Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой

Диссертация: Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Практика разработки показывает, что вода в добывающих скважинах появляется значительно раньше и в больших объемах, особенно при внутрикоптурном заводнении, чем это предусмотрено в протозах, в основу которых положено представление о норовом строении коллектора. Наблюдаемая несогласованность отборов нефти и жидкости зависит, прежде всего, от степени фильтрационной неоднородности, исследованиям… Читать ещё >

Содержание

  • 1. ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ
  • 2. ПРОБЛЕМЫ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С РЕЗКОЙ ФИЛЬТРА! {ИОННОЙ НЕОДНОРОД1ЮСТЬЮ
  • 3. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПРИ ВЫРАБОТКЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ КОЛЛЕКТОРОВ С ДВОЙНОЙ СРЕДОЙ НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА 10С2 ОМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
    • 3. 1. Исследования кернового материала по пласту ЮС2 Омбинского месюрождения
    • 3. 2. Анализ резулыатов гидродинамических исследований скважин
    • 3. 3. Формирование системы воздействия
    • 3. 4. Факторы, определяющие обводнение добывающих скважин при формировании системы воздейс1вия
    • 3. 5. Использование детерминированной модели для оценки эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи в двойных средах
  • 4. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАТИСТИЧЕСКИХ МЕТОДОВ И ПУТИ ПОВЫШЕ11ИЯ ЕЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ
    • 4. 1. Подходы к npoi позированию показа1елей разработки в условиях неопределенности геоло1 ического строения пласюв
    • 4. 2. Унификация кривых вырабожи запасов и идентификация двойной среды
    • 4. 3. Прием оценки текущего коэффициента охват на примере слоисю-неоднородно!о пласта
    • 4. 4. Прием iipoi позирования распределения подвижных остаточных запасов нефш, но классам коллекюров на примере Стрежевского месюрождения
    • 4. 5. Анализ зффективносж выработки запасов и обоснование полезных объемов закачки воды в пласт
    • 4. 6. Прием получения опюеительных модифицированных проницаемостей по промысловым данным

Прогнозирование выработки запасов нефти из коллекторов с двойной средой (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность работы.

Практика разработки показывает, что вода в добывающих скважинах появляется значительно раньше и в больших объемах, особенно при внутрикоптурном заводнении, чем это предусмотрено в протозах, в основу которых положено представление о норовом строении коллектора. Наблюдаемая несогласованность отборов нефти и жидкости зависит, прежде всего, от степени фильтрационной неоднородности, исследованиям и моделированию которой не всегда уделяется должное внимание. Так, например, при недостаточном объеме исследований коллекторских свойств различных литотипов, как правило, офапичиваются общей петрофизической основой для интерпретации материалов геофизических исследований скважин и количественных определений подсчетных параметров. Авторы прогнозов в последующем уточняют поля параметров, исходя из режимов работы скважин и динамики обводнения, при этом часто используют не вполне корректные и физически обоснованные приемы.

Превышение отборов жидкостей над добычей нефти характерно для слоисю-пеоднородных пластов, когда первыми обводняются проплас1Ки с высокой проницаемостью, и пока в них идет процесс отмывки остаточной нефти, в других еще продолжается вытеснение нефти водой. Извлечение нефти из слоистых пласюв с высокой вариацией проницаемости характеризуется низкой нефтеотдачей при высокой обводненности продукции. Пример пластов такого рода — эксплуатационный объект ЮКШ п на Талинском месторождении. За двадцать лет разработки из этого объекта извлечено около 12% нефти, в то время как обводненность достигла 90−95%.

Взаимосвязи текущей нефтеотдачи и обводненности в пластах, сложенных проплааками с различной проницаемостью и разделенных друг от друга глинистыми перемычками, посвящепо много рабок Однако кроме вертикальной, пласт характеризуется еще и площадной неоднородностью, а именно — наличием в пласте прожженных высокопроницаемых каналов и окружающих их низкопропицаемых линз.

Наличие высокопроницаемых каналов в терршенпых коллекторах подтверждав 1ся гидродинамическими, трассерными и промыслово-геофизическими исследованиями на mhoihx месторождениях. Высокопроницаемые каналы или, как их еще называют, каналы с низкими фильтрационными сопротивлениями, могут бьпь представлены грегцинами, однако для условий герригенных коллекторов эю положение ряд исследователей подвергают сомнению. В то же время накоплено достаточно факюв по результатам изучения кернового материала, свидетельствующих о наличии в герригенных коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири различных видов трещиноватое i и.

