Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: на примере месторождений ОАО "РИТЭК" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Слепцов, Дмитрий Игоревич

• Слепцов, Дмитрий Игоревич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Слепцов, Дмитрий Игоревич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА I. АДАПТАЦИЯ ТРЕХМЕРНОЙ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ.

1.1 Используемые в мировой практике виды геолого-технологических моделей.

1.2 Моделирование геологических особенностей строения залежей углеводородов.

1.3 Неопределенность и риск геологических построений в зависимости от стадии разработки месторождения и качества исходной информации.

1.4 Сопоставление прогнозных (расчетных) и фактических показателей разработки на разных этапах проектирования.

1.4.1 Адаптация трехмерной геолого-гидродинамической модели по фактическим показателям разработки.

1.4.2 Прогнозирование показателей разработки. Степень отклонения от фактических значений.

1.4.2.1 Сопоставление расчетных и фактических режимов работы наклонно-направленных (вертикальных) скважин.

1.4.2.2 Сопоставление расчетных и фактических режимов работы горизонтальных скважин.

ГЛАВА II. ВЛИЯНИЕ ОСНОВНЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ НА АДЕКВАТНОСТЬ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ И СПОСОБЫ ИХ УЧЕТА.

2.1 Общие сведения о рассматриваемых при моделировании залежах углеводородов.

2.2 Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки.

2.3 Построение трехмерной геолого-гидродинамической модели месторождения.

2.4. Основные геолого-технологические факторы, влияющие на режим работы горизонтальной скважины.

2.5. Влияние коэффициента эквивалентной анизотропии на эффективность горизонтальных скважин.

2.6 Влияние отношения горизонтальной и вертикальной составляющей проницаемости на нефтеотдачу пласта.

2.7 Обоснование критериев целесообразности применения горизонтальных скважин.

2.8 Выбор рационального варианта организации системы ППД при размещении горизонтальных скважин.

2.9 Экономические аспекты внедрения горизонтального бурения в России.

ГЛАВА III. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТА. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

3.1 Анализ и обобщение результатов расчета.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Создание усовершенствованной методологии проектирования и гидродинамического моделирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: на примере месторождений ОАО "РИТЭК"»

Актуальность темы исследования. Проблема проектирования разработки нефтегазовых месторождений является сложной и многогранной, требует привлечения знаний по различным техническим и специальным дисциплинам. В современном нефтяном бизнесе для динамично развивающейся компании, большими темпами вводящей в эксплуатацию месторождения и разрабатывающей запасы углеводородов, остро стоит проблема оперативной оценки эффективности предстоящих капитальных вложений, для чего необходимо рассчитать технологические показатели на срок разработки месторождения.

От объективности расчетных показателей зависит целесообразность разработки залежи и оценка ее эффективности. На современном этапе развития нефтегазовой отрасли России согласно требованиям Минэнерго РФ проектные документы должны сопровождаться построением постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ) для оперативного контроля, анализа и регулирования процесса нефтеизвлечения. Необходимость создания ПДГТМ уже сегодня специально оговаривается в лицензионных соглашениях на разработку месторождений.

В последние годы в нефтедобывающей отрасли появилось огромное количество совершенно новых методов и технологий извлечения нефти, относительно небольшой опыт применения которых нельзя недооценивать. Среди таких инновационных методов, направленных, прежде всего, либо на интенсификацию притока, либо на сокращение остаточных запасов и полноту извлечения нефти из недр особое место занимает технология горизонтального бурения и разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами (ГС), сложность траектории и качество строительства которых вышли на совершенно новый уровень. На нефтяных месторождениях России бурение и освоение горизонтальных скважин является сравнительно новой, «молодой» и перспективной технологией. На сегодняшний день не имеется достаточно богатого опыта внедрения горизонтальных скважин на месторождениях страны. Сложившаяся ситуация характеризуется рядом объективных причин. В первую очередь - это высокие капитальные затраты на строительство горизонтальной скважины. Во вторую - качественный контроль необходимых параметров в процессе бурения, т.е. наличие соответствующего оборудования, позволяющего оперативно реагировать на поступающую в процессе бурения скважины информацию. Однако уже сегодня появляются российские нефтедобывающие компании, которые бурят горизонтальные скважины либо собственными силами, либо привлекая опыт специалистов сторонних сервисных компаний. И в том и в другом случае необходима надежная основа и сопровождение проекта для обеспечения наиболее оптимальной траектории горизонтального участка скважины с целью достижения максимального эффекта, поскольку риск неудачи несет за собой огромные материальные потери и дополнительные затраты.

