Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги
На главную страницу
ГЛАВА 8. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
НОВЫХ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ЗАВОДНЕНИЕМ
8.1. Опытно-промышленные работы по применению ПДС
и ее модификаций на Акташской площади
Ново-Елховского месторождения
Опытно-промышленные работы по применению ПДС на Акташской площади Ново-Елховского месторождения были начаты в 1988 г. Основные промышленные залежи нефти на Акташской площади приурочены к пластам До, Дь «; Дь бь Дь бг+з, Дь в; Дь г девонского горизонта, характеристики которых приведены в табл. 8.1.
Продуктивными породами пашийского и кыновского горизонтов Акташской площади являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, переслаивающиеся между собой и переходящие друг в друга, что характерно для всего Ново-Елховского месторождения. Все песчано-алевролитовые породы мономинерального состава сложены, в основном, кварцем (95,0...98,0 %) с небольшой примесью зерен полевого шпата, чешуек мусковита и обычным комплексом устойчивых минералов, составляющих менее 1,0 % массы породы. Пелитовая фракция в песчано-алевролитовых породах горизонтов До и Д[ полиминеральна. В составе крупнопелитовой фракции (0,01... 0,001 мм) преобладают кварц или кальцит, реже и в меньших количествах встречаются цеолиты, чешуйки слюд, титаносодержа-щие минералы, каолинит, гидрослюда и хлорит. Мелкопелитовая фракция (0,001 мм) отличается преобладанием глинистых материалов. Глинистая примесь в песчаниках небольшая: от долей процентов до 5,8 % и в среднем равна 1,4 %.
Алевролиты обладают аналогичным минеральным составом, что и песчаники, но с худшей окатавностью обломочного материала. Глинистый материал, заполняющий единичные поры, в среднем составляет 5,5 %.
Высокопродуктивные неглинистые коллектора проницаемостью больше 0,1 мкм2, глинистостью менее 2,0 % слагаются песчаниками (до 83,0 %) с прослоями алевролитовых песчаников до 17,0 %, преимущественно в пластах толщиной более 2,0 м, обладают хорошей
492
Таблица 8.1
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Акташской площади Ново-Елховского месторовдения
Пласт Среднее положение ВНК, м: Абсол. отметка Толщина пласта, м: среднее Высота залежи, м Средняя глубина залегания кровли Пористость, % Нефтенасы-щенность, %
Число скважин с ВНК max; min пласта, м
-1514,2 3,1
До 20 6,8, 0,8 3/,2 1695,0 ,3...2U,5 oU,;>...o/,U
-1513,3 1,6
,а 8 4,4, 0,8 2о,2 1 /U4,5 lo,_>...2U,o /0,2. ..6J,/
-1511,7 1,94
i>»i 15 6,0, 0,8 25,/ 1 /U6,5 16,7. ..21,1 75,7. ..85,3
-1512,7 3,25
Д» #2+3 51 11,8, 0,8 22,7 1708,9 16,3. -.21,7 74,2... 85,5
-1514,4 2,22
,« 117 5,2, 0,8 17,4 1 71о,4 17,4. ..21,3 77,3... 85,2
-1513,9 3,4
,г 151 10,0, 0,8 18,9 1719,7 18,0 ..21.6 80,0... 84,7
•Fi
сортировкой обломочного материала и наиболее рыхлой укладкп" зерен и как следствие высокими коллекторскими свойствами.
Высокопродуктивные глинистые коллектора проницаемостью более 0,1 мкм2, глинистостью более 2,0 % слагаются песчаниками алевролитовыми и алевролитами песчаными с преобладанием последних. Встречаются включения глинистых галек, кальцитиза-ция, прослои и прожилки углисто-глинистого материала по напластованию, что значительно снижает их емкостно-фильтрационные характеристики. В среднем для данного класса пород пористость составляет 19,7 %, проницаемость — 0,466 мкм2 и остаточная во-донасыщенность 21,2 %.
Низкопродуктивные коллекторы проницаемостью менее 0,1 мкм2, глинистостью более 2 % слагаются, в основном, плотными, послойно неравномерно глинистыми и песчанистыми алевролитами, что обусловливает характер нефтенасыщения пород от слабого до послойно неравномерного и снижение емкостно-фильтрационных характеристик. Пористость составляет в среднем 14,5 %, проницаемость 0,084 мкм2, остаточная водонасы-щенность 39,3 %.
Как следует из данных табл. 8.1, продуктивные пласты Акташ-ской площади Ново-Елховского месторождения имеют нефтена-сыщенную толщину 0,8...6,4 м, проницаемость 0,084...0,737 мкм2. Улучшение коллекторских свойств и уменьшение глинистости в горизонте прослеживаются вниз по разрезу, что предопределяет неравномерность вытеснения нефти водой.
Характерной особенностью Акташской площади является высокая степень неоднородности продуктивных пластов по проницаемости.
Пластовые воды Акташской площади относятся к хлоркальцие-вому типу с минерализацией до 280 г/л, плотностью 1800... 1809 кг/м , с рН = 5,8...6,65. Согласно результатам лабораторных исследований, выполненных в работе [391], в средах пластовых и закачиваемых вод с минерализацией до 280 г/л гелеобразование при взаимо-
/А1з+ действии полиакриламида с ионами поливалентных металлов (А1 ,
Си2*, Са2+) и ЩР может состояться.
Ниже приведены геолого-физические параметры и характеристики неоднородности пластов Акташской площади 494
Параметры ! Значения
' * параметров
Средняя глубина пласта, м......................................................1750
Средняя нефтенасыщенная толщина, м......................................6,4
Проницаемость коллектора по группам, мкм2:
высокопродуктивные неглинистые.......................0,260...0,770
высокопродуктивные глинистые...........................0,190...0,550
низкопродуктивные...........................................................0,084
Плотность пластовой нефти, кг/м3..................................815... 816
Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа-с.......................4,0
Начальное пластовое давление, МПа.......................................17,5
Газосодержание пластовыйнефти, нм3/т .....................41,9...44,5
Давление насыщения нефти газом, МПа............................7,0...8,2
Соотношение нефтенасыщенной и водонасыщенной
толщин в водонефтяных зонах, м/м..................................4,75/7,00
Коэффициент расчлененности, б/р:
по всему разрезу..................................................................3,55
по нефтенасыщенной части разреза....................................2,08
Зональная неоднородность...................................................1,3302
Нефти Акташской площади легкие (плотность 815...816 кг/м ), массовое содержание компонентов в нефти составляет: парафина 1,9...4,4 %, серы — 1,6...1,7 %. Динамическая вязкость нефтей в пластовых условиях составляет 3,95...4,15 мПа.с, газонасыщеяность нефти 41,9...44,5 м3/т, пластовая температура — 308. ..314 °К-
Таким образом, горно-геологические условия и состояние разработки продуктивных пластов Акташской площади Ново-Елхов-ского месторождения вполне отвечают основным требованиям применимости технологий увеличения нефтеотдачи пластов с использованием ПДС и модификаций ПДС [44, 164, 193]. Для нагнетания ПДС и модифицирующих добавок принята типичная схема транспортирования химически активных реагентов с применением разделительной жидкости — воды. При этом дозировка их осуществляется при помощи мерных емкостей агрегатов для закачки.
Технологии воздействия систем ПДС — ЩР и ПДС — Aids на обводненные нефтяные пласты заключаются в последовательно-
495
чередующейся закачке в них ЩР и ПДС, алюмохлорида и нагнетательные скважины. По этой схеме закачивание реагентов пласт включает следующие этапы работ:
1) определение приемистости пласта путем нагнетания воды
2) закачка 30,0. . 50,0 м3 ЩР;
3) закачка 5,0.. 10,0 м3 воды в качестве разделительной жидк0. сти между компонентами технологической жидкости;
4) циклическая закачка ПДС по схеме:
50,0... 100,0 м3 — ПАА; 5,0... 10,0 м3 — воды в качестве разделительной жидкости; 50,0... 100,0 м3 — глинистая суспензия; 5,0 10,0 м — воды в качестве разделительной жидкости;
5) продавливание всей этой системы водой в пласт. Объемное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии
составляет 1:1.
Объем технологической жидкости определяется по удельной приемистости скважины q при давлении нагнетания 10 МПа определяемой по формуле
q = -, (8.1)
где Q — общая приемистость пласта, м3/сут; h — работающая толщина пласта, м.
На основании анализа литературных источников о технологических параметрах закачки химических реагентов в промысловых условиях [17, 72, 176, 260] были предложены рабочие характеристики для нагнетания технологических жидкостей и систем, состоящих из ПДС и ЩР, ПДС и алюмохлорида (хлорида кальция).
Ниже даны оптимальные удельные объемы закачки этих технологических жидкостей в зависимости от приемистости пласта при давлении нагнетания 10,0 МПа
Удельная приемистость, ^/(сут-м) Удельный объем закачки
технологической жидкости,
м3/м
менее 50................................................................10,0
50... 100.................................................................20,0
100...150..............................................................25,0
150...200...............................................................30,0
200 и более...........................................................40,0
406
При завершении циклов закачки компонентов технологическая йдКость продавливается в пласт водой в объеме, на 30 40 % пре-вьц0ающем объем насосно-компрессорных труб. При этом одновременно определяется приемистость скважины.
Опытно-промышленные работы на Акташской площади проводи лнсь на участке нагнетательной скв. 1374, схема расположения которой показана на рис. 8.1. На рис. 8.2 показана блок-схема опытного участка скв. 1374, построенная по данным геофизических исследований в скважинах, имеющих гидродинамическую связь с нагнетательной скв 1374. Целью построения этой схемы является, с одной стороны, установление наличия сообщения между скважинами, с другой — оценка изменения направления фильтрационных потоков в связи с закачкой ПДС со ЩР, а также наличия литологи-ческих "окон" между пластами и других особенностей фильтрации. Как следует из анализа карты разработки (см. рис. 8.1), участки расположены вблизи контура нефтеносности и основные гидродинамически связанные с ним скважины (1539, 3304, 3476) сильно обводнены
Из анализа схемы (см. рис. 8 2) следует, что участок скв. 1374 весьма неоднороден по толщине вскрытых пластов — толщина пропластков изменяется от 1,2 до 7,0 м (табл. 8 2). Неоднородность наблюдается и зонально, толщины пропластков сильно изменяются в направлении от нагнетательных к добывающим скважинам, имеются случаи выклинивания отдельных пропластков. К тому же проницаемость этих пропластков изменяется в широком диапазоне в каждой скважине (см. табл. 8.2)
Анализ обводненности продукции добывающих скважин опытных участков выявляет наличие прорыва воды в большинстве скважин — добываемая из них продукция содержит 64,8 .. 99,3 % попутной воды (см. табл.8.2).
Закачка технологических жидкостей производилась по схеме: 30,0 м3 — ЩР, 5,0...10,0 м3 — воды, далее циклично ПДС (ПАА — 100,0 м3, ГС — 100,0 м3). Всего в 4 цикла закачали в пласт 800,0 м3 ПДС, затем задавили в пласт водой в объеме 30,0 м3, что соответствует оптимальным удельным объемам закачки технологических жидкостей в зависимости от приемистости пласта при давлении нагнетания 10,0 МПа. Давление в конце продавливания технологических жидкостей водой поднялось с 4,0 до 10,5 МПа, что указывает на образование водоизолирующей массы в пласте (рис. 8.3).
32-4654 497
^'^®Ъ L1 аз-
л 1Ш4Ч У /° 1?01 X M3S'
О 1282 1ЧОО
О""»
Скважина О добывающая, ® нагнетательная
Рис. 8.1. Структурная карта опытного участка с нагнетательной скв. 1374 Акташской площади Ново-Елховского месторождения:
а —пласт Д, б2+з; б— пласт Д0
498
Скв. 3304
СКВ. 3476
Скв. 1637
1539
3234
Скв. 1598 (н) Интервал перфорации;
Глинистый пропласток; Нефтенасыщенныи продуктивный пласт
Рис. 8.2. Блок-диаграмма участка нагнетательной скс 1374. Закачка ПДС+ЩР
32*-4654
499
Таблица 8.2
Характеристика продуктивных пластов опытного участка скв. 1374 Акташской площади Ново-Елховского месторождения
Номер скважины Индекс пласта Интервал перфорации, м Толщина пласта, м Пористость, Проницаемость, мкм2 Обводненность добываемой про-
дукции, %
Скв. 1374 А, б2+3 1748,6... 1750,0 1,4 21,1 0,350
(нагнетательная) Дь* "1 1755,2. ..1764,6 2,4 22,5 1,150 —
Л, г I слияние пластов в, г 7,0 22,5 1,150
Скв. 1539 | 1688,2. ..1993,0 1,4 20,2 0,620 92,3
(добывающая) Дь б2+3 | слияние пластов 3,4 20,2 0,620
Скв. 3304 Дь в 1724,8—1726,8 5,2 20,2 0,850 99,3
(добывающая) **•
Скв. 3476 А. а } 1767,6... 1773,2 1,6 22,5 1,140 64,8
(добывающая) Дьб, У слияние 1,2 22,5 1,140
«. | пластов 2,8 21,6 0,450
Объем Объем
1 цикл 2 цикл 3 цикл
Количество циклов
ЩР, м3 I-------Юбъем ПАА, м3
воды, м3 —•—Давление, МПа
4 цикл
Продавкой воды, м3
Объем ГП, м3
Рис. 8.3. Технологические параметры закачки ПДС+ЩРв скв. 1374 Ак-ташской площади (дата закачки с 25.12.1998 г. по 28.12.1998 г.)
Ниже приведена общая характеристика опытного участка нагнетательной скв. 1374 Акташской площади Ново-Елховского месторождения для закачки системы ПДС-ШР.
Геолого-физические параметры Значения параметров
Объект разработки.....................................................Дь б2+з. в, г
Толщина пласта, м:
общая.....................................................................20,0
эффективная..........................................................10,8(1,4 + 2,4 + 7,0)
Пористость, %.............................................................22,5
Проницаемость, мкм2.................................................1,046
Интервалы перфорации, м..........................................1748,6... 1750,0
1755,2... 1764,6
Текущий забой, м.......................................................1771,0
Приемистость, мэ/сут..................................................378,0
501
Давление закачки, МПа.................................................4,0
Пластовое давление, МПа.............................................13,5
Накопленная закачка воды с начала разработки, 1,726 (на 01.01.1999 млн м3.............................................................................г.)
Пластовая температура, °С...........................................35
Ниже приведенвы основные технологические показатели применения ПДС со ЩР на опытном участке нагнетательной скв. 1375 на Акташской площади.
Показатели
Расход регентов, т.:
Значение показателя
ПАА.
ГС.. ЩР.
.0,24
,24,0
30,0
Продолжительность закачки технологических жидкостей, сут.... 3
Количество циклов............................................................................4
Приемистость, м3/сут:
до закачки.....................................................................................378,0
после закачки...............................................................................196,0
Дополнительная добыча нефти, т.....................................................1276,0
При проницаемости пластов в опытной скв. 1374 — 1,046 мкм приемистость ее составляет 378,0 м3/сут при давлении закачки воды на устье 4,0 МПа. Это указывает на наличие в пластах трещин или других каналов движения жидкости в коллекторе, косвенно подтверждая выводы работы [127] о наличии высокопроводящих каналов-трещин. Основным критерием при выборе объектов воздействия ПДС со ЩР является высокая степень обводненности добываемой продукции.
Эффективность проведенной операции оценивали по изменению профиля приемистости до и после закачки ПДС со ЩР и по характеристикам вытеснения (рис. 8.4 и 8.5), согласно методическому руководству по оценке технологической эффективности
502
28,0
и 27,0
26,0
i
>g 25,0
a
8
a
24,0
23,0
Д<2„=1276т
430
500
520
540
560
530
.3
600
Накопленная добыча жидкости, тыс. м
04 1938г 07 1998 г 04 1999 г 061999/ 081999/. 101S99r 121999г.
Время (мес., год)
Рис. 8.4. Характеристика вытеснения нефти на участке нагнетательной скв. 1374 Акташской площади Ново-Елховского месторождения после закачки
ПДС—ЩР:
1 — фактическая, 2 — усредненная базовая
М3/(сут-м)
а) б) в)
Рис. 8.5. Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной скв. 1374 и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) закачивания ПДС—ЩР
503
применения методов увеличения нефтеотдачи (РД 153-39.1-004-96) по зависимости накопленной добычи нефти ?)„ от величины накопленной добычи жидкости <2Ж (см. рис. 8.5). Влияние закачки системы ПДС—ЩР на добывающие скв. 1599, 3304, 3476 участка нагнетательной скв. 1374 наблюдалось через 1,5 мес., дебиты нефти увеличились (табл. 8.3) при снижении содержания воды в добываемой продукции до 74,1 % (табл. 8.4).
На рис 8.4 приведены стандартные геофизические диаграммы КС и ПС, а также профили поглощения. Анализ кривых геофизических диаграмм КС и ПС и профиля поглощения закачиваемой воды пластом, до и после обработки пласта ПДС со ЩР, показывает перераспределение потоков в призабоинои зоне пласта и увеличение
. , • ,- Таблица 8.3
Изменение суточного дебита нефти по скважинам опытного участка
нагнетательной скв. 1374 после закачки ПДС — ЩР
(цата обработки 25.12.1998 г.)
Дата (год, месяц) Дебит нефти (т/ сут) по добывающей
скв. 1599 скв. 3304 скв. 3476
1999 г., январь ЗД 2,9 2,1
февраль 3,6 2,9 2,3
март 3,9 2,9 2,8
апрель 4,0 5,7 3,0
май 4,0 20,3 3,3
июнь 4,1 20,3 3,4
июль 4,3 11,9 3,0
август 4,3 11,9 2,9
сентябрь 5,4 14,2 3,0
октябрь 5,5 12,6 3,0
ноябрь 5,6 11,8 2,8
декабрь 5,4 5,9 4,2
504
Таблица 8.4
Показатели работы добывающих скважин опытного участка
нагнетательной скв. 1374 Акташской площади после закачки ПДС
со ЩР (дата обработки 25.12.98)
Номер скважины Обводненность продукции скважин (%) по состоянию на
01.1999г. 04.1999г. 07.1999г. 09.1999г. 12.1999г.
1599 92,3 91,2 44,9 24,9 23.8
3304 99,2 98,4 96,8 96,2 98,4
3476 64,8 56,1 48,2 46,7 34,4
охвата его заводнением на 44 % в результате подключения в работу ранее не работавших прослоев. В результате в разработку включены менее проницаемые алевролитовые пропластки в интервалах 1748,3...1750,1; 1758,1...1758,6; 1761,5... 1764,0 м.
Перераспределение потоков из интервала высокопроницаемых пропластков в менее проницаемые подтверждает увеличение фильтрационного сопротивления высокопроницаемых пропластков вследствие образования водоизолирующей массы при взаимодействии ПДС со ЩР в пластовых условиях. В результате ограничения движения воды по пласту на участке нагнетательной скв. 1374 за 12 мес. эффективной работы дополнительно добыто 1276,0 т нефти. Эти данные получены по характеристикам вытеснения тремя методами (метод Назарова, Борисова и ТатНИПИнефти), которые дали расхождение в пределах 2,0...4,0 %.
Таким образом показано, что применение ПДС, модифицированной ЩР по разработанной технологической схеме, приводит к перераспределению фильтрационных потоков в продуктивном пласте и росту дебита нефти вследствие увеличения охвата пласта воздействием. В дальнейшем эта технология комплексного воздействия на пласт с применением ПДС и ЩР была внедрена в производство в терригенных коллекторах и позволила извлечь значительное количество остаточной нефти из высокообводненных пластов.
Опытно-промышленные работы с применением систем "ПДС— А1С1з" и "ПДС—СаСУ на Акташской площади проводились на участке нагнетательных скв. 1540 и 1438а по аналогичной технологии, т. е. с предварительной закачкой в пласт водных растворов и соответственно А1С1з и CaCli. Характеристики опытных участков нагнетательных скв. 1438а и 1540 приведены в табл. 8.5.
505
Таблица 8.5
Характеристика объекта скв. 1540 и 1438а Акташской площади Ново-Елховского месторождения для закачки модифицированных
ВДС
Наименование параметра Значение параметров опытного участка, нагнетательная
скв. 1540 скв. 1438а
Объект разработки До Дь a, 6i, б2+3 Дь а, б\, б2+3
Толщина пласта, м общая эффективная 3,4 14,8 3,4 13,6 10,4 9,0 (2,2+2,2+2,4+2,2)
Пористость, % 20,5 22,1 19,9
Проницаемость, мкм2 0,900 1,038 0,702
Интервалы перфорации, м ч w • 1 г ) >< , ' ' 1626,8... 1630,5 1631,0.. .1632,0 1633,0.. .1634,6 ,, 1635,6... 1647,8 1706,6... 1713,4 1715,0.. .1717,0 Ь
Текущий забой, м 1680,0 1718,0
Приемистость, м3/сут 1000,0 360,0
Давление закачки, МПа 8,0 8,0
Пластовое давление, МПа 13,5 13,0
Накопленная закачка воды с начала разработки, м3 652222 (на 01. 06. 1997) 413566 (на 01.02.1997)
Пластовая температура, °С 37 36
506
На рис. 8.6 показаны графики закачки компонентов (объем реагентов) и режимы закачки (давление нагнетания) на скв. 1540 в зависимости от циклов закачки или объема нагнетаемых жидкостей. Из анализа изменения характера кривой зависимости Р ~ jiQ^m), давление нагнетания в конце продавливания технологических жидкостей водой поднялось с 8,0 до 16,0 МПа, что указывает на образование в пласте водоизолирующей массы.
Эффективность операций, согласно методике проведения опытно-промышленных работ, оценивали по изменению профиля приемистости до и после закачки систем ПДС — А1С13 и ПДС + СаС12 и по характеристикам вытеснения (рис. 8.7 и 8.8).
Основной характеристикой вытеснения, по которой определялась расчетная и дополнительная добыча нефти (РД 153—39.1—004—96. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи) являлась зависимость накопленной добычи нефти gH от величины накопленной добычи жидкости — ?>ж(см. рис. 8.8). Увеличение добычи нефти в добывающих скважинах начинается через некоторое время после закачки системы "ПДС — А1С13" и "ПДС — СаС12". В скв. 1540 это время составило 1,5 мес, а в скв. 1438а — 3 мес (табл. 8.6). После обработки скважин наблюдается снижение обводненности добываемой продукции.
S а.
200- rq
150- •-
8
100 - -•
-------------1--------------1-------------1--------"-----1 ............i-------------'--- i--------------V
1 цикл 2 цикл З цикл 4 цикл 5 цикл 6 цикл 7 цикл Продавкой
НПЛК1 М
— 1;
- 3'
1
Циклы
воды, м3
- 4'
ЕЗ-2;
Рис. 8.6. Динамика процесса закачки ПДС + CaCli в скв. 1540,
НГДУ "Заинскнефть", Акташская площадь (датазакачки с 23.05.1997
по 11.06.1997г.). Объемы закачки технологических жидкостей, м3:
1 — ПАА; 2 — СаС^; 3 •— ГП; 4 — воды; 5 — давление закачки, МПа
507
5 1632
га
i
М3/(сут-м) 100200
200 м3/сут
в)
Рис. 8.7. Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной скв. 1438а и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) закачки системы
ПДС-А1С13
508
25.0
2 23,0
J
1
21.0
19,0
17.0
280
320
360 400 440
Накопленная добыча жидкости, тыс. м3
091996 031997061997111997 03.199808.1998011999 05199911.1999
Дата (мес, год)
Рис. 8.8. Характеристика вытеснения нефти научастке нагнетательной скв. 1438а Акташской площади Ново-Елховского месторождения после закачки
системы ПДС-AlCly.
Добыча нефти: 1 — фактическая; 2 — усредненная базовая
Анализ кривых перераспределения потоков в призабойной зоне пласта в скв. 1540 показывает увеличение охвата его заводнением на 48 % за счет подключения в работу ранее не работавших прослоев. В результате воздействия воду стали принимать менее проницаемые алевролитовые пропластки в интервалах 1640,2... 1642,6; 1645,1...1645,5м.
Такое перераспределение закачиваемой воды свидетельствует об увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых пропластков и росте дебитов нефти добывающих скважин (см. табл. 8.6).
Участок нагнетательной скв. 1540 с сохранением прироста добычи нефти проработал 31 мес, за это время извлечено дополнительно 3302,0 т нефти. Участок нагнетательной скв. 1438а с сохранением прироста добычи нефти проработал 34 мес, что позволило извлечь дополнительно 3753,0 т нефти.
509
Таблица 8 б
Изменение суточных дебитов нефти скважин опытного участка
нагнетательных скв. 1540 и 1438а после обработки ПДС + А1С13
(февраль 1997 г.) и ПДС + СаС12 (июнь 1997 г.)
Дата (мксяц, год) Дебит нефти добывающих скважин, т/ сут
Участок нагнетательной скв. 1540* Участок нагнетательной скв. 1438а*
скв. 1330 скв. 3405 скв. 2475 скв. 1438 скв. 1501
0597 2,1 1,5 13,0 8,1 4,0
0697 2,6 1,5 20,8 11,4 4,0
1097 2,4 3,9 17,7 6,5 1,7
0198 2,2 1,7 14,7 6,5 4,6
0498 — 2,9 13,0 6,5 1,6
0898 1,8 0,9 10,5 8,1 3,5
1098 3,5 2,8 13,8 — 0,9
01 99 1,7 1,3 5,5 3,3 2,7
0499 0,7 2,2 13,0 5,9 2,4
0799 — 2,6 7,7 12,1 2,0
1099 2,1 19,0 12,8 6,6 2,1
1299 3,3 4,9 12,2 6,6 2,3
"После закачки ПДС + СаСЬ
Опытно-промышленные испытания технологий повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС, модифицированных хлоридами алюминия и кальция, в терригенных коллекторах Акташской площади подтвердили их высокую эффективность. В настоящее время они широко применяются на Ромашкинском, Ново-Елхов-ском и других месторождениях Татарстана для извлечения остаточных нефтей из объектов с трудноизвлекаемыми запасами.
510
8.2. Повышение фильтрационного сопротивления
обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора —
эффективное средство совершенствования методов
заводнения пластов
В 1992 г. в ТатНИПИнефти выполнен анализ разработки горизонтов До и Д\ Акташской площади Ново-Елховского месторождения, в результате которого показано, что значительный объем запасов нефти не вовлечен в активную разработку [139]. Это запасы нефти отдельных изолированных линз, коллекторов, различного рода тупиковых и застойных зон и слабопроницаемых коллекторов. Низкий коэффициент нефтеизвлечения обусловлен вскрытием многопластового объекта горизонта Д\ общим фильтром и отсутствием дифференцированного по пластам воздействия. Структура начальных запасов нефти горизонтов До и Д\ Акташской площади по состоянию на 01 01.1993 г. приведена в табл. 8.7 по горизонтам, площадям, зонам, группам пород. Из табл 8.7 видно, что 79,2 % балансовых (80,5 % извлекаемых) запасов нефти приурочены к нефтяной зоне и водонефтяной, соответственно 21,8 и 19,5 %. В высокопродуктивных коллекторах содержится 79,8 % балансовых и 85,9 % извлекаемых начальных запасов нефти.
Для технико-экономической оценки коэффициента нефтеизвлечения по Акташской площади Ново-Елховского месторождения были рассмотрены три варианта дальнейшей разработки.
Первый вариант предусматривал практическое сохранение осуществляемой системы разработки. Намечалось бурение скважин-дублеров взамен вышедших из строя по техническим причинам.
Второй вариант предусматривал большой комплекс мероприятий, направленных на совершенствование системы разработки с целью повышения конечного коэффициента нефтеизвлечения:
1) бурение дополнительных скважин на участках тупиковых и застойных зон, линз и полулинз, водонефтяной зоны и малопродуктивных коллекторов;
2) разукрупнение эксплуатационного объекта;
3) создание блоковой системы воздействия на пласты площадного распространения и широкое внедрение очагового и избирательного заводнения на прерывистые пласты;
4) оптимизация давления нагнетания по группам выделенных коллекторов;
511
Таблица 8 7
Структура начальных запасов нефти горизонтов Д0 и Д!
Акташской площади по состоянию
на 01.01.1993 г.
Горизонт Зона Тип коллектора Начальные запасы, тыс. т
балансовые извлекаемые
Н I 48840 27252
(D 2530 1297
2 3489 928
54909 29477
внк I 2522 1081
(I) 48 16
До 2 46 10
2616 1107
ВНБ I 88 49
Н+ВН I 51450 28382
(I) 2628 1313
2 3535 958
57613 30633
Н I 75274 42006
(I) 15690 7877
2 13286 3532
Дг 104250 53415
ВНК I 42471 18220
(I) 973 349
2 1103 261
44547 18830
512
Окончание табл 8 7
Горизонт Зона Тип коллектора Начальные запасы, тыс. т
балансовые извлекаемые
ВНБ I 3389 1894
О) 259 130
2 583 156
4231 2180
Н+ВН I 121134 62120
(I) 16922 8356
2 14972 3949
153028 74425
Н I 124114 69258
(I) 18270 9174
2 16775 4460
159159 82892
внк I 44993 19301
(I) 1021 365
2 1149 271
До+Mi > 47163 19937
ВНБ I 3477 1943
(I) 259 130
2 583 156
4319 2229
Н+ВН I 172584 90502
(I) 19550 9669
2 18507 4887
210641 105058
Примечание I — высокопродуктивные неглинистые, (I) — высокопродуктивные глинистые, 2 — продуктивные
33-4654
513
5) широкое внедрение различных модификаций циклического воздействия и изменение направлений фильтрационных потоков.
Третий вариант предусматривал дополнительно к мероприятиям второго варианта, дальнейшее внедрение физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов (закачка алкилированной серной кислоты, ПАВ).
По Акташской площади в 2010 г., согласно составленной в 1992 г. концепции развития Ново-Елховского месторождения до 2010 г., коэффициент извлечения по первому варианту должен составить 0,482, по второму — 0,489, по третьему — он в результате применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов должен возрасти до 0,499 (табл. 8.8).
На Акташской площади применяется избирательная система заводнения, учитывающая особенности геологического строения эксплуатационного объекта, характеризующегося высокой зональ-
s Таблица 8.8
Технологические показатели вариантов разработки Акташской площади Ново-Елховского месторождения на период до 2010 г.
Показатели Варианты разработки
I II III
Накопленная добыча нефти, тыс. т :
за проектный срок разработки 10425 11840 13919
за весь срок разработки 101576 102992 105058
Проектный срок разработки, годы 56 57 57
Конечная нефтеотдача, % 48,2 48,9 49,9
Накопленная добыча жидкости, тыс. т
за проектный срок разработки 293833 314189 340799
за весь срок разработки 579156 599512 626122
Накопленная закачка воды, тыс м3:
за проектный срок разработки 284975 305105 331610
за весь срок разработки 597987 618117 644622
514
ной неоднородностью (коэффициент песчанистости равен 0,65, коэффициент расчлененности — 2,05) и прерывистостью продуктивных пластов (коэффициент прерывистости составляет 0,91).
Акташская площадь в силу неоднородности коллекторов как по вертикали, так и по горизонтали обводняется закачиваемой водой весьма неравномерно. Водная фаза прорывается по наиболее проницаемой части пласта к добывающим скважинам, в результате отсечения "целиков" нефти значительные зоны продуктивного пласта остаются не вовлеченными в разработку. Закачиваемая вода перестает выступать активной нефтевытесняющей средой, поскольку на Акташской площади обводненность уже в 1988 г. составляла в некоторых добывающих скважинах более 90,0 %. Большой объем отбираемой воды усложняет процесс добычи, подготовку нефти и тем самым влияет на уровень рентабельности процесса разработки.
Для уменьшения обводненности добываемой продукции и повышения дебитов скважин, вовлечения в разработку заводнением новых нефтенасыщенных интервалов на Акташской площади испытаны и применяются различные физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов: воздействие полимердисперсными системами и их модификациями, оксиэтилцеллюлозой, составами на основе силиката натрия, комплексное воздействие водоизоли-рующими композициями ПАВ и др. (табл. 8.9).
Дополнительная добыча нефти в результате применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов на Акташской площади составила 435,0 тыс. т по 122 обработкам, причем основная ее часть, равная 301,1 тыс. т (70,0 %), приходилась на технологии, основанные на увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон нефтеводонасыщен-ного коллектора: ПДС и их модификации, ОЭЦ, КДС, СПС, А1С13 + ЩР. Текущая средняя эффективность технологий повышения нефтеотдачи пластов составляет более 1500,0 т на 1 обработку, несмотря на низкие дебиты нефти в добывающих скважинах Акташской площади, которые за рассматриваемый период (1987—1998 гг.) снизились с 6,5 до 4,1 т/сут, и высокую обводненность добываемой продукции, которая за этот же период увеличилась с 90,4 до 91,0 %.
Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов, внедренных на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях до 1992 г., показал, что в условиях Акташской площади (высокая степень неоднородности, прерывистые пласты, высокая обводненность добываемой продукции) наиболее эффективными являются методы по-
33*-4654 515
Таблица 8.9
Эффективность физико-химических методов повышения
нефтеотдачи пластов за 1987—1998 гг. на объектах разработки
Акташской площади по состоянию на 01.01.1999 г.
Метод (технология) Число обработок Дополнительная добыча нефти, тыс. т Текущая эффективность на 1 обработку, т
пдс 72 233,3 3240
ПДС+А1С13 3 10,6 3533
ПДС+СаС12 3 4,5 1500
ПДС+ ЩР 1 1,3 1300
ПАВ 23 137,3 5969
КДС 8 19,5 2437
ОЭЦ 2 18,1 9050
А1С13+ ЩР 1 3,9 3900
вдс 2 4,1 2050
СПС 4 2,8 348
Жидкое стекло 3 4,9 1633
СНПХ-95 1 0,3 0,3
Всего 122 435,0 3565
вышения нефтеотдачи пластов, основанные на увеличении охвата пласта воздействием и комплексном действии. Все ранее применявшиеся физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов на Акташской площади, в основном, проводились в единичных нагнетательных скважинах, что не позволяло добиваться высоких показателей коэффициента извлечения нефти по всей площади. Акташская площадь состоит из VIII блоков, она разрабатывается по третьему варианту развития системы разработки площадей Ново-Елховского месторождения, но вместо применения по этому варианту рекомендуемых методов повышения нефтеотдачи пластов (алкилированная серная кислота и ПАВ) были начаты
516
опытно-промысловые испытания и внедрение высокоэффективных методов повышения нефтеотдачи пластов, разработанных для извлечения нефти из высокообводненных послойно неоднородных пластов: ПДС, КДС, СПС и ОЭЦ.
III блок Акташской площади находится в разработке более 40 лет. В действующем фонде в 1993 г. находилось 86 нагнетательных и 129 добывающих скважин. Утвержденные начальные запасы составляют 93625,0 тыс. т нефти, на 01.01.1993 г. всего отобрано 41292,7 тыс. т нефти и 131831,3 тыс. т воды, текущая обводненность добывающей продукции достигла 93,0 %.
Для того, чтобы отобрать утвержденные начальные извлекаемые запасы нефти или даже больше и достигнуть или даже превзойти утвержденный коэффициент нефтеизвлечения, равный 0,464, необходимо было усовершенствовать систему заводнения пластов.
В 1993 г. на III блоке Акташской площади на 28 опытных участках начат крупномасштабный эсперимент по внедрению новейших методов повышения нефтеотдачи пластов с применением системного воздействия технологиями, основанными на увеличении охвата пластов заводнением (рис. 8.9).
Основным экспериментальным объектом был выбран III блок Акташской площади. Выбор III блока Акташской площади для испытаний и внедрения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов обоснован тем, что он раньше других блоков Акташской площади вступил на позднюю стадию разработки. В силу наиболее благоприятного геологического строения выработка запасов нефти на III блоке происходила опережающими темпами. Проблемы регулирования разработки и стабилизации добычи на этом блоке являются типичными для всего месторождения, своего рода макетом для выбора проектных решений при разработке всей Акташской площади и, в конечном итоге, для месторождений Татарстана.
Анализ работы скважин III блока показал, что они эксплуатируют несколько пластов. Терригенные толщи девона III блока представляют собой многопластовый объект. Залежи нефти приурочены к пластам с различными условиями залегания: отдельные изолированные линзы, полосы и площадное залегание коллекторов. Поэтому III блок можно считать совокупностью типов залежей нефтей с различными режимами. В среднем в каждой скважине вскрыто 2-—3 пласта. Большинство объектов на III блоке характеризуются значительной изменчивостью коллекторских свойств и высокой степенью взаимодействия интервалов пласта вследствие
517
Рис. 8.9 Схема опытного участка III блока Акташской площади Ново-Елховского месторождения
их слияния. На III блоке остаточные запасы являются трудноизвлекаемыми из-за приуроченности их к водонефтяной зоне и высокой обводненности добываемой продукции (на 01.01.1993 г. — 93,0 %). К началу опытных работ добыча нефти на III блоке продолжала падать, темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов снизился с 0,94 % в 1989 г. до 0,55 % в 1992 г. Геолого-физические параметры и характеристика неоднородности пласта III блока приведены в табл. 8.10.
