Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Лифантьев, Алексей Владимирович

• Лифантьев, Алексей Владимирович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Лифантьев, Алексей Владимирович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Состояние изученности влияния неоднородности пласта на показатели разработки месторождений

1.2 Оценка неоднородности продуктивных пластов бобриковского горизонта нижнего карбона на Ромашкинском месторождении

1.3 Анализ влияния неоднородности по проницаемости на коэффициент извлечения нефти по промысловым данным

1.4 Анализ изменения неоднородности по проницаемости терригенных отложений бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения в процессе разбуривания

1.5 Выводы по обзору работ и постановка задач исследований

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ПЕРЕНОСА СКВАЖИННЫХ ДАННЫХ НА КОНЕЧНО-РАЗНОСТНУЮ СЕТКУ ДЕТЕРМИНИРОВАННЫМИ МЕТОДАМИ НА РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТОВ

2.1 Математическая постановка задачи гидродинамического моделирования

2.2 Конечно-разностные схемы

2.3 Влияние размерности расчетной сетки на результаты расчетов

2.4 Влияния шага конечно-разностной сетки на расчетную неоднородность пласта

2.5 Исследование снижения расчетной неоднородности пласта при переходе к сеточным данным

3. ОЦЕНКА ДЕБИТА ЖИДКОСТИ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ

3.1 Изучение существующих аналитических формул оценки дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием (СГО)

3.2 Вывод аналитической формулы и ее верификация

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

104

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Учет неоднородности пластов по проницаемости при компьютерном проектировании разработки нефтяных месторождений»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Развитие вычислительной техники и математических методов моделирования послужило широкому применению компьютерного моделирования в областях геологии и разработки месторождений нефти и газа. В настоящее время все проектно-техпологические документы составляются с использованием трехмерных геолого-гидродинамических моделей месторождений нефти и газа, с помощью которых осуществляется: анализ разработки; выявление и количественная оценка вклада различных геолого-физических параметров пласта, влияющих на разработку; количественное изучение процессов, протекающих при разработке; многовариантный прогноз технологических показателей разработки; выбор конкретных технологий разработки и подбор скважин-кандидатов для проведения геолого-технологических мероприятий.

Для построения компьютерных геолого-технологических моделей при проектировании разработки месторождений углеводородного сырья широко применяются детерминированные методы интерполяции параметров на конечно-разностные сетки. Ограничение этих методов заключается в отсутствии контроля и управления статистическими характеристиками результирующих полей случайной величины, которыми являются геолого-физические параметры пластов. Поэтому актуальными задачами являются исследование существующих и разработка новых методов учета неоднородности пластов по проницаемости применительно к конечно-разностным сеткам различной детальности.

Цель работы - совершенствование учета неоднородности пласта по проницаемости при геолого-гидродипамических расчетах технологических показателей объектов разработки и скважин с горизонтальным окончанием (на примере бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения).

В соответствии с поставленной целыо в работе решались следующие основные задачи:

1. Анализ влияния отображаемой в имитационной модели неоднородности пластов по проницаемости на показатели разработки месторождений;

2. Оценка изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на конечно-разностную сетку;

3. Оценка влияния размерности конечно-разностной сетки на отображаемую в геолого-технологической модели неоднородность по проницаемости;

4. Разработка аналитической методики оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием при установившемся притоке жидкости для неоднородных по проницаемости пластов.

Методы исследований.

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, на использовании современных методов математического моделирования.

Научная новизна.

1. Установлено, что для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения при переносе результатов интерпретации геофизических исследований скважин на конечно-разностную сетку детерминированными методами происходит снижение отображаемой в модели неоднородности пласта на 28% вне зависимости от метода интерполяции, размерности сетки и коэффициента вариации по проницаемости.

2. Получена аналитическая зависимость оценки дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием от геологических и технологических параметров при линейном притоке к условно-горизонтальной части ствола и радиальном притоке на его концах для установившегося течения жидкости. Предложена методика оценки дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием для неоднородных по проницаемости пластов.

3. Установлено, что с учетом неоднородности по проницаемости для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения фактический дебит жидкости для скважин с горизонтальным окончанием составляет 36%-40% от теоретического.

Основные защищаемые положения.

1. Метод анализа и результаты изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на конечно-разностную сетку.

2. Результаты изменения отображаемой в модели неоднородности пластов по проницаемости и среднего значения коэффициента проницаемости бобриковских отложений Ромашкинского месторождения в процессе разбуривания.

3. Аналитическая зависимость для дебита жидкости скважин с горизонтальным окончанием (СГО) от геологических и технологических параметров при линейном притоке к условно-горизонтальной части ствола (УГС) и радиальном на концах ствола для установившегося течения жидкости. Методика оценки дебита жидкости СГО для неоднородных по проницаемости пластов.

4. Отношение фактического дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием к теоретическому для условий бобриковских отложений Ромашкинского месторождения.

Практическая ценность.

1. Создана методика оценки расчетной неоднородности пласта по проницаемости, позволяющая учитывать ее изменение при переходе от данных по скважинам к сеточным данным геолого-фильтрационной модели месторождений.

2. Установлено, что для длин условно-горизонтальных стволов, ограниченных 600 метрами, аналитическая зависимость выходит на асимптоту только для случая, когда радиус контура незначительно (на 10 м) превосходит полудлину скважины. При превышении радиуса контура от 100 м и более дебит неуклонно растет с увеличением длины ствола.

3. Предложена аналитическая методика оценки дебита скважин с горизонтальным окончанием при установившемся притоке жидкости для неоднородных по проницаемости пластов.

4. Результаты работы применены для обоснования проектирования скважин с горизонтальным окончанием на Матросовском месторождении НГДУ

«Бавлынефть», Альметьевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть», Ново-Суксинского месторождения НГДУ «Прикамнефть».

Апробация работы.

Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались:

1. Геологическая конференция в НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть» «Проблемы и новые перспективные направления повышения эффективности разработки объектов па поздней стадии разработки», 2006 г.