Наличие резко выраженной фильтрационной неоднородности значигельно снижает эффективность выработки запасов и фебует принятия адекватных техноло1 ических решений. Понимание природы образования высокопроницаемых каналов дает ключ к решению данной проблемы. При оказании внешнего воздействия система высокопроводящих каналов можег менять свою геометрию (ориентацию, 1″ устоту, проводимость) в зависимости от технологий и интенсивности воздействия. Анализ материалов геофизических и промысловых исследований позволяет прогнозировать ареал их возможного развития, чю немаловажно при обосновании плотности сетки скважин и их взаимного расположения. В свою очередь, неучет эшх факторов значигельно снижает эффективное п> выработки запасов нефти, о чем свидетельствует состояние разработки ряда эксплуатируемых месторождений. Зачасчую этим вопросам не уделяется должного внимания по ряду причин: недостаточный объем необходимых исследований для npoi позирования добычи нефти и обоснования гехнологических решений, неясность природы образования трещин и их трансформации в процессе разработки.

Поэтому в данной работе сформулированы и решены задачи, позволяющие повысить эффективноеib использования запасов нефти Западной Сибири на базе учета фильтрационной неоднородности продуктивных пластов.

Цель работы.

Повышение эффективности выработки запасов нефти из пласюв с двойной средой по результатам оценки их фильтрационной изменчивости.

Основные исследуемые задачи.

1) Изучение особенностей строения двойной среды, влияющих на эффективность технологических решений.

2) Оценка степени фильтрационной неоднородности и ее влияние на характер выработки запасов.

3) Анализ ранее предложенных методик npoiпозирования выработки запасов и их недостатки в условиях пластов с двойной средой.

4) Определение оптимальных объемов закачиваемой в пласт воды на основании оценки согласованности отборов нефти и жидкости.

Научная новизна.

1) Обоснован метод унификации кривых падения дебита нефти для оценки характера выработки запасов и степени фильтрационной неоднородности объекта разработки на основе безразмерных параметров.

2) Разработана модификация метода прогнозирования добычи нефти из пластов с двойной средой «АЛГОМЕС-2» и доказана ее состоятельность на 52-х объектах 23-х месторождений ХМАО-Югры.

3) Выявлена закономерность между соотношением закачиваемой воды и добьпой нефти на эффективность выработки запасов.

Практическая значимость результатов исследований.

Результаты исследований были использованы при составлении проектных документов на разработку Песчаного (протокол ТО ЦКР по ХМАО № 414), Омбинского (проюкол ТО ЦКР по ХМАО № 560), Северо-Конитлорского (проюкол ТО ЦКР по ХМАО № 685) месторождений. Реализация предложенных автором технологических решений по оптимизации системы воздействия позволила стабилизировать объемы добычи нефти и снизить темпы роста обводненности продукции.

Метод прогнозирования добычи неф1И применяется для оценки энсргешческого потенциала нефтяных месторождений ХМАО-Ю1ры по заданию Правительства округа в рамках планирования социально-экономического развития региона.

Используя разрабо1анные приемы, проводились экспер1изы выполнения проектных решений на разработку крупных нефтяных компаний округа (ОАО «Сургутнеф1е1аз», ОАО «K)i анскнефтегаз», ТПП «Урайнефтегаз») в период 2000;2006 гг.

Апробация работы.

Результаты и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на IX научно-практической конференции «Ilyin реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (Хан1ы-Мансийск, 2005), на паучно-пракгических семинарах, организованных ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство» (Сургут, 2005, Неф1еюганск, 2006), на IV Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2005), на IV, V и VI научно-практических конференциях молодых специалистов организаций, осуществляющих виды дея1ельности, связанной с пользованием учас1ками недр на территории ХМАО-Югры (Когалым, 2003, Ханты-Мансийск, 2005;2006), на Международной научио-технической конференции «Нефть и i аз Западной Сибири», посвященной 40-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2003), на II Международной научно-технической конференции «Новые информационные технологии в нефгетовой отрасли и образовании» (Тюмень, 2006).

Публикации.

Основные положения работы изложены в 9 печатных работах.

Благодарности.

