условиях разработки залежей высоковязкой нефти / И.В. Владимиров, М.М. Велиев, Э.М. Альмухаметова, Р.Р. Варисова, Н.Х. Габдрахманов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов». Уфа.:ИПТЭР.-2014.-№ 3 (97).-С. 33-44.

30. Владимиров И.В., Задорожный Е.В., Гутуев И.Н., Кузнецов М.А., Абилхаиров Д.Т. Упрощенная методика расчета показателей разработки нефтяных залежей сложного геологического строения. Уфа.:ООО «Выбор».- 2009.-С. 43.

31. Владимиров, И.В. Влияние структурно-механических свойств нефти на эффективность изотермического и неизотермического нестационарного заводнения / И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин, Д.Т. Абилхаиров // НТЖ «Нефтепромысловое дело».М.: ВНИИОЭНГ-2013.- №11.-С. 6-13.

32. Владимиров, И.В. Опыт применения технологий нестационарного заводнения на залежах высоковязкой нефти месторождения Северные Бузачи / И.В. Владимиров, О.Н. Пичугин, А.В. Горшков, // НТЖ «Нефтепромысловое дело».Уфа.:ВНИИ0ЭНГ.-2013.- № 11.- С. 46-52

33. Высоцкий И.В., Высоцкий И.В., Высоцкий В.И., Оленин В.Б. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. Учебник для вузов.М.: Недра.- 1990.-С. 405.

34. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газо-нефтяных месторождений, В.Е. Гавура. М.:ВНИИОЭНГ.-1995.-С. 496.

35. Гарнышев, М. Ю. Упрощенная модель фильтрации высоковязкой нефти в пласте со слабопроницаемой подошвой / М.Ю. Гарнышев, А.Б. Мазо // Сб. тр. «XVII Международная конференция по вычислительной механике и современным прикладным программным системам» (ВМСППС'2011). Алушта.-2011.-С. 507-510.

36. Гарушев А.Р. Тяжелые нефти и битуминозные пески - гарантированный источник обеспечения энергоресурсами в будущем // Нефтепромысловое дело.-1993.- № 10.- С. 36.

37. Гафаров, Ш.А. Повышение эффективности циклического воздействия на неоднородные нефтяные пласты / Ш.А. Гафаров, Р.Г. Фаизов, М.М. Кабиров. Уфа.: «Монография».-2007.- С. 74.

38. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М.: Недра.- 1989.-С. 160.

39. Горбунов, А.Т. Внутрипластовое эмульгирование при термощелочном заводнении / А.Т. Горбунов, Ю.В. Желтов, Г.Е. Малофеев, // Нефтяное хозяйство.-1984.- № 7.-С. 42 - 45.

40. Дополнение к Технологической схеме разработки месторождения Северные Бузачи (по состоянию на 01.07.2008 г.). Договор № SC09/040/00/S. АО «НИПИнефтегаз, г. Актау, ЗАО «Петролеум Технолоджис» г. Москва.-2008.-С. 446.

41. Желтов Ю.П.. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра.- 1986.-С. 332.

42. Зайдель, Я.М. Об эффективности циклического воздействия на неоднородные пласты / Я.М. Зайдель, В.И. Леви, // Проблемы нефти и газа Тюмени.- 1977.-№33.- С. 18-22.

43. Зайнуллин Н.Г. и др. Совершенствование импульсного воздействия на пласт/ Н.Г. Зайнуллин // Нефтяное хозяйство.-1991.-№3.-С. 19-21.

44. Закс С.Л. Основы горного дела и шахтной добычи нефти. М.: Гостоптехиздат.- 1954.-С. 358.

45. Золотухин А.Б. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения. М.:МИНГ.- 1986.-С. 73.

46. Ибрагимов, Н.Г. К вопросу определения оптимального периода закачки воды в карбонатные коллекторы. В сб. «Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий» / Н.Г. Ибрагмов, А.Т. Панарин, В.К. Десятков, //Тр. Научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Казань.: Новое Знание.-25-26 ноября.-1998.-С.140-153.

47. Инструкция по совершенствованию технологии циклического заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. Рук. А.Т. Горбунов, А.М. Шавалиев. РД 390147035-232-88. ВНИИ.: ТатНИПИнефть.- 1988.-С. 90.

48. Итоговый отчет по договору «Продолжение научно-исследовательского и инжинирингового сопровождения проведения опытных работ по закачке

гелеполимерных систем на опытном участке месторождения Северные Бузачи на период 2010 - 2011 гг.». Уфа.: НИПИнефть Уфа. -2011.

49. Ишкаев Р.К., Габдуллин Р.Г. Новые способы вторичного вскрытия пластов и конструкций забоев скважин. Тюмень. :Вектор Бук.- 1998.-С.212.

50. Казаков А.А., Казаков В.А. Пути повышения эффективности разработки водонефтяных зон // ОИ. Сер. «Нефтепромысловое дело».М.: ВНИИОЭНГ.- 1982.-№9.-С.19-22.

51. Коноплев Ю.П, Тюнькин Б.А. Новый способ термошахтной разработки нефтяных месторождений //Нефтяное хозяйство.- 2001.- № 3.-С. 59 - 60.

52. Коноплев, Ю.П. Ярегское месторождение - 70 лет открытию и 30 лет термошахтной разработке / Ю.П. Коноплев, Б.А. Тюнькин, Л.Г. Груцкий, В.В. Питиримов, // Нефтяное хозяйство.- 2002.- № 12.-С. 59 - 60.

53. Коноплев, Ю.П. Первые результаты подземно-поверхностной системы термошахтной разработки / Ю.П. Коноплев, Б.А. Тюнькин, Л.Г. Груцкий Л.Г., В.В. Питиримов, С.М. Кузнецов, // Нефтяное хозяйство.- 2003.- № 1. - С. 38 - 40.

54. Крянев Д. Ю.Нестационарное заводнение. Методика критериальной оценки выбора участков воздействия: монография. рец. С. А. Жданов.М.: ВНИИнефть.- 2008.-С.- 209 с.

55. Кудинов В.И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: Нефть и газ.- 1996.-С. 284.

56. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара.: Книжное изд-во.- 1998.-С. 368.

57. Кузнецов, А.А. Подбор технологий разработки высоковязкой нефти и оценка технологического эффекта на основе использования базы месторождений-аналогов / А.А. Кузнецов, // Нефть. Газ. Новации.-2010.- № 7.-С. 74 - 78.

58. Леонов, Г.В. Текстура и некоторые особенности генезиса асфальтита Садкинского месторождения / Г.В. Леонов // Советская геология.- 1973.- № 12.-С. 97-104.

59. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений.М.: Недра.- 1991.-С. 297.

60. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра.-1987.-С. 246.

61. Лысенко, В.Д. Временное методическое руководство по проектированию разработки месторождений аномальных нефтей / В.Д. Лысенко, О.И. Буторин // Бугульма.: ТатНИПИнефть.-1976.-С. 53.

62. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Расчет эффективности импульсного воздействия на нефтяные пласты в условиях внутриконтурного заводнения //Тр. ТатНИИ.М.: Недра.-1970.-№14.

63. Мамедов Ш.Н. Шахтная разработка нефтяных месторождений. Баку.: Азнефтеиздат.-1956.-С. 126.

64. Манапов Т.Ф. Оптимизация и мониторинг разработки нефтяных месторождений.М.: ОАО «ВНИИОЭНГ».- 2011. - С.296.

65. Мингареев Р. Ш., Тучков И.И. Эксплуатация месторождений битумов и горючих сланцев. М.: Недра.- 1980.-С. 572.

66. Мингареев Р.Ш., Валиханов А.В., Вахитов Г.Г., Мирзаджанзаде А.Х., Зайцев Ю.В., Ентов В.М., Грайфер В.И, Дияшев Р.Н. Гидродинамические особенности разработки слоистых пластов с проявлением начального градиента давления. Казань.: Татарское книжное изд-во.- 1972.- С. 162.

67. Мирзаджанзаде А.Х. О теоретической схеме явления ухода раствора. ДАН АзССР-1953.- №4.- С.203-205.

68. Мурзагалиев Р. С. Геологическая модель Каражанбасского месторождения высоковязкой нефти и современные геотехнологии ее извлечения. Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. Москва.:- 2009.- С. 205.

69. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения. Учебное пособие. Казань. :Изд-во Казанского ун-та.- 2002.-С. 596.

70. Муслимов, Р.Х. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана / Р.Х. Муслимов, А.М. Шавалиев, Р.Г. Хамзин Р.Г. // НТЖ «Геология, гофизика и разработка нефтяных месторождений».-1993.-№8.- С. 29-37.

71. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. В 2-х томах. Том.2.М.:ВНИИОЭНГ.-1995.-С. 286.

72. Научно-техническое сопровождение разработки месторождения Северные Бузачи (договор №SC12/113/00/S). Сводный отчет за 2011 год. Научный руководитель - к.ф.-м.н. Пичугин О Н. ЗАО «Конкорд», г. Москва.-2012.-С. 209.

73. Научно-техническое сопровождение разработки месторождения Северные Бузачи (договор №SC12/113/00/S). Сводный отчет за 2013 год. ЗАО «Конкорд», г. Москва.-2014.-С. 369.

74. Николин И.В. Методы разработки тяжелых нефтей и природных битумов. «Наука -фундамент решения технологических проблем развития России».- 2007.- №2.-С. 54-68.

75. Обоснование программы геологических исследований флюидов. Информационный отчет НИР по договору Научно-техническое сопровождение разработки месторождения Северные Бузачи (договор №SC13/242/00/S). ЗАО «Конкорд» Москва, 2013г., 71 стр.

76. Оганджанянц В.Г. Теория и практика добычи нефти при циклическом заводнении. Итоги науки и техники, сер. Горное дело. М.:1969.-С. 39-79.

77. Отчет о научно-исследовательской работе по договору № KZ-12-8100-0044 от 16.04.2012 «Мониторинг и анализ применения технологий нестационарного заводнения и выравнивания профиля приемистости на месторождении Кумколь». ООО НПО «Нефтегазтехнология», г.Уфа.- 2012.-С. 415.

78. Отчет по подсчету запасов нефти и газа по месторождению Северные Бузачи.-1977.

79. Пересчет запасов нефти, газа и попутных компонентов месторождения Северные Бузачи по состоянию на 01.07.2007, АО «НИПИнефтегаз».- 2007.

80. Программа опытно-промышленных работ по совершенствованию применяемых технологий нестационарного заводнения на участке 7 блока первого эксплуатационного объекта месторождения Северные Бузачи (первый этап). Научно-техническое сопровождение разработки месторождения Северные Бузачи (договор №SC13/242/00/S). ЗАО «Конкорд» Москва.- 2013.-С. 71.

81. Регуш Б.Б, Битуминозные песчаники Ромашкинского месторождения. Тр. ТатНИПИнефть, вып. VIII.: Недра.- 1965.- С. 34-38.

82. Рузин, Л. М. Комбинированные технологии разработки залежей высоковязких нефтей, Л.М. Рузин, // Материалы межрегиональной научно-технической конференции (12-13 ноября 2009 г.).Ухта.: «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов».- 2010.- С. 7 - 18.

83. Сводный отчет о выполнении трассерных исследований на 33 нагнетательных скважинах месторождения Северные Бузачи. Договор № SC12/467 от 17.07.2012 г., АО «НИПИНЕФТЕГАЗ» г. Актау.-2013.-С. 134.

84. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра.- 1985.-С. 308.

85. Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Горюнов В.А., Николаев В.А., Вашуркин А.И., Гавура В.Е. Эффективность применения циклического заводнения и метода фильтрационных потоков.М.: ВНИИОЭНГ - 1984.

86. Теслюк Е.В., Теслюк Р.В. Термодинамические основы проектирования разработки нефтяных месторождений при неизотермических условиях фильтрации. М.: Грааль.-2002.-С. 565.

87. Технологическая схема разработки месторождения Сев. Бузачи. АО «НИПИнефтегаз».-2004.

88. Усманова Ф.М.. Механизм действия щелочи на нефть и выбор условий щелочного заводнения нефтяного месторождения // Диссертация соиск. уч. ст. к.т.н.М.: 1984.

89. Халимов Э.М., Халимов Э.М., Климушкин И.М., Фердман Л. И. Геология месторождений высоковязких нефтей СССР // Справочное пособие. М.: Недра.-1987.-С. 174.

90. Нестационарное заводнение нефтяных месторождений на примере Татарстана / Хисамов Р.С., Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Т. Фазлыев, А.М. Шавалиев // В сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции, ЦКР 6-8 апреля, Москва.- 1999.- С. 226-235.

91. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты.Тр. ВНИИ.:.-1986.-№94.-С. 53-64.

92. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А, Егурцов Н.Н. Исследование эффективности различных видов гидродинамического воздействия на продуктивные пласты // Нефтяное хозяйство.-1990.-№6.-С. 45-49.

93. Швецов И.А., Манырин В.Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара.: Изд-во Саратовский университете.-2000. -С. 336.

94. Шелкачев В.Н. Анализ новейших поучительных переоценок запасов нефти во всем мире и по некоторым странам // «Нефтяное хозяйство».- 1995.- № 7.- С. 18-22.

95. Alshmakhy A., Maini B. B.. Effects of Gravity, Foaminess, and Pressure Drawdown on Primary Depletion Recovery Factor in Heavy-Oil Systems // Journal of Canadian Petroleum Technology, V. 51, N 6, 2012. Pp. 449-456.

96. Asin R. Applicability of VAPEX process to Iranian Heavy Oil Reservoirs // SPE paper 92720 presented at the SPE Middle East Oil & Gas Show 15 March 2005.

97. Beliveau D. Waterflooding Viscous Oil Reservoirs // SPE 113132. 2008.

98. Briggs, P.J., Baron, P.R., Fulleylove, R.J. Development of Heavy-Oil Reservoirs // Journal of Petroleum Technology. - 1988. - Februar. - P. 206 - 214

99. Butler R. M.. Thermal recovery of oil and bitumen. Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey. 1991. 524 p.

100.Chalatwnykand R.J. B, Wagg T. The Mechanisms of Solids Production in Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs // SPE paper 23780.

101.Colonomos P. A Feasibility study of Cyclic Steam Injection in a Deep Heavy Oil Reservoir in Western Venezuela // SPE paper 15091.

102.Das S.K. Vapex: An Efficient Process for the Recovery of Heavy Oil and Bitumen // SPE paper 50941 presented at the SPE International Thermal Operations Symposium held in Bakersfield, California, 10-12 February, 1997.

103.Delamaide E., Kalaydjian F. A technical and economical evaluation of steam foam injection based on a critical analysis of field applications // 66th Annual western regional meeting of the SPE: Anchorage AK, 22-24 May 1996. P. 423-433.

104.Dusseault Maurice B., El-Sayed S. Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production // SPE paper 59276

105.Farouq Ali. Heavy Oil Recovery - Principles, Practicality, Potential, and Problems // SPE paper 4935-MS presented at SPE Rocky Mountain Regional Meeting, 15-16 May, Billings, Montana. 1974

106.Florez Anaya A., et al. Improved Heavy Oil Recovery by Drilling Horizontal Wells in Rubiales Field, Colombia // SPE 153581. 2012.

107.Foams: fundamentals and Applications in Petroleum Industry // Ed. By L.L. Schramm, ACS. Washington. 1994. p. 555.

108.Greaves M., Xia T.X. Underground Upgrading of Heavy Oil Using THAI- «Toe-to-Heel Air Injection» // SPE 97728-MS. 2005.

109.Henry J. Ramey, Jr. A Current Look at Thermal Recovery // SPE paper 2739.

110.Kumar R., Dao E., Mohanty K.. Heavy-Oil Recovery by In-Situ Emulsion Formation // SPE 129914-PA. 2012. p. 326-334.

111.Lanxiong Y. Sandstone heavy oil reservoir alteration and its influence in steam injection recovery of Liaohe oil field / Y. Lanxiong, Y. Huixian, L. Zhichang // 7th Unitar Intern. conference on Heavy Crude & Tar Sands. China. 1998. V. 2. p. 1243-1252.

112.Lin Y. and Yang G. A Successful Pilot Application for N2 Foam Flooding in Liaohe Oilfield // SPE 101188-MS. 2006.

113.Lorimer S., Coates R.M., Ivory J. Experimental and Numerical Simulations of a Novel Top Down In-Situ Combustion Process // SPE International Heavy Oil Symposium, 19-21 June 1995, Calgary, Alberta, Canada. P. 487.

114.MORE 6.7 Technical Reference. ROXAR, 2011, 152 p.

115.Mustoni J.L., Norman C.A., Denyer P. Deep Conformance Control by a Novel Thermally Activated Particle System to Improve Sweep Efficiency in Mature Waterfloods of the San Jorge Basin // SPE 129732. In Proceedings of SPE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, USA, 24-28 April 2010.

116.Ohms D., et al. Incremental Oil Success From Waterflood Sweep Improvement in Alaska // SPE 121761. In Proceedings of SPE International Symposium on Oilfield Chemistry, The Woodlands, TX, USA, 20-22 April 2009.

117.Qiu F.. The Potential Applications in Heavy Oil EOR With the Nanoparticle and Surfactant Stabilized Solvent-Based Emulsion // CSUG/SPE 134613. 2010.

118.Ramachandran K.P., Gyani O.N., Sur S. Immiscible Hydrocarbon WAG: Laboratory to Field // SPE 128848-MS. 2010.

119.Rocha de Farias M.L., et al. A Comparative Study of Emulsion Flooding and other IOR Methods for Heavy Oil // SPE 152290. 2012.

120.Sadler K. W. An EUB Review of In Situ Oil Sands Bitumen Production // SPE paper 30240-MS presented at SPE International Heavy Oil Symposium, 19-21 June, Calgary, Alberta, Canada. 1995.

121.Torabi F., et al. Feasibility Study of Hot Waterflooding Technique to Enhance Heavy Oil Recovery: Investigation of the Effect of Well Spacing, Horizontal Well Configuration and Injection Parameters // SPE 157856-MS. 2012.

122.Wang J. et al. Low gas-liquid ratio foam flooding for conventional heavy oil // Petroleum Science. V. 8, N 3, 2011. P. 335-344.

123.Wassmuth F. R. et al. Polymer Flood Technology For Heavy Oil Recovery // SPE 2007-182. 2007.

124.Yazdani Ali J., Maini Brij B. Effect of Drainage Height and Grain Size on the Convective Dispersion in the Vapex Process: Experimental Study // SPE paper 89409 presented at the 2004 SPE/DOE Fourteenth Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, U.S.A., 17-21 April 2004.

125.Zhang H., Bai B.. Preformed Particle Gel Transport through Open Fractures and its Effect on Water Flow // SPE 129908. 2010.

126.Zhdanov S. A. et al. Application of Foam for Gas and Water Shut-off: Review of Field Experience // SPE 36914-MS. 1996. P. 377 - 388.