2. Научно-техническая конференция «О перспективах стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки на примере Ромашкинского месторождения» посвященная добыче 3-х миллиардной тонны нефти. 1 июня 2007 года, НГДУ «Альметьевнефть» ОАО «Татнефть»

3. «Геомодель 2007» 9-я научно-практическая конференция по проблемам комплексной интерпретации геолого-геофизических данных при геологическом моделировании месторождений углеводородов, 16-21.09.2007, Геленджик, Россия.

4. Молодежная научно-практическая конференция института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 11 мая 2012 г., г. Бугульма.

5. 41-я научно-практическая конференция «Современные информационные технологии в нефтяной и газовой промышленности», 22-25 октября 2012 г., г. Сочи.

6. Семинар по презентации новых технологий и химических реагентов для ГРП, институт «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть», 14 апреля 2014 г., г. Бугульма.

Публикации.

Основные положения диссертационной работы отражены в 10 публикациях, из них 8 статей в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из 3 глав, введения и заключения, списка литературы из 141 наименования. Диссертация изложена на 118 страницах, включает 11 таблиц и 29 рисунков.

Автор выражает благодарность научному руководителю д.т.н. A.B. Насыбуллину, а так же к.т.н. Ф.М. Латифуллину, к.т.н. Р.З.Саттарову, к.т.н. В.Г. Салимову, А.Б. Владимирову за ряд ценных замечаний, советов и всем, кто участвовал в обсуждении этой работы.

1. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ПРИМЕРЕ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Состояние изученности влияния неоднородности пласта на показатели разработки месторождений

На современном этапе развития теории и практики разработки нефтяных месторождений насущной задачей является вопрос учета неоднородности продуктивных пластов. Изучение неоднородности продуктивных пластов необходимо для подсчета запасов и проектирования разработки, а также для эффективной эксплуатации и регулирования разработки нефтяных залежей. Решение проблемы неоднородности должно осуществляться комплексно с привлечением материалов по геологическому строению и разработке нефтяных залежей. Причем основной упор должен быть направлен на геологию, поскольку геологические факторы и, в частности, условия формирования осадков определяют те или иные особенности продуктивных пластов [1]

Изучению неоднородности нефтегазоносных пластов посвящены работы Р.Г.Абдулмазитова, В.И.Азаматова, В.А.Бадьянова, И.М.Бакирова, Ю.Б.Борисова, В.А.Бреева, В.В.Войнова, Г.Н.Гурьянова, Л.Ф.Дементьева, Р.Н.Дияшева, В.А.Долицкого, М.А.Жданова, М.М.Ивановой, И.М.Климушина, В.Г.Каналина, К.Я.Коробова, А.П.Крылова, В.Д.Лысенко, М.И.Максимова, В.С.Мелик-Пашаева, Р.Х.Муслимова, Р.З.Мухаметшина, Р.Г.Рамазанова, З.К.Рябининой, Б.Ф.Сазонова, М.М.Саттарова, Н.М.Свихнушина, Е.И.Сёмина, В.В.Стасенкова, С.А.Султанова, М.Л.Сургучева, М.А.Токарева, И.П.Чоловского, Э.М.Халимова, Р.Б.Хисамова и др.

Проблематика влияния неоднородности нефтяных пластов и насыщающих их флюидов на фильтрационные процессы довольно хорошо изучена [2, 3 и др.]. Нефтяные пласты в большинстве своем неоднородны. Многие авторы при изучении неоднородности придерживаются тех или иных классификаций. Например, выделяют три вида неоднородности [4, 5, 6]: макронеодпородность, микронеоднородность и трещиноватость.

Большинство авторов [7, 8, 9, 10] считают слоистость горных пород основной макронеоднородностыо (геологическая неоднородность), обусловленной самой природой осадконакопления.

Микропеоднородность строения пласта характеризуется наличием пор и каналов различного размера и в каждом участке пласта и в каждом пропластке. Считают, что жидкость в наиболее мелких порах находится в неподвижном состоянии при малых градиентах давления [11]. С увеличением скорости фильтрации, когда силы давления становятся больше сил взаимодействия системы жидкость-пористая среда, жидкость начинает двигаться и в мелких порах и фильтрация подчиняется линейному закону Дарси.

Таким образом, микронеоднородность пористых сред так же предполагает постепенность вовлечения в движение жидкости по сечению горной породы при увеличении градиентов давления. О возможности вовлечения в фильтрацию нефти, находящейся в неподвижном состоянии в мелких порах путем повышенных отборов было указано еще в 1946 г. [12].

В макронеоднородном слоистом пласте жидкость также вовлекается в движение постепенно при повышении градиента давления. Рассматривая слоистый пласт, как множество тонких пропластков выявлено, что в зависимости от градиента давления изменяется работающая толщина пласта - Ыр= Ь/Н, где И, толщина ¡-го пропластка, Н - толщина пласта [13].

Важным фактором, вносящим существенный вклад в возникновение неоднородности, является трещиноватость пластов. Под трещиноватостыо коллекторов принято понимать свойственную всем горным породам рассеченность их мелкими трещинами [14,15]. Швецовым И.А. [16] показано, что вытеснение нефти из пористо-трещиноватых блоков происходит как за счет гидродинамических, так и капиллярных сил.

В естественных условиях трещины могут быть замкнуты под действием горного давления. При повышении давления (например, при заводнении пласта) происходит постепенное раскрытие существующих и образование новых трещин, причем неодновременно в различных пропластках, участках из-за разных

прочностных свойств [17]. В данном случае имеет место некоторая аналогия с движением при начальном градиенте давления, так как движение жидкости в пропластках начинается только при наличии сообщающихся трещин, которые образуется при некотором давлении нагнетания при депрессии на пласт (градиенте давления). При уменьшении давления (в добывающих скважинах) из-за действия горного давления трещины могут закрываться и если градиенты давления малы, чтобы привести в движение жидкость в поровых каналах, то фильтрация может прекращаться во всему сечению такой горной породы. Лабораторные эксперименты также подтверждают это явление [18, 19]. Согласно формуле А.П. Крылова:

КИЫ=/Свыт • Кохв, (1.1)

где Лвыт, Кохв - коэффициент соответственно вытеснения и охвата. Эта простая формула дает возможность на микро- и/или макроуровне выявлять причины неудовлетворительного извлечения запасов нефти на рассматриваемом месторождении, а следовательно, реализовать меры по увеличению КИН при сложившейся системе разработки.