Aniop выражает искреннюю благодарность за ценные советы и замечания своему научному руководителю, к-iy гехп. наук, Севастьянову А. А., и д-ру техн. наук, профессору Медведскому Р.И.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Доказана состоятельность предложенной модификации меюда прогнозирования добычи неф ж «АЛГОМЕС-2» на основании проведенного исследования по 52 объектам разработки. Установлено, что данный метод применим для прогнозирования добычи нефти из пласгов с двойной средой.

2. Нормирование дебит нефш отосигельно начального отбора жидкоеiи в масштабе «приведенного времени» позволяет унифицировать кривые падения дебига. Унификация кривых падения дебита дает возможность установи ib характер выработки запасов, оценить объемы высокои низкопроницаемых сред, определип> эффем oi проводимых на объекте 1еолого-технических мероприятий, а также раздели ib эффекты oi ишенеификации и увеличения нефтеотдачи.

3. На многих объектах разработки кривые безразмерною дебит нефти при высоких значениях промывки пласта стабилизируются на уровне 5−10% от начальною, чю обусловлено наличием вертикальной и площадной неоднородности, причем в строении mhoihx пласюв можно выделип> как минимум две среды различной проводимости — высокопроницаемую (проводящую) и низкопроницаемую (подпитывающую).

4. Анализ согласованности отборов нефти и жидкости позволяет выделить оптимальные объемы эффективной закачиваемой воды в пласт. По результатам анализа выработки запасов длительно разрабатываемых месторождений можно ювори1ь о юм, что при накопленной компенсации отборов жидкости свыше 70% утвержденный КИН достигнут не будет.

5. Результаты анализа выработки запасов по объемам длительно разрабатываемых месторождений Сургутского свода показали, что коэффициент извлечения нефти в значительной степени зависит от доли запасов в высокопроницаемой среде.

6. Установлено, что основное влияние на эффективность интенсификации отборов нефти закачиваемой водой оказывает доля высокопроводящей среды. Для ряда объемов разработки к момешу начала неэффективной работы закачиваемой воды отбирается около 70 с/с запасов из высокопроницаемой части пласта.

7. Для эффемивпой вырабо1Ки запасов нефти в условиях порово-трещиноваюю пласта рекомендуется формирование щадящей площадной системы воздействия для избежания опережающею обводнения продукции скважин. На начальномлапе разрабо1ки для интенсификации отборов нефти можно допустиib превышение объемов закачиваемой воды над оiборами жидкости, при этом не допуская превышения давления нагнетания 0,6−0,7 д.ед. от горною давления. После отбора около 70% запасов нефти из высокопроницаемой часж iuiacia закачку воды рекомендуется ограничить на уровне отбора нефти.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Arps J.J. Analysis of Decline Curves. // Trans., AIME. 1945. pp. 228 247.
  2. , Sh., «A generalized hyperbolic decline equation vim rate-time and rate-cumulative relationships,» SPE 81 427 presented SPE 13ch Middle East Show & Conference held in Bahrain 5−8 April 2003.
  3. , Sh., «A generalized hyperbolic decline equation with rate-time dependent function,» SPE 80 909 presented at me SPE Production and Operations Symposium held in Oklahoma City, Oklahoma, USA. 22−25 March 2003.
  4. DeSorcy, G. J., Determination of oil and gas reserves, Petroleum Society Monograph No. 1, Second Edition, Canada, 2004.
  5. , M.J., «Decline curve analysis using type curves,» paper SPE 4629 presented at the SPE 48m Annual Fall Meeting, Las Vegas, Nev., Sept. 30−0ct. 3.1973.
  6. Gentry R.W. and Mc. Gray A.W. The effect of reservoir and fluid properties on production decline curves «JPT», Sept. 1978, p. 1327−1341.
  7. Goodknight R.C., Klykoff W.A., Fatt J.H. Nonsteady-state flow and diffusion in porous media containing dead-end pore volume The Journal of Physical Chemistry. 64. no. 9, 1960.
  8. A., «Effect of Water-soluble gases on production decline, production simulation, and production management,» SPE 50 781 presented at the 1999 SPE International Symposium Oilfield Chemistry held in Houston 16−19 Feb., 1999.
  9. Hudson E. J, Ncuse S.H. Cutting through the mystery of reserve estimates. «Oil and Ga/ J», 25 March, v.83, No. 12, p. 103 106, 1985.
  10. Hudson E. J, Neuse S.H. Depiction stage determines most effective methods for reserve estimate integrity. «Oil and Gaz J», Apr. l, v.83, No. 13, p.80 -90, 1985.
  11. , M. I., «Normalized Plot A Novel technique for reservoir characterization and reserves estimation,» SPE 37 031 presented at the 1996 SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference held in Australia, 28−31 Oct. 1996.
  12. Khaled Abdel Fattah, Kh. A., «Predicting production performance using a simplified model,» World Oil J., April 2006, pp 147−151.
  13. Koederitz, C. F., A. H. Harvery and M. Hanarpour, Introduction to petroleum reservoir analysis, Gulf Publishing Company, Houston, Texas, 1989.
  14. Lee, J. and Wattenbarger, R. A, Gas Reservoir Engineering, 1st Ed., Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, 1996.
  15. Lin Chung and Rowland, D. A. «Determining the constants of hyperbolic production decline by a linear graphic method,» Unsolicited, SPE 11 329.
  16. Long, D. R., and M. J. Davis, «A new approach to mc hyperbolic curve.» JPT", Vol. 40,1988, pp. 909−912.
  17. McNulty R.R. and Knapp R.M. Statistical decline curve analysis, Paper SPE. 10 279 presented an the 1981 SPE Annual. Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Oct.5−7
  18. Nind, T.E.W., «Principles of oil well production,» 2nd Ed., McGraw-Hill Inc., New York. 1981.
  19. , R.A., «Further analysis of production-pcrformancc graphs», J. Canadian Petroleum Technology, April 1987, pp. 74−79.
  20. , S., «Generalized hyperbolic equation,» Unsolicited, SPE 18 731.1988.
  21. Rowland D.A., Lin Ch. New linear method gives constants of hyperbolic decline. «Oil and Gas Г. 1985, v.83, № 2, p. 86−90.
  22. Rowland, D. A. and L. Chung: „Computer Model Solution Proposed, Oil and Gas J., Jan. 21, 1985. pp. 77−80.
  23. Shirman, E. L, „Universal approach to the decline curve analysis,“ J.
  24. Canadian Petroleum Technology, Vol 38, No. 13, 1999, pp. 1−4.
  25. Slider H.C. A simplified method of hyperbolic decline curve analysis. „JPT“, 1968, v.20, march, p.235−236.
  26. Slider, H. G, World-wide practical petroleum reservoir engineering methods, Pennwell Publishing Co., Tulsa, Oklahoma, 1983.
  27. , J. P., „A new algorithm for hyperbolic decline curve fitting“ Paper SPE 15 293 presented at petroleum Industry Application of Microcomputer, Silver Greek, June 18−20, 1986.
  28. Thompson, R.S., J. D. Wright and S. A. Digert, „The Error in estimating reserves using decline curves,“ Paper SPE 16 925, presented at the SPE Hydrocarbon Economics and Evaluation Symposium, Texas, March 2−3.1987.
  29. Towler, B. F., and S., Bansal, „Hyperbolic decline-curve analysis,“ J. of Petroleum Sciencc and Technology, 1993, pp. 257−268.
  30. И.Д. Определение извлекаемых запасов нефш по характериешкам вьпеспеиия с учеюм эксплуатации залежей до предела рентабельности // Нефтепромыслое дело. 1982. — № 5.
  31. И.Д., Давыдов А. В. Применение характеристик вьпеснении для прогнозирования разработки зале1аемой нефш Зан. Сибири на поздней стдии“ В сб. Особенность освоения Месторождений Тюменского Заполярья. Сб.научп.тр. ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1985.
  32. И.Д., Давыдов А. В., Методика прогноза показателей разрабожи залежей нефш при водонапорном режиме на поздней стадии. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1987. — №.4. — С. 17−22.
  33. И.Д., Давыдов А. В., Субботина Е. В. Определение извлекаемых запасов нефти, в залежах на поздней стадии разрабожи по характеристикам вытеснения нефти водой. ПТИС сер, Нефтепромысловое дело и ipaHcnopi нефш, вып. З, М., ВНИЮЭНГ, 1985, с. 1−5
  34. А.В., Горбунов А. Т., Шуетеф И. Н. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях nai иегаиия.- М: Недра.- 1975.
  35. Г. И., Желюв Ю. П. Об основных представлениях 1еориифилырации однородных жидкости в грещиновашх породах. ПММ, i.24, вып. 5, 1960.
  36. Л. Л., Жслтов К). П., Кочетков А. А. О движении пеемешивающихея жидкоаей в фещиноваю-иориеюй среде. Доклады АН СССР, № 6, 1964.
  37. В.А. Некоюрые общие закономерносчи и особенности поведения характеристик вытеснения длительно разрабатываемых залежей. //Неф1яное хозяйство. 1997.-№ 7.-С. 41 -43.
  38. Т.Ю. Определение остаточных извлекаемых запасов нефти по данным отбора нефти и воды отдельных скважин. Изв. АН АзССР, 1977, № 4, с.39−42.
  39. Д.К. Метод прогноза технологических показателей и нефтеотдачи пластов по промысловым данным на поздней стадии разработки. // Тр. БашНИПИнефть. 1988. — Вын.64.- С. 70 -74.
  40. О.М., Лукин А. Е. Дилатантная трещиноватость: Сборник трудов/ СибНИИНП. Тюмень, 1992. — С. 74 — 81.
  41. Ю. П. и др. О гидравлической взаимосвязи основных продуктивных пластов на месторождениях CypiyTCKOlO нефтеносною района (Западная Сибирь). Нефтегазовая геология и геофизика, № 5, 1966, М.
  42. Геологический словарь. Москва: „11едра“, 1973, т.2, с. 324.
  43. Е.Д., Бакуев О. В. Соотношение типов темонических деформаций в фундаментном и чехольном комплексах пород севера Западной Сибири. Геология и геофизика, 1992, № 3, с, 35−39.
  44. Голф-Рахт ТсД. Основы неф1епромысловой 1еоло1ии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.
  45. В.И., Распопов А. В., Шустеф И. Н. Приближенный метод расчета показателей разработки месторождений Нефтяное хозяйсгво, 1988, № 6, июнь, с. 25−27.
  46. С.Н. О динамике запасов неф г и, дренируемых скважинами, в водный период разработки залежей. Изв. ВУЗов „Нефть и газ“, 1978, № 12, с.28−30
  47. Ф. Г. и др. О роли дизъюнктивных нарушений в процессе формирования залежей нефти и газа в юрских и меловых отложениях ЗападноСибирский низменнос1и. Геоло1 ия нефш и iаза, № 2, 1966.
  48. А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефти и газов. М.: Недра, 1969.
  49. Д.Г., Бриллианг JI.C., Ревенко В. М. Влияние давления iiai истаиия на характер подключения пластов горизонта БВ Самотлорского месторождения при их совмесшом вскрыши. // Проблемы нефти и газа Тюмени. Выи. 56, 1982 г.
  50. Г. П. Анализ меюдов upoi позирования показагелей процесса разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов. // Азербайджанское нефтяное хозяйспю. 1981. — № 7. — С. 26 — 30.
  51. Г. П., Алмамедов Д. Г., Керимов А. Г., Махмудова Т. Ю. Анализ меюдов upoi позирования показа1елей разработки и определение начальных извлекаемых запасов месторождения. //Азербайджанское неф1яное хозяйсчво. 1989. — № 8. — С. 29 — 52.
  52. Т. В. Распределение максимумов грещиноваюсти горных пород на структурах Южно-Минусинской впадины. Тр. II Всесоюзною совещания по фещиииым коллекюрам нефш и газа. Изд-во „Недра“, М., 1965.
  53. Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1968.
  54. Желтов 10.II. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986.
  55. Р.К. Комплекс технологий по выработке остаточных запасов нефти. Уфа 1998.
  56. Казаков А.А. IIpoi позирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой// РНТС Нефтепромысловое дело.- 1976. -вып. -с. 5−7.
  57. А.А. Статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство 1976, № 6, с.25−28,
  58. А.А., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. М.: ВПИИОЭПГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1977.
  59. Г. С., Алимамедов Д. Г., Махмудова Т. О. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1974. — № 3. — С. 22 — 24.
  60. Г. В., Парахин В. Г., Об ошимальных объемах закачки воды на поздней стадии разработки нефтяной залежи. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1986. -№ 6.-С. 16- 19.
  61. В. С., Житомирский В. М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения. М., „Недра“, 1976. 247 с.
  62. Г. JI. и др. О дизъюнктивных дислокациях и осадочном чехле Западно-Сибирской плиш. Геолотия и 1еофизика СО АН СССР, № 9, 1965.
  63. А.Г., Грачев С. И., Коровин К. В. Оценка прироста дренируемых запасов нефти по скважинам за счет ГРП. Известия вузов. Нефть и газ. Тюмень, 2005. -№ 2. — С. 41 -46
  64. К.В., Копытов А. Г. Влияние геоло1 ичееких факторов на эффективность гидроразрыва пласта в среднеюрских оиюжениях Песчаного месторождения (тезисы). Нефть и i аз Западной Сибири: Тр. Междунар. науч. техн. конф. Тюмень, 2003. — С. 82−83.
  65. P.M., Духовная П. А., Вязовая М. А., Бобылева И. В. результаты проведения i идравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1997. — № 4. — С. 43−47
  66. А.А., Блинов А. Ф. Промысловые исследования скважин. М.: Недра, 1964.
  67. В.Д. Когда режим истощения лучше режима заводнения. //Нефтяная и газовая промышленность. Геология, 1еофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. — № 11. — С. 46 — 49.
  68. В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993.
  69. М.И. Метод подсчета извлекаемых запасов нефш на конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой. // Геология нефти и газа. 1959. — № 3. — С. 42 — 44.
  70. Г. В. Литологические факторы, влияющие на коллекюрские свойства пород IX—XVII пласюв Усгь-Балыкского месторождения. Неф1е1азовая теология и геофизика, вып. 2., ВНИИОЭПГ, М., 1966. Текущая информация.
  71. Материалы, но теологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений CypiyicKoio и Пижневарювскою нефтегазоносных районов Тюменской области (Труды. Вып. XIII). Под редакцией Г. К. Боярских. Тюмень, 1969 г.
  72. Р.И. Концепция смруйною вытеснения нефти водой. Вестник Удмуртскою университета. Ижевск: 2002, № 9, с. 121−129.
  73. Р.И. Ручейковая теория вытеснения пефш водой. // Извесшя высших учебных заведений. Пефгь и 1аз. 1997. — № 6. — С. 69.
  74. Р.И. Универсальный закон изменения дебита скважин в период ею падения//Гехнико-экономические кондиции месторождений Западной Сибири/Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень. — 1987. — С. 26 — 35.
  75. Р.И., Абдуллин Р. А. Резулыаты эксперимент циклическою заводнения па Трехозерном нефтяном месторождении, Пефгь и Газ Тюмени, Вып 12, 1971.
  76. Р.И., Абдуллин Р. А. Роль трещинова i ос i и в поглощении закачиваемой воды. Тр. Гипрогюменнефтегаза, Выи 29, 1971.
  77. Р.И., Ишин А. В. Увеличение нефтеотдачи пугем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти. Изв. ВУЗ. Нефть и газ № 6, 2000 г., с, 24−28.
  78. Р.И., Кряквин А. Б., Балин В. П., Стсюк М. Е. Кондиции запасов нефтяных месторождений Западной Сибири. М.: Недра, 1992.
  79. Р.И., Севастьянов А. А. Моделирование разработки залежи нефш при упругом расширении законтурной воды. // Известия высших учебных заведений. Нефи» и газ. 1998. — № 6. — С. 16−21.
  80. Р.И., Севастьянов А. А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Санкг-Петербург: Недра.-2004.- 192 с.
  81. Р.И., Севастьянов А. А., Коровин К. В. Прогнозирование выработки запасов из пластов с двойной средой // Вес шик недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. Тюмень. — 2005. -№ 15.-С.49−53.
  82. Мансийск: Изд. «Изда1НаукаСервис», 2005.- Т.1.- с. 390−400
  83. Р.И., Севастьянов Л. А., Коровин К.В. Upoi позирование вырабо1ки запасов из пласюв с двойной средой // Вестник недропользователя Хашы-Мансийскою автономною округа. Тюмень. — 2004. -№ 13.-С. 54−59.
  84. Р.И., Юсупов К. С. Трансформация структуры пласта при нагнетании воды. // Проблемы развития топливно-энергетическою комплекса на современном этапе / ТюмГПГУ, Изд. Слово, 2003.
  85. К. И., Острый Г. Б. Типы грещиноваюсги и их влияние на коллекюрские свойства пород осадочною чехла Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, I. 165, № 3, 1965.
  86. А. X., Амеюв И. М., Битов В. М., Рыжик В. М. Подземная i идродинамика: задачи и возможности Нефтяное хозяйство, 1987, № 12, декабрь, с. 30−35.
  87. В., Фурмешо Д., Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи. Москва: Мир, 1994, с. 416.
  88. Р.Х., Меркулова Л. И., Гинзