Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 02.00.11, кандидат наук Мишин Александр Сергеевич

• Мишин Александр Сергеевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Мишин Александр Сергеевич

Введение

Глава 1 Обзор литературы

1.1 Особенности разработки нефтяных оторочек нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

1.2 Краткий обзор современных методов разработки нефтегазовых залежей

1.3 Применение экранов при разработке нефтегазовых месторождений

1.4 Особенности разработки запасов вязкой нефти в пластах сеноманского горизонта

1.5 Технологии добычи высоковязкой нефти

1.6 Тепловые (термические) методы

1.7 Опытно-промышленная эксплуатация пласта ПК1

1.8 Общие сведения о нетермических методах разработки запасов вязкой

нефти

1.9 Общий механизм вытеснения нефти газом

Глава 2 Экспериментальная часть

2.1 Общий подход к физическому моделированию добычи нефти

2.2 Основная методика подготовки моделей пласта и флюидов

2.3 Подготовка моделей пласта с высокоглинистой породой и высоковязкой нефтью

2.4 Методика проведения экспериментов по вытеснению нефти высокотемпературным водяным конденсатом и паром

2.5 Методика фильтрационного эксперимента при исследовании нетерми-ческих методов (вытеснении нефти ВГС, минерализованной водой, растворами ПАВ и

щелочей и т.п.)

Глава 3 Предварительное экспериментальное исследование ВГС,

нефти и породы ПК

3.1 Предварительное экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей

3.1.1 Фильтрация ВГС через насыпные модели пласта

3.1.2 Описание фильтрационного эксперимента по исследованию ВГС

3.1.3 Оценка влияния смесителя газа и воды на фильтрацию ВГС при различных скоростях фильтрации и давлениях

3.1.4 Влияние длины пористой среды и типа флюида на фильтрацию

3.1.5 Результаты исследования фильтрационных характеристик ВГС

3.2 Влияние взаимодействия в системе «нефть - порода пласта ПК -минерализованная вода» на характеристики моделей пласта

3.3 Экспериментальная оценка эффективности заводнения при добыче вязкой нефти пластов ПК (результаты опытов сравнения)

3.4 Исследование реологических свойств нефти пластов ПК

Глава 4 Экспериментальное моделирование паротеплового воздействия на нефть и породу пласта ПК1

4.1 Предварительное исследование влияния водяного конденсата на породу пласта ПК1 и на вытеснение вязкой нефти (Тазовское месторождение)

4.2 Вытеснение нефти пластов ПК перегретой водой и паром

4.3 Моделирование паротеплового воздействия на примере Русского месторождения месторождения

4.4 Исследование паротеплового воздействия на примере пластов ПК Западно- и Восточно-Мессояхских месторождений

4.5 Влияние температуры на вытеснение вязкой нефти из моделей пластов ПК

минерализованной водой

Глава 5 Исследование нетермических методов добычи вязкой нефти и повышения

нефтеотдачи пластов ПК

5.1 Исследование растворов щелочи и НПАВ для повышения нефтеотдачи пластов ПК (на примере нефти Тазовского месторождения)

5.1.1 Фазовое поведение: щелочной раствор + вязкая нефть Тазовского месторождения

5.1.2 Результаты фильтрационного исследования растворов щелочей и НПАВ..115 5.2. Исследование вытеснения нефти водогазовой смесью (ВГС)

5.2.1 Исследование вытеснения вязкой нефти Тазовского месторождения

5.2.2 Исследование вытеснения ВГС нефти Русского месторождения (нефть

большей вязкости)

5.3 Применение последовательной закачки маловязкого растворителям воды (ВГС) для добычи вязкой нефти пластов ПК

5.3.1 Применение маловязкого растворителям при добыче вязкой нефти Тазовского месторождения

5.3.2 Применение маловязкого растворителям при добыче вязкой нефти Русского

месторождения

Заключение

Список сокращений

Список использованных источников

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Термические и нетермические методы добычи трудноизвлекаемой вязкой нефти пластов Сеноманского горизонта»

Введение

Актуальность темы исследования. Уменьшение запасов легкодоступной нефти ведет к необходимости вовлечения в разработку все более сложных объектов, содержащих трудноизвлекаемые запасы (ТИЗ) нефти. В подгазовых оторочках пластов покуровской свиты (ПК - сеноманского горизонта), содержится около 3 млрд. т ТИЗ нефти (геологические запасы).

Разработка месторождений, приуроченных к пластам ПК, осложняется высокой вязкостью нефти, малой толщиной нефтяной оторочки, наличием газовой шапки и активных подстилающих вод, подошвенным строением, глинистостью коллектора, образованием газовых и водяных конусов, «косой» неоднородностью пласта, опасностью расформирования нефтяных оторочек в результате значительных депрессии или репрессии.

Залежи нефти в подгазовых оторочках сеноманского горизонта относятся к одним из наиболее сложных объектов разработки. Сложность добычи и объем запасов требуют поиска эффективного метода добычи ТИЗ нефти из пластов ПК, что определило актуальность темы диссертации и потребовало применения в работе физико-химических и коллоидно-химических подходов. Вытесняющими агентами рекомендуются дисперсия газа в воде (водогазовая смесь - ВГС), растворитель и вода или ВГС или раствор полимера (полиакриламида), степень вытеснения нефти водой и смачиваемость породы пласта зависят от свойств флюидов. Под воздействием пара и водяного конденсата (деминерализованной воды) происходят процессы диспергирования и набухания глинистых компонентов породы, превращение связнодисперсной системы (породы пласта

ПК) в свободнодисперсную систему (глинисто - песчаную суспензию) с потерей коллекторских свойств.

Цель и основные задачи работы - решение технической проблемы добычи ТИЗ вязкой нефти подгазовых оторочек пластов ПК с сопоставлением термических и нетермических методов добычи, исследованием реологии (фильтрации) дисперсий газа и вытеснения водой вязкой нефти, использования растворов щелочей и неионогенных поверхностных веществ (НПАВ), растворителей, ВГС и растворов полиакриламида (ПАА).

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи:

1. Исследование тепловых методов вытеснения нефти: высокотемпературным паром и водяным конденсатом, горячей минерализованной водой.

2. Изучение взаимодействия в системах «нефть - минерализованная вода -глинистая порода ПК» и влияния нефти на свойства породы коллектора

3. Исследование вытеснения вязкой нефти пластов ПК водогазовой смесью (ВГС) и при последовательной закачке растворителя и воды (ВГС или раствора ПАА) при пластовой температуре.

4. Исследование реологических (фильтрационных) свойств ВГС, нефти и смесей растворителей и нефти.

5. Исследование растворов щелочей и неионогенных поверхностных веществ (НПАВ) для повышения нефтеотдачи пластов ПК.

Научная новизна.

1. Впервые систематически изучено вытеснение нефти пластов ПК термическими методами (паром, водяным конденсатом и горячей минерализованной водой) и показано, что под действием деминерализованной воды происходит набухание и диспергирование глинистых компонентов породы, что превращает ее в глинисто-песчаную суспензию и приводит к потере коллекторских свойств.

2. Впервые обнаружено, что дисперсия газа в воде (ВГС) близка к пластическим реологическим системам и ее фильтрация описывается уравнением р = р * (др - дрпорог), близким по форме уравнению Бингама.