С внедрением относительно новых принципов проектирования и мониторинга разработки нефтяных месторождений, а именно созданием трехмерных геолого-гидродинамических моделей, появилась возможность более детально рассматривать возможность и экономическую эффективность внедрения современных технологий и различных методов по интенсификации добычи нефти, увеличению охвата продуктивных пластов воздействием.

Однако следует отметить, что при создании ПДГТМ, в виде основы проектирования разработки, особое внимание обращается на качество и достоверность исходной информации, соответствующие требования к которой выдвигает регламент [65]. Как показывает практика использования существующих программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования (Eclipse, VIP, TempestMore и т.д.) в качестве мощных инструментов для проектирования и прогнозирования основных технологических показателей разработки месторождения, неучет какой-либо, казалось бы, незначительной особенности геологического строения залежи, может привести к серьезным ошибкам, как в процессе расчета, так и при последующих выводах и решениях на основе полученных результатов, что влечет за собой большие технологические риски и существенные финансовые потери.

Особый интерес изучения вызывает влияние вертикальной изолированности отдельных прослоев продуктивного пласта на показатели разработки при эксплуатации горизонтальных скважин (ГС), поскольку реальные пласты анизотропны, а в пределе и расчленены. В работе [8] отмечается, что с увеличением анизотропии пласта продуктивность ГС пропорционально уменьшается. При высоких коэффициентах анизотропии (3 > 50 дебиты ГС могут не превышать дебитов вертикальных скважин. Поэтому определение коэффициента анизотропии пласта необходимо при обосновании бурения ГС. Бурение ГС на многослойных и неоднородных нефтяных пластах может не дать ожидаемого большого увеличения дебитов и даже существенно снизить нефтеотдачу пластов [39]. Ситуацию осложняет тот факт, что проектировщик, стараясь создать адекватную модель месторождения, не в силах учесть и внести в модель всю достоверную исходную геолого-промысловую информацию из-за отсутствия таковой. Если основные параметры залежи, такие как насыщенность, проницаемость, пористость и т.д. задаются при моделировании в качестве исходных скважинных данных, полученных на основе геофизических исследований, то некоторые параметры и особенности геологического строения объекта разработки не возможно точно учесть без специальных, редко проводимых исследований. Тут на помощь приходит опыт и практика, позволяющие использовать такие значения недостающих исходных данных, которые не противоречат здравому смыслу и встречаются чаще всего. Так в качестве соотношения латеральной и вертикальной составляющей вектора проницаемости, т.е. в качестве коэффициента анизотропии, чаще всего используют значение, соответствующее отношению 1:10, таким образом, забывая о том, что каждое месторождение уникально по своим характеристикам. Проблему обостряет тот факт, что в современных условиях развития частной собственности, когда нефтяные компании стремятся собственными силами развивать и внедрять инновационные технологии и, имея определенную научную и интеллектуальную базу, держат ее строго внутри компании, охраняя как коммерческую тайну. В результате отсутствует единая научно-техническая база, содержащая опыт применения той или иной технологии и долгий период существовавшая во времена СССР, и которой так не хватает в настоящее время. В результате недропользователю, внедряя на своих участках деятельности относительно новую технологию, приходиться рассчитывать лишь на свой опыт и зачастую идти на определенный риск получения отрицательного эффекта. «Относительно новую» - потому что технология, возможно, новая лишь для данной компании, а в другой компании уже давно реализуется и накоплен определенный опыт ее применения, при этом достаточно хорошо отточена технология.

Одним из требований Регламента [65] при составлении ПДГТМ является обязательное воспроизведение истории разработки как по всей залежи в целом, так и по отдельной скважине, т.е. адаптация созданной трехмерной геолого-гидродинамической модели по фактическим технологическим показателям. Именно настроенная на качественное воспроизведение истории гидродинамическая модель является пригодной для дальнейшего прогнозирования основных технологических показателей разработки месторождения. Соответственно наиболее качественной адаптации возможно добиться лишь на гидродинамической модели, адекватно описывающей геологическое строение моделируемого объекта.

Целью диссертационного исследования является создание усовершенствованной методологии проектирования разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами на основе результатов гидродинамического моделирования и выявление наиболее значимых факторов, влияющих на достоверность прогнозирования добывных возможностей горизонтальных скважин.

Объектом исследования являются результаты практического применения специализированных программных комплексов для геолого-гидродинамического моделирования залежей углеводородов и полученных с их помощью прогнозных технологических показателей разработки месторождения с применением систем вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях на примере ОАО «РИТЭК», а также сравнение их с фактическими результатами.

Теоретической, методологической и методической базой исследования послужили конкретные теоретические труды, аналитические исследования и статистические материалы, характеризующие внедрение горизонтальных скважин, как на территории РФ, так и за ее пределами.

Все расчеты выполнены с помощью программного комплекса для гидродинамического моделирования фильтрационных процессов TEMPESTMore, который является зарегистрированной торговой маркой программных продуктов компании ROXAR.

Научная новизна.

0 Предложен способ воспроизведения истории работы горизонтальных скважин на этапе адаптации трехмерной гидродинамической модели на основе использования коэффициента эквивалентной анизотропии, обеспечивающего большую сходимость технологических параметров работы скважин.

0 На основе вычислительного эксперимента установлены зависимости:

- коэффициентов продуктивности от анизотропии пластов по проницаемости для вертикальных (наклонно-направленных) и горизонтальных скважин;

- коэффициента нефтеотдачи (КИН) от анизотропии при использовании систем горизонтальных скважин.

0 Определена целесообразность бурения горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях;

0 Проведена оценка эффективности различных систем разработки с применением горизонтальных скважин при внутриконтурном заводнении, показавшая преимущества однорядной системы с добывающими горизонтальными и нагнетательными вертикальными скважинами в условиях продуктивных пластов месторождений Западной Сибири ОАО «РИТЭК» приуроченных к сильно расчлененным, прерывистым коллекторам с низкой пес-чанистостью.

Практическая значимость диссертационного исследования заключается в том, что представленные результаты и выводы, а также предлагаемые на их основе рекомендации и подходы могут быть использованы при проектировании разработки нефтяных месторождений с помощью трехмерных ПДГТМ. Они будут полезны при оценке исходной информации, закладываемой в ПДГТМ на начальном этапе ее построения, позволят оперативно оценить до-бывные возможности планируемой к вводу в эксплуатацию ГС, упростить процесс адаптации ПДГТМ за счет использования единого корректировочного коэффициента эквивалентной анизотропии и определить необходимые минимальные объемы исследовательских работ для достижения приемлемой достоверности прогнозных расчетов.

Апробация работы. Основные результаты теоретического исследования и практические рекомендации диссертационной работы использовались при составлении Технологических схем и Анализа разработки Сандибинского, Восточно-Перевального и Средне-Хулымского нефтяных месторождений, были представлены на конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья» в Москве 24-26 ноября 2004 года, а также обсуждались на научном семинаре Кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

По теме диссертационной работы опубликовано 4 печатные работы в различных изданиях.

Структура и объем диссертации находятся в соответствии с основными задачами и характером проводимого исследования. Работа содержит 115 страниц текста, иллюстрирована 52 рисунками, 25 таблицами и 19 приложениями, список использованной литературы насчитывает 88 наименований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Слепцов, Дмитрий Игоревич

3.2 Выводы и рекомендации.

Подводя итог выполненной работы по гидродинамическому моделированию и созданию усовершенствованной методологии проектирования разработки залежи системами горизонтальных скважин можно сформулировать следующие выводы:

1. одним из важнейших факторов, определяющих объективность прогноза производительности горизонтальной скважины, является показатель анизотропии пласта по проницаемости;

2. по результатам гидродинамического моделирования показано, что показатель анизотропии продуктивного пласта практически не влияет на производительность вертикальных скважин;

3. традиционные способы расчета производительности горизонтальных скважин базируются на использовании осредненного значения коэффициента анизотропии, что приводит к существенным погрешностям при прогнозировании добывных возможностей горизонтальных скважин;

4. предложен, определен и нашел практическое применение при проектировании разработки залежей горизонтальными скважинами на ряде месторождений ОАО «РИТЭК» коэффициент эквивалентной анизотропии, определяемый по фактическим данным эксплуатации горизонтальных скважин и учитывающий геологические особенности строения эксплуатационного объекта, результаты бурения и освоения скважин;

5. при обосновании выбора системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами предпочтительными являются однорядные системы с добывающими горизонтальными и вертикальными нагнетательными скважинами как обеспечивающие более эффективное извлечение нефти из недр и больший КИН;

6. многорядное размещение горизонтальных скважин не эффективно вследствие проявления значительного экранирующего эффекта;

7. для повышения надежности прогнозных показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин необходимо учитывать фактические данные об анизотропии конкретного объекта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Слепцов, Дмитрий Игоревич, 2007 год

1. Bernard J.J. Effect of floodwater salinity on recovery oil from cores containing clays. // Prod. Monthly, 1968, June, pp. 2 -5.

2. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Pennwell Publishing Company. Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.-535 p.

3. Maurer W.C. Recent Advances in Horizontal Drilling // The Journal of Canadian Petroleum Technology. Vol. 34, Num. 9 (November 1995). - P. 25-33.

4. Арбатов П.А. Проблемы определения минимального текущего рентабельного дебита. // Нефтепромысловое дело, 2002, №6.

5. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975,215 с.

6. Ахмадуллин Э.А. Алгоритм выбора технологии зарезки второго ствола. // Нефтепромысловое дело. №11,2004, с. 21-25.

7. Бадьянов В.А., Бохан Т.А. Методы построения геологической основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М., ВНИИОЭНГ, 1984, с. 89-97.

8. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет //Тр. ин-та /ВНИИ. 1994.-Вып. 117.-с. 106-113.

9. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.

10. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Особенности проектирования разработки с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976.

11. Васильев В.И., Закиров С.Н., Крылов В.А. Особенности разработки водонеф-тяных зон при периодической эксплуатации горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. №5,2004, с. 58-61.

12. Галлеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. / Монография М.: КУбК-а, 1997.

13. Гарипов В.З. Состояние разработки нефтяных месторождений и прогноз нефтедобычи на период до 2015 г. // Нефтяное хозяйство. 2000. - №7.

14. Генри Б. Кричлоу. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. - М., Недра, 1979, 303 с.

15. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. -М.: Недра, 1982.311 с.

16. Голов J1.B., Блинникова Т.П. Аналитический обзор по результатам строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности за 1990-1996 гг. -М.: ВНИИОЭНГ, 2000.

17. Голов J1.B., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России. // Нефтяное хозяйство. №3, 1997.

18. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Материалы семинара-дискуссии. Казань, «Мастер Лайн», 2000. -256 с.

19. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998

20. Зубов Н.В. Приближенные методы прогнозирования эффективности бурения ГС и БГС. IV международная научно-практическая конференция по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 23-25 октября, 2000 г.). М: Нефть и газ, 2001. -с. 203-216.

21. Игошкин В.П., Шлезингер А.Е. Генетические типы неокомских клиноформ Западной Сибири. Геология и геофизика. № 8, 1990, с. 16-21.

22. Инструкция по освоению и исследованию скважин на месторождениях Западной Сибири. РД 39-2-1217-84. / Краснодар, 1985.

23. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. РД 39-133-94. / М., 1994.

24. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140 с.

25. Карпов В.Б., Круглыхин А.В. Технологическая и финансово-экономическая надежность разработки нефтяных месторождений. М.: Издательство Академии горных наук, 2000.

26. Карпов В.Б., Якимов А.С. Геологическое моделирование объектов, планируемых к освоению горизонтальным бурением. // Технологии ТЭК. №2, 2005г.

27. Карпов В.Б., Якимов А.С. Использование постоянно-действующей ГГМ для сопровождения объектов, разрабатываемых горизонтальным бурением. // Технологии ТЭК. №3, 2005г. с. 36-41.

28. Классификатор трудноизвлекаемых запасов нефти. Минтопэнерго РФ / М., 1998, 10 с.

29. Кочкин С.Е. Некоторые особенности вытеснения нефти из неоднородных малопроницаемых коллекторов. // Нефтепромысловое дело. №2,2004, с. 8-12.

30. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. М, «Ось-89», 1998.

31. Кулагин А.В., Мушин И.А., Павлова Т.Ю. Моделирование геологических процессов при интерпретации геофизических данных. М.: Недра, 1994, 250 с.

32. Кунцяк Я.В., Гаврилов Я.С., Мрозек Р.Е., Муслимов Р.Х. и др. Отбор керна увеличенного диаметра в горизонтальных скважинах. // Нефтяное хозяйство. №8, 2003, с. 38-39.

33. Лейбензон JI.C. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. -М.: Гостехиздат., 1947.

34. Лисовский Н.Н. Состояние разработки нефтяных месторождений России и задачи по дальнейшему ее совершенствованию. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996 - №6, с. 33-37.

35. Лысенко В.Д. К проблеме создания математической модели разработки нефтяного месторождения. // Нефтяное хозяйство, 2002. №3.

36. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство, 1997. №7. - с. 19-24.

37. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. // Нефтепромысловое дело, 2005. №1.

38. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М, «Недра», 1993, с.312.

39. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 608 с.

40. Методическое руководство по расчету коэффициентов нефтеизвлечения нефти из недр РД 39-0147035-214-86. -М., 1986.

41. Мукминов И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Кандидатская диссертация, Уфа, 2004.

42. Муравьев В.М. Спутник нефтяника, М.: Недра, 1977, 304 с.

43. Мусин М.М., Муслимов Р.Х., Сайфуллин З.Г., Фаткуллин А.Х. Исследование механизма заводнения неоднородных пластов., Казань, Отечество, 2001, 252 с.

44. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г. Совершенствование технологий разработки малоэффективных нефтяных месторождений Татарии. // Казань, Таткниго-издат, 1989, 136 с.

45. Муслимов Р.Х., Галлеев Р.Г., Сулейманов Э.И. и др. О комплексной системе разаработки трудноизвлекаемых запасов нефти. // Нефтяное хозяйство, №6, 1996.

46. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть». // Нефтяное хозяйство, №12, 1996.

47. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. и др. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №4, 1996.

48. Нормы технологического проектирования объектов сбора транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений. ВНТП 3-85. / М., 1985.

49. Основные положения об организации работ по охране труда в нефтяной промышленности. / М., 1996.

50. Палий А.О., Слепцов Д.И. К вопросу применения вероятностно-статистических и детерминированных моделей залежей при проектировании их разработки. // Нефтепромысловое дело. 2005. - №6. - с. 10-13.

51. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 653 с.

52. Пирсон С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат., 1961.

53. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ-08-624-03). /М.,2003.

54. Правила охраны недр ПБ 07-601-03. Госгортехнадзор России от 06.06.03г., № 71

55. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Труды научно-практической конференции. Казань, «Новое знание», 1998.

56. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Оценка предельной длины горизонтальной скважины. // Нефтяное хозяйство. №1, 2004, с. 71-74.

57. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин. // Нефтяное хозяйство, №8, 1994.

58. Рассохин С.Г. Анизотропия фильтрационных свойств горных пород и ее влияние на относительные фазовые проницаемости. // Геология нефти и газа. -2003. -№3.- с. 53-56.

59. РД 08-492-02. Инструкция по безопасности одновременного производства буровых работ, освоения и эксплуатации скважин на кусте. Министерство топлива и энергетики РФ. НПО "Буровая техника". / М., 2002.

60. РД 153-39.0-072-01. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. / М., 2001.

61. Регламент по созданию постоянных действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. М., 2000.

62. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений (РД 153-39-007-96). / М., 1996.

63. Савельев В., Богомольный Е., Струкова Н., Берлин А. Опыт проектирования и разработки низкопродуктивных объектов с применением горизонтальной технологии бурения. // Бурение. -2001. -№2. с. 48-53.

64. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокими вертикальной анизотропией и расчлененностью. // Нефтяное хозяйство, №11, 2003, с. 68-70.

65. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Причины низкой эффективности эксплуатации одной из горизонтальных скважин Верх-Тарского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2003. - №4. - с. 102-103.

66. Савенков В.Ю. Моделирование процесса нефтеизвлечения для оценки потерь углеводородов вследствие преждевременного вывода скважин из эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, 2002, №1.

67. Салихов М.М., Рафиков Р.Б., Газизов И.Г. и др. Выбор добывающих скважин для зарезки боковых горизонтальных стволов. // Нефтепромысловое дело. №12, 2003, с. 77-82.

68. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр, 1991.-с. 68-75.

69. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород месторождений Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. 1997. - №9. - с. 52-54.

70. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова., М.: Недра, 1974, 704 с.

71. Стратегия социально-экономического развития Татарстана. // «Республика Татарстан», №135 (24951), 5 июля 2003г.

72. Требин Г.Ф. Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах., Гостоптехиз-дат, 1954, 157 с.

73. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами., М.: МО МАНПО, 2000, 525 с.

74. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на ее продуктивность. // Тр. ТатНИПИнефть: Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. Бугульма, 1996.

75. Хаустов А.П. Идентификация анизотропии фильтрационно-емкостных свойств коллекторов на основе многомерного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. №2, 2005, с.52-57.

76. Хисамов Р.С., Газизов А.А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. 568 с.

77. Хисамутдинов Н.И., Хасанов М.М, Телин А.Г., Ибрагимов Г.З., Латыпов А.Р., Потапов A.M. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. М.: ВНИИОЭНГ, 1994.-Т.1.

78. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрующие способности и нефтеотдачу. // Тр. института нефти АН СССР, вып. 3, 1954, с. 207-211.

79. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат., 1963.

80. Шарафутдинов Р.Ф., Валиулин РД. Моделирование полей давления и температуры в пласте при пуске горизонтальной скважины в работу. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №3. - с. 5-9.

81. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. Часть 1., М.: Нефть и газ, 1995.