Авыт может сильно влиять на КИН при фиксированной сетке скважин. В то же время Квыт не зависит от плотности сетки скважин (ПСС). Не всегда убедительны попытки найти связь КИН с ПСС. Вместе с тем нельзя исключить действительно важный фактор — ПСС. Он может и должен учитываться, но только в результате построения и анализа зависимостей Кохв - ПСС. Только через Кохв плотность сетки скважин оказывает большое влияние на КИН. Это и является научной основой установления влияния ПСС на эффективность процесса извлечения нефти [20]. Бурение для разукрупнения эксплуатационного объекта способствует увеличению КИН. К тому же, происходит не только уплотнение сетки скважин, по и параллельно интенсифицируется система заводнения [21].

Бакировым И.М. обоснованы принципы рационального размещения скважин, как в послойно, так и зонально-неоднородных, анизотропных по коллекторским свойствам пластах [22, 23].

Термокапиллярную пропитку трещинно-поровых коллекторов изучал P.P. Ибатуллин [24, 25]. В данных работах показано, что в рамках концепции среды с двойной пористостью, предложенной Г.И. Баренблаттом, Ю.П. Желтовым [26] для рассмотрения фильтрации однородных жидкостей в трещинных породах, вытеснение нефти из пористых блоков происходит водой, находящейся в трещинах, за счет противоточной капиллярной пропитки, а также предложены технологии разработки таких залежей.

В работе Распопова A.B. [27] сделаны выводы о том, что при разработке трещинно-пористого пласта необходимо учитывать зависимость свойств коллектора от давления.

В институте ТатНИПИнефть к изучению неоднородности пластов с применением моделей приступили в 60 - е годы прошлого столетия, под руководством Вахитова Г.Г. [28]. В настоящее время эти исследования продолжаются. В работе [29] проведено исследование влияния различных видов неоднородности на эффективность нестационарного заводнения в геолого-физических условиях, типичных для месторождений ОАО «Татнефть». Авторами путем математического моделирования показано, что циклическое заводнение наиболее эффективно для слоисто-неоднородных пластов, для пластов с зональной неоднородностью при расположении нагнетательной скважины в высокопроницаемой зоне и для пластов с ячеистой неоднородностью по проницаемости, что имеет место в коллекторах трещинно-порового типа. Циклическое заводнение неэффективно при проницаемости в низкопроницаемой

9 О

зоне выше 5x10"" мкм", при наличии высокопроницаемых каналов между нагнетательной и добывающей скважинами. Выявлены виды неоднородности для которых эффективности стационарного и нестационарного заводнения равны.

Наиболее значительное влияние на неоднородность оказывает изменение структурно-фациальных и литологических свойств пластов, которые влияют на процесс фильтрации и на процесс вытеснения нефти водою из пористой среды [30]. Это изменение свойств, в виде расчленения пласта на отдельные проницаемые пропластки, обуславливает и появление прерывистости пласта, под

которым подразумевается изменение литолого-физических свойств пласта и отдельных его пропластков, связанное с выклиниванием или замещением его непроницаемыми породами.

Для характеристики неоднородности продуктивных пластов широко используются следующие два коэффициента:

1. Кр - коэффициент расчлененности

Кр = ^ (1.2)

где: nj число слоев в каждой i -той скважине, N — число скважин.

Коэффициент расчлененности представляет собой отношение суммарного числа проницаемых слоев, вскрытых скважинами, к числу этих скважин. Он характеризует среднее число слоев-коллекторов продуктивного пласта, приходящихся на одну скважину. В монолитном пласте коэффициент расчлененности равен единице.

2. Кпсс - коэффициент песчанистости:

Кпес = ^ (1.3)

/юбщ v '

где hj,],— эффективная толщина пласта в скважине; Ь0бШ - общая толщина пласта в скважине, под которой подразумевается суммарная толщина всех пород, слагающих продуктивный пласт от кровли до подошвы.

Коэффициент песчанистости характеризует долю проницаемого коллектора в разрезе пласта в скважине. Среднее значение Кпес по всем скважинам, вскрывшим продуктивный пласт, характеризует долю проницаемого коллектора в целом по объему пласта. В монолитном пласте коэффициент песчанистости равен единице.

Использование коэффициента расчлененности для отражения степени неоднородности продуктивных пластов показало, что он недостаточно полно ее характеризует. При одном и том же значении коэффициента расчлененности, но при различной толщине пласта, характер неоднородности строения пласта существенно различен. Условия выработки запасов нефти из таких пластов значительно отличаются. В первом случае обычно не возникает больших проблем

с извлечением нефти, во втором — выработка запасов в достаточной степени затруднена.

Карты расчлененности продуктивного пласта, построенные по данным определений коэффициента расчлененности по каждой скважине, характеризуют анизотропность пласта, т.е. степень гидродинамической связи поперек напластования в продуктивном пласте. Эта связь и возможность фильтрации флюидов поперек напластования в значительной степени зависит от степени расчлененности пласта непроницаемыми пропластками. На участках пласта с очень сильной расчлененностью дебиты скважин с горизонтальным окончанием могут не отличаться от дебитов вертикальных скважин.

Учитывая недостатки коэффициента расчлененности, предлагается для характеристики неоднородности пласта использовать значение средней толщины одного проницаемого прослоя, серией которых обычно представлен продуктивный пласт:

Лэф

где Ьср— средняя толщина одного проницаемого прослоя;

1Ъф— эффективная толщина пласта в скважине;

Кр-— коэффициент расчлененности.

Параметр Иср достаточно полно характеризует расчлененность пласта на отдельные проницаемые прослои. Очевидно, что чем меньше толщина проницаемого прослоя, тем больше вероятность, что содержащаяся в нем нефть не будет извлечена в процессе разработки нефтяной залежи.

В работах Борисова Ю.П. с соавторами [31, 32] была установлена зависимость доли непрерывной части пласта от коэффициента песчанистости, Сазоновым Б.Ф. [33] - зависимость коэффициента охвата залежи процессом вытеснения (коэффициент дренирования) от коэффициента песчанистости.

Очень важная роль коэффициента песчанистости позволила создать классификацию типов коллекторов, причем в основу выделения различных типов коллектора был положен коэффициент песчанистости. Достаточно удачная

типизация пород-коллекторов предложена СибНИИНП. Она базируется на том, какие доли гидродинамически связанных (ГСК), прерывистых (ПК) и сильно прерывистых коллекторов (СГЖ) содержатся в объеме пласта. Выделяются 4 типа строения продуктивных пластов [34].

1. В объеме продуктивной толщины, в основном, присутствуют прослои, относящиеся к гидродинамически связанным коллекторам.

2. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта изменяется от 0,5 до 0,85.

3. Доля гидродинамически связанных коллекторов в объеме продуктивного пласта уменьшается от 0,5 до нуля. Преобладают пропластки, относящиеся к прерывистым и сильно прерывистым коллекторам.

4. Гидродинамически связанные коллекторы в объеме пласта отсутствуют. Преобладают сильно прерывистые коллекторы, на долю которых приходятся от 50 до 100% объема пород.

На примере угленосной свиты Бавлинского месторождения (в современном понятии это бобриковский горизонт), в работе Гурьянова Г.Н. [1], была выполнена оценка неоднородности продуктивных пластов, в качестве характеристики неоднородности выбрана толщина. Поскольку о толщине данного объекта уже имелась наиболее полная информация по площади, и она определялась достаточно точно. При качественной и количественной оценке неоднородности продуктивных пластов использовались элементы математической статистики. Авторы провели корреляционный анализ, между общей толщиной угленосной свиты и толщиной пластов-коллекторов, и установили, что между ними существует тесная связь (коэффициент корреляции равен 0.72). Важным выводом является установление элементов ритмичности в характере залегания песчаных и глинистых пород. Для количественной оценки неоднородности по толщине и по площади был использован метод «статистического окна» [35]. По этому методу были построены так называемые карты регионального фона толщины пластов-коллекторов нижней и верхней пачек, а также суммарной толщины коллекторов угленосной свиты. Проведенный

анализ карт показал, что пластам-коллекторам свойственны явно выраженные закономерности в изменении толщины. Так, толщина пласта-коллектора верхней пачки незначительно убывает с севера на юг. Зоны относительно высоких толщин располагаются на северо-западе и северо-востоке месторождения. Зоны повышенных толщин имеют почти меридиональное направление и расположены на западе и востоке месторождения, в то время как в центральной части находится зона малых толщин.

Бадьянов В.А. [35] в качестве показателя неоднородности использует коэффициент вариации, который является относительной мерой изменчивости и может быть использован для сравнительной оценки степени колеблемости исследуемого параметра, как в пределах изучаемой площади, так и для различных залежей и месторождений. Были вычислены коэффициенты вариации для суммарной толщины пластов-коллекторов угленосной свиты, для коллекторов верхней и нижней пачек, а также для количества продуктивных пластов (показатель характера расчлененности) угленосной свиты. Судя по величине коэффициентов вариации толщины пластов-коллекторов верхней и нижней пачек, которые соответственно равны 50 и 84%, пласт-коллектор нижней пачки более неоднороден по толщине.

Как отмечалось ранее, понятие неоднородности строения продуктивных пластов является довольно общим. В него так же входит и неоднородность коллектора по проницаемости. Проницаемость в данной точке пласта является случайной величиной, но в большинстве случаев удается выделить в его разрезе прослои, обладающие различной средней проницаемостью. Это явление связано с процессами осадконакопления в период формирования коллектора.

Обычно выделяют три типа неоднородности пласта по проницаемости: изменение проницаемости по площади, изменение по вертикальной составляющей или слоистая неоднородность, а также может быть направленная проницаемость, обусловленная трещиноватостыо коллектора.

Обычно проницаемость распределяется по объему пласта в соответствии с нормально-логарифмическим законом и для оценки степени неоднородности

пласта по проницаемости используют коэффициент вариации проницаемости. Значение этого коэффициента может изменяться в широких пределах, причем, чем больше его значение, тем больше неоднородность коллектора по проницаемости [32, 36].

Для характеристики неоднородности коллектора по проницаемости широко используются методы математической статистики и теории вероятности. Изучение и учет пространственной неоднородности пласта в расчетах по оценке технологических показателей разработки является важной практической задачей.

1.2 Оценка неоднородности продуктивных пластов бобриковского горизонта нилснего карбона на Ромашкинском месторождении

Детальному изучению геолого-физической характеристики и особенностям геологического строения бобриковского горизонта посвящено достаточно большое количество работ [37, 38, 39, 40, 41, 42, 43, 44]. Бобриковский горизонт характеризуется прерывистым распространением и частой изменчивостью коллекторских свойств. Выявленные залежи имеют различные размеры и этаж нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структур. Прерывистое строение и неоднородность пластов-коллекторов, обусловленные изменением литолого-петрографического состава отложений, наряду со структурными факторами, обуславливают весьма сложную конфигурацию залежей в плане при наличии участков замещения в самых различных частях локальной структуры. Поэтому наряду с пластово-сводовыми залежами широко распространены и литологически осложненные залежи. Многочисленные залежи (более 80) месторождения в настоящее время объединены в 14 укрупненных по принадлежности к территориям НГДУ (рисунок 1). Залежи характеризуются широким диапазоном по размерам (по длине от 2 до 35 км, по ширине от 1 до 21 км) и по высоте (от 3 до 47 м). Самыми крупными из них являются залежи 1, 5, 8, 12 и 31 Ромашкинского месторождения. Структура этих залежей довольно четко контролируется показаниями большого числа пробуренных скважин, в том числе и на девон. Покрышкой для залежей служит выдержанная глинисто-карбонатная толща тульского горизонта толщиной 8-12 м. Продуктивные пласты подстилаются непроницаемыми породами косьвинского (елховского) горизонта, имеющими толщину от 1.8 до 4.0 м. Анализ данных по скважинам, вскрывшим ВПК в залежах бобриковских отложений, указывает на наличие регионального погружения его поверхности с юго-запада на север и восток от отметки минус 823 м до минус 946 м.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Лифантьев, Алексей Владимирович, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гурьянов, Г.Н. Неоднородность продуктивных пластов угленосной свиты бавлинского нефтяного месторождения / Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта // тр. ТатНИИ. -Л., 1967.-Вып. 10-С. 150-154.

2. Ковалев, B.C. К вопросу о вытеснении нефти из неоднородных пластов // Тр. Гипровостокнефть, вып. 7, 1964.

3. Семин, Е. И. Геологическая неоднородность нефтеносных пластов и некоторые способы ее изучения // Тр. ВНИИ, вып. 34, 1962.

4. Ширгазип, Р. Г. Исследование нелинейной гидропроводности горных пород: дис. ... канд. техн. наук: 05.15.06 / Ширгазин Ришат Гарифуллинович. - Уфа, 1981.

5. Ковалев, А.Г. Исследование коллекторских свойств нефтяных пластов и механизма вытеснения нефти.- В кн.: Рациональная разработка нефтяных месторождений в Советском Союзе. М., 1970, вып.53, с. 55-63.

6. Рыжов, П.А. Геометрия недр. - М.: Недра, 1964.

7. Бан, А. Влияние свойств пород на движение в них жидкостей / А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др..- М.: Гостоптехиздат, 1962.-275с.

8. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. - М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

9. Сургучев, М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений платформенного типа. - М.: Гостоптехиздат, 1960.-58с.

10. Токарев, М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. - Уфа, 1983.-Изд.Уфимск.нефт.ин-та, 1983

11. Коробов, К.Я. О нарушении линейного закона фильтрации при низких градиентах давления / К.Я. Коробов, Ю.В. Антипин // Нефтяное хозяйство.- 1968. - №8. - С.26-28.

12. Щелкачев, В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи. - М.: Гостоптехиздат, 1946.

13. Ентов, В.М. Двумерные и нестационарные одномерные задачи движения неныотоновских жидкостей в пористой среде // Нефтяное хозяйство. — 1968. — №10. - С.47-53.

14. Желтов, Ю.П. Деформация горных пород. - М.: недра, 1966.-198 с.

15. Максимов, М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975.-534 с.

16. Швецов, И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта// Тр. Гипровостокнефти. - 1974. - вып. 23. - С. 56-63.

17. Афанасьев, A.B. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания / A.B. Афанасьев, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустеф. - М.: Недра, 1975. -215 с.

18. Кутовая, Д.В. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства трещиноватых пород и раскрытие трещин // Нефтяная и газовая промышленность. - 1962. -№1. С.34-35.

19. Николаевский, В.Н. Механика насыщенных пористых сред / В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов. - М.: Недра, 1970. -336 с.

20. Абасов М.Т. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу / М.Т. Абасов, С.Н. Закиров // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №9. - С.90-92

21. Гавура, В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. - М: ВНИИОЭНГ, 2001.

22. Бакиров, И.М. Совершенствование технологии заводнения при разработке нефтяных месторождений : дис. канд. техн. наук: 25.00.17 / Бакиров Ильшат Мухаметович. —Бугульма, 2003 г. - 162 с.

23. Бакиров, И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях : автореф. ...дис. д-ра. техн. наук: 25.00.17 / Бакиров Ильшат Мухаметович. — Уфа, 2012 г. -48 с.

24. Ибатуллин, Р.Р. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти теплоносителями в условиях термокапиллярной пропитки блоков пород:

автореф. ...дис. канд. техн. наук: 05.15.06 / Ибатуллин Равиль Рустамович. - М., 1985.- 15 с.

25. Ибатуллин, P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целыо их применения на поздней стадии разработки месторождений заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана): Автореф. ...дис. д-ра. техн. наук. / Ибатуллин Равиль Рустамович - М., 1995. - 50 с.

26. Баренблатт, Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт, Ю.П. Желтов // Доклады АН СССР. I960.- Том 132 - № 3 - С. 545-548.

27. Распопов, A.B. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти / A.B. Распопов, A.A. Щипанов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 6. - С. 97-99.

28. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов методом конечных разностей - М.: Гостоптехиздат, 1963.-216с.

29. Нуртдинов, Н.Р. «Оценка эффективности циклического заводнения в различных геолого-физических условиях на основе гидродинамической модели» / Нуртдинов Н.Р., Насыбуллин A.B., Бакиров И.М., Лифантьев A.B. // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО «Татнефть». - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - С. 111-126.

30. Ковалев B.C. Определение величины и местоположения остаточных запасов нефти на разрабатываемых месторождениях и мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения // Нефтепромысловое дело. - № 6-7, 1993.

31. Борисов, Ю.П. Зависимость степени прерывистости пласта от количества исходных данных и некоторых параметров неоднородности/ Ю.П. Борисов, В.В. Воинов, З.А. Хрусталева // НТС по добыче нефти, вып.29. - М.: Недра, 1966. -С. 94-102.

32. Борисов, Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П. Борисов, В.В. Воинов, З.К. Рябина. - М.: Недра, 1970. - 288 с.

33. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. - М.: Недра, 1973. - 239с.

34. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, C.J1. Барков, Г.К. Белевич и др. // Издание в 2 т. под ред. В. Е. Гавуры.— М.: ВНИИОЭНГ. Том 2, 351 стр.

35. Бадьянов, В.А. Изучение геологической неоднородности Ромашкинского месторождения в связи с разработкой и подсчетом запасов : автореф. .. .дисс. канд г.-м. наук / Бадьянов Владимир Александрович.- Бугульма, 1964.

36. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. - М.: Недра, 1974.

37. Муслимов, Р.Х. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения / Р.Х.Муслимов, А.М.Шавалиев, Р.Б.Хисамов, И.Г. Юсупов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. -776 с.

38. Гурьянов, Г.Н. Неоднородность продуктивных пластов угленосной свиты Бавлинского нефтяного месторождения // Тр. ТатНИИ, - JI: Недра, 1967, вып. X.

39. Акишева, A.C. Условия залегания нефти в терригенных отложениях нижнего карбона и верхнетурнейского подъяруса Ромашкинского месторождения / A.C. Акишева, JI.3. Аминов, Б.В. Андрианов // Тр. ТатНИИ. -Л.: Недра, 1968.-вып. XII.

40. Акишева, A.C. Оценка неоднородности коллекторов бобриковского горизонта нижнего карбона на Бавлинском и Ромашкинском месторождениях / A.C. Акишева, Г.И. Ли, Р.Г. Хамзин // Тр. ТатНИПИнефть. -Куйбышев, 1973.-вып. XXIV,.

41. Дополнение к проекту разработки Ромашкинского нефтяного месторождения: / Рук. Г.Н. Воронцова, А.Н. Хамидуллина; ТатНИПИнефть . - Бугульма, 2012.

j

42. Технологическая схема разработки залежей бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения / Рук. Р.Г. Рамазанов, А.Н. Хамидуллина; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2004.

43. Технологическая схема разработки залежи № 190 тульского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения / Рук. Р.Г. Рамазанов, A.M. Хамидуллина; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 2004.

44. Уточнение геологического строения залежей нефти, кондиционных значений пород-коллекторов, методика обоснования подсчетных параметров и классификация пластов тульского и бобриковского горизонтов Ромашкинского месторождения для пересчета запасов и разработки / Рук. В.Н. Долженков, В.Г. Грызунов; ТатНИПИнефть. - Бугульма, 1996 г.

45. Кагарманова, 3.3. Исследование влияния степени неоднородности пласта и закона распределения проницаемости на динамику добычи нефти и жидкости / 3.3. Кагарманова, Р.Г. Хамзин // тр. ТатНИПИнефть. — 1974 .— Вып. 26.— С. 140-149.

46. Лысенко, В.Д. О неоднородности продуктивных пластов. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта / В.Д. Лысенко, Э.Д. Мухарский, Р.Г. Хамзин // тр. ТатНИИ. -Л., 1964.- Вып. 6. - С.243-252.

47. Саттаров, М. М. Применение методов математической статистики цри определении коэффициента проницаемости нефтяного пласта // Тр. УфНИИ. -Уфа: - 1960. - Вып. 6.

48. Борисов, Ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяной залежи // Тр. ВНИИ.- 1959. - Вып. XXI

49. Коцюбинский, В. JI. Оценка неоднородности пластов на примере некоторых площадей Ромашкинского месторождения / B.JI. Коцюбинский, В.А. Хатанова, А.Г. Телишев // Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта: тр. ТатНИИ. -Л., 1964.-Вып. 8 - С.231-240.

50. Семин, Е. И. О возможности использования некоторых статистических характеристик для оценки степени неоднородности продуктивных пластов / Тр. ВНИИ, 1959.-вып. VI

51. Дементьев, J1. Ф. Математическая статистика в нефтепромысловой геологии / Геология нефти и газа, 1964. - №3

52. Митропольский А. К. Элементы статистического исчисления. Изд-во Всесоюзн. заочц. лесотехн. ин-та, - Л.: 1957.

53. Девликамов, В.В. Структурно-механические свойства нефтей некоторых месторождений Башкирии / В.В. Девликамов, З.А. Хабибуллин // Нефтяное хозяйство. - 1968,- №10. - С. 38-41.

54. Абдулмазитов, Р.Г. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов, дисс. ...д-ра. техн. паук: 25.00.17 / Абдулмазитов Рафиль Гиниатуллович. - Бугульма, 2003. - 268 с.

55. Абдулмазитов, Р.Г. Оценка влияния техногенного воздействия на коллекторские свойства пласта/ Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров, A.B. Насыбуллин // Нефтное хозяйство. - 2008. - №1. - С. 62-65.

56. Митрофанов, А.Д. Учет особенностей геологического строения и стадии разработки объектов при определении оптимального комплекса интегрированных МУН / А.Д. Митрофанов, А.Р. Курчиков, A.A. Боксерман, A.A. Бодрягин // Сборник тезисов докладов Международного научного Симпозиума "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов". — Москва : ВНИПИНефть, 2007. С.35-36.

57. Вашуркин, А. И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин / А. И. Вашуркин // Нефть и газ Тюмени: НТС / ЗапСибНИГНИ и др.. 1971.-Вып. 10.-С. 38-41.

58. Сургучев, M.J1. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / M.JI. Сургучев, В.И. Колганов, A.B. Гавура [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 229 с.

59. Девятов, B.B. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района / В.В. Девятов, Р.Х. Алмаев, П.И. Пастух, В.М. Санкин - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-100 с.

60. Филиппов, В.П. Создание и внедрение технологий нефтеизвлечения / В.П. Филиппов, С.А. Жданов // Нефть и капитал. 1997.- №6.- С.80-82.

61. Крянев Д.Ю. Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири) : автореф. дисс. ...д-ра.техн.наук: 25.00.17/ Крянев Дмитрий Юрьевич. -М., 2008.-49 с.

62. Бан, А. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей / А. Бан,

A.Ф. Богомолова, В.А. Максимов, В.Н. Николаевский, В.Г. Оганджанянц,

B.М. Рыжик. - М.: Гостоптехиздат, 1962

63. Боксерман, A.A. Особенности вытеснения нефти водой из пористой среды с высокопроницаемыми включениями / Боксерман A.A., Садчиков П.В. и др. // Труды Вс.НефтегазНИИ, 1970.- вып.55, С. 94-109

64. Хисамутдинов, H.H. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи / H.H. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Д.К. Сагитов, С.Х. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2010.-№1.

65. Сазонов, Б.Ф. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений / Б.Ф. Сазонов, А.Г. Пономарев, A.C. Немков. - Самара: Издательство «Книга», 2008.

66. Фурсов, А.Я. Оптимизация изученности нефтяных месторождений. - М: Недра, 1985.

67. Иванова, М.М. Динамика добычи нефти из залежей. - М.: Недра, 1976.

68. Немков, A.C. Бурение дополнительных скважин на месторождениях США // Самара: Труды Гидровостокнефти, 1991.

69. Березин, В.М. Нефтеотдача образцов песчаников девона и угленосной свиты нижнего карбона Башкирии при вытеснении нефти водой // Тр.ВНИИ. - Вып.24.-М.: Недра, 1959.- С. 79-103.

70. Газизов, A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002.

71. Панарин, А.Т. Влияние геолого-промысловых факторов на разработку залежей вязкой нефти (на примере месторождений в терригенной толще нижнего карбона Татарстана) : дис. ...канд. геол.-мин. наук: / Панарин Александр Тимофеевич. — Альметьевск, 1997. - 186 с.

72. Иванова, М.М. Влияние изученности нефтяных залежей на прогноз коэффициента охвата / М.М. Иванова, Т.Б. Хахаева // Нефтепромысловое дело. -1982.-№5.-С.2-4.

73. Стрижов, И.Н. Добыча газа / И.Н. Стрижов, И.Е. Ходонович.-М.: Гостоптехиздат, 1946.

74. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений / В.П. Тронов.— Казань : Фэн ; Академия наук РТ, 2004

75. Хисамутдинов, II.И. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова. СПб: ООО «Недра», 2007.

76. Саттаров, Р.З. Совершенствование методов анализа разработки мпогопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Саттаров Равиль Зайтунович. — Бугульма, 2006. - 25 с.

77. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00: утв. Минтопэнерго Рос. Федерации. - М., 2000. - 130 с.

78. Булыгин, В.Я. Гидродинамика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1974. - 232 с.

79. Булыгин, В.Я. Имитация разработки залежей нефти / В.Я. Булыгин, Д.В. Булыгин. - М.: Недра, 1990. - 224 с.

80. Батурин, Ю.Е. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.ГТ. Майер // Нефтяное хозяйство. — 2002. - №3. - С.38-42.

81. Батурин, Ю.Е. Проектирование разработки и создание постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений с использованием комплекса программ «Техсхема»/ Ю.Е. Батурин, В.П. Майер, Е.А. Дегтянников и др. //Нефтяное хозяйство. - 2003. - №4. - С. 61-64.

82. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - М.- Ижевск: 2003. - 127 с.

83. Чекалин, А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах. - Казань: Издательство Казанского Университета, 1982. - 208 с.

84. Болотник, Д.Н. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии / Д.Н. Болотник, Е.С. Макарова, A.B. Рыбников и др. // Нефтяное хозяйство. - 2001. - №3. - С.7-10.

85. Майер, В.П. Области применения гидродинамических моделей трехфазной фильтрации «Техсхема» и нелетучей нефти // Нефтяное хозяйство. — 2002. - № 8 -С. 44-47.

86. Майер, В.П. Программный комплекс «Техсхема» / В.П. Майер, Ю.Е. Батурин // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2 - С. 52 - 53.

87. Хакимзянов, И.II. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Хакимзянов Ильгизар Нургизарович. — Бугульма, 2002. - 24 с.

88. Халимов, Э.М. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Э.М. Халимов, Б.И. Леви, С.А. Пономарев. - М.: Недра, 1984. - 271 с.

89. Шахвердиев, А.Х. Моделирование залежей нефти с позиции системной оптимизации процессов / А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая // Нефтяное хозяйство. - 2000. - №12 - С. 19-23.

90. Макарова, Е.С. Основные этапы трехмерного гидродинамического моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов / Е.С. Макарова, Г.Г. Саркисов //Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 7 - С. 31-33.

91. Кричлоу, Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений - проблемы моделирования /Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. - М.: Недра, 1979. -303 с.

92. Дзюба, В.И. Моделирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии / В.И. Дзюба, В.Т. Никитин, В.З. Минликаев и др. // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Материалы совещания. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 424-433.

93 Гумерский, Х.Х. Совместное использование программных комплексов LAURA и ТРИАС для создания постоянно действующих геолого-технологических моделей / Х.Х. Гумерский, А.Х. Шахвердиев, М.М. Максимов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 10 - С. 56-59.

94. Данилов, B.JI. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде / В Л. Данилов, P.M. Кац. - М.: Недра, 1980. - 264 с.

95. Вахитов, Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1970. - 248 с.

96. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э.Сеттари / Пер. с англ. под ред. М.М. Максимова. - М.: Недра, 1982. - 407 с.

97. Фазлыев, Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979.-254 с.

98. Салихов, И.М. Проблемы и принципы построения трехмерных геологических и гидродинамических моделей нефтяных месторождений / И.М. Салихов, A.M. Шавалиев, Р.Х. Низаев и др. // Нефтяное Хозяйство. - 2004. - № 7. - С. 23-26.

99. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения / В.И. Диков, A.B. Насыбуллин, Д.А. Разживин, A.B. Лифантьев // Георесурсы. - 2001. - № 4. - С. 10-11.

100. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / В.М. Хусаинов, В.И. Диков, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, Н.Б. Нурисламов // НТЖ. Георесурсы. - 2001. -№4. - С. 24-27.

101. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели / О.Г. Антонов,

A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, А.Р. Рахманов // Нефтяное хозяйство. - 2013. -№ 7. - С. 40-42.

102. Хисамов, P.C. Моделирование разработки нефтяных месторождений / Р.С Хисамов, A.B. Насыбуллин/ - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. -256 с.

103. Вахитов, Г.Г. Приток нефти к скважинам в неоднородных по проницаемости пластах: автореф. дис. ...канд. техн. наук / Вахитов Гадель Галяутдинович.- М.:, 1955.- 14 с.

104. Шаламов, М.А. Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов: автореф. дис. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Шаламов Михаил Аркадьевич. - Тюмень, 2007. - 24 с.

105. Федоров, K.M. Анализ чувствительности численных решений трехмерной двухфазной фильтрации к размерам расчетных блоков / K.M. Федоров,

B.А. Дрейман // Вестник ТюмГУ,- 2009.- № 6. С.94-101.

106. Закревский, К.Е. Оценка качества 3D моделей / К.Е. Закревский, Д.М. Майсюк, В.Р. Сыртланов. - М.: ИЦП Маска, 2008. - 272 с.

107. Абдулмазитов, Р.Г. Особенности построения геологической модели на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Р.Г. Абдулмазитов, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, C.B. Сидорова // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 7. - С. 66-68.

108. Гапонова, Л.М. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: автореф. дис.

...канд. техн. наук: 05.13.01 / Гапонова Лариса Михайловна. - Тюмень, 2002. - 24 с.

109. Нурисламов, Н.Б. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Н.Б. Нурисламов, П.Д. Сеночкин, В.М. Хусаинов, Н.Ф. Гумаров, Г.А. Орлов, A.M. Хамидуллина, A.B. Лифантьев, A.B. Насыбуллин // Нефтяное хозяйство. - 2003. -№ 3. - С. 49-50.

110. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Под редакцией Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г.. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

111. Denney D. Quantifying uncertainty in production forecast for fields with significant history. // JPT. - 2006.- V.58, №9. - P.91-94.

112. Мирзаджанзаде, A.X. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.- 368 стр.

113. Ковалев, B.C. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения / B.C. Ковалев, В.М. Житомирский. - М.: Недра, 1976.

114. Ковалев, B.C. Вопросы автоматизации работ по проектированию разработки нефтяных месторождений/ B.C. Ковалев, Л. Гучко. - М.:, ОАО «ВНИИОЭНГ», 1989.

115. Закиров, С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин - нефтеотдача».-М.: Изд. дом «Грааль», 2002.

116. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1. Геологические модели).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2003 г.

117. Руководство: Разработка и использование постоянно действующих геолого-технологических моделей месторождений углеводородного сырья / М.М.

Максимов, С.Б. Денисов, Л.П. Рыбицкая. -М.: ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова, 2006 г.

118. Закревский, К.Е. Геологическое 3D моделирование.- М.: ООО ИПЦ Маска, 2009 г.

119. Aziz К. «Теп golden rules for simulation engineers». // JPT. - 1989.- V.41, №11.-P.1157.

120. Хисамов, P.C. Application Limits For Deterministic Geological-And-Reservoir Models (Об ограниченности области эффективного применения детерминированных геолого-гидродинамических моделей) / R.S. Khisamov, A.V. Nasibullin, A.V. Lifantyev ; P.C. Хисамов, A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев // Нефтяное хозяйство. — 2014 .— № 5 .— С. 46-49.

121. Струкова, О.В. Геологическое моделирование в RMS. Практические упражнения. 2D и 3D моделирование / О.В. Струкова, К.Е. Закревский - М.: Roxar, 2012,- 694 с.

122. Стандарт организации: Интерпретация ГИС, алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан. - СТО ТН 105-2013.

123. Хусаинов, В.М. Увеличение извлекаемых запасов нефти на поздней стадии разработки крупного нефтяного месторождения (теория, геологические основы, практика): автореф. дис. ...д-ра. техн. наук: 25.00.17, 25.00.12 / Хусаинов Васил Мухаметович. -М., 2011.- 50 с.

124. Лифантьев, A.B. Моделирование многоступенчатого ГРП в горизонтальных скважинах / A.B. Лифантьев, P.P. Ибатуллин, A.B. Насыбуллин, О.Г. Антонов // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть / ОАО "Татнефть". - Казань: Центр инновационных технологий, 2013.-Вып. 81.-С. 149-155.

125. РД 153-39.0-836-13 «Методическое руководство по геолого-технологическому обоснованию выбора объектов и геолого-гидродинамическому сопровождению бурения горизонтальных скважин, многозабойных скважин, боковых и боковых горизонтальных стволов»

126. Хайруллин, М.Х. Гидродинамические методы исследования вертикальных скважин с трещиной гидроразрыва пласта / М.Х. Хайруллин, Р.С. Хисамов, М.Н. Шамсиев, Е.Р. Бадертдинова - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 82 с.

127. Иктисанов В. А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин .— Казань : Плутон, 2007 .(Механизмы и физика (МиФ) нефтеизвлечения)

128. Повышение эффективности эксплуатации многоствольных горизонтальных скважин за счёт оптимальной конфигурации стволов и установления оптимальных забойных давлений (заключительный) : отчёт / рук. В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова ; ТатНИПИнефть .— Бугульма, 2007

129 Хакимзянов, И.Н. Разработка залежей нефти многоствольными и горизонтальными скважинами с оптимально необходимым количеством условно-горизонтальных стволов / И.Н. Хакимзянов, А.В. Лифантьев // Инженер-нефтяник. — 2013 .— № 1 .— С. 5-9.

130. Кривоносое, И.В. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта / И.В. Кривоносов, И.А. Чарный // Нефтяное хозяйство. — 1955. - № 9. _ С.40-47.

131. Борисов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами/ Ю.П. Борисов, П.В. Пилатовский, В.П. Табаков. -М.: Недра, 1964.-78 с.

132. Sada D. Joshi Horizontal well technology // Tulsa, Oklahoma, USA: PennWellBooks, 1991.

133. Каневская, Р.Д. Аналитические решения задач о притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва и их использование в численных моделях фильтрации / Р.Д. Каневская, P.M. Кац // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. - 1996. - № 6. - С. 69-80.

134. Иктисанов, В.А. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам / В.А. Иктисанов, Л.Х. Фокеева // Материалы науч.-практ.

конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Изд-во КГУ.-2005.-С.121-123.

135. Мукминов, И.Р. Моделирование разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами: автореф. дисс. ...канд. техн. наук: 25.00.17 / Мукминов Искандер Раисович. - Уфа, 2004. - 24 с.

136. Федоров, K.M. Оценка продуктивности горизонтальных скважин различной траектории в низкопроницаемых анизотропных коллекторах / K.M. Федоров, A.A. Чусовитин, В.А. Дрейман // Нефтяное хозяйство. -2011. — № 7. - С. 108-111.

137. Доманюк, Ф.Н. Разработка аналитических методов прогнозирования производительности горизонтальных и сложнопрофильных скважин: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Доманюк Федор Николаевич.- М., 2012. — 24 с.

138. Хакимзянов, И.Ii. Наука и практика применения разветвленных и многозабойных скважин при разработке нефтяных месторождений / И.Н. Хакимзянов, P.C. Хисамов, P.P. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев, А.И. Никифоров [под ред. P.C. Хисамова]. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. - 320 с.

139. Насыбуллин, A.B. Управление моделью установившегося притока жидкости к горизонтальной скважине и трещине бесконечной проводимости / A.B. Насыбуллин, A.B. Лифантьев, В.В. Васильев, А.Н. Астахова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. — 2014. — №6.-С. 27-31.

140. Саттаров, М.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. / М.М. Саттаров, Е.А. Андреев, B.C. Ключарев, Р.К. Панова, Э.М. Тимашев. - М., изд-во «Недра», 1969.

141. Швидлер, М.И. Фильтрационные течения в неоднородных средах. Гостоптехиздат, 1963.