3. Предложены новые методы добычи вязкой нефти пластов ПК с использованием последовательной закачки оторочек маловязкого растворителя и воды или ВГС или раствора ПАА. Метод последовательной закачки маловязкого растворителя и воды обеспечивает высокую степень вытеснения вязкой нефти при минимальной депрессии, и в перспективе облегчит транспорт нефти.

Теоретическая и практическая значимость работы.

Впервые изучена фильтрация дисперсии газа в воде (водогазовой смеси) при разных давлениях и скоростях фильтрации и обнаружено, что дисперсия газа в воде близка к пластическим реологическим системам и ее фильтрация описывается уравнением Р = Б * (АР - АРпорог), близким по форме уравнению Бингама.

Изучено влияние начальной нефтенасыщенности пласта Тазовского месторождения и показано, что если нефтенасыщенность превысит 75%, то смачиваемость породы пласта ПК сменится с гидрофильной на гидрофобную. Обнаружена способность породы пластов ПК менять смачиваемость при контакте с активной нефтью месторождений сеноманского горизонта.

Проведены лабораторные исследования термических и нетермических методов добычи вязкой нефти пластов ПК. Показано, что применение высокотемпературного пара (до 325 оС и давления 10 МПа) и деминерализованной воды (до 180о С) приводят к набуханию и диспергированию глинистой породы пластов ПК, что приводит превращению породы (связно -дисперсной системы) в глинисто-песчаную суспензию (свободно - дисперсную систему).

Предложены нетермические методы вытеснения нефти с использованием маловязкого углеводородного растворителя и воды (или ВГС или раствора ПАА)

Результаты исследования были использованы при разработке проекта опытной эксплуатации Тазовского месторождения и учтены при опытной эксплуатации других месторождений сеноманского горизонта.

Методология и методы исследования. Методология исследования основывается на изучении влияния ряда смоделированных физико - химических воздействий на модель пласта и коэффициент вытеснения нефти. В работе для моделирования необходимых условий эксперимента применены методы исследования, используемые в мировой практике.

Положения, выносимые на защиту.

1. При добыче вязкой нефти пластов ПК паровой конденсат, образующийся при закачке пара, приводит к потере коллекторских свойств породы и превращению ее в глинисто-песчаную суспензию.

2. Дисперсия газа в воде по реологическим характеристикам близка к пластическим системам и описывается уравнением р = Б * (ДР - ДРпорог), близким по форме уравнению Бингама.

3. Рекомендуется для решения проблем добычи и в перспективе транспорта вязкой нефти подгазовых оторочек пластов ПК последовательная закачка маловязкого углеводородного растворителя и воды (водогазовой смеси или раствора ПАА).

4. При нефтенасыщенности более 75% смачиваемость породы пласта ПК меняется с гидрофильной на гидрофобную.

Степень достоверности результатов исследования. Представленные в работе результаты исследования достоверны, так как получены с использованием современных физико-химических методов анализа, применяемых в настоящее время на практике.

Апробация результатов исследования. Основные положения диссертационной работы были представлены на Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия», Москва, 2008; на VIII Конгрессе нефтепромышленников России, секция А «Проблемы ресурсо- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов», Уфа, 2009; на VII международной конференции, Томск, 2009; на IV Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского

общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете. Тюмень, 2010; на IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2012, на 73 международной молодёжной научной конференции «Нефть и Газ», РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, 2019.

Публикации. По теме диссертации опубликовано более 6 работ, в том числе 5 статей в журналах из списка ВАК и 1 патент РФ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных результатов и выводов, библиографического списка использованной литературы из 108 наименований. Работа изложена на 150 страницах машинописного текста и содержит 54 рисунка и 33 таблицы.

Глава 1 Обзор литературы

1.1 Особенности разработки нефтяных оторочек нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений

Газонефтяные (нефтегазовые) месторождения существуют приразличных геолого-физические условия залегания нефти и газа. В России известно около 200 газонефтяных месторождений, содержащих более 400 газонефтяных пластов [1]. Нефтяные оторочки подразделяются на [1,2]: краевые, подошвенные, промежуточные и т.д. (рисунке 1.1). Краевая нефтяная оторочка показана на рисунке 1.1д с литологическим выклиниванием продуктивного пласта, оторочка краевого типа показана на рисунке 1.1е, она смещена естественным потоком воды.

Рисунок 1.1 - Типы нефтяных оторочек:

а - краевая, б - краевая с чисто нефтяной зоной, в - подошвенная, г -промежуточного типа, д - краевая оторочка в литологически экранированной залежи, е - краевая оторочка, смещенная потоком пластовой воды [2]

Процесс разработки нефтегазовых месторождений сложен, что и объясняет их низкий КИН. Основные проблемы разработки нефтегазовых месторождений описаны в работе [2], которая послужила основой для настоящего подраздела.

1. Первой проблемой является проблема конусообразования. Нефтяная оторочка перфорируется выше на несколько метров водонефтяного контакта (ВНК) и несколько ниже газонефтяного контакта (ГНК) при использовании вертикальных скважин. В случае горизонтальных скважин их ствол располагается

Рисунок 1.2 - Формирование конусов газа и воды при дренировании нефтяной оторочки вертикальной (а) и горизонтальной (б) скважинами [2] Добыча нефти обусловлена депрессией (снижением) давления около интервалов дренирования. Газ из газовой оторочки и подошвенные (или краевые) воды прорываются к интервалу дренирования, за счет его быстро образуются конусы газа и воды. Достаточно быстро дебит по нефти снижается до уровня, когда дальнейшая эксплуатация скважины становится нерентабельной.

Вторая проблема разработки нефтегазовых месторождений заключается в «косой» слоистости пласта. Пласты часто имеют малые углы наклона (около 1°),поэтому можно этим фактором пренебречь особенно в горизонтальных пластах при вытеснении нефти водой. В нефтегазовых пластах этот фактор принципиально значимым [2-4]. На рисунке 1.3 показаны две одинаковые теоретические ловушки. Левая ловушка заполнена только нефтью и показана водоплавающая нефтяная залежь. На правом рисунке показано нефтегазовое месторождение. Оба пласта содержат слоистые пропластки, разделенные

глинистыми перегородками. Каждая залежь вскрыта только одной скважиной (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 - Схемы водоплавающей нефтяной (а) и нефтегазовой (б) залежей в

однотипных ловушках [2] По данной схеме (рисунок 1.3) скважина в нефтяной залежи дренирует за бесконечно долгое время все запасы нефти. Во втором случае скважина дренирует запасы нефти только в пределах нефтяной оторочки (отмечена более густой штриховкой), т.е. до ближайшего непроницаемого глинистого пропластка.

На рисунке 1.4 схематически показана в крупном массштабе нефтяная оторочка, вскрытая эксплуатационной и нагнетательной скважинами, которые реализуют заводнение. На рисунке видно, что закачиваемая в пласт вода вытесняет нефть не в добывающую скважину, а в газовую шапку и в водонасыщенную зону пласта, что показано стрелками на рисунок 1.4, т.е. расформирование нефтяной оторочки будет происходить при любых видах воздействия при «косой» слоистости, даже при а-1°.