518
Таблица 8.10
Геолого-физические параметры и характеристика
неоднородности пластов III блока Акташской площади
Ново-Елховского месторождения
Показатели Горизонты, пласты
До Mi, a Дь
Глубина, м 1695,0 1704,5 1706,5 1708,9 1716,4 1719,7
Нефтенасыщенная толщина, м 3,07 1,6 1,9 3,2 2,2 3,4
Проницаемость, мкм2 0,776 0,593 0,593 0,593 0,593 0,593
Пористость, % 20,0 19,2 19,9 20,6 20,5 21,2
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,65 0,60 0,65 0,65 0,65 0,65
Коэффициент расчлененности, доли ед. 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1 2,1
Начальное пластовое давление, МПа 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5 17,5
Давление насыщения, МПа 7,0 8,2 8,2 8,2 8,2 8,2
Динамическая вязкость нефти, мПа-с 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0 4,0
Газосодержание, нм3/т 55,8 57,3 57,3 57,3 57,3 57,3
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3 0,868 0,862 0,862 0,862 0,862 0,862
Массовое содержание серы, % 1,7 1,6 1,6 1,6 1,6 1,6
В целом, за короткий период с 1993 по 1999 г. на 28 опытных участках III блока были промышленно апробированы и внедрены 6 технологий повышения нефтеотдачи пластов (табл. 8.11). Промысловые геофизические исследования, проведенные на всех 28 нагнетательных скважинах III блока Акташской площади, подтвердили существенные изменения в характере работы пласта после воздействия технологий повышения нефтеотдачи пластов. В зависимости от геолого-физических характеристик пласта наблюдаются либо
519
увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов, либо подключение в активную разработку ранее недренируемых пропластков, т. е. применяемые на III блоке методы повышения нефтеотдачи пластов позволили перераспределить сложившиеся нерациональные фильтрационные потоки, в результате чего вовлечены в активную разработку малопроницаемые нефтенасыщенные прослои пласта. Добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательными, реагируют стабилизацией или снижением обводненности, увеличением дебитов нефти, что свидетельствует об эффективности применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов.
В результате воздействия вышеуказанными технологиями по-•вышения нефтеотдачи пластов за 1993—1999 гг. на Ш блоке дополнительно добыто 119655 т нефти, получено снижение попутно-добываемой воды на 1249 тыс. м3. В целом же, по многим участкам эффект продолжается, и поэтому конечная эффективность как и общая по всем технологиям, так и по каждой в отдельности, ожидается более высокой. Как видно из табл. 8.11, основная часть дополнительно добытой нефти (86,4 %) приходится на технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением ПДС и модифицированных ПДС.
Начиная с 1997 г. на пяти участках III блока проходят испытания по системному внедрению технологий на основе модифицированных ПДС, обеспечивающих повышение нефтеотдачи на 13,0— 20,0 % по сравнению с уже ставшей классической и широко применяемой технологией повышения нефтеотдачи пластов —- полимер-дисперсной системой.
Из анализа технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов на основе применения модифицированных ПДС видно (см. табл. 8.11), что дополнительная добыча нефти на один обработанный участок на III блоке составила для системы "ПДС — А1С13" — 3753 т, для системы "ПДС + СаС12" — 3302 т, для "ПДС + ЩР" — 1276 т. Анализ эффективности вышеперечисленных технологий повышения нефтеотдачи пластов на всех опытных участках III блока показал, что по состоянию на 01.01.2000 г. дополнительная добыча нефти за 1997—1999 гг. составила 10504 т, продолжительность эффекта на ряде участков превысила два года (в среднем 1,5 года) (табл. 8.12). На некоторых участках эффект продолжается, текущая средняя эффективность — 2100 т нефти, несмотря на то, что выбранные для испытания участки достигли Б
520
Таблица 8.11
Эффективность применения физико-химических методов ПНП за 1993—1999 гг. на Ш блоке Акташской площади
(по состоянию на 01.01.2000 г.)
Технологии ПНП 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г. 1999 г. Всего за 1993—1999 гг.
Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Число участков Дополнительная добыча нефти, т
пдс 1225 1350 1445 1540 2555 14075 3665 5354 8123 11007 1540 1950 3205 3327 13284 2502 14022 1618 3327 6704 3197 1359 59 1540* 5125 1224* 1508 3846 1849 1378* 2490* 386 768 17 93966
кдс 1471 1618 2490 1297 5484 1297 1573 3783 1312 1444 — — — — — — — — 5 13905
Окончание табл 811
Техноло-гииПНП 1993 г. 1994 г. 1995 г. 1996 г. 1997г. 1998 г. 1999 г. Всего за 1993—1999 гг.
Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Номер участка Дополнительная добыча нефти, т Число участков Дополнительная добыча нефти, т
ПДС+А1СЬ : : — : : : — — 1438* 1577 3753 603 — — 1350* 139 3 4495
ПДС+СаСЬ — — — — — ~ — — 1340 3320 — — — — 1 1570
ПДС+ЩР — — — — — — — — — — 1374* 1276 — — 1 1276
СПС — — — — — — — — — — 1774 2693 — — 1 2693
Всего 28 119655
' Эффект продолжается
Таблица 8 12
Технологические показатели воздействия на обводненные пласты III блока Акташской площади модифицированными ПДС
Номер участка Дата обработки Количество закачанных реагентов, т Число реагирующих скважин Дополнительная добыча нефти по годам, т Продолжительность эффекта, мес.
ПАА ЩР СаС12 А1С13 1997 г. 1998 г. 1999 г.
1374* 1298 0,240 30,0 — — 3 — — 1276 12
1540* 0697 0,280 — 40,0 — 3 1139 1107 1066 31
1220* 0897 0,620 — 40,0 — 3 177 — 1393 29
1438а* 0297 0,300 — — 15,9 2 1093 1260 1400 34
1577 0397 0,360 — — 28,0 7 603 — — 5
Всего за 1997—1999 гг. 3012 2367 5135 —
' Эффект продолжается
1997 г. выработки 95,0 %, дебиты добывающих скважин были низки и в среднем составляли 3,4 т/сут, обводненность добываемой продукции достигла 92,3... 98,0 % (табл. 8.13).
Как показали результаты обработок, при закачивании модифицированных ПДС, как правило, происходит снижение приемистости скважин и увеличение давления закачки, что свидетельствует о повышении фильтрационного сопротивления промытых обводненных зон продуктивного пласта за счет образования водоизолирую-щей массы. Следствием закачивания модифицированных ПДС является повышение коэффициента охвата, и в конечном итоге, — нефтеотдачи.
Как видно из рис. 8.10, системное внедрение методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на изменении фильтрационного сопротивления промытых зон пласта, приводит к уменьшению и стабилизации уровней закачки и отбора жидкости, вследствие уменьшения проводимости высокопроницаемых зон пласта.
Внедрение на III блоке методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих ограничению притока вод в добывающие скважины и в промытые зоны пласта, не только привело к сокращению объемов попутно добываемой воды с 3342,7 тыс. м3/год в 1993 г. до 2471,2 тыс. м3/год в 1999 г., но и позволило сэкономить энергоноситель (воду) и, следовательно, финансовые средства.
Известно, что основными задачами применения методов повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки являются [259]:
1) замедление темпов падения добычи нефти;
2) улучшение технико-экономических показателей разработки объекта;
3) вовлечение всех запасов нефти в разработку;
4) достижение максимального, экономически обоснованного коэффициента нефтеизвлечения.
На III блоке Акташской площади за счет применения вышеуказанных технологий удалось стабилизировать темп отбора нефти из трудноизвлекаемых запасов, в 1993 г. он составлял 7,5 %, а в 1999 г. — 7,1 %, что является подтверждением эффективности применяемых технологий повышения нефтеотдачи пластов (см. табл. 8.13).
Для стабилизации темпа отбора нефти от начальных извлекаемых запасов, ввода запасов слабопроницаемых и прерывистых коллекторов наиболее оптимальным является соотношение добывающих скважин к нагнетательным равным единице [259]. На III блоке
524
Таблица 8.13
Динамика разработки III блока Акташской площади
Показатели Основные значения показателей разработки по годам
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Фонд добывающих скважин 129 ПО 103 129 121 116 ИЗ
Добыча нефти, т/сут 694 686 676 557 445 408 412
Обводнённость, % 93,0, 92,6 92,7 93,6 94,0 94,4 94,3
Добыча нефти, тыс. т 253,5 250,6 246,6 203,5 162,5 149,0 158,8
Добыча жидкости, тыс. т 3596,2 3506,3 3386,3 3166,9 2691,9 2661,6 2629,8
Закачка, тыс. м3 3788,8 3702,8 3534,2 3137,5 2731,8 2618,0 2671,1
Обеспеченность отбора закачкой, % 109,6 109,3 108,0 103,2 105,9 102,6 104,0
Средний дебит скважины: по жидкости, м3 по нефти, т 78,6 6,5 89,9 6,3 88,1 6,3 74,7 4,7 65,6 3,9 68,0 3,7 71,8 4,1
Закачка среднесуточная, м3/сут 224,5 220,8 165,4 155,7 142,2 151,6 132,5
Пластовое давление, МПа 15,7 15,9 15,6 15,4 15,8 15,8 16,1
Окончание табл. 8 13
Показатели Основные значения показателей разработки по годам
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999
Накопленная добыча, тыс. т: нефти жидкости 42370,6 135720,6 42621,3 139226,8 42867,9 142613,1 43071,4 145780,0 43233,9 148471,9 43382,9 151133,5 43533,6 153763,4
ВНФ 2,20 2,27 2,33 2,38 2,43 2,48 2,50
Накопленный отбор, % НИЗ 93,1 93,7 94,2 94,6 95,0 95,3 95,7
Темп отбора, % НИЗ 0,56 0,55 0,54 0,45 0,36 0,32 0,30
Темп отбора, %ТИЗ 7,5 8,0 8,6 7,7 6,0 6,55 7,1
Фонд нагнетательных скважин 86 90 95 96 98 94 100
Текущий коэффициент нефтеизвле-чения, доли ед. 0,453 0,455 0,458 0,460 0,462 0,463 0,464
J
6500
S о
«00
1990
2000
Рис. 8.10. Динамика добычи нефти, жидкости и закачиваемой води на III блоке Акташской площади:
I — закачка воды; 2 — добыча жидкости; 3 — добыча нефти
Акташской площади за период с 1993 по 1999 гг. 13 добывающих скважин переведены под закачку и соотношение добывающих скважин к нагнетательным в 1999 г. составило 1,13, что привело к интенсификации системы заводнения.
Фактические результаты экспериментов по системному внедрению физико-химических методов повышения нефтеотдачи на Ш блоке Акташской площади в 1993—1999 гг. подтвердили эффективность применения технологий повышения нефтеотдачи пластов, основанных на регулировании процесса заводнения увеличением фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон нефтеводонасыщен-ного коллектора (см. табл. 8.11, 8.12 и 8.13, рис. 8.10 и рис. 8.11).
Применение методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на снижении подвижности вытесняющего агента в высокопроницаемых, промытых зонах и подключении в разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта, позволило на III блоке Акташской площади замедлить темп падения добычи нефти, стабилизировать содержание воды в добываемой продукции, уменьшить добычу попутно добываемой воды и объем закачиваемой в пласт воды (см. табл. 8.13, рис. 8.10 и 8.11) и сохра-
527
1990
1992
1994
1996
1998
Годы
90
2000
Рис. 8.11. Динамика средних дебитов жидкости, обводненности добываемой продукции на III блоке Акташской площади:
1 — действующий фонд скважин, 2 — средний дебит жидкости, 3 — обводненность
нить фонд добывающих скважин при их рентабельности. За счет системного внедрения этих технологий повышения нефтеотдачи пластов получено 117275 т дополнительно добытой нефти, на 35 % превышающей проектные показатели, увеличен коэффициент нефтеотдачи до 0,486 вместо проектного 0,464. Это достигнуто в условиях неполной реализации комплекса мероприятий, предусмотренных вторым вариантом развития системы разработки III блока Акташской площади (бурение дополнительных скважин, оптимизация давления нагнетания и др.).
Существенное снижение удельных и суммарных объемов закачиваемой воды и добываемой жидкости позволили не только сократить текущие эксплуатационные расходы на подготовку, транспорт и добычу нефти, но улучшить и экологическую ситуацию.
Таким образом, методы повышения нефтеотдачи пластов, основанные на увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон коллектора, являются методами со-
528
вершенствования заводнения. Своевременная и качественная изоляция высокообводненных более проницаемых обособленных нефтяных слоев (пластов) позволяет существенно увеличить извлекаемые запасы нефти.
Внедрение системной закачки с изменением направлений фильтрационных потоков следует начинать в начальный период разработки, когда пласт полностью разбурен, достаточно хорошо изучено его геологическое строение, и освоена блочная система заводнения. В проекте разработки нефтяного объекта должны быть предусмотрены рекомендации по технологиям и объемам применения методов повышения нефтеотдачи пластов.
8.3. Промысловые испытания новых технологий
повышения нефтеотдачи, основанных на увеличении
охвата пластов воздействием
Полимерное заводнение является одним из высокоэффективных методов физико-химического воздействия на продуктивный пласт. Увеличение вязкости закачиваемой воды при добавке полимеров позволяет снизить скорость продвижения воды по более проницаемым пропласткам или участкам в неоднородном коллекторе и способствует увеличению коэффициентов охвата пласта заводнением, но в коллекторах с проницаемостью более 2,0 мкм2 эффективность полимерного заводнения по известным технологиям снижается из-за уменьшения величины адсорбции полимера пористой средой или из-за недостаточно высоких его концентраций в растворе.
При разработке Ромашкинского месторождения в нагнетательных скважинах неоднократно проводились обработки призабойной зоны для увеличения производительности скважин как в процессе освоения скважин под нагнетание воды, так и в процессе эксплуатации скважин (через каждые 2...3 года). Использование гидро-пескоструйной перфорации в скважинах и перевод нагнетательных скважин под закачку воды при повышенных давлениях нагнетания способствуют образованию прослоев (каналов) высокой проницаемости.
Выявление прослоев высокой проницаемости позволяет увеличить эффективность полимерного заводнения при выработке запасов нефти из высокопродуктивных коллекторов. На опытном участке
34-4654 529
Абдрахмановской площади по полимерному заводнению (нагнетательная скв. 13962) проведены исследования по выявлению прослоев повышенной проницаемости для оценки направления и скорости продвижения воды от скв. 13962 к добывающим скв. 727, 9124, 13804, 13807, 13828 (рис. 8.12) закачиванием в нагнетательную скважину индикатора (роданистого аммония). Контроль за продвижением индикатора осуществлялся путем определения присутствия роданистого аммония в пробах воды, отобранных из продукции добывающих скважин. Средняя обводненность продукции добывающих скважин к моменту закачки индикатора составляла 96,2 %. В скв. 13962 и 13828 были вскрыты перфорацией пласты б\, б2, бз, в, а в скв. 727, 9124, 13804 — пласты бъ б2, 63, в скв. 13807 — пласт 63.
Рис. 8.12. Схема опытного участка по полимерному заводнению (скв. 13962) 530
В скв. 13962 в июне 1993 г. было закачано 42,0 м3 раствора с массововым содержанием роданистого аммония 0,028 % в закачиваемой воде (при концентрации исходного раствора 0,071 %). В процессе исследования проб продукции добывающих скв. 727, 9124, 13804, 13807, 13828 наличие раствора с массовым содержанием роданистого аммония 0,001 % было обнаружено в пробах скв. 727, 1924, 13807. В результате выполненных расчетов выявлено наличие высокопроницаемых прослоев в направлении от скв. 13962 к скв. 727 и 13807. Средняя линейная скорость движения частиц раствора в направлении к скв. 727 составила 655,0 м/сут, к скв. 13807 — 492,0 м/сут и к скв. 9124 — 242,0 м/сут.
По результатам проведенных исследований разработана технология комплексного полимерного заводнения, заключающаяся в периодической закачке сшитой полимерной системы в нагнетательную скв. 13962 и вязкоупругих составов в добывающие скв. 727, 9124.
Добавка структурообразующих компонентов (сшивателей) в раствор полимера приводит к образованию в пласте высоковязкого геля, что увеличивает остаточный фактор сопротивления. На Абд-рахмановской площади была опробована технология полимерного воздействия на пласты с использованием сшитых полимердисперс-ных систем через нагнетательные скв. 13962, 18957 (см. рис. 8.12). Объем закачки реагентов представлен в табл. 8.14 [69]. Текущая дополнительная добыча по участку составляет от 220,0 до 650,0 т нефти, в среднем 440,0 т, или 200,0 т нефти на 1 т закачанного по-лиакриламида.
Одно из направлений совершенствования технологий повышения нефтеотдачи обводненных пластов основывается на комплексном использовании для воздействия на пласт циклического заводнения с гидрофобизацией пород призабойной зоны. Исследования эффективности гидродинамических методов: циклического и импульсного воздействия с гидрофобизацией интервалов притока воды в продуктивных пластах добывающих скважин после резкого обводнения [97], показывают, что они, по сравнению со стационарным или просто циклическим заводнением, значительно повышают охват нефтенасыщенных пластов заводнением и, следовательно, увеличивают их нефтеотдачу.
Результаты лабораторных исследований показали, что эффект гидрофобизации терригенных коллекторов зависит от степени промывки их водой и трещиноватооти пласта. Средняя продолжитель-
34*-4654 ^3
Таблица 8.14
Результаты опытно-промысловых работ с применением технологии комплексного полимерного заводнения на Абдрахмановской площади
Номер скважины Перфорированные пласты Дата закачки (месяц, год) Объем закачки состава СПС, т Обводненность участка на дату закачки, % Прирост извлекаемых запасов нефти, т
? и и и В том числе
полиак-риламид сшиватель
13962 б\, б2, 63 08.93 2,09 1,9 0,19 71,9 376,0
1093 2,02 2,0 0,2 72,0 400,0
11.93 2,75 2,5 0,25 72,1 500,0
08.94 3,35 3,25 ОД 72,4 650,0
10.94 3,25 3,0 0,25 72,5 600,0
18957 в 1094 2,5 2,4 0,1 95,8 480,0
ность эффекта воздействия в поровых коллекторах составляет 9... 12 мес, а в порово-трещиноватых — до 5...6 мес. Это объясняется тем, что вода прорывается по трещинам пластов породы сплошным потоком, это приводит к десорбции гидрофобизато-ров и эффект от гидрофобизации быстро снижается [65].
Циклическое воздействие на пласты закачкой воды с периодической гидрофобизацией интервалов водопритока в продуктивных пластах добывающих скважин с последующей закачкой суспензии резиновой крошки на углеводородной основе, позволяет увеличить продолжительность эффекта от изоляции водопритоков для порово-трещинных и трещинных коллекторов. Заполнение трещин интервала водопритока резиновой крошкой дает возможность предотвратить вытеснение гидрофобизирующей жидкости обратно по трещинам во время эксплуатации скважин. В результате этого вытесняющий агент, действующий на гидрофобизирующую жидкость в обратном направлении (к добывающей скважине) залавливает ее не только в горизонтальном направлении, но и в вертикальном, т. е. поперек напластования. Это способствует повышению охвата пластов заводнением гидрофобизирующей жидкостью. Резиновая крош-
532
ка, обладая упругостью, при последующей эксплуатации скважины с забойным давлением меньшим, чем давление раскрытия трещин, будет защемляться в трещинах. Это исключает вынос ее в ствол скважины и обеспечивает надежное ограничение притока вод. Однако при хорошей гидродинамической связи нагнетательной и добывающей скважин, наличие высоких градиентов давления вытесняющего агента в зоне закачки реагента приводит к ее прорыву по смежным наиболее проницаемым пропласткам в обход изоляционного слоя. Это является причиной невысокой продолжительности эффекта от обработки (9..Л2 мес), а, следовательно, невысокой нефтеотдачи пластов.
Для увеличения продолжительности эффекта от изоляции пластов и повышения их коэффициента нефтеизвлечения рекомендуется проводить закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины. В добывающих скважинах рекомендуется периодически, после резкого повышения обводненности продукции, проводить гидрофобизацию интервалов водопритока в продуктивных пластах путем закачки в них суспензии резиновой крошки на углеводородной основе с размерами частиц, превышающими размеры пор пласта при давлении, равном давлению раскрытия трещин в пласте. После промывки скважины проводится повторная закачка гидрофобизатора, углеводородной основы суспензии, и последующая выдержка до восстановления пластового давления.
Перед проведением мероприятий по ограничению водоприто-ков в добывающих скважинах необходимо производить гидроизоляцию высокопроницаемых интервалов одноименных пластов в нагнетательных скважинах путем закачки в них суспензии резиновой крошки на основе полимерного раствора, при давлении раскрытия трещин. При этом закачка производится таким образом, что в каждой порции диаметр частиц крошки увеличивается. При этом вязкость полимерного раствора по отношению к вязкости пластовой нефти в каждой последующей порции находится в соотношении с предыдущей 1:3. Закачку прекращают после резкого снижения приемистости пласта. Затем скважина промывается и после проведения всего комплекса работ в добывающих скважинах нагнетательные запускаются в эксплуатацию при забойных давлениях меньших, чем давление закачки. В качестве гидрофобизирующей жидкости для нагнетательных скважин мож-
533
но применять суспензии резиновой крошки на углеводородной основе. Одновременно с выравниванием профиля приемистости увеличивается охват пластов заводнением, а, следовательно, и нефтеотдача.
При применении описанной комплексной технологии градиенты давления в зоне изоляции интервалов водопритоков в добывающих скважинах значительно ниже, чем капиллярные силы, направленные в противоположенную сторону, в связи с гидрофобиза-цией порового пространства. По этой причине значительно ослабевает разрушительное воздействие закачиваемой воды на слой резиновой крошки, находящейся в трещинах пласта, что приводит к увеличению продолжительности эффекта от закачки водоизоли-рующего материала из резиновой крошки.
Обработка неоднородных пластов в нагнетательных скважинах способствует выравниванию профиля приемистости скважин по пластам и предотвращению возможного преждевременного прорыва закачиваемого агента к забоям добывающих скважин. Как показано выше, повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта позволяет рационально использовать энергию закачиваемых вод для вытеснения нефти из менее проницаемых его интервалов в результате охвата их заводнением.
534
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Разработка продуктивных нефтяных пластов в условиях заводнения — сложнейший технологический процесс, протекающий при изменяющихся во времени условиях и неподдающийся непосредственному наблюдению.
Заводнение является основным высокопотенциальным освоенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При благоприятных физико-геологических условиях метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65...0,75. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, низкая проницаемость и неоднородность пластов) коэффициент нефтеотдачи значительно ниже и составляет 0,30...0,35, в частности, из-за низкого коэффициента охвата их воздействием, а при вязкости нефти более 30...40 мПа-с заводнение становится малоэффективным.
Одним из главных свойств продуктивных пластов, определяющих эффективность охвата их воздействием, является неоднородность по геологическому строению, коллекторским свойствам и продуктивной характеристике пласта.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на различных методах заводнения. Повышение эффективности заводнения при этих способах основывается на гидродинамическом воздействии на продуктивные пласты в целях увеличения охвата их воздействием. Наиболее полно увеличению коэффициента охвата в условиях слоистой и зональной неоднородности пластов отвечают нестационарное, избирательное и очаговое заводнения, выбор сетки скважин и порядок разбуривания, позволяющие рационально использовать энергию пластовых и закачиваемых вод для вытеснения нефти.
Теоретическими, экспериментальными и промысловыми исследованиями подтверждено, что методы заводнения, основанные на гидродинамическом воздействии, эффективны лишь в определенных геологических условиях. На поздних стадиях разработки пластов при всех гидродинамических методах наступает момент, когда, несмотря на прокачивание огромного объема воды по продуктивному пласту, извлечение нефти становится нерентабельным вследствие больших энергетических затрат после образования в коллекторе обширных промытых зон. Ввиду того,
535
что основными энергоносителями при этом являются пластовые и закачиваемые воды, рациональное использование их энергии — одно из основных условий эффективной разработки пластов и обеспечения высоких значений их конечной нефтеотдачи.
Научное обобщение аналитических, экспериментальных и промысловых исследований в области разработки нефтяных месторождений с заводнением показало, что при значительном повышении обводненности на поздней стадии разработки месторождений с неоднородными пластами при использовании маловязких высокоэффективных нефтевытесняющих агентов проблема охвата их воздействием физико-химическими методами так же решается не полностью. Основная причина недостаточного охвата пластов воздействием химреагентами, как и при закачивании воды, заключается в прорыве нефтевытесняющего агента по наиболее высокопроницаемым зонам вследствие неоднородности коллектора.
Дальнейшее совершенствование методов заводнения с применением физико-химических методов воздействия на пласт основывалось на концепции повышения фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора. С этой целью в 1980—1985 гг. был разработан принципиально новый метод получения водоизолирующей массы в пластовых условиях, основанный на взаимодействии полимеров с флокули-рующими свойствами с дисперсными частицами горных пород, позволяющий избирательно ограничивать движения вод в обводненных зонах продуктивного пласта. Рост фильтрационного сопротивления дренированных высокопроницаемых зон нефтеводонасыщенного коллектора при обработке полимердисперсной системой, состоящей из частично гидролизованного полиакри-ламида и глинистых частиц, приводит к увеличению коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием. Причем с увеличением неоднородности коллектора и объема закачиваемой оторочки ПДС коэффициент нефтеотдачи повышается. Внедрение комплекса технологий, основанных на изменении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора с применением ПДС и различных химреагентов, позволило извлечь дополнительно на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири и других регионов миллионы тонн нефти. К тому же на основе ПДС разработаны технологии комплексного действия на продук-
536
тивный пласт, увеличивающие одновременно охват его заводнением и коэффициент вытеснения.
В то же время необходимо отметить, что при существенных достижениях по увеличению охвата пластов воздействием методами гидродинамическими, физико-химическими, уплотнением сетки скважин и других геолого-технических мероприятий при заводнении продуктивных пластов, полная выработка их не достигается.
Одной из проблемных задач является разработка объектов со слабопроницаемыми пластами. Работы по изучению состояния вы-работанности пластов на поздней стадии разработки Ромашкинско-го месторождения выявили необходимость детального изучения геологического строения слабопроницаемых пластов на основе лабораторного анализа керновых материалов, ввиду недостаточно полной информации получаемой от геологических исследований скважин. В ОАО «Татнефть» для Ромашкинского месторождения создан метод разработки на основе детализации строения указанных пластов по материалам лабораторного анализа кернов и применения комплекса технологий для воздействия на них.
Исследованиями механизма воздействия известных методов повышения нефтеотдачи пластов, основанных на заводнении, установлена ограниченность фильтрации технологических жидкостей в слабопроницаемых пропластках коллектора, в пластах с высоковязкой нефтью, особенно при условии их высокой неоднородности по проницаемости из-за недостаточной энергии закачиваемых агентов для вытеснения нефти и особенностей строения продуктивных пластов. Строго говоря, при вышеперечисленных методах воздействия на коллектор значительная часть нефтесодержащих объектов продолжает оставаться «недоступной» для охвата вытеснением закачиваемыми в коллектор технологическими жидкостями.
Для решения этой проблемы созданы новые направления ПНП, основанные на физических, микробиологических методах воздействия, бурении боковых и горизонтальных стволов, гидроразрывах пластов и др.
К физическим методам относятся упруговолновые (звуковые и акустические), гидравлические с использованием волн давления, ударно-волновые и вибросейсмические. Механизм воздействия которых на пласт основывается на изменении коллекторских
537
свойств пород и реологических свойств насыщающих их жидкостей, в результате которых достигается извлечение из них нефти. В основе вышеуказанных методов используются близкие механизмы влияния на среды, отличающиеся скоростью протекания процессов, зависящих от частоты и амплитуды колебаний. С помощью акустических методов можно воздействовать, в основном, только на призабойную зону скважины. Радиус действия звуковых, ударных волн и волн давления значительно больше и составляет порядка десятков и сотен метров от скважины. Вибросейсмический метод позволяет воздействовать не только на все месторождение в целом по площади и разрезу, но и на группу месторождений в радиусе от 3 до 30 км.
Вибросейсмическим методам, как и ударно-волновым, присущи более сложные механизмы воздействия на подземные формации, так как обычно используемые ими источники колебаний генерируют не только продольные, но и поперечные волны существенно большей амплитуды, чем каждый из перечисленных выше методов.
Генерация волн давления этими методами является важным фактором влияния на углеводородоотдачу пластов. В группу указанных волновых способов, отобранных по основному механизму воздействия на пласты, следует включить и способы, использующие механические вибрации. Большинство перечисленных способов повышения нефтеотдачи относятся к методам комплексного действия — при воздействии на коллектор наряду с увеличением охвата пласта заводнением происходит и повышение коэффициента вытеснения в результате изменения реологических свойств нефтей.
В группу физических методов отнесены так же методы сваби-рования, имплозионно-ударного воздействия, гидроразрыва пластов, регулирования при вторичном вскрытии пластов, которые обеспечивают прирост нефтеотдачи в результате увеличения охвата заводнением слабопроницаемых пропластков в разрезе скважины. По механизму воздействия на продуктивный пласт к этой группе относится и бурение горизонтальных и боковых стволов.
Микробиологические методы, механизм воздействия которых основывается на изменении свойств нефтей, коллекторских свойств пород в результате выщелачивания карбонатных, силикатных составляющих продуктивного пласта, приводящих в конечном итоге к охвату воздействием трудноизвлекаемых запасов
538
нефти, сосредоточенных в слабопроницаемых пропластках и линзах.
Научное обобщение экспериментальных и промысловых исследований подтвердило результаты теоретических обоснований об энергосберегающем характере физико-химических, большинства физических и микробиологических методов увеличения охвата продуктивных пластов воздействием, позволило разработать классификацию методов в зависимости от принципа воздействия на продуктивный пласт. Показана перспектива применимости их в зависимости от стадии разработки месторождений, коллекторских свойств пород, насыщающих жидкостей и геологического строения пластов.
Высокая эффективность методов увеличения охвата пластов, основанных на гидродинамических, физико-химических, физических, микробиологических принципах воздействия, дает основание утверждать, что эти методы являются неотъемлемой частью системы разработки месторождений, позволяющие регулировать заводнение на поздней стадии их разработки и обеспечить высокую конечную нефтеотдачу пластов.
539
ЛИТЕРАТУРА г »
1. А.с. 1705549 СССР. МКИ5 Е 21 В 43/00 Способ заканчивания скважины / А.Н. Рудков, Р.Н. Дияшев, Г.Ф. Кандаурова, Р.С. Хисамов и др. — 4678382 Заявл. 14 04.89, Опубл. 1992, Бюл. № 2.
2. Баишев Б Т., Исайчев В.В., Карпова Г.И. Стадии процесса разработки нефтяных месторождений с водонапорным режимом // Теория и практика добычи нефти. —М.: Недра, 1971. —С. 165—175.
3. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977.—214с.
4. Валиханов А.В., Дияшев Р.Н., Ошитко В.М. Совершенствование разработки малопродуктивных коллекторов в условиях многопластовых нефтяных месторождений ТАССР: Отчет 17/17, № 71023937. — Бугульма, 1973. — 233 с.
5. Желтов Ю.В., Кузнецов Д.В. Виды неоднородности и вопросы методики её изучения // Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и газо-конденсатных месторождений. — М.: Недра, 1969. — С. 12—35.
6. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979. — 207 с.
7. Заничковский Ф.М. Определение нефтенасыщенности пласта по данным гидродинамических исследований скважин при вытеснении газированной нефти водой // Тр ВНИИ. — 1985. — Вып. 91. — С. 115—121.
8. Теоретические основы и методика расчета технологических показателей заводнения нефтяных пластов растворами полимеров и ПАВ / Вахитов Г.Г., Оганджа-нянц В.Г., Полищук А.Н. и др. // Труды ВНИИ, 1977. — Вып. 61. — С. 24 — 26.
9. Миронов Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. М.: Недра, 1977. —271 с.
10. Методы извлечения остаточной нефти / Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. // М.: Недра, 1991. — 347 с.
11. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1970. — 288 с.
12. Воинов В.В. и др. Изучение неоднородности УП горизонта месторождения Сангачалы — море — о. Дуванный — о. Булла для целей проектирования // ВНИИ НТС по добыче нефти, 1971. — Вып. 41. — С. 24—30.
13. Воинов В.В. Опыт изучения прерывистого пласта по геологическим данным // Труды ВНИИ, 1966. — Вып. 41. — С. 31—41.
14. Бадьянов В.А. О количественной оценке пространственной выдержанности пластов на примере Ромашкинского месторождения // Татарская нефть, 1960. — №12. — С. 37—38
15. Климушкин И.М., Серегина В.Н., Сизов Д.В. К оценке зональной неоднородности пластов нефтяных месторождений // Труды ВНИИ, 1972. — Вып. 43. — С. 85—88.
16. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М.: Недра, 1984. — 215 с.
17. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. — 308 с.
540
18. К вопросу о неоднородности нефтеносных пластов горизонта Д, Минни-баевской площади и о потерях нефти в зависимости от плотности размещения скважин на таких пластах / Чопоров А.П., Поликарпова Р.В., Корнилаев В.Н. и др. // Труды ТатНИПИнефти, 1978.— Вып. XXXIII. — С. 200—210.
19. Шустеф И.Н. Геологические основы технологических решений в разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. — 200 с.
20. Воинов В.В., Рябинина З.К. Изучение эффективной мощности как критерия неоднородности продуктивных пластов некоторых нефтяных месторождений // Труды ВНИИ, 1961. — Вып. 13. — С. 71—78.
21. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М.: Недра, 1973. —237 с.
22. Вентцель Е.А. Теория вероятностей. М.: Из-во физ.-мат. лит-ры, 1962. — 220 с.
23. Семин Е.И., Казаков В.А., Андреев В.Л. Особенности выработки запасов нефти из коллекторов с пониженной проницаемостью // Тр. ВНИИ. -— 1993. — Вып. 115.— С. 30—40.
24. Кринари А.И. Новые данные о строении и коллекторских особенностях пород терригенной формации девона юго-восточной Татарии // Тр. совещания по проблемам нефтеносности Урало-Поволжья. — М., 1956. — С. 301—303.
25. Кочетов М.Н. К методике обоснования нижнего предела пористости и определения средней пористости по керну промышленно-продуктивных коллекторов нефти // Труды ВНИИ, Гостехтопиздат, 1962. — Вып. XXVI. — С. 24—32.
26. Методика определения кондиций для подсчета запасов нефти на примере горизонта Д[ одной из площадей Татарии / Дементьев Я.Ф., Глумов И.Ф., Чолов-ский И.П. и др. // Труды ВНИИ, 1962. — Вып. XXVI. — С. 33—36.
27. Семин Е.И. Изучение связи между пористостью и проницаемостью пород горизонта Д| Ромашкинского и Туймазинского месторождений // Труды ВНИИ, 1960. — Вып. XXX. — С. 18—21.
28. Оценка нефтеотдачи XIII — XVII горизонтов месторождения Узень / Бреев В.А., Валеева С.Г., Орлов B.C. и др. // В кн. Исследования в области нефтепромысловой геологии. Темат. сб. ВНИИ, 1960. — Вып. 4. — С. 16—24.
29. Обоснование коэффициентов нефтеотдачи в зависимости от различных геолого-физических факторов / Кочетов М.Н., Гомзиков В.К., Власенко В.В. и др. // Труды ВНИИ, 1972. — Вып. 43. — С. 146—157.
30. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / Сургучев М.Л., Калганов В.И., Гавура А В. и др. М.: Недра, 1987. — 230 с.
31. Сургучев М.Л., Маслянцев Ю.В. Влияние капиллярной пропитки на показатели заводнения неоднородных пластов // Труды ВНИИнефти, 1966. —• Вып. 30. — С. 41—47.
32. Гульбович Б.И. Методы изучения пород-коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1979. —345с.
33. Мухаметашн Р.З., Булыгина Н.Ф., Юдинцев Е.А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство, 1988. — № 5. — С. 34—38.
34. Лютин Л.В., Бурдынь Т.А., Олейник И.П. Влияние асфальтеносмолистых веществ на смачиваемость и фильтрацию // Труды ВНИИ, сер. «Добыча нефти»., 1964.—С. 175—182.
541
35. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. / Баи-шев Б.Т., Исайчев В.В., Котакин С.В. и др. М.: Недра, 1979. — 180 с.
36. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводонасыщенных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1963. — 215 с.
37. Закачка загущенной воды в пласт /Габдрахманов А. Г., Асмаловский В. С., Исламов Ф. Я. и др. //Нефтяное хозяйство. — 1979. — № 21. — С. 22—26.
38. Павлова Н.Н. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М.: Недра, 1975. — 213с
39. Девликамов В.В., Хабибуллин З.К., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975.— 168 с.
40. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976. — 246 с.
41 Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. — 200 с.
42. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д., Хамзин Р.Г. О неоднородности продуктивных пластов // Труды ТатНИИ, 1964. — Вып. VI. — С. 243—252.
43. Мухарский Э.Д., Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. — М.: Недра, 1972. — 239 с.
44. Шайхутдинов Р.С., Фазлыев Р.Т. К исследованию неоднородности горизонта Д] Южно-Ромашкинской площади // Труды ТатНИПИнефти, 1973. — Вып. XXIV. — С. 152—157.
45. Научные основы разработки нефтяных месторождений / Крылов А.П. и др. М.: Гостоптехиздат, 1948. — 280 с.
46. Крылов А.П., Белаш П.М., Борисов Ю.П. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Гостопиздат, 1962. —429 с.
47. Гусейн-заде М.А. Особенности движения жидкости в неоднородном пласте. М/ Недра, 1965. — 276 с.
48. Борисов Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяной залежи // Труды ВНИИ, 1959. — Вып. 21. — С. 3—6.
49. Саттаров М.М. Определение дебитов скважин, эксплуатирующих неоднородные пласты // Изв. вузов, сер. Нефть и газ, 1960. — № 4. — С. 45—54.
50. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953. — 606 с.
51. Stils W.E. Use of Permeability distribution in water blood calculations // J. Petrol Technology, 1949. —Vol. 1. — № 1.
52. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Рябинина З.К. К учету неоднородности продуктивных пластов при проектировании систем разработки // Сб. трудов ВНИИ, Вып. № 8 — 1963. — С. 23-—26.
53. Орлов B.C. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.: Недра, 1973. — 320 с.
54. Сургучев М.Л., Щевцов В.А. Моделирование процесса вытеснения нефти из неоднородного пласта // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1972. — Вып. 50. — С. 66—72.
55. Сургучев М.Л., Щевцов В.А. Характеристика избирательной фильтрации в неоднородной пористой среде // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1972. — Вып. 50. —• С. 31—37.
542
56. Злотникова Р.Б., Орлов B.C. Расчет обводнения нефтяных залежей до и после прорыва воды по схеме эквивалентной галереи // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1972. — Вып. 50. — С. 26—33.
57. Егорова Л И., Рябинина З.К. К оценке погрешностей при выборе числа расчетных слоев при определении показателей разработки // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1974. —Вып. 49. — С. 167—171.
58. Бреев В.А. и др. Оценка нефтеотдачи XIII — XVII горизонтов месторождений Узень // Тематич. сбор. ВНИИ, 1969. — Вып. № 5. — С. 134—143.
59. Джавадян А.А., Гавура В Е., Лапидус В.З. Оптимизация систем заводнения в различных геолого-промысловых условиях на разных стадиях разработки // Нефтяное хозяйство, 1995. — № 11. — С 40—43.
60. Рябинина З.К., Праведников Н.К. Методика гидродинамических расчетов определения добычи нефти и воды с учетом неоднородности пласта по проницаемости при проектировании разработки нефтяных месторождений // Труды ВНИИ, Гостоптехиздат, 1962. — Вып. 37. — С. 57—68.
61. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М: Недра, 1979. —207с.
62. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. М.: Недра, 1996. —368с.
63. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУбКа, 1997. — 351 с.
64. Особенности разработки многопластовых объектов / Дияшев Р.Н., Шава-лиев А.И. и др. — М.: ВНИИОЭНГ, О.И. сер. Нефтепромысловое дело, 1987. — Вып. 11 (140).— 63с.
65. Хисамов Р.С. Особенности геологического строения и разработки многопластовых нефтяных месторождений. Казань: Из-во «Мониторинг», 1996. —288 с.
66. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М.: Недра, 1981. —453 с.
67. Щелкачев В.Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений // Нефть и газ. — 1976. — № 3 — С. 57—63.
68. Проектирование разработки нефтяных месторождений. /Саттаров М.М., Андреев B.C., Ключарев B.C. и др. — М.: Недра, 1969. —236 с.
69. Владимиров Т.В., Мухарский Э.Д. Исследование эффективности различных способов заводнения неоднородных пластов // Труды ТатНИПИнефти, Куйбышев, 1971, —Вып. XX.—С. 127—131.
70. Муслимов Р.Х. Влияние особенностей геологического строения на эффективность разработки Ромашкинского месторождения. Казань, 1979. — 210с.
71. Муслимов Р.Х. Повышение эффективности освоения нефтяных месторождений Татарии. Казань, 1985. — 176 с.
72. Разработка нефтяных месторождений Татарии с применением повышенных давлений / Вахитов Г.Г., Валиханов А.В., Муслимов Р.Х. и др. Казань: Тат-книгоиздат, 1971. — 233 с.
73. Дияшев Р.Н. и др. Оценка охвата пластов разработкой по мощности на Ро-машкинском месторождении // Нефтяное хозяйство, 1971. — № 11. — С. 34—37.
543
74. Влияние градиента давления на вытеснение нефти с аномальными свойствами / В.В. Девликамов, М.М. Кабиров, В.Г. Султанов и др. // Нефтяное хозяйство, 1981. ~№ 8. — С. 48—50.
75. Об условиях рациональной разработки месторождения Узень Западного Казахстана / Халимов Э. М., Тимашев Э. М., Лаптев В.В и др. // Геология и разработка нефтяных месторождений Башкирии. Уфа, 1975. — С. 191—197.
76. Тимашев Э.М., Малышев М.А., Айткулов А.У. Анализ изменения деби-тов и обводненности скважин месторождения Узень при форсированном отборе жидкости // РНТС. — Нефтепромысловое дело, 1978. — № 5. — С. 3—5.
77. Сазонов Б.Ф. К вопросу влияния плотности размещения скважин на нефтеотдачу // Труды Гипровостокнефти, 1962. — С. 95—101.
78. Корнилаев В.Н. Определение потерь нефти пласта Д| Туймазинской площади в зависимости от плотности сетки скважин // Труды ВНИИ, 1959. — Вып. 21.—С. 133—141.
79. Афанасьева А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1975. — 215 с.
80. Калганов В.И., Немков А.С. Форсированный отбор жидкости на месторождениях Куйбышевской области // В кн. Эффективность различных систем заводнения нефтяных пластов на месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей. Куйбышев, 1984. — С. 35—42.
81. Цынкова О.Э., Мясникова Н.А. Нестационарное гидродинамическое воздействие на нефтяные пласты // Труды ВНИИ, 1986. — Вып. 94. — С. 53—63.
82. Казаков А.А. Эффективность форсированного отбора жидкости на зарубежных месторождениях. — М.: ВНИИОЭНГ, 1986. — 52 с.
83. Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и газоконден-сатных месторождений. — М.: Недра, 1969. — 267 с.
84. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.— М.: Недра, 1968. — 301 с.
85. Булгаков Р.Т., Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Импульсное воздействие на нефтяные пласты // Прогнозирование и оптимизация разработки большой группы нефтяных залежей. Казань, 1976. — С. 31—49.
86. РД 39—0147585—013—87. Инструкция по совершенствованию технологии циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков на нефтяные пласты. Бугульма, 1987. — 38 с.
87. Климушин И.М. К вопросу влияния геологической неоднородности пластов горизонта Д;у Шкаповского месторождения на их нефтеотдачу // Труды ВНИИнефти, 1968. —Вып. 32. —С. 19—22.
88. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. // Материалы выездной сессии научного Совета по проблемам разработки нефтяных месторождений АН СССР и Центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений МНП СССР. — М.: Наука, 1972.
89. Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Э.И. Метод изменения направлений фильтрационных потоков // ТНТО ВНИИОЭНГ, 1976. — 32 с.
90. Регулирование процесса разработки нефтяных месторждений / Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин С.В. и др. — М.: Недра, 1978. — 197 с.
544
91. Крылов А.П., Поддубный Ю.А., Усачев П.М. Влияние водоизолирующих экранов и темпов отбора жидкости на обводненность скважин с подошвенной водой // Нефтяное хозяйство, 1979. — № 3. — С. 40—43.
92. Влияние скорости движения жидкости в пласте на нефтеотдачу / Ковалев А.Г., Курбанов А.К., Оганджанянц В.Г. и др. // Ежегодник. Теория и практика добычи нефти. — М: Недра, 1971. — 342 с.
93. Василенко В.П., Гнатюк Р.А., Петраш И.И. Эффективность циклического метода воздействия на нефтяные пласты при заводнении месторождений Предкар-патья//РНТС Нефтепромысловое дело, 1969. — № 1. — С. 13—18.
94. Жеребцов Ю.Е., Буторин О.И., Владимиров И.В. Регулирование процессов фильтрации многопластовых систем при циклическом упругом воздействии на пласты // Нефтепромысловое дело, 1999. — № 9. — С. 24—27.
95. Зайнуллин Н.Г., Хисамов Р.С. и др. Совершенствование импульсного воздействия на пласт // Нефтяное хозяйство. — 1991. — № 3. — С. 19—21.
96. Сургучев М.Л. Об эффективности импульсного (циклического) воздействия на пласт для повышения его нефтеотдачи // НТС по добыче нефти, 1965.— Вып. 27.— С. 66—72.
97. А.с. 1677274 СССР, МКИ5 Е 21 В 43/22 Способ разработки многопластовых нефтяных месторождений / Рудков А. Н., Дияшев Р. Н., Кандаурова Г. Ф., Хисамов Р. С. и др. — 4456177 Заявл. 07.1988. Опубл. 1991.
98. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Расчет эффективности импульсного воздействия на нефтяные пласты в условиях внутриконтурного заводнения // Труды ТатНИИ, 1970. — Вып. XIV. — 205 с.
99. Исследования скважин с забойным давлением ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство, 1985 / Зайнуллин Н.Г., Сергеев С.С., Зайцева Л.И. и др. — № 12. —С. 34—37.
100. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. — С. 274—275.
101. Поваров И.А., Ковалев А.Г. Последствия изменения фильтрационных потоков при разработке залежей нефти с применением заводнения (на примере Красноярского месторождения Оренбургской области) // Труды ВНИИ, 1971. — Вып. 39.— С. 118—123.
102. Дорохов О.И., Корнилаев В.Н., Трушина К.Г. Определение потерь нефти в пласте Д! Бавлинского месторождения в зависимости от плотности размещения скважин // Тр. ТатНИПИнефти, 1970. — Вып. XIV . — С. 211—219.
103. Ключарев B.C., Зубик И.Л. Определение потерь нефти в неоднородных пластах в зависимости от плотности размещения скважин // Геология нефти и газа, 1964.—Вып. 7. —С. 34—38.
104. Ханин И.Л., Гавура В.Е., Сафронов А.В. Основные направления совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений Куйбышевской области // Нефтяное хозяйство, 1972. — № 7. — С. 24—30.
105. Дияшев Р.Н., Шавалиев A.M., Залитова К.С Исследование зависимости коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин с учетом временного и технологического факторов // Нефтяное хозяйство, 1995. — № 1-2. — С. 43— 47. .,,,,.,
35-4654 545
106. Ишкаев Р.К., Тазиев М.М., Иванов А.И. Геолого-технические мероприятия по стимуляции притока нефти к добывающим скважинам ОАО «Татнефть» // Нефтепромысловое дело 1999. — № 3. — С. 27—34.
107. О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта /Кувыкин С.И., Ованесов Г.П., Золоев Т.М., Шаевский Ю.И. // Геология нефти и газа, 1961. — № 12. — С. 23—30.
108. Пермяков И.Г., Саттаров М.М., Генкин И.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1962. — 267 с
109. Еремин Н.А. Моделирование месторождений углеводородов методами нечетной логики. — М.: Наука, 1994. — 462 с.
110. Еремин Н.А., Желтое Ю.П., Макарова Е.С. Плотность сетки скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство, 1993. —№ П.—С. 28—31.
111. Халимов Э.М , Андреев Е.А. О плотности сеток эксплуатационных скважин на нефтяных месторождениях Башкирии // Труды БашНИПИнефти, 1965. — Вып. 14.— С. 188—200.
112. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. Баку, 1965. — 187 с.
113. Щелкачев В.Н., Избранные труды. — М.: Недра, 1990. — Т. II. — С. 447, 523, 572.
114. Дияшев Р.Н., Рамазанов Р.Г. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизв-лечение на примере месторождений Татарии // Обз. инф-ия. ВНИИОЭНГ, сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. Вып. 5. — С. 79—84.
115. Баймухаметов К.С. Геологические принципы выделения эксплуатационных объектов в многопластовых терригенных толщах месторождений Башкирии // Геологическое строение многопластовых объектов месторождений нефти Башкирии и их разработка. Уфа, 1985. — С. 3— 92.
116. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. / Баймухаметов К.С., Еникеев Р.В., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Уфа: Китап, 1993.— 280с.
117. Ковалев А.Г., Крылов А.П. О влиянии плотности распределения скважин на нефтеотдачу пласта // Изв. АН СССР. Металлургия и топливо, 1959. — № 3. — С. 12—14.
118. Сазонов Б.Ф., Бакаев Т.А. К вопросу влияния плотности сетки скважин на темп добычи жидкости из пласта // Труды Гипровостокнефти, 1967. — Вып. 11. — С. 95—100.
119. Сургучев М.Л. Метод определения влияния параметров сетки скважин на заводнение и конечную нефтеотдачу пластов (метод криволинейной галереи) // Труды Гипровостокнефти, 1965. — Вып. 9. — С. 102—112.
120. Ковалев B.C., Сургучев М.Л. Учет кинематики потоков жидкости и различия вязкостей нефти и воды при расчете обводнения неоднородных пластов // Труды Гипровостокнефти, 1965. —Вып. 9. — С. 137—153.
121. Крылов А.П., Корнилаев В.Н. К вопросу определения потерь нефти в пласте Д! Туймазинской площади в зависимости от плотности сетки скважин // ВНИИ, НТС по добыче нефти, Гостоптехиздат, 1961. — Вып. 14. — С. 8—10.
546
122. Максимов М.И. Разрежение сеток эксплуатационных скважин — важнейшее народохозяйственное мероприятие // Геология нефти и газа, 1962. — № 8. — С. 1—8.
123. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М: Недра, 1984. — 206с.
124 Разработка малопродуктивных коллекторов / А.В. Валиханов, Э Д. Му-харский, Р.Х. Муслимов, Н.А Суханов. Казань: Таткнигоиздат, 1970 —92 с.
125 О критериях совместимости и порядке выбора объектов для совместной разработки. / Сургучев М.А., Губанов А.И., Аширов К.Б. и др — Пермь: Пермское книжное изд-во, 1965. — С. 139—147.
126. Об эффективности систем заводнения в условиях совместной разработки продуктивных пластов (на примере Мухановского месторождения) / К.Б. Аширов, А.И. Губанов, В.Ф. Ковалев и др. —М.: Недра, 1971. — С. 3—32.
127. Технология повышения нефтеотдачи пластов / Халимов Э.М., Леви Б.И. и др. — М.: Недра, 1984. — 272 с.
128. Муслимов Р.Х., Газизов А.Ш. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи заводненных коллекторов // Материалы совещания: «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27-28 мая 1996 г.). Казань: Изд-во Казанского матем. общества, 1997. — С. 92—115.
129. Пат. 2140532 РФ, МКИ Е 21 В 43/22 Способ разработки нефтяной залежи / А.Ш. Газизов., С.Р. Смирнов, А.А. Газизов, и др. — Заявл. 16.04.1999. Опубл. 27.10.1999. — Бюл. № 30.
130. Выбор эксплуатационных объектов и обоснование системы разработки мно-гопластовых месторождений. / Саттаров М.М., Баймухаметов К.С., Бускуков А.А. и др. — В кн. Регулирование процессов эксплуатации нефтяных залежей. — М.: Наука, 1977.—С. 123—133.
131. Саттаров М.М., Третьякова Г.И. Методика обоснования совместной или раздельной эксплуатации пластов в зависимости от их характеристики // Нефтяное хозяйство, 1973,—№ 10.— С. 19—23.
132. Исследования влияния темпа и последовательности ввода скважин в эксплуатацию на показатели разработки месторождения / Бочаров В.А., Нестерова Н.О., Орлов B.C., Рыбицкая Л.П. // Нефтяное хозяйство, 1974. — № 2. — С. 30—35.
133. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. — М.: Недра, 1983. — 285 с.
134. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976. —285с.
135. Лысенко В.Д. О формуле коэффициента охвата заводнением ТатНИПИ-нефть // Труды ТатНИИ, 1964. — Вып. VI. — С. 237—243.
136. Чоловский И.П., Коцюбинский В.Л. Методика определения степени охвата запасов нефти влиянием закачиваемой воды // Тр. ТатНИИ, 1965. — Вып. VIII. —С. 301—306.
137. Ковалев B.C., Сорокин О.Т. Исследование карт фильтрационных потоков для расчета процесса заводнения и нефтеотдачи пласта // Труды ВНИИ, 1968. — Вып. 33.—С. 63—67.
35*-4654 547
138 Трушина К.О., Воинов В.В., Рябинина З.К. Характеристика прерывистости и коэффициентов охвата процессом вытеснения и заводнения горизонтов группы «Б» месторождения Самотлор в зависимости от степени разбуренности // Сб науч. трудов ВНИИ, 1975. — Вып. 52. — С. 3—10.
139. Рябинина З.К., Цыбульская О.Г. Определение коэффициента охвата пластов процессом вытеснения для площадных систем вытеснения // Сб. науч. трудов ВНИИ, 1987. — Вып. 100. — С. 59—69.
140. Корнилаев В.Н. Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи в условиях прерывистого строения пластов // В сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. — М, 1963. — С. 311—316.
141. Рябинина З.К., Воинов В.В. Определение коэффициента нефтеотдачи при подсчете извлекаемых запасов и выборе системы разработки // Тр. ВНИИ, 1971. — Вып. 41. —С. 133—139.
142. Борисов Ю.П., Воинов В.В., Хрусталева З.А. Зависимость степени прерывистости пласта от количества исходных данных и некоторых параметров неоднородности // НТС по добыче нефти, 1966. — Вып. 29. — С. 94—102.
143. Ковалев А.Т., Вамуркин Н.И. О неоднородности нефтесодержащих коллекторов // Труды ВНИИ, 1966. — Вып. 44. — С. 13—22.
144. Горбунова Е.И., Курамшина P.M. Влияние проницаемости на подключение пропластков в разработку // Исследование эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. —Тюмень: СибНИИНП, 1984. — С. 72—77.
145. Баишев Б.Г., Корнилаев В.Н., Шалимов Б.В. Исследование коэффициента охвата процессов вытеснения в круглых линзах // Труды ВНИИ, 1967. — Вып. 50. — С. 180—189.
146. Орлинский Б.М., Лиходедов З.П., Зевакин Н.И. Охват заводнением по мощности пласта «гд» горизонта Д! Ромашкинского месторождения // Труды Тат-НИПИнефти, 1978. —Вып. XXXVIII. — С. 81—84.
147. Данилова Т.Е. О некоторых причинах неоднородности высокопродуктивных нефтяных пластов // Труды ТатНИПИнефти, 1971. — Вып. XX. — С. 39—47.
148. Боксерман А.А., Желтое Ю.П., Кочешков А.А. Об автомодельной задаче неизотермической фильтрации несмешивающихся жидкостей // НТС ВНИИ, 1971— Вып. № 6. — С. 39-^17.
149. Оганджанянц В.Г., Егорова И.И. Об устойчивости водонефтяного контакта в слоистых средах // ДАН СССР, I960.— Т. 134. — № 1. — С. 76— 84.
150. Иванова М.М., Братин Ю.И., Тимофеев В.А. Влияние некоторых технологических факторов на показатели разработки нефтяных залежей в различных геолого-промысловых условиях // Тр. ВНИИ, 1981. — Вып. № 78. — С. 19—25.
151. Кисарев Е.П., Вамуркин А.И., Евгенко B.C. Обобщение опыта нестационарного заводнения на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство, 1984. — №4.— С. 35—39.
152. Колганов В.И., Гавура А.В. Нефтеотдача карбонатных коллекторов при заводнении. М.: ВНИИОЭНГ, Обз. инф-ия сер. Нефтепромысловое дело, 1980. — Вып 8. — 55 с.
153. Алишаев М.Г. и др. Особенности фильтрации пластовой девонской нефти при пониженных температурах // Ежегодник. Теория и практика добычи нефти. — М.: Недра, 1966.
548
154. Фаткуллин А.Х., Лапитина А.А. Экспериментальное исследование движения водонефтяного контакта при заводнении // Нефтяное хозяйство, 1961 __
№ П.—С. 11—15.
155. Фаткуллин А.Х., Мусин М.М. Оценка коэффициента охвата заводнением по мощности пласта при вытеснении вязко-пластической нефти // II Всесоюзный семинар по применению математических методов и вычислительных машин в теории и практике добычи нефти (тезисы докладов). 7 — 10 октября 1969 г ОНТИ ВНИИ, М, 1969.
156. Фаткуллин А.Х., Мусин М.М. Об оценке коэффициента охвата заводнением по мощности пласта при вытеснении вязко-пластической нефти // Труды ТатНИПинефти, 1973. —Вып. XXIV. —С. 176—182.
157. Пирвердян A.M. О движении воды в слабо наклонных пластах // Прик. матем. и механ., 1952. —Т. 16. — Вып. 2. — С. 31—36.
158. Чарный И.А. Методы расчета перемещения границы раздела нефти и воды в пластах // Изв. АН СССР, 1954. — № 4. — С. 12—16.
159. Борисов Ю.П. К гидродинамическим расчетам — дебитов и давлений при режимах вытеснения нефти водой (учет фазовых проницаемостей) // НТС ВНИИ по добыче нефти, 1959. — Вып. 3. — С. 21—27.
160. Ильденман П.В., Вайнберг Я.М. Определение коэффициента охвата пласта с непроницаемыми включениями // Труды ВНИИнефти, 1978. — Вып. 68. — С. 139—147.
161. Кочетков В.Д., Абдулхаиров P.M., Подымов Е.Д. Методическое руководство по расчету и планированию охвата запасов и добычи нефти за счет применения методов повышения нефтеотдачи. — Бугульма. — 1983. — 74 с.
162. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов / Сорокин В. А., Путилов М. Ф., Вахитов Г. Г. и др. — М.: ВНИИОЭНГ, (Обз. инф-ия. Сер. Нефтепромысловое дело, вып. 27 (72). — 1983. — 92 с.
163. Создание композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов / Хаби-ров Р.А., Фридман Г.Б., Вердеревский Ю.Л. и др. // Сб. науч. труд. «Достижения в области получения и применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов». Белгород, 1989. — С. 84—92.
164. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии / Глумов И.Ф., Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. // Казань: Таткнигоиздат, 1978. — 120с.
165. Бученков Л.Н. Контроль за процессом щелочного воздействия на Трех-озерном месторождении // РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1981. — №11. — С. 27.
166. Эффективность щелочного заводнения на опытном участке Трехозерного месторождения / Пятков М. И., Свищев М.Ф., Касов А.С. и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1981. — № 1. — С. 2—3.
167. Ошитко М.В., Ракутин И.В. Оценка эффективности совместно-раздельной выработки пластов на примере Ромашкинского месторождения. Куйбышев, Тр. ТатНИПИнефть. — 1973. Вып. 16. — С. 154 — 182.
168. Мирчинк А.Н., Мирзаджанзаде А.Х. Физико-геологические факторы при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1969. — 267с.
549
169. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. — М. Недра, 1973. — 358 с.
170. Гелеобразующие композиции для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции водопритоков / Парасюк А.В., Галанцев И.Н, Суханов В.Н. и др. // Нефтяное хозяйство, 1994. — № 2. — С. 64—68.
171.Газизов А Ш., Николаев В.И. Полимердисперсные композиции для повышения охвата пластов воздействием // Сб. научных трудов «Состояние и перспективы развития работ в области создания композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов». М., 1987. — С. 74 — 83.
172. Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Газизов А.А. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимер-дисперсных систем и других химреагентов // РНТС. Нефтепромысловое дело, 1995. — № 2-3. — С. 29—34.
173. Gasisov A. Sh. Enchained oil recovery from watered resevoirs at the later stage of field exploration. Scentific-research institute for oil production chemistry // Kazan, Tatarstan I. World Petroleum, 1995.
174. Газизов А.Ш., Муслимов Р.Х. Научно-технологические основы повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана // Тезисы конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана» // Альметьевск, 1996.— С. 36—37.
175. Пат. 1566820 РФ, Е 21В 33/138. Способ разработки нефтяных залежей / Газизов А. Ш., . Хабиров Р. А., Ефремов И. Ф., Муслимов Р. X., Кабиров В. Г., Левицкий В. И., Сафин В. Г., Байгель А. А. (РФ) — №> 4348484 / Заявл. 22 12.1987.
176. Горбунов Т А, Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. — М.: Недра, 1989. — 214с.
177. А.с. 1677276А1 СССР, МКИ2 Е 21В 43/22. Состав для обработки нефтяного пласта / Доброскок Б. Е., Кубарева Н Н., Хусабиров Р. X., Петрова Л. А., Нурутдинова Л. X., Сайдемова А. А. (СССР) — № 4733427/09. Заявл. 28.08.89. Опубл. 15.09.91. Бюл. № 34.
178. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Гиниятуллин Р.С. Технология применения волокнисто-дисперсной системы — новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — М., 1995. — № 2-3. — С. 38—41.
179. Хабиров Р.А., Николаев В.И. Отечественный и зарубежный опыт создания высокоэффективных ПАВ и композиций на их основе // Сб. научных трудов ВНИИОЭНГ. — М.: 1984. — С. 78—83.
180. Коллоидно-химические основы и опыт применения производных кремневой кислоты в качестве водоограничительного материала / Крупин С.В., Обухов В.Б., Перцова А.Ю. и др. // Материалы совещания: «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27—28 мая 1996 г.). Казань: Издательство Казанского математического общества, 1997. —С. 219—240.
181. Промысловые испытания гелевой технологии на Арланском месторождении / Зюрин В.Г., Хатмуллин A.M., Асмоловский B.C. и др. // Сб. научи, тр. БашНИПИнефти, Уфа: Башкнигоиздат, 1985. — Вып. 91. — С. 85—92
182. Пат. 1596845 РФ, Е 21В 43/22. Способ разработки нефтяных залежей / Г.И. Васянин, В.В. Чендарев, М.С. Чаганов, Р.Х. Муслимов, В.И. Гусев, (РФ) — №4651060/Заявл. 17.02.1989.
550
183. Пат. 4799550 США, Е 21 В 33/138, 43/26. Способ обработки подземного нефтяного пласта растворами расслоенного сшивающего геля.
184. Пат. 1648108 РФ, Е 21В 43/27. Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта / Васянин Г.И., Чендарев В.В., Чаганов М.С., Муслимов Р.Х., Хабиров Р.А., Хасанов Ш.Г., Панарин А.Т., Колесников Г.Ф., Белоногое В.В., (РФ). — № 4637848 / Заявл. 18.09.1989.
185. Федько В. П., Трюпина В.М. / Вязкоупругие системы на основе полиак-риламида и солей алюминия // Матер. 47-й Науч.-техн. конф. студ., аспирантов и молодых ученых Уфимского гос. нефт. техн. ун-та. Уфа, 1996. — Т. 1. — С. 104.
186. Пат. 2066743 РФ, МКИ6 Е 21В 43/22. Состав для повышения нефтеотдачи пластов / Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева А.А. / РФ; Ин-т химии нефти СО РАН —№ 93007659/03/Заявл. 8.02.1993, Опубл. 20.09.1996, Бюл. № 26.
187. Комплексные методы повышения нефтеотдачи обводненных неоднородных пластов. / Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Газизов А.А., Шакиров А.Н. // Материалы IV международной конференции по химии нефти и газа. Томск , 2000, т. 1. —С. 457—462.
188. Промышленные испытания новых методов повышения нефтеотдачи пластов / Сорокин В. А., Вахитов Г. Г., Путилов М. Ф. и др. // М.: ВНИИОЭНГ. (Обз. инф-ия. Сер. Нефтепромысловое дело), 1983. — Вып. 27 (72). — 92 с.
189. Гусев В.И. Состояние и перспективы работ НПО «Союзнефтепромхим» по созданию и внедрению химических продуктов для процесса повышения нефтеотдачи нефтяных пластов и химизации технологических процессов добычи нефти. М.. ВНИИОЭНГ, 1984. — С. 10—20.
190. Особенности состава и свойств остаточной нефти в заводненных терриген-ных коллекторах / Юсупова Т.В., Петрова Л.М., Мухаметшин Р.З. и др. // Тр. Меж-дун. конф. «Проблемы комплексного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов» (Добыча и переработка). Том 3. Казань, 1994. — С. 759—764.
191. Крупин С.В., Обухов В.Б., Барабанов В.Л. Роль высокомолекулярных соединений в структурировании растворимого стекла // Материалы совещания: «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27—28 мая 1996 г.). Казань: Издательство Казанского математического общества, 1997. — С. 241—246.
192. Иванов А.Н., Хавкин А.Я., Фаткуллин А.А. Перспективы применения скважинных вибраторов в АО "Татнефть" // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения (Бугульма, 1997). Казань: «Новое Знание», 1998. — С. 260 — 263.
193. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Т. 2 / Муслимов Р.Х., Шавалеев A.M. и др. — М.: ВНИИОЭНГ, 1995. — 210с.
194. Геологические условия, определяющие эффективность физико-химических методов вытеснения нефти в терригенных коллекторах / Климушкин И.М., Власенко В.В., Серегина В.Н., Титулина М.А. // Сб. научных трудов ВНИИ, 1980. — Вып. 72. —С. 191—198.
195. Пат. 2039225 РФ, МКИ Е 21В 33/138. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / Газизов А.Ш., Рахматуллин P.P., Галактионова Л.А (РФ) — Заявл. 15.07.1992, Опубл. 09.07.95, Бюл. № 10. /
551
196. Применение нефтесернокислой смеси для ограничения притока вод в добывающие скважины / Глумов И.Ф., Газизов А.Ш., Кочетков В.Д. и др. — М: Обз. инф-ция. ВНИИОЭНГ, 1985. —32 с.
197. Коллоидно-химические основы и опыт применения производных кремневой кислоты в качестве водоограничительного материала / Крупин С.В., Обухов В.Б., Перцова А.Ю. и др. // Материалы совещания: «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27—28 мая 1996 г.). Казань: Изд-во Казанского математического общества, 1997. — С. 219—240.
198. Газизов А.Ш. Полимердисперсная композиция для повышения охвата пластов воздействием // Сб. трудов ВНИПИнефтепромхим. — Казань, 1987. — С 85—93.
199. Горбунов А.Т., Петраков A.M. О стратегии воздействия на призабойные зоны пластов с применением физико-химических методов // Материалы совещания "Фундаментальные и поисковые исследования механизма вытеснения нефти различными агентами и создание технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти" (Альметьевск, май 1991 г.). — М.: ВНИИОЭНГ, 1992. — С. 132—149.
200. Применение композиций ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов месторождений, находящихся на поздней стадии разработки /Фридман Г.Б., Собано-ва О.Б., Федорова И.Л. и др. // Материалы совещания «Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения» (Бугульма, 27—28 мая 1996 г.). Казань: Изд-во Казанского математического общества, 1997. — С. 196—206.
201. Эффективные методы повышения нефтеотдачи обводненных пластов со сложными геологическими условиями / Газизов А.Щ., Галактионова Л.А., Газизов А.А., Касимов Р.С. // Тр. АО «Удмуртнефть». Ижевск, 1996. — С. 58—87.
202. Комплексные методы повышения нефтеотдачи обводненных неоднородных пластов / Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Газизов А.А., Шакиров А.Н. // Материалы IV международной конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2000. — Т. 1. — С. 457—461.
203. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности. — Обзор зарубеж. лит-ры, сер. Добыча, М.: ВНИИОЭНГ. — 1974. — 62 с.
204. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт / Щвецов И.А., Кабаев Г., Кабо В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1994. — № 1. — С. 37—44.
205. Результаты опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Ромашкинском месторождении / Муслимов Р.Х., Зайдуллин Г.Н., Кудрявцев Г.В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1985. — № 7. — С. 25—27.
206. Галеев Р.Г., Дияшев Р.Н. О долгосрочной перспективе развития нефтяной отрасли Республики Татарстан // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения: Материалы семинара-дискусии. (Бугульма 27 — 28 мая 1996 г.). Казань: Новое Знание, 1997. — С. 24 — 40.
207. Применение полимеров в добыче нефти / Григоращенко Г.И., Зайцев В.В., Кукин В.В. и др. — М.: Недра, 1978. —213 с.
208. Николаев А.Ф., Охрименко Г.И. Водорастворимые полимеры. Л.: Химия, 1979. — 144 с.
209. Результаты внедрения технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием эфиров целлюлозы на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» / Гани-ев Г.Г., Ханнанов Р.Г., Доброскок Б.Е., Кубарева Н.Н. // Контроль и регулирование
552
разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов — основа рациональной разработки нефтяных месторождений. Часть П. Альметьевск, 5—9 июня 2000 г. — С. 76—84.
210. Результаты применения новейших методов увеличения нефтеотдачи пластов на девонских залежах Ромашкинского месторождения / Муслимов Р.Х., Су-лейманов Э.И., Землянский В.В., Юлгушев Э.Т. // Тр. научно-практической конференции, посвященной 50 — летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма 25—26 ноября 1997 г., Изд.-во «Новое знание», Казань 1998.—С. 13—26.
211. Афанасьев А.В., Горбунов А.Т., Шустеф И.Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания. М.: Недра, 1974. — 213 с.
212. Сазонов Б.Ф. Некоторые закономерности обводнения нефтяных пластов // Труды Гипровостокнефти. М.: ГосНТИ химической литературы, 1960. — 355 с.
213.Газизов А.Ш., Быков М.Г., Арсенов А.К. Методы изоляции обводнив-шихся пластов в скважинах //РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1976. — № 9. — С. 66—68.
214. А. с. 933963 СССР, МКИ2 Е 21 В 43/32. Способ изоляции притока вод в скважину / Газизов А.Ш., Петухов В.К., Исмагилов И.Ю. и др. (СССР). — 2931799/22—03; Заяв. 29.05.1980; Опубл. 07.06.1982, Бюл. №31.
215. Водорастворимые полимеры и их взаимодейтствие с дисперсными системами / Ахмедов К.С., Арипов З.А., Вирская Г.Н. и др. — Ташкент: Изд-во ФАН.
'Узб. ССР, 1969.— 125с.
216. Ахмедов К.С., Сатаев И.К. Водорастворимые полиэлектролиты для бурения. — Ташкент: Изд-во ФАН Узб.ССР, 1982. — 164 с.
217. Вейцер Ю.И., Минц Д.М. Высокомолекулярные флокулянты в процессах очистки воды. — М.: Стройиздат. — 1975. — 220 с.
218. Влияние фазово-дисперсного состава глинистой суспензии на процессы флокуляции полиакриламида / Фабричная А.Л., Газизов А.Ш, Рубанов В.Е. и др. ВНИПИнефтехим. — Рук. депонир. во ВНИИОЭНГе, 1986. — 7 с.
219. Газизов А.Ш., Махмутова Д.Р. Совершенствование полимерного заводнения с применением полимердисперсных систем. // НТС. Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1987. — № 10. — С. 27—29.
220. Фабричная А.Л., Рубанов В.Е., Газизов А.Ш. Изучение кинетики флокуляции глинистых дисперсий полиэлектролитами типа полиакриламида — Казань / ВНИИнефтепромысловой химии. — Рук. депонир. во ВНИИОЭНГе, 1987. — 8с.
221. Орнатский Н.В., Сергеев Е.М., Шихтман Ю.М. Исследование процесса кольматации песков. — М.: Изд-во МГУ, 1955. — 250 с.
222. Сидоров И.А., Поддубный Ю.А., Кан В.А. Физико-химические методы увеличения охвата пластов заводнением за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, ОЗЛ, 1982. — 35с.
223. Роджерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных скважин. — М.: Недра, 1967. — 594 с.
224. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф., Хиса-мов Р.С., Сулейманов Э.И. и др. // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань, 1998. — С. 3—13.
36-4654 553
225. Результаты и перспективы применения потокоотклоняющих технологий на месторождениях Татарстана / Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: «Новое Знание», 1998. — С. 43—47.
226. Баранов Ю.В. Метод интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов и результаты его промысловых испытаний // Материалы IV международной конференции «Химия нефти и газа». Томск, 2000. — Том 2. — С. 140—144.
227. Баранов Ю.В., Нигматуллин И.Г., Паранин А.Т. Основные результаты и перспективы применения волокнисто-дисперсных систем на Ромашкинском месторождении // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: «Новое Знание», 1998. — С. 65—71.
228. Пат. 2096602 РФ МКИ6 Е 21В 43/22 Способ обработки обводненной нефтяной залежи, неоднородной по геологическому строению / Антипов B.C., Нигмет-зянов В.Р., Старкова Н.Р., Чарнавских С.Ф. (РФ) — 96110561/03 Заяв. 27.05.1996, Опубл. 20.11.1997., Бюл. № 32.
229. Опыт применения силикат-гелевых составов при проведении водоизоля-ционных работ на залежах бобриковского горизонта в НГДУ «Джалильнефть» / Ситников Н.Н., Старшов М.И., Малыхин В.И., Фахруллин В.И., Салихов И.М., Салихов М.М. // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: «Новое Знание», 1998.— С. 129—135.
230. Антипов B.C., Дума В.М. Применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «НГК «Славнефть» и их экономическая эффективность // Нефтяное хозяйство, 1999. — № 8. — С. 21—24.
231. Ганиев P.P. Комбинированное применение технологий регулирования проницаемости с целью ограничения водопритоков и повышения степени нефте-извлечения из полимиктовых высокотемпературных пластов // Нефтепромысловое дело, 1996. — № 8— 9. — С. 2—5.
232. Силикатно-щелочное воздействие на пласт в условиях Арланского месторождения / Алмаев Р.Х., Рахимкулов И.Ф., Асмоловский B.C., Плотников И.Г., Габдрахманов А.Г. // Нефтяное хозяйство, 1992. — № 9. — С. 22-—26.
233. Совершенствование метода повышения нефтеотдачи пластов с помощью щелочно-полимерной системы / Габдрахманов А.Г., Алмаев Р.Х., Кашапов О.С. и др. // Нефтяное хозяйство, 1992. — № 4. — С. 30—31.
234. Алмаев Р.Х., Шакиров М.Т. Об экономической эффективности применения осадкообразующих реагентов для регулирования добычи нефти // Нефтепромысловое дело, 1994. — №2. — С. 10—12.
235. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах // М.: Недра, 1999.— 283с.
236. Эффективность применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов / Глумов И.Ф., Ошитко В.М., Кочетков В.Л. и др. // Нефтяное хозяйство, 1976. — №6.—С. 40—42. , <--.к « • *.w > » •*«; •
554
237. Повышение нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарии /Г И cb Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. и др. Казань.: Таткнигоиздат, 1978 __ 1?п '
238. Влияние применения СНПХ — 91 на динамику обводнения добывающих
скважин Булыгин Д.В., Вайсман М.Ш. и др. // Нефтяное хозяйство 1985__№ 8 __
С. 54—57.
239. Пат. 1438301 РФ МКИ Е 21 В 43/22 Способ разработки неоднородного нефтяного пласта / Булыгин Д.В., Нигматуллин И.Г., Газизов А Ш СаАин R Г ХабировР.А,—№4159542 Заяв. 10.12.86. " ф "
240. Пат. 1566820 РФ МКИ Е 21 В 43/22 Способ разработки нефтяных залежей / Газизов А.Ш., Хабиров Р. А. — № 4348484 Заяв. 22.12.87.
241. Метод щелочных обработок глубокозалегающих продуктивных горизонтов / Чернышева Т.П., Строгий А.Я. // Науч.-тех. сб. Сер. Геол., бурение разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе / РАО «Газпром», 1996. — № 11-12. — С. 54.
242. Развитие технологии щелочно-полимерного воздействия на нефтяные пласты / Хлебников В.Н., Алмаев Р.Х., Безекина Л.В., Гришова Р.С., Таюпова Г Г // Башк. хим. жур., 1999. — 6, № 1. — С. 58—63, 79.
243. Пат. РФ, МКИ6 Е 21 В 43/22. Способ повышения нефтеотдачи пластов/ Гусев С.В., Салмин А.В., Мазаев В.В., Коваль Я.Г., Герасимов Ю.В., Подтуркин В.Г. — 93012882/03 Заявл. 10.3.1993.— Опубл. 27.10.1996.—Бюл. № 30.
244. Пат. 2133338 РФ МПК6 Е 21 В 43/32 Состав для регулирования проницаемости пласта / Хлебников В.Н. и др. — № 97109540/03 Заявл. 6.6.1997; Опубл. 20.7.1999. —Бюл. №20.
245. Drzymalo J., Fuerstenau D.W. Adsortion of polyacrylamide, partially hydrolyzed polyacrylamide and polyacrylic acid ferric oxide and and silica // Floccu! Biotechnol and Separ Syst Proc Int Symp San Francisco, Calif July 28 — Aug 1. 1986 "Amsterdam e.a.", 1987. — p. 45—60.
246. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. — 332 с.
247. Пат. 1508636 РФ, МКИ Е 21 В 43/22. Способ доизвлечения нефти из обводненного нефтяного пласта / Глумов И.Ф., Абдулхаиров P.M., Ибатуллин P.P. (РФ). № 4284847. Заяв. 15.07.1987.
248. Применение малорастворимых НПАВ для увеличения нефтеотдачи на месторождениях Татарстана / Глумов И.Ф., Ибатуллин P.P., Слесарева В.В. и др. // Геология и разработка нефтяных месторождений: Тез. докл. Респ. научно-практической конференции, посвященной 50-летию Татарской нефти. Альметьевск, 1993.— С. 93—94.
249. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения новых методов увеличения нефтеотдачи пластов: Протокол ЦКР № 1603 от 18.11.1993, утв. Первым зам. министра Минтопэнерго РФ Фоминым А.В. 25.02.1994.—М.: 1993. —87с.
250. Ибатуллин P.P. Исследование особенностей процесса вытеснения нефти при применении композиций поверхностно-активных веществ // Нефтяное хозяйство, 1994. —№ 5. — С. 41—43.
251. Применение композиционных систем на основе неионных поверхностно-активных веществ в процессе увеличения нефтеотдачи в Татарстане / Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Слесарева В.В. и др. // Проблемы комплексного освоения трудноиз-
36*-4б54 555
влекаемых запасов нефти и природных битумов (добыча и переработка): Тез. докл. Междун. конф. Казань, 1994. — С. 28.
252. Лабораторные и промысловые исследования применения малорастворимых поверхностно-активных веществ для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов / Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Корецкий А.Ф. и др. // Нетрадиционные источники углеводородного сырья и проблемы его освоения: Тез. докл. Междун. симп. С.-П, 1992.— С. 158—159.
253. Кошляк В.А., Миролюбов B.C. Изучение текущей остаточной нефтена-сыщенности заводненных пластов геофизическими методами. // Обз. инф-ция. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтегазовая геология и геофизика. —М., 1981. — 34 с.
254. А. с. 614656 (СССР). Способ разработки нефтяного месторождения / Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Булгаков Р.Т. и др. // Б.И., 1978. — № 25.
255. Петухов В.К., Газизов А.Ш. Состояние и перспективы применения хим-продуктов в технологических процессах ограничения притока вод в скважины. — М.: ВНИИОЭНГ // Обз. инф-ция. Сер. Нефтепромысловое дело. — 1982. — 32 с.
256. Кравченко И.И., Иманаев А.Г. Изоляция вод в нефтяных скважинах. — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 187 с.
257. Газизов А.Ш., Кунеевская И.С., Кубарева Н.Н. Полимерные материалы для селективной изоляции пластовых вод. // Тр. ТатНИПИнефти. — Казань, 1975. — Вып. XXVIII. — С. 164—176.
258. Газизов А.Ш., Маслов И.И. Селективная изоляция притока пластовых вод в нефтяных скважинах // Обз. инф-ция. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1977. — 50 с.
259. Бэрчик Э.Д. Использование полимеров при заводнении // Инженер-нефтяник. — М.: Переводная книга. — 1968. — № 9. — С. 80—84.
260. Моляренко А.В., Земцев Ю.В., Шапатин А.С. Опытно-промышленные испытания селективных водоизолирующих реагентов на основе кремнийорганиче-ских соединений//Нефтяное хозяйство. — 1981. — № 1. — С. 35—38.
261. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Способы изоляции воды в нефтяных и газовых скважинах // Обзор отечественных и иностранных изобретений. — М.: ВНИИОЭНГ, 1972. — 63 с.
262. Блинов Г.С., Рошаль Э.Е. Селективная изоляция пластов в нефтяных скважинах // Опыт проведения рмонто-изоляционных работ в эксплуатационных скважинах. — М.: ВНИИОЭНГ, 1968. — С. 192—198.
263. Губанов Б.Ф. Исследование и разработки методов и технических средств увеличения нефтеотдачи путем повышения охвата пластов воздействием // Авт. докт. техн. наук. — М.: ВНИИнефть. — 1982. — 36 с.
264. Газизов А.Ш., Юсупов И.Г., Максутов Р.А. Технологические особенности изоляционных работ в нефтяных скважинах // Тр. ТатНИПИнефти, 1975. — Вып. XXXII. — С. 159—204.
265. Возможность использования предварительного структурирования полимерных композиций при гидроизоляционных работах / Барабанов В.П., Крупин С.В. и др. // Известие высших учебных заведений. "Нефть и газ". — Баку, 1975. — № 5. — С. 45— 48.
266. Элементоорганические полимеры для изоляции притока пластовых вод / Ковардаков В.А, Духненко В.М., Комаров Г.В. и др. // Нефтяное хозяйство. — 1978.—№1. —С. 41—43. .,*,.,
556
267. Исследование свойств латекснефтяных эмульсий, применяемых для изоляции водопритоков в нефтяных скважинах / О.В. Поздеев, Э.Д. Паскин В М Да-нило, Н.П. Чайковская // Тр. ИГ и РГИ. — Особенности геологии и разработки нефтяных месторождений Пермского Приуралья. — М.: 1981. — С. 91__97.
268. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Юсупов И Г. Ограничение притока в нефтяные скважины. — М.: Недра, 1976. — 172 с.
269. Газизов А.Ш., Кунеевская И.С., Кубарева Н.Н. Полимерные материалы
для селективной изоляции пластовых вод. // Тр. ТатНИПИнефти. — Казань, 1975 __
Вып. XXVIII. — С. 164 —176.
270. Об особенностях движения воды по трубам при водоизоляционных работах / Юмадилов А.Ю., Газизов А.Ш., Доброскок Б.Е. и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1977. — № 10.— С. 15—18.
271. Об особенности использования растворов на основе мономеров акрила-мида для ограничения водопритоков / Булгаков Р.Г., Газизов А.Ш, Юмадилов А.Ю и др. // РНТС. Нефтепромысловое дело. — 1972. — № 12. — С. 8—10.
272. Галлямов М.Н., Рахимкулов Р.Ш. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений. — М. Недра, 1978. —207с.
273. Газизов А.Ш., Баранов Ю.В. Применение водорастворимых полимеров для изоляции притока вод в добывающие скважины. — М.: ВНИИОЭНГ, Обз. инф-ция. Серия Нефтепромысловое дело, 1982. — Вып. 20. — 34 с.
274. Злотник Д.Е., Зубова Е.Н. Разработка и производство технологии гипана. // Глинистые растворы в бурении. — М.: Гостоптехиздат. 1963. — С. 75—78.
275. Технологические особенности изоляции притока вод в нефтедобывающие скважины с применением нефтесернокислотной смеси / И.Ф. Глумов, А.Ю. Юмадилов, А.Ш. Газизов и др. // Тр. ТатНИПИнефть. — Казань, 1981. — С. 89— 99.
276. А. с. 661102 СССР, МКИ2 Е 21 В 33/13, Способ изоляции притока вод в нефтяную скважину / Глумов И.Ф., Кочетков В.Д., Газизов А.Ш. и др. (СССР), № 1997364/22—03. Заявлено 15.02.1974. Опубл. 05.05.1979. —Бюл. № 17.
277. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа. — М.: Недра, 1977. — 228 с.
278. Люстрицкий В.М. Влияние призабойной зоны скважины на коэффициент охвата пласта // Нефтепромысловое дело, 1991. — № 7. — С. 5—7.
279. Состояние работ по воздействию на призабойную зону пласта и перспективы их развития / Шалинов В.П., Южанинов П.М., Азаматов В.И. и др. // Нефтяное хозяйство, 1986. — № 6. — С. 35—37.
280. Муслимов Р.Х. Основные итоги и перспективы дальнейшего применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях республики Татарстан // Концепция развития методов увеличения нефтеизвлечения. Материалы семинара-дискуссии. Бугульма, 27—28 мая 1996 года. Казань: Новое Знание, 1997. —- С. 9—23.
281. Влияние некоторых факторов на эффективность обработок призабойной зоны скважин / Мухаметзянов Р.Н., Калашников В.В. и др. // Экспесс-информ. / ВНИИОЭНГ. Сер. «Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений», 1991. — Вып. 8. —-С. 27—30.
282. Внедрение спецтехнологий СКО для интенсификации добычи нефти в низкопроницаемых карбонатных коллекторах Белоруссии / Санников В.А., Мос-
557
калева Г.С., Конюшенко С.А., Ивлев И.В. // Тр. УкргипроНИПИнефти, 1990. — Вып. 1. —С. 35—41.
283. Усачев М.П., Крикунов КВ., Симонов В.А. Повышение продуктивности скважин при эксплуатации многопластовых залежей парафинистой нефти (на примере месторождения Узень). Обзорн. информ. ВНИИОЭНГ Сер. "Техника и технология добычи нефти и обустройства нефтяных месторождений". — М.: 1998. — Вып. 23. — 28 с.
284. Крылов Д.А., Батырбаев М.Д., Розницын В.В. Солянокислотные обработки добывающих скважин на месторождении Узень // Нефтяное хозяйство, 1990. — №6. —С. 69—71.
285. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. — М.: Недра, 1991. — 224 с.
286. Смыков В.В. Методы обработки призабойной зоны пласта, способствующие улучшению условий фильтрации жидкости на месторождениях НГДУ Ямашнефть//Нефтепромысловое дело, 1999.—№ 1.—С. 14—18.
287. Муслимов Р.Х., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленных зон карбонатных пластов // Нефтяное хозяйство, 1995.—№3. —С. 47—50.
288. Павлов В.П., Халимов Э.М., Баймухаметов К.С. О геологических условиях эффективного применения методов повышения нефтеотдачи // Геология нефти и газа, 1975. — № 1. — С. 26—34.
289. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов / Бер-штейн М.А., Лобода В.М.. — ТНТО, сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. — 1977. — С. 13—16.
290. Дерябин В.В. Биополимеры для нефтяной промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1990.—39с.
291. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи / Бабалян Г.А., Ованесов ГЛ., Пелевин Л.А. и др. — М.: Недра, 1970. — 254 с.
292. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаных пластов девона / Березин В.М., Гизатуллина В.В., Шутихин В.И. и др. // Нефтяное хозяйство, 1982. — № 6. —С. 34—37.
293. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. —257 с.
294. Использование результатов геофизических исследований для изучения деталей геологического строения продуктивных объектов / Орлинский Б.М., Актуганов Р.Э., Шелепов В.В., Писарев Г.А. // Нефтяное хозяйство, 1995. — № 7. — С. 27—29.
295. Коцюбинский В.Л., Пустовойт С.П. Оценка нефтеотдачи пластов Абд-рахмановской площади по геолого-промысловым данным // Сб. ПО "Татнефть". Казань, 1969. — С. 62— 68
296. РД 39—1—199—79. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с водорастворимыми поверхностно-активными веществами (ПАВ). Уфа, 1979. — 126 с.
297. Эффективность применения СНПХ — 92 для повышения нефтеотдачи пластов / Арефьев Ю.Н., Булыгин Д.В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1984. — № 9. — С. 35—36.
298. Результаты опытно-промышленных работ по полимерному заводнению на Ромашкинском месторождении / Муслимов Р.Х. и др. // Нефтяное хозяйство, 1985. — № 7. — С. 24—27.
558
299. РД 39—23—1176—84. Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи при первичном вытеснении из пластов девонского горизонта путем закачки раствора тринатрифосфата. Бугульма, 1984. — 28 с.
300. Trushesri Scott P., Danben Dwight L., Parris David R. Micellar floodingfluid propagation interaction and mobility. — Soc. Petrol. Eng. 1974, vol. 14, № 6. — 633 p.
301. Ованесов Г.П., Халимов Э.М., Ованесов М.Г. Совершенствование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1973. — 213 с.
302. Применение поверхностно-активных веществ с целью увеличения нефтеотдачи / Бабалян Г.А., Ованесов Г.П., Пелевин Л.А. и др. — М.: Недра, 1970. — 244 с.
303. Сургучев М.Л., Шевцов В.А., Сурина В.Н. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1977. — 315с.
304. Методы дифференцированного анализа технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи / Ибатуллин P.P., Глумов И.Ф., Амерханов М.И., Васильев Э.П. // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнолгий. Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения (Бугульма, 25— 26 ноября 1997 г.). Казань: Новое Знание, 1998. — С. 84—89.
305. Неволин В.Г., Поздеев О.В. Акустическое воздействие в технологическом процессе при добыче нефти. Пермь, 1991. — 80 с.
306. Исследование влияния упругих возмущений на фильтрационно-емкост-ные характеристики образцов горных пород месторождения Баты-Раман, Турция / Белоненко В.Н., Беляев Ю.Э., Троицкий В.М., Демир М., Топкая И. // Нефтяное дело, 2001. — №3. — С. 19—25.
307. Влияние акустического воздействия на водопроницаемость и коэффициент вытеснения терригенных коллекторов / Митрофанов В.П., Терентьев Б.В., Ма-тяшов С.В. и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. — № 10. — С. 36-^Ю.
308. А.с. 442287 СССР, МКИ Е 21 В 43/18. Способ разработки газогидратной залежи / Снарский А.Н., Михельман А.И., Снарский А.А.. — Опубл. 21.11.1974; Приоритет 22.02.1972.
309. Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М.: Недра, 1977. — 150с.
310. Балашканд М.И., Андреев Ю.Н., Казнин В.А. Обработка призабойной зоны пласта импульсами давления // Нефтяное хозяйство, 1990. — № 8. — С. 71—73.
311. Изменение свойств нефтей при ударно-волновом воздействии / Макси-менко А.Ф., Елисеев Н.Ю., Шахиджанов Ю.С. и др. // Нефтепромысловое дело, 1999.—№9. —С. 23—25.
312. Результаты применения вибросейсмической технологии на Сутормин-ском месторождении / Белоненко В.Н., Павлов М.В., Макуров А.Д. и др. // Нефтепромысловое дело, 2000. — № 8—9. — С. 19—22.
313. Belonenko V.N. Vibro-Siesmic Technology for increasing hydrocarbon bed recovery // New Technologies for the 21st Century. — 2000. — № 4. — P. 14—17.
314. Пат. 1833458 РФ, МКИ Е 21 И 43/25. Устройство для звукового воздействия на продуктивный пласт / Неволин В.Г., Поздеев О.В. — Заяв. 02.11.1991. Опубл. 07.08.1993.
315. Пат. 2135746 РФ, МКИ Е 21 В 43/00. Способ эксплуатации скважины / Ащепков Ю.С., Березин Г.В., Ащепков М.Ю. —Заяв. 08.12.1998., Опубл. 27.08.1999.
559
316. Вахитов Г.Г., Симкин Э.М. Использование физических полей для извлечения нефти из пластов. М: Недра, 1985. —227 с.
317. Кузнецов О.Л., Сергеев Л.А., Симкин Э.М. Возникновение конвективной передачи под действием звукового поля в насыщенных песках // Прикл математика, техническая физика, 1968. — № 3. — С. 150—152.
318. Симкин Э.М., Соколов А.В. Влияние акустического поля на реологические свойства нефтей // Труды ВНИИЯГГа, 1981. — С. 60—63.
319. Физические основы акустического метода воздействия на коллекторы /. Горбачев Ю.И и др. // Геофизика, 1989. — № 4. — С. 5—9.
320. Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Преобразование и взаимодействие геофизических полей в литосфере. М.: Недра, 1990. — 232 с.
321. Динамика деформаций в земной коре и прогноз землетрясений / Дьяконов Б.П., Кузнецов О.Л., Файзуллин И.С., Чиркин И.А. // Разведка и охрана недр, 1990.—№11. —С. 3—6.
322. Давление пластовых флюидов / Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. и др. Л.: Недра, 1987. — 223 с.
323. Чиркин И.А., Плотникова И.Н., Назинов А.К. К разработке методики поиска и разведки залежей нефти и газа в породах кристаллического фундамента. Научно-практическая конференция 27 — 28 октября 1994 г. // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарии на поздней стадии освоения запасов. Альметьевск, 1964. — С. 62— 64.
324. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности / Симонов Б.Ф., Опарин В.Н., Канискин Н.А. и др // Нефтяное хозяйство, 2000. — № 5. — С. 41— 45.
325. Иванов А.И. Опыт применения волновых методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях НГДУ Бавлынефть // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: "Новое Знание", 1998. — С. 248— 250.
326. Термоимплозионные и термогазохимические методы повышения продуктивности скважин. Состояние и перспективы / Тахаутдинов Ш.Ф., Садыков И.Ф., Па-нарин А.Т., Есипов А.В., Минибаев Ш.Х., Мухутдинов А.Р. // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: Новое Знание, 1998. — С. 255—256.
327. Ащепков А.С. Технология интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов за счет волнового воздействия, вызываемого динамикой работы штангового насоса // Труды научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 1997. Казань: "Новое Знание", 1998. — С. 257— 259.
328. Саяков Ф.Л., Дыбленко В.П., Симкин Э.М. Расчет основных технологических показателей процесса высокочастотного электромагнитного разогрева призабойной зоны нефтяных скважин // Изв. ВУЗов, сер. Нефть и газ, 1977. — № 6. — С. 23—26.
329. Результаты применения технологии электровоздействия на месторождениях Казахойлэмба / Батырбаев М.Д., Булавин В.Д., Марданов И.А., Рыбаков А.Д., Селяков В.И. // Нефтяное хозяйство, 2000. — № 10. — С. 65— 68.
330. Попов Е.А., Селяков В.И. Изменение проводимости неоднородной среды при пропускании через нее электрического тока. М.: ДАН, 1990. — Т. 310. — № 1. — С. 83—86. - '
560
331. Результаты внедрения внутрипластового горения на залежи № 24 Ромаш-кинского месторождения / Фазлыев Р.Т., Веревкин К.И., Дияшев Р.Н., Мусин М.М., Ткаченко И.А. // Нефтяное хозяйство, 1984. —№5 — С. 30__34
332. Экспериментальное изучение внутрипластового горения применительно к XIV горизонту месторождения Узень / Нагорный Л.А., Блох С.С., Гнатченко В.В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1994. — № 9. — С. 29—32.
333. Жданов С.А., Борисова Н.П., Шарай Н.А. Влияние геолого-физических свойств пласта на эффективность метода паротеплового воздействия // Сб научных трудов ВНИИ. М.: 1987. — С. 86—91.
334. Лукьянов Ю.В. Разработка залежей высоковязких нефтей с применением термозаводнения // Нефтяное хозяйство, 1992. — №. — С. 31.
335. Исследования теплового воздействия на пласт с применением горячей микрозародышевой воды / Азметов И.М., Богопольский А.О., Коасари К.А., Полковников В.В., Тарасов А.Г. // Доклады Международной конференции "Нефть и битумы". Казань, 1994. — Том 1. — С. 225—227.
336. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. — 325 с.
337. Новое направление в технике и технологии добычи тяжелых углеводородов за рубежом. О.И.ВНИИОНГ. Сер. "Нефтепромысловое дело". М.: 1989. — №11. —С. 36
338. Canad Petroleum. — 1980. — V 21, № 7. — P. 48—50.
339. J petrol Technol. — 1979, v 31, № 8. — P. 951, 952, 953, 954.
340. Кудинов В.И., Зубов Н.В., Савельев В.А. Регулирование теплового воздействия при разработке залежей высоковязкой нефти с послойной неоднородностью коллекторов // Нефтяное хозяйство, 1998. — № 2. — С. 37—39.
341. Раковский Н.Л. Автореф. дкт. техн. наук. Научно-методические основы проектирования разработки нефтяных месторождений тепловыми методами. — М.:ВНИИ, 1983.—46с.
342. Середнецкий Л.М., Пеленичка Л.Г., Мырка Я.М. Целесообразность теплового воздействия на Битковском и Бориславском месторождениях // Нефтяное хозяйство, 1986. — № 10. — С. 40—43.
343. Гадиев С.М., Лазаревич И.С. Воздействие на призабойную зону нефтяных и газовых скважин. —М.: Недра, 1966. — 180 с.
344. Гидравлический разрыв пласта с подземным исследованием зоны разрыва / Усачев П.М., Лесик Н.П., Овнатанов Г.Т. и др. // Нефтяное хозяйство, 1958. — №5.— С. 7—11.
345. Методическое руководство по определению технологической эффективности (дополнительной добычи нефти) от проведения гидравлического разрыва пластов (ГРП) на скважинах объединения "Татнефть". — Альметьевск. — 27 с.
346. Майерс Б. У., Клинтон Л., Карлсон Н.Р. Выбор интервала и плотности перфорации с учетом продуктивного пласта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. —№ 7. — С. 13—15.
347. Минеев Б.П., Сидорова Н.А. Практическое руководство по испытанию скважин. — М.: Недра, 1981. — 53 с.
348. Об оптимальной плотности перфорации обсадных колонн на месторождениях Западной Сибири / Толстолыткин И.П. и др. // Нефтяное хозяйство. — 1982. — № 3. — С. 40—44.
561
349. Литвинов А.А., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. — М.: Недра, 1964. —С. 186 — 209.
350. Испытание нефтегазоразведочных скважин в колонне / Под. ред. Ю.В. Семенова, B.C. Войтенко и др.—М.: Недра, 1983.—С. 120—121.
351. Краткий справочник по прострелочно-взрывным работам в скважинах. — М.: Недра, 1972. —С. 97—103.
352. Фридляндер Л.Я. Прострелочно-взрывная аппаратура и ее применение в скважинах. 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Недра, 1985. — 199 с.
353. Пат. №2066371 РФ МКИ6 Е 21 В 43/20, 43/30 Способ разработки нефтяной залежи / Муслимов Р.Л, Сулейманов Э.И., Танеев Р.Г. и др. (РФ) — 95108730/03/ Заяв. 08.06.1995, Опубл. 10.09.1996, Бюл. № 25.
354. РД 39—05753419—02—95. Методическое руководство по регулированию равномерности выработки запасов нефти отдельных прослоев пласта и отдельных пластов многопластового объекта разработки при вторичном вскрытии. — Альметьевск — 12 с.
355. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин // Нефтяное хозяйство, 1994. —№8.—С. 11—16.
356. Применение горизонтальной технологии для разработки нефтяных месторождений в Татарстане // Труды научно-практ-ой конф., посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань: "Новое Знание", 1998. —С. 218—227.
357. Корнильцев Ю.А., Волков Ю.А. Результаты экспериментально-теоретических исследований по применению горизонтальных скважин для повышения нефтеотдачи пластов // Труды научно-практ-ой конф., посвященной 50-летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения. Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань: "Новое Знание", 1998.—С. 236—239.
358. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Хисамов Р.С. Перспективы и проблемы доразработки заводненных коллекторов горизонтальными скважинами // Тезисы докладов конф. Альметьевск, 1994. — С. 117—118.
359. Применение горизонтальной технологии для разработки нефтяных месторождений в Татарстане / Хисамов Р.С., Галеев Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. // Труды научно-практической конференции, посвященной 50—летию открытия девонской нефти Ромашкинского месторождения, Бугульма, 25-26 ноября 1998 г., Изд. Казань "Новое Знание" 1998 г. — 218 с.
360. Эффективность бурения горизонтальных скважин на месторождении ОАО «Татнефть» / Хисамов Р.С., Юсупов Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. // Нефтяное хозяйство, 1998. — № 7. — С. 8— 9.
361. Горизонтальные скважины — система разработки, техника и технология бурения / Хисамов Р.С., Тахаутдинов Ш.Ф., Сулейманов Э.И. и др. // Нефть Татарстана, Бугульма, ТатНИПИнефть, 1998. — № 1. — С. 18—28.
362. Бурение боковых горизонтальных стволов для увеличения нефтеотдачи старых месторождений / Хисамов Р.С, Дияшев Р.Н., Рамазанов Р.Г., Хисамов Р.Б. // Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование. Материалы семинара-дискуссии. Актюба, 2—3 декабря 1999 г. — 21 с. •,
562
363. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин / Хисамов Р.С., Буторин О И Хисамутди-нов Н.И. и др.//Нефтяное хозяйство, 2001.__№8 __С 60—62 '
364. Пат. 2176725 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/16 Способ разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / Хисамов Р.С., Курочкин Б М Муслимов Р.Х. и др. (РФ)-2000124426/03 Заяв. 27.09.2000., Опубл. 10.122001., Бюл. №34
365. Анализ разработки слабопроницаемых коллекторов на примере Абдрах-мановской площади / Хисамов Р.С. и др. // Нефтяное хозяйство 1993 — № 12 — С. 30—33. '
366. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Хисамов Р.С., Тахаутдинов Ш.Ф., Галеев Р.Г. и др. // Нефть Татарстана, Бугульма, ТатНИПИнефть 1998. — № 1. —С. 10—17.
367. Хисамов Р.С, Дияшев Р.Н., Блинов А.Ф. Доразработка Ромашкинского месторождения — 1 // Нефть и газ, Изд. «Пени Уэлл Корп», г.Талса, штат Оклахома, США, 26 июня 2001 г. — С. 42—47.
368. Динамика структуры запасов и добычи нефти ОАО Татнефть / Хисамов Р.С. и др. // Нефтяное хозяйство, 2001. — № 8. — С. 13—15.
369. Пат. 2105873 РФ МКИ6 Е 21 В 43/247, 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Тазиев М.З., Хавкин А..Я. и др. (РФ) — 97108759/03 Заяв. 29.05.1997. Опубл. 27.02.1998., Бюл. № 6.
370. РД 39—02—0147585—87. Инструкция по технологии выработки запасов из малопроницаемых терригенных коллекторов горизонтов До и Д(.. Бугульма, 1987.
371. Технологическая схема разработки слабопроницаемых коллекторов и малопродуктивных линз песчаников по площадям Ромашкинского месторождения: Отчет ТатНИПИнефти по теме 52779. — Бугульма, 1980. — 273 с.
372. Хисамов Р.С. Анализ разработки слабопроницаемых коллекторов на примере Абдрахмановской площади // Нефтяное хозяйство, 1993. — № 12. — С. 30—33.
373. Пат. 2150579 РФ, МПК7 Е 21 В 43/22 Способ регулирования проницаемости пласта / Хлебников В.Н., Алмаев Р.Х., Асмоловский B.C., Сайфутдинов Ф.Х., Безекина Л.Ф. — № 98106539/03 Заявл. 15.01.1998. Опубл. 10.06.2000. Бюл. № 16.
374. Новые перспективы полимерного заводнения в России /Власов С.А., Краснопевцева Н.В., Каган ЯМ., Фомин А.В., Рязанов А.П. // Нефтяное хозяйство, 1998. — № 5. — С. 46—49.
375. Результаты и перспективы применения новых технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях Татарстана / Галеев Р.Г. и др. // Нефтяное хозяйство, 1998. — № 7. — С. 14—16.
376. Разработка микробиологических методов увеличения нефтеотдачи на Ромашкинском месторождении / Беляев С.С., Иванов М.В., Глумов И.Ф. Ибатул-лин P.P. Муслимов Р.Х. // Нефтяное хозяйство, 1993. — № 12. — С. 15—17.
377. Юлбарисов Э.М. О повышении нефтеотдачи заводненных пластов, 1981. — №3. —С. 36—40.
378. Активация современной геохимической деятельности пластовой микрофлоры как основа биотехнологии повышения нефтеизвлечения / Беляев С.С. и др. // Микробиология, 1998. — № 6. — С. 851—852.
563
379. Гарейшина А.З., Кузнецова Т. А. Технология повышения нефтеотдачи путем внутрипластового синтеза нефтевытесняющих агентов // Нефтяное хозяйство, 1998. — № 2.— С. 17—18.
380. Микробиологические исследования карбонатного коллектора Ромашкин-ского нефтяного месторождения с связи с испытанием биотехнологии повышения нефтеотдачи /Назина Т.Н. и др. //Микробиология, 1998. —Т. 67. —№ 5. С. 701—709.
381. Результаты испытания микробиологического метода повышения нефтеотдачи в условиях карбонатного коллектора Ромашкинского нефтяного месторождения. Биогеохимические и продукционные характеристики / Назина Т.Н. и др.// Микробиология, 1999. — Т. 68. — № 2. — С. 261—266.
382. Пат. 2062788 РФ МКИ6 С 12 Р 19/04, С 12 М 1/06. Способ непрерывного получения экзополисахаридов / Власов С.А., Яроцкий С.В., Глухова Е.В. и др. — 94030864/13 Заявл. 03.08.1994., Опубл. 27.06.1998., Бюл. № 18.
383. Пат. 2073712 РФ МКИ6 С 12 N 1/20, С 12 Р 19/04, С 12 R 10/65 Штамм бактерий — продуцент экзополисахарида / Краснопевцева Н.В., Чернягин А.В., Яроц-кий С.В. и др. (РФ) —93000503/13 Заявл. 05.01.1993., Опубл. 20.02.1997., Бюл. № 5.
384. Pat. 3598181 USA. Oil recovery employing viscosifers produced by the action of anionic surfactants of bacterial cultures / Wagner E.H., Stratton C.A., 1970.
385. Pat. 3326286 USA. Harvey R.R. Oil recovery in waters flooding. 1965.
386. Деструкция экзополисахарида микроорганизмами закачиваемой и пластовой вод / Мавзютова И.П., Горейшина А.З. и др. // Микробиологический журнал, 1987. —Т. 49. — №6.— С. 31—35.
387. Микрофлора пластовых вод, участвующая в деструкции полимерных растворов / Горейшина А.З., Матышевская М.С. и др. // Микробиологический журнал, 1986. —Т. 48. — № 1, — С. 44—46.
388. Мавзютова И.П., Ахметшина С.М. Влияние некоторых бактерицидов на биодеструкцию экзополисахарида Xantan 8162 // Микробиологический журнал, 1987. —Т. 49. — № 6. —С. 35—38.
389. Перспективы развития микробиологических технологий в XXI веке / Лебедев Н.А., Гарейшина А.З., Кузнецова Т.А., Ахметшина С.М., Шестерина Н.В., Хазанов И.В. // Нефтяное хозяйство, 2000. — № 11. — С. 7 — 10.
390. Rebecca S. Petroleum technologies, Bartlesville, Oklahoma, USA, Biotechnology for Heavy Oil Recovery. 1988. — 110. P. 1 — 7.
391. Смирнов С.Р. Экспериментальные исследования и разработка модифицированных ПДС с кислотно-щелочными добавками для ограничения притока подошвенных вод. Казань, ОАО "НИИнефтепромхим", Отчет по НИР. — 1999. — 95 с.
564
Хисамов Раис Салихович, Газизов Айдар Алмазович, Газизов Алмаз Шакирович
УВЕЛИЧЕНИЕ ОХВАТА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ВОЗДЕЙСТВИЕМ
Ведущие редакторы: Любимова Н. Е., Миронов Т. П.
Компьютерная верстка Е. В. Кобелькова
Корректор Н. Г. Евдокимова Технический редактор Л. В Кутакова
Подписано в печать 23.01.2003 Формат 60x88 1/16 Бумага офсетная № 1. Офсетная печать
Печ. л. 35,5. Тираж 500 экз Заказ № 4654. 117420 Москва, ул. Наметкина, 14, корп. Б, ОАО "ВНИИОЭНГ"
Тел ред. 332-00-49,332-00-35. Адрес электронной почты: vniioeng@mcn.ru.
Качество печати соответствует предоставленному оригинал-макету
Отпечатано в Ф ГУП "Производственно-издательский комбинат ВИНИТИ"
140010, г Люберцы, Октябрьский пр., 403.
Тел. 554-21-86.
На главную страницу