Рисунок 1.4 - Вид нефтяной оторочки с эксплуатационной и нагнетательной

скважинами [2]

Третим фактором, осложняющим разработку нефтегазовых месторождений, является неприменимость значительных депрессий и репрессий на разрабатываемый пласт в добывающих и нагнетательных скважинах. Повышенные депрессии - причина потери запасов газа в газоконденсатной шапке, а чрезмерные темпы закачки (репрессии) вытесняющего агента вызывают смещение нефтяной оторочки в газовую шапку и потерю запасов нефти.

1.2 Краткий обзор современных методов разработки нефтегазовых залежей

Современные представления о методах и технологиях разработки газонефтеконденсатных месторождений приведены в работах [1-3,5-6]. Все методы разработки нефтегазовых месторождений в общем можно разделить на разработку с истощением пластовой энергии и в режиме поддержания пластового давления [3,7].

В процессе разработки нефтегазовых месторождений в режиме истощения энергии пластов применяют: опережающую разработку нефтяной оторочки, опережающую разработку газовой шапки, одновременную разработку нефтяной оторочки и газоконденсатной шапки. Основным способом разработки газонефтяных месторождений является истощение пластовой энергии с опережающей разработкой газоконденсатной шапки и обычно сводится к добыче газа, а запасы нефти игнорируются [3].

В процессе разработки нефтегазовых месторождений в режиме истощения пластовой энергии разрабатывать нефтяную оторочку возможно без поддержания пластового давления. В однородных высокопроницаемых пластах можно добиться высокого коэффициента извлечения нефти (КИН) при опережающей разработке нефтяной оторочки (например, Анастасиевско-Троицкое месторождение [1,3]). Однако прорыв газа к добываемой продукции уменьшает запасы (давление) газа в газовой шапке, что приводит в пласте к выпадению ретроградного конденсата и потере газа (значительная часть газа сжигается на факелах).

При применении поддержания пластового давления возможно влиять на изменение газового фактора нефти в продукции скважин, снизить риск расформирования нефтяной оторочки и поддерживать стабильными дебиты нефти. При сохранении постоянным пластового давления улучшаются конечная конденсатоотдача и нефтеотдача залежи.

Рекомендуется для поддержания пластового давления использовать барьерное или площадное заводнение [1,6,7], закачку сухого газа, азота и выхлопного газа. По всем вариантам поддержания пластового давления возможны: закачка и отбор по всей толщине продуктивного пласта, закачка по всей толщине, отбор из нефтенасыщенного интервала, закачка в нефтенасыщенную часть, отбор по всей толщине пласта, закачка и отбор из всей нефтенасыщенной части пласта. Рекомендуется осуществлять закачку газа по площадной системе или в газовую шапку. При закачке газа может быть использован сайклинг-процесс или переток сухого газа.

Разработку запасов нефтегазоконденсатных месторождений можно осуществлять совместно или при совместно-раздельной добыче газа, нефти и воды [1,3,6,8], что позволяет избежать быстрых прорывов газа и воды в нефтяные скважины, т.к. газ, вода и нефть добываются одновременно.

Закачка воды в виде барьерного заводнения позволяет увеличить безгазовые дебиты нефти. Барьерное заводнение наиболее эффективно с самого начала разработки месторождения или с начальной стадии разработки при снижении давления в газовой шапке не более, чем на 20-30 % [3]. В подошвенные нефтяные оторочки закачиваемая вода может «проваливаться» и нефтяную оторочку расформировать [2,9].

На месторождениях США и Канады [1,6,7] распространено закачивание газа в свод залежи, что способствует гравитационному вытеснению нефти.

В нефтегазовых месторождениях в газонасыщенных интервалах может содержаться 20-40 % остаточной нефти. Поэтому рекомендуется первоначально вводить залежь в эксплуатацию в режиме истощения газа из газовой шапки, что приведет к снижению давления и к смещению нефтяной оторочки в газовую

шапку. При этом запасы нефти в пласте увеличиваются за счет присоединения остаточной нефти к обьему запасов нефтяной оторочки. Объединенная нефтяная оторочка смещается до забоев газовых скважин и начинается добыча нефти [1,6].

Разработка нефтегазовых месторождений, может быть основанна на совместном дренировании газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов в сочетании с сайклинг-процессом в газоконденсатной шапке [3,9].

Рекомендуется применять следующие общие принципы разработки газонефтяных месторождений [6]:

1. Следует уделять внимание распределению нефтегазонасыщенности по площади и по разрезу, учесть размеры переходных зон о областях ГНК и ВНК;

2. Опытно-промышленные работы (ОПР) важны, т.к. они позволяют оценить эффективность и механизм системы разработки, режимы работы скважин;

3. В ходе разработки необходимо обеспечивать надежное разделение нефтяной, подгазовой и газовой зон на самостоятельные участки с помощью барьерного заводнения;

4. Рекомендуется выделение газонефтяного месторождения (пласта) в самостоятельный объект разработки;

5. В случае газонефтяных залежей важно обращать внимание на качество строительства и цементирования скважин, метод их вскрытия и освоения;

6. Отбор газа газовой шапки рекомендуется осуществлять через нефтяные добывающие скважины, в монолитном пласте не существуют технологий предотвращения прорывов газа.

7. Рекомендуется поддерживать в пластах первоначальное давление (или близкое к первоначальному) и выше давления насыщения нефти.

8. Отбор нефти, газа и конденсата, достижение максимальной углеводородоотдачи месторождения (а не только основного флюида).

9. Особое внимание необходимо обратить на методы контроля и регулирования при разработке газонефтяных залежей.

В заключение необходимо отметить следующее:

1. Добыча нефти из подгазовых оторочек газонефтяных месторождений более сложна, чем добыча нефти из обычных нефтяных месторождений, поэтому требуются исследования и поисковые работы большего объема.

2. Методы добычи нефти подгазовых оторочек нефтегазовых месторождений менее развиты, чем методы разработки обычных нефтяных месторождений.

3. Современные требования подразумевают, что при разработке нефтегазовых месторождений должна быть достигнута комплексная углеводородоотдача залежи.

4. Методы разработки нефтегазовых месторождений находятся на «теоретическом» уровне, опыт разработки нефтегазовых залежей в стране недостаточен.

5. Методы разработки нефтегазоконденсатных месторождений не могут быть прямо применены для добычи вязкой нефти сеноманского горизонта из-за значительного различия в геолого-физических характеристиках (особенно по вязкости нефти и свойств коллектора).

1.3 Применение экранов при разработке нефтегазовых месторождений

Для предотвращения газовых и водяных конусов в скважинах используют водные, гелевые, пенные и другие экраны (барьеры) на областях ВНК или ГНК. Создание экранов в интервалах ГНК не всегда является оптимальным, если даже неподвижный экран не проницаем для газа, то газ прорывается под экраном к забою эксплуатационной скважины.

При добыче нефти из нефтяных оторочек широкое распространение получило барьерное заводнение. Барьер воды над ГНК разобщает нефтяную оторочку и газовую (газоконденсатную) шапку, что увеличивает безгазовые дебиты нефти.

В случае краевых нефтяных оторочек наиболее эффективно барьерное заводнение. В случае подошвенной нефтяной оторочки вода быстро

«проваливается» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование и деградацию.

Предложен подход, который сочетает неподвижный гелевый экран на уровне ГНК и водяной барьер, т.е. объединяющий достоинства экранов и барьеров [2]. Назначение гелевого экрана - предотвращение прорыва в интервал перфорации закачиваемой воды при создании жидкостного барьера. Назначение водяного барьера - разобщение газовой шапки и нефтяной оторочки (рисунок 1.5), что предотвращает прорыв газа к добывающей скважине.

По данному методу в горизонтальных скважинах бурятся два горизонтальных ствола (рисунок 1.6). Один ствол в интервале газовой шапки над ГНК, другой - в интервале нефтяной оторочки, на определенном расстоянии от ВНК. Через верхную скважину закачивается агент для создания экрана на уровне ГНК (рисунки 1,6-1.7) и потом, закачивается вода для генерирования водяного барьера. Через нижнюю скважину добывается нефть. Добыча нефти начинается с момента формирования жидкостного барьера.

Рисунок 1.5 - Схема технологического решения в случае использования

вертикальных скважин

Рисунок 1.6- Расположение нагнетательного и добывающего стволов для

горизонтальных скважин

Рисунок 1.7- Технологическое решение для горизонтальных скважин

Для создания барьеров подходят полимерные растворы и сшитые полимерные системы (СПС), т.к. растворы полимера могут быть с сшивателем или без. Недостатками полимеров являются: медленная скорость растворения полимера в воде), сложность применения в осенне-зимний период, сложность дозировки ПАА (полиакриламид) и сшивателя, высокая стоимость ПАА. Растворы ПАА имеют высокую вязкость, при закачке больших объемов гелеобразующего раствора (или СПС) возможны осложнения. Но нефтяная промышленность в настоящее время накопила опыт приготовления и закачивания больше объемных оторочек полимерных гелеобразующих растворов (1000-4000 м3).

1.4 Особенности разработки запасов вязкой нефти в пластах сеноманского

горизонта

Факторами, затрудняющими добычу нефти сеноманского горизонта, является: высокая вязкость пластовой нефти, глинистость коллектора, подошвенное строение и малая толщина нефтяной оторочки, наличие активных подстилающих вод и газовой шапки.

Несмешивающееся вытеснение вязкой нефти газом или водой являются неэффективными процессами, особенно при малой толщине нефтяной оторочки. В последние годы приступили к исследовательским и особенно ОПИ (опытно-промышленные испытания) работам по добычи нефти сеноманского горизонта. Пилотные участки введены в эксплуатацию на Ваньеганском (пласты ПК1 и ПК2)[10] и Северо-Комсомольском месторождениях (пласт ПК1 [11,12]).

Пласт ПК1 Северо-Комсомольского нефтегазового месторождения содержит высоковязкую нефтью (до 100 мПа*с), имеет толщину до 20м, подстилается подошвенной водой и перекрывается газовой шапкой толщиной до 40 м [11]. Пласт сложен рыхлыми, слабосцементированными песчаниками, чередующимися глинистыми пропластками до 1 м. Наблюдается большой вынос песка при добыче нефти. Пористость песчаника до 0,36, проницаемость -2,5 мкм2 и выше, порода коллектора имеет сложную слоистую структуру (рисунок 1.8) с чередованием миллиметровых и сантиметровых слоев песка и глин. Изучение показало, что нефть является породосвязующим материалом. С конца 2003 г при освоении 13 скважин опытного участка месторождения в 6 скважинах получены притоки нефти с дебитами (по жидкости) от 3-4 до 7-17 м3/сут, иногда при содержании воды до 90 %. Все скважины осваивали по нескольку раз с проведением РИР (разведочно-исследовательские работы). В 8 из 13 скважин обнаружены заколонные перетоки, т.е. имело место некачественное цементирование. Даже краткие простои приводили к прекращению закачки и заклиниванию насосов.

Рисунок 1.8 - Породы призабойной зоны скважины №938 по ГИС и керну [11]

Опыт эксплуатации показал, что пласт ПК1 Северо-Комсомольского месторождения является исключительно сложным объектом и проблемы добычи нефти из него не могут быть решены при применении традиционных или упрощенных подходов [11]. Отмечается большой вред, который нанесло глушение скважин водными растворами KCl (скважины поглощали большие объемы жидкости). В работе [12] проанализированы численные эксперименты по моделированию вариантов разработки на примере скв. 899 СевероКомсомольского месторождения. При рассмотрении 61 варианта авторами были сделали следующие выводы:

1. Горизонтальные скважины не позволяют достигнуть рентабельных дебитов по нефти при допустимых газовых факторах и степени обводненности нефти;

2. Изоляционные экраны в области ГНК и ВНК позволяют значительно улучшить показатели работы скважины;

3. Размеры изолирующего экрана определяют длительность эксплуатации скважины до прорыва газа или воды;

4. Максимальное удаление экрана от ВНК или ГНК необходима для достижения максимального эффекта;

5. Толщина изоляционного экрана в области ГНК оказывает небольшое

влияние на эффективность работы скважины.

Еще одним объектом является пласт ПК14 Ваньеганского месторождения [10], для пилотной разработки запасов которого было последовательно пробурены в равновесном режиме с применением биополимерного бурового раствора 3 горизонтальные скважины. Горизонтальная часть ствола скважин имела длину 302 м. После длительного освоения скважину эксплуатировали винтовым насосом, при этом наблюдали быстрое снижение добычи нефти во времени. Лабораторное исследование также выявило снижение проницаемости керна по нефти при ее фильтрации. В работе [10] отмечается, что более выгодно экономически бурить на данном объекте не горизонтальные скважины, а боковые стволы.

Согласно [13] в настоящее время не существует методов эффективной разработки запасов нефти сеноманского горизонта Русского месторождения. На данном месторождении предполагается провести испытание паротеплового и термощелочного технологий на участках месторождения без газовой шапки, т.е. в наименее сложных участках месторождения.

Нефтяные оторочки сеноманского горизонта обычно подстилаются активной водой, поэтому представляет интерес разработка водоплавающих запасов вязкой нефти. В работе д.т.н. И.В. Владимирова (НПО «Нефтегазтехнология», г.Уфа [14] показано, что наличие активной пластовой воды приводит к быстрому росту обводненности нефти (вплоть до 100 %) при разработке запасов вязкой и высоковязкой нефти, т.к. в ПЗП (призабойная зона пласта) возникает небольшая (около 10 м диаметром) область повышенной водонасыщенности, изолирующей нефть от забоя. В высокопроницаемых пластах с большим различием вязкостей нефти и воды обводнение продукции скважины происходит быстрее. При значительном различии между вязкостями воды и нефти, нефть на некотором расстоянии от забоя является практически неподвижной и компенсация отбора жидкости происходит в основном за счет

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мишин Александр Сергеевич, 2019 год

Список использованных источников

1. Гавура, В.Е. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей/В.Е. Гавура, В.В. Исайчев, А.К. Курбанов и др. - М.:ВНИИОЭНГ, 1994. -346 с.

2. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / С.Н.Закиров. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

3. Закиров, И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: дис.... канд.техн.наук: 05.15.06 / Закиров Искандер Сумбатович.-М., 1996. - 137 с.

4. Закиров, И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек газонефтяных залежей / И.С. Закиров // Труды МИНХ и ГП. - 1985. -N192. - C.49-62.

5. 2006 wordwide EOR вигуеу[Электронный ресурс] // Oil & Gas J., - 2006. -Apr.17. - p.45-57 - Режим доступа: (https://www.ogj. com/magazine /5ca3d91475a2545c040041a9).

6. Гавура, В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений / В.Е. Гравура. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

7. Косачку, Г.П., Сагитова, Д.З., Титова, Т.Н. Опыт разработки газовых и газоконденсатных месторождений с нефтяными залежами и оторочками/Г.П. Косачку, Д.З. Сагитова, Т.Н. Титова // Газовая промышленность. - 2006. - N 2. -СС.27-30.

8. Закиров, С.Н., Закиров, И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. Обз.информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и

газоконденсатных месторождений / С.Н. Закиров, И.С. Закиров. - М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 52 с.

9. Закиров, С.Н., Брусиловский, А.И., Закиров, Э.С. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа / С.Н.Закиров, А.И. Брусиловский, Э.С. Закиров; под общ. ред. С.Н. Закирова. - М.: «Грааль», 2000. -643 с.

10. Леонов, В.А., Донков, П.В. Опытно-промышленные работы по внедрению технологий освоения залежей я высоковязкой нефтью / В.А.Леонов, П.В. Донков // Труды 4 научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г.Хантымансийск). - 2001.- С.449-457.

11. Антониади, Д.Г., Гилаев, Г.Г., Джалалов, К.Э. Проблемы разработки залежи высоковязкой нефти Северо-Комсомольского месторождения/Д.Г. Антониади, Г.Г. Гилаев, К.Э. Джалалов // Интервал. - 2003, N4(51) / - C.38-41.

12. Данильченко, О.Н., Душейко, Д.П., Тытянок, В.Н. Исследование процессов конусообразования (газ-вода) при установке изолирующих экранов, оптимизация их местоположения и размеров на трехмерной трехфазной модели / О.Н. Данильченко, Д.П. Душейко, В.Н. Тытянок // Интервал. - 2003. - N6-7(53-54)/ - C. 37-47.

13. Корабельников, А.И., Иванцов, Н.Н., Гринченко, А.А., Волков, В.В., Сельский, А.А. Современные подходы к решению задач разработки Русского месторождения / А.И. Корабельников, Н.Н. Иванцов, А.А. Гринченко, В.В. Волков, А.А. Сельский // Нефтяное хозяйство. - 2008. - N 12. - С.46-49.

14. Владимиров, И.В., Казакова, Т.Г., Вафин, Р.В., Тазиев, М.М., Чукашев, В.Н. О возможном механизме обводнения добывающих скважин, эксплуатирующих залежи вязкой и высоковязкой нефти / И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова, Р.В. Вафин, М.М. Тазиев, В.Н. Чукашев // Нефтепромысловое дело. - 2004. -N 6. - C. 73-77.

15. Владимиров, И.В., Тазиев, М.М., Чукашев, В.Н. Оптимизация системы заводнения водонефтяных зон нефтяных залежей / И.В. Владимиров, М.М. Тазиев, В.Н. Чукашев // Нефтепромысловое дело. - 2005. - N 1. - C.30-37.

16. Владимиров, И.В., Казакова, Т.Г., Тазиев, М.М., Муртазина, Т.М. Оптимизация заводнения коллекторов водонефтяных зон месторождений нефти с применением горизонтальных скважин / И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова, М.М. Тазиев, Т.М. Муртазина // Нефтепромысловое дело. - 2006. - N 12. - С.32-35.

17. Shirman, E.I., Wojtanowicz, A.K. Water coning reversal using downhole water sink. Theory and experimental study/ E.I. Shirman, A.K. Wojtanowicz // Препринт SRE 38792, copyright. - 1997. - Р.425-432.

18. Способ разработки нефтяной залежи в поздней стадии: патент РФ № 2178517: МКИ Е21 В 43/16 / К.Х. Гайнуллин, Н.Ф. Разгоняев, Н.Х. Габдрахманов и др.

19. Лозин, Е.В. Эффективность доразработки нефтяных месторождений/ Е.В. Лозин. - Уфа: Башкирское крижное издательство, 1987. - 152 с.

20. Владимиров, И.В., Тазиев, М.М. Новые схемы перфорации добывающих скважин, разрабатываемых залежи нефти контактной водонефтяной зоны/И.В. Владимиров, М.М. Тазиев // Интервал. - 2007. - N2(97). - C.35-45.

21. Владимиров, И.В. Новые схемы перфорации добывающих скважин, эксплуатирующих контактные водонефтяные зоны месторождений/И.В. Владимиров. - Устное сообщение на 5 пленуме областного правления НТО нефтяников и газовиков им. И.М.Губкинаю - г.Самара, январь 2007 г.

22. Patel, R.S., Batycky, J.P., Tang, J.S., Lai, S.Y., Nibold, M.H. The application of fluid injection to mitigate coning / R.S. Patel, J.P. Batycky, J.S. Tang, S.Y. Lai, M.H. Nibold // Препринт SRE 28570, copyright.- 1994. Р.33-23.

23. Maurice, B. Dusseault. El-Sayed S. Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production/ B.Maurice // SPE paper 59276. -2000.

24. Chalatwnykand, B. R.J., Wagg, T. The Mechanisms of Solids Production in Unconsolidated Heavy-Oil Reservoirs / B. R.J.Chalatwnykand, T. Wagg // SPE paper 23780.-1992.

25. Qazvini, Firouz, Alireza and Torabi, Farshid. Feasibility Study of Solvent-Based Huff-n-Puff Method (Cyclic Solvent Injection) to Enhance Heavy Oil Recovery / Ali-

reza Qazvini Firouz, Farshid Torabi // Proc. SPE Heavy Oil Conference Canada.. - Calgary, Alberta, Canada. - 12-14 June, 2012. - SPE-157853-MS.

26. Ekhlasjoo, I. , Vosoughi, M., Shadizadeh, S.R., Kharrat, R., Ghazanfari, M.H. An Experimental and Simulation Study of Heavy Oil Recovery by the Liquid CO2 Huff and Puff Method / I. Ekhlasjoo, M. Vosoughi, S.R. Shadizadeh, R. Kharrat, M.H. Ghazanfari, // Energy Sources, Part A: Recovery, Utilization, and Environmental Effects. -2014. - vol. 36. - N 23. - pp. 2587-2594.

27. Jinhua Ma, Xiangzeng Wang, Ruimin Gao, Fanhua Zeng, Chunxia Huang, Pai-toon Tontiwachwuthikul and Zhiwu Liang. Study of cyclic CO2 injection for low-pressure light oil recovery under reservoir conditions / Ma Jinhua, Wang Xiangzeng, Gao Ruimin, Zeng Fanhua, Huang Chunxia, Tontiwachwuthikul Paitoon and Liang Zhiwu // Fuel. - 2016. - vol. 174. - pp. 296-306.

28. Song, Chengyao and Yang, Daoyong. Performance Evaluation of CO2 Huff-n-Puff Processes in Tight Oil Formations / Chengyao Song and Daoyong Yang // Proc. SPE Unconventional Resources Conference Canada. Calgary, Alberta, Canada, 5-7 November. - 2013. SPE-167217-MS.

29. Babak Iraji, Reza Seyed, Riazi Shadizadeh and Masoud. Experimental investigation of CO2 huff and puff in a matrix-fracture system / Iraji Babak, Seyed Reza, Shadizadeh and Masoud Riazi // Fuel. - 2015. - vol. 158. - pp. 105-112.

30. Monger, T. G. and Coma, J. M. A Laboratory and Field Evaluation of the CO2 Huff 'n' Puff Process for Light-Oil Recovery / T. G. Monger and J. M.Coma // SPE Reservoir Engineering. - 1988. - vol. 3. - №. 04. - pp. 1168-1176.

31. Butler, R.Thermal Recovery of Oil and Bitumen / R. Butler - New-Jersey: Inc. New-Jersey, 1991.- 528 pp.

32. Edmunds, N.R., Kovalsky, J.A., Gittins, S.D., Pennacchioli, E.D. Review of Phase A Steam-Assisted Gravity-Drainage Test: A Underground Test Facility / N.R. Edmunds, J.A. Kovalsky, S.D. Gittins, E.D. Pennacchioli // SPE paper 21529. - 1991.

33. Mendoza, Huberto A., Finol, Jose J., and Butler, Roger M. SAGD, Pilot Test in Venezuela / Huberto A. Mendoza, Jose J.Finol and Roger M.Butler, SAGD, Pilot Test // SPE paper 53687. - 2006.

34. Chan, M.Y.S., Fong, J. Effects Of Well Placement And Critical Operating Conditions On The Performance of Dual Well SAGD Well Pair In Heavy Oil Reservoir / M.Y.S. Chan, J. Fong // SPE paper 39082. - 2006.

35. Butler, R.M. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen Petro-. leum Society of CIM: monograph / R.M. Butler. - Butterworth-Heinemann. - 1994. -p.228

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

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

38. Yazdani, Ali J., Maini, Brij B. Effect of Drainage Height and Grain Size on the Convective Dispersion in the Vapex Process: Experimental Study / Ali J. Yazdani, Brij B Maini // 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.

39. Строганов, В.М., Гарушев, А.Р., Мочульский, В.М., Сахань, А.В., Гилаев, Г.Г., Кошелев, А.Т., Строганов, А.М., Лузин, С.Н. К вопросу о ликвидации водо-, газоперетоков в скважинах Северо-Комсомольского месторождения. Сборник докладов 4-й Международной конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей». г. Анапа, Краснодарский край, 2004. - Краснодар: «Эдви», 2004 -230 с.

40. Сургучев, М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов/ М.Л.Сургучев - М.: Недра, 1985. - 308 с.

41. Taber, J.J., Martin, F.D., Seright, R.S. EOR screening criteria revisited - Part 1: Introduction to screening criteria and enhanced recovery field projects/ J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright // SPE Res. Eng. - August 1997. - рр.189-198.

42. Taber, J.J., Martin, F.D., Seright, R.S. EOR screening criteria revisited - Part 2: Application and impact of oil prices / J.J. Taber, F.D. Martin, R.S. Seright // SPE Res. Eng. - August 1997. - р.199-205.

43. Jayasekera, A.J., Goodyear, S.G. The development of heavy oilfields in the United Kindom Continental shelf: past, present and future / A.J. Jayasekera, S.G. Goodyear // SPE Res. Eval. & Eng., 3 (5). - October 2000. - р. 371-379

44. Faroud, S.V. Non-thermal heavy oil recovery methods/ S.V. Faroud // Препринт SRE 5893. - copyright 1976. - 16 р.

45. Alikhan, A.A., Farouq, S.M. Current states of nonthermal heavy oil recovery/ A.A. Alikhan, S.M. Farouq // Препринт SPE 11846. - 1986. - p.291-298.

46. Григоращенко, Г.И., Зайцев, Ю.В., Кукин, В.В. и др. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И.Григоращенко - М.: «Недра». - 1978. - 213 с.

47. Власов, С.А., Каган, Я.М., Фомин, А.В. и др. Новые перспективы полимерного заводнения в России / С.А.Власов, Я.М.Каган, А.В. Фомин // Нефтяное хозяйство - 1998. - N 5. - С.46-49.

48. Yelling, W.F., Metcalfe, R.S. Detrvination and prediction of CO2 minimum mis-cibility pressures / W.F. Yelling, R.S. Metcalfe // JPT. - 1980. - v.32,N 1. - р.160-168.

49. Stalkup, F.I. Miscible displacement: монографическая серия SPE AIME/ F.I. Stalkup. - 1984. - 164 p.

50. Намиот, А.Ю. Изменение свойств нефти в процессе ее вытеснения из пласта обогащенным газом высокого давления / А.Ю. Намиот // Тр. ВНИИнефть. - 1964. - N 54. - C.138-146.

51. Srivastava, R.K., Huang, S.S., Dong, M. Comparative effectiveness of CO2, produced gas, and flue gas for enhanced heavy-oil reovery/ R.K. Srivastava, S.S. Huang, M. Dong // SPE Res. Eval. & Eng. - June 1999. - рр.238-247.

52. Boersma, D.M., Hagoort, J. Displactment characteristics of nitrogen vs. methan flooding in volatile-oil reservoir / D.M. Boersma, J. Hagoort // SPE Res. Eng. - November 1994. - pр.261-265.

53. Буторин, О.И., Пияков, Г.Н. Обобщение экспериментальных исследований по определению эффективности применения газового и водогазового воздействия на пласты / О.И. Буторин, Г.Н. Пияков // Нефтепромысловое дело. - 1995. - N8-10 /-C. 54-59.

54. Исхаков, И.А., Габитов, Г.Х., Гайнуллин, К.Х. и Лисовский, Н.Н. Перспективы добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на истощенных рифовых месторождениях Предуральского Прогиба Башкортостана / И.А. Исхаков, Г.Х. Габитов, К.Х. Гайнуллин, и Н.Н. Лисовский // Нефтяное хозяйство. - 2003. - N 4.

- С. 49-54.

55. Nreinen, R.J. & et. Hamaca: solution drive recovery in a heavy oil reservoir, experimental results / R.J. Nreinen // Препринт SPE 39031. - 1997.

56. Bora, R., Maini, B.B., Chakma, A. Flow visualization studies of solution gas drive process in heavy oil reservoirs with a glass micromodell/ R. Bora, B.B. Maini, A. Chakma // SPE Res.Eval. & Eng. v.3. - June, 2000. - pp. 224-229.

57. Craig, F.F., Sanderlin, J.L., Moore, D.W., Geffen, T.M. A laboratory study of gravity segregation in frontal drives / F.F. Craig, J.L. Sanderlin, D.W. Moore, T.M. Geffen // Trans. AIME. - 1957. - vol. 210. - p.275-282.

58. Коваленко, Э.К., Мархасин, И.Л., Сатаров, М.М. Лабораторные исследования эффективности периодической закачки воздуха в процессе заводнения неоднородных пластов / Э.К. Коваленко, И.Л. Мархасин, М.М. Сатаров // Тр.УфНИИ. - 1963. - N 9-10. - С.155-160.

59. Вашуркин, А.И., Ложкин, Г.В., Радюкин, А.Е. Экспериментальные исследования водогазового воздействия на пласт БС10 Федоровского месторождения/ А.И. Вашуркин, Г.В.Ложкин, А.Е. Радюкин // Тр.СибНИИНП. -1978. - N 12. - с.143-151.

60. Huh, D.G., Handy, L.L. Comparison of steady- un steady- state flow of gas and foaming solution in porous media / D.G. Huh, L.L. Handy // SPERRE. - February 1989.

- р.77-84.

61. Christensen, J.R., Stenby, E.H., Skauge, A. Review of WAG Field Experience / J.R. Christensen, E.H. Stenby, A. Skauge // SPEJ Reservoir Evaluation & Engineering. -April 2001. - рр. 97-106.

62. Степанова, Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты / Г.С. Степанова. - М.:Газоил пресс, 2006. - 200 с.

63. Surguchev, L.M., Krakstad, O.S. Screening of WAG injection strategies for heterogeneous reservoir/L.M. Surguchev, O.S. Krakstad // Препринт SPE 25075 (представлен на Европейскую нефтяную конференцию, Канны, Франция, 16-18 ноября 1992 г.).

64. Virnovsky, G.A., Helset, H.V., Skjaeveland, S.M. Stability of displacement fronts in f WAG operation / G.A.Virnovsky, H.V. Helset, S.M. Skjaeveland // Препринт SPE 28622 (представлен на 69 Ежегодную техническую конференцию и выставку в Новом Арлеане, 25-28 сентября 1994 г.)

65. Островский, Ю.М., Гнатюк, Р.А., Лискевич, Е.И. О механизме комбинированного вытеснения нефти водой и газом / Ю.М. Островский, Р.А. Гнатюк, Е.И. Лискевич // Тр. УкрНИИНДП. - 1973. - N 11-12. - C.220-225.

66. Minssieux, L., Duquerroix, J.P. WAG flow mechanism in presence of residual oil / L.Minssieux, J.P. Duquerroix // Препринт SPE 28623 (статья представлена на 69 Ежегодную техническую конференцию и выставку SPE, Новый Арлеан, 25-28 сентября 1994 г.)

67. Van Linden, P.P., Barzanji, O.H.M., van Kruijsdijk, C.P.J.W. WAG injection to reduce capillary entrapment in small-scale heterogeneities / P.P. Van Linden, O.H.M. Barzanji, C.P.J.W.van Kruijsdijk // Препринт SPE 36662 (представлен на Ежегодную конференцию и выставку SPE, Денвер, Колорадо, 6-9 октября 1996 г.)

68. Пияков, Г.Н., Кнышенко, А.Г., Кудашев, Р.И., Юдин, В.И. Исследование эффективности водогазового воздействия для доразработки девонских залежей Туймазинского месторождения / Г.Н. Пияков, А.Г. Кнышенко, Р.И. Кудашев, В.И. Юдин // Тр. БашНИПИнефть. - 1986. - N.74. - C. 105-109.

69. Пияков, Г.Н. Яковлев, А.П., Буторин, О.И. Извлечение нефти из низкопроницаемых коллекторов с помощью газовых методов / Г.Н. Пияков, А.П. Яковлев, О.И. Буторин // Нефтяное хозяйство. - 1991. - N3. - с.26-27.

70. Пияков, Г.Н. Яковлев, А.П., Кудашев, Р.И., Долматов, В.Л. Экспериментальное исследование водогазового воздействия / Г.Н. Пияков, А.П .Яковлев, Р.И, Куда шев, В.Л. Долматов // Нефтяное хозяйство. - 1991. - N 8. -С.29-30.

71. Пияков, Г.Н. Яковлев, А.П., Кудашев, Р.И., Романова, У.И. Исследование эффективности водогазового воздействия (на примере пласта Ю1 Когалымского месторождения) / Г.Н. Пияков, А.П. Яковлев, Р.И. Кудашев, У.И. Романова // Нефтяное хозяйство. - 1992. - N 1. - с.38-39.

72. Пияков, Г.Н., Кудашев, Р.И., Усенко, В.Ф., Темнов, Г.Н. К вопросу доразработки Талинской площади при давлении ниже давления насыщения / Г.Н. Пияков, Р.И. Кудашев, В.Ф. Усенко, Г.Н. Темнов // Нефтяное хозяйство- 1993. -N 2. - с.27-29.

73. Пантелеев, В.Г., Хакимов, А.М., Ежов, М.Б., Скутина, Т.В. Регулирование водой закачки двуокиси углерода в пласты различной проницаемости / В.Г. Пантелеев, А.М. Хакимов, М.Б. Ежов, Т.В. Скутина // Тр. БашНИПИнефть. -1986. - N 74. - с.149-157.

74. Тумасян, А.Б., Бабалян, Г.А. и др. Результаты промыслового эксперимента по закачке в пласт карбонизированной воды / А.Б. Тумасян, Г.А. Бабалян и др. // Нефтяное хозяйство. - 1973. - N 12. - с.32-36.

75. Степанова, Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты/ Г.С. Степанова. - М.:Газоил пресс, 2006. - 200 с.

76. Поваров, И.А., Ковалев, А.Г., Макеев, Н.И. Интенсификация добычи нефти из обводненных нефтяных пластов путем попеременного нагнетания воды и газа / И.А. Поваров, А.Г. Ковалев, Н.И. Макеев // Нефтяное хозяйство. - 1973. - N 12. -с.25-28.

77. Степанова, Г.С., Зенкина, Л.Д. Методика расчета условий взаиморастворимости в нефтегазоконденсатных системах / Г.С. Степанова, Л.Д. Зенкина // Тр.ВНИИнефть. - 1983. - N 85. - с.7-9.

78. Намиот, А.Ю., Фаткуллин, А.А. Экспериментальное исследование вытеснения нефти азотом при высоких давлениях в кн. «Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов» / А.Ю. Намиот, А.А. Фаткуллин.- М.: МНТК Нефтеотдача, 1989. - с.33-35.

79. Степанова, Г.С., Жустарев, В.В. Термодинамическое обоснование метода газового воздействия на месторождении Тенгиз. В кн. «Перспективы применения

газовых методов повышения нефтеотдачи пластов» / r.C. Огепанова, В.В. Жустарев. - M.: MНTК Нефтеотдача, 1989. - с.23-25.

80. Вашуркин, A.K, Cвищев, M.Ф., Ложкин, Г.В. Повышение нефтеотдачи водогазовым воздействием на пласт/A.K Вашуркин, M.Ф. Cвищев, Г.В. Ложкин// Нефтепромысловое дело. - 1977. - N 9. - с.23-24.

81. Van Linden, P.P., Barzanji, O.H.M., van Kruijsdijk, C.P.J.W. WAG injection to reduce capillary entrapment in small-scale heterogeneities / P.P., Van Linden, O.H.M. , C.P.J.W. van Kruijsdijk // Препринт SPE 36662 (представлен на Ежегодную конференцию и выставку SPE, Денвер, Колорадо, 6-9 октября 1996 г.).

82. Jha, KN., Chakma, A. Nitrogen injection with horizontal wells for enhancing heavy-oil recovery / KN. Jha, A.Chakma // Препринт SPE 23029. - Copyright 1991. -p.765-774.

83. Трофимов, A.C., Верес, СП., Гусев, СВ., Талызина, И.П. Aнализ реализации водогазового воздействия на нефтяные пласты первоочередного опытного участка Cамотлоpского месторождения. В кн. «Перспективы применения газовых методов повышения нефтеотдачи пластов» / A.C. Трофимов, СП. Верес, СВ. Гусев, И.П. Талызина. - M.: MKIX Нефтеотдача, 1989. - с.60-64.

84. Дегтярев, НМ., Багов, M.C., Полянский, В.Г. Исследование вытеснения нефти газом высокого давления из неоднородной и трещиновато-пористой среды на лабораторных моделях / HM. Дегтярев, M.C. Багов, В.Г. Полянский // Тр. CевКавНИПИнефть. - 1967. - N 3. - с.149-152.

85. Чижова, Л.Н., Apтюхович, В.К. и др. К вопросу повышения нефтеотдачи пластов закачкой газа под высоким давлением на месторождениях Тюменской области / Чижова Л.Н., Apтюхович В.К. и др // Тр. CевКавНИПИнефть. - 1977. -N 26. - с.84-89.

86. Чижова, Л.Н., Apтюхович, В.К., Дегтярев, НМ. К оценке влияния неоднородности пласта на эффективность вытеснения нефти газом высокого давления / Л.Н. Чижова, В.К. Apтюхович, HM. Дегтярев // Тр^ев.КавНИПИнефть. - 1977. - N 26. - с.69-75.

87. Харазий, Н.И., Захаров, А.С., Дорощук, Н.Ф., Глумов, Н.Ф. Периодическая закачка газа и воды под высоким давлением / Н.И. Харазий, А.С. Захаров, Н.Ф. Дорощук, Н.Ф. Глумов // Тр.ТатНИПИнефть. - 1979. - N 40. - с.144-151.

88. Иваншин, В.С., Карнаушевская, Ж.И., Лискевич, Е.А. Об эффективности создания газоводяной репрессии на Битковском месторождении / В.С. Иваншин, Ж.И. Карнаушевская, Е.А. Лискевич // Нефтяное хозяйство. - 1975. -N 2. - с. 3538.

89. Дегтярев, Н.М., Багов, М.С., Полянский, В.Г. Исследование вытеснения нефти газом высокого давления из неоднородной и трещиновато-пористой среды на лабораторных моделях / Н.М. Дегтярев, М.С. Багов, В.Г. Полянский // Тр. СевКавНИПИнефть. - 1967. - N 3. - с.149-152.

90. Вашуркин, А.И., Свищев, М.Ф. Критерии применимости водогазового воздействия на пласт/ А.И. Вашуркин, М.Ф. Свищев // Проблемы нефти и газа Тюмени. - 1979. - N 43. - с.24-26.

91. Лозин, Е.В., Хлебников, В.Н. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче / Е.В. Лозин, В.Н. Хлебников. - Уфа: изд. Башнипинефть. - 2003. -236 с.

92. Зацепин, В.В., Максутов, Р.А. Современное состояние промышленного применения технологий водогазового воздействия / В.В. Зацепин, Р.А. Максутов. // Нефтепромысловое дело.- 2009.- N 7.- с. 13-21.

93. Грайфер, В.И., Лысенко, В.Д. Газовое заводнение. Перспективы широкого промышленного применения / В.И. Грайфер, В.Д. Лысенко // Нефтяное хозяйство.- 2007.- N 5.- с. 63-68.

94. Зацепин, В.В., Черников, Е.В. Некоторые вопросы реализации водогазового воздействия на Восточно-Перевальном нефтяном месторождении/Зацепин В.В., Черников Е.В. // Нефтяное хозяйство.- 2007.- N 7.- C. 44-47.

95. Berge, L.I., Stensen, J.A., Crapez, B. SWAG Injactivity Behavior Based on Siri Field Data / L.I. Berge, J.A. Stensen, B.Crapez // paper SPE 75126.- SPE\DOE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, Okhlahoma . - 2004 - 17-21 April.

96. Christensen, J.R., Stenby, E.H., and Skauge, A., Review of WAG Field Experience, SPE Reservoir Evaluation & Engineering / J.R. Christensen, E.H. Stenby, and A. Skauge. - April 2001. - р.р.97-106.

97. Суслова, А.А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений: диссертация на соискание ученой степени кандидата наук: 02.00.11 / А.А. Суслова. -М., 2015 - 125 с.

98. Гиматудинов, Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш.К.Гиматудинов.-М.:Недра, 1971. - 312 с.

99. Уилкинсон, У. Л. Неньютоновские жидкости / У. Л. Уилкинсон, пер. З.П. Шульмана. - М.: Мир, 1964.. - 182 с.

100. Боксерман, А.А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи - обязательное условие преодоления падения нефтедобычи в стране/А.А. Боксерман // Нефтяное хозяйство. - 2004. - N10. - C.34-38.

101. Хлебников, В.Н., Мишин, А.С., Зобов, П.М., Антонов, С.В., Бакулин, Д.А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сенономанского горизонта. Часть 1. Паротепловое воздействие на нефть и породу пластов ПК1 сеноманского горизонта / В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, П.М. Зобов, С.В.Антонов, Д.А. Бакулин // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012. - №2.- С.40-45.

102. Хлебников, В.Н., Мишин, А.С., Зобов, П.М., Антонов, С.В., Бакулин, Д.А. Физическое моделирование термического воздействия на вязкую нефть и породу пластов ПК сенономанского горизонта. Часть 2. Паротепловое воздействие и влияние температуры на эффективность вытеснения вязкой нефти минерализованной водой / В.Н. Хлебников, А.С. Мишин, П.М. Зобов, С.В.Антонов, Д.А. Бакулин // Вестник ЦКР Роснедра.- 2012. - N 3. - С.22-30.

103. Хлебников, В.Н., Мишин, А.С., Антонов, С.В., Зобов, П.М., Бакулин, Д.А. Решение проблем добычи запасов вязкой нефти подгазовых оторочек сеноманского горизонта/В. Н. Хлебников, А.С. Мишин, П.М. Зобов, С.В.Антонов, Д.А. Бакулин // Нефтесервис. - 2010. - N3(11). -C.33-36.

104. Хлебников, В.Н., Полищук, А.М., Мишин, А.С., Антонов, С.В., Кокорев, В.И., Дарищев, В.И., Ахмадейшин, И.А., Бугаев, К.А. и Чубанов, О.В. Экспериментальное исследование механизма фильтрации водогазовых смесей / В.Н. Хлебников, А.М. Полищук, А.С. Мишин, С.В. Антонов, В.И. Кокорев, В.И. Дарищев, И.А. Ахмадейшин, К.А. Бугаев и О.В. Чубанов // Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - N 6. - С.8-14.

105. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. М.:Недра,1989, 159с.

106. Лейк Л. Основы методов увеличения нефтеотдачи // Лейк. - Остин: Университет Техас, 2004.- 449 с.

107. Хлебников, В.Н., Мишин, А.С., Андреев, О.П., Салихов, З.С. и др. Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа. Патент РФ №2390625. Опубликован 27.05.2010 Бюл№15.

108. Хлебников, В.Н., Зобов, П.М., Антонов, С.В., Мишин, А.С., Хамидулин, И.Р. Экспериментальная оценка несмешивающегося водогазового воздействия при разработке запасов нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах / В.Н. Хлебников, П.М.Зобов, С.В. Антонов, А.С. Мишин, И.Р. Хамидулин // Башкирский химический журнал. - 2008. - т.15, N 4. - C. 95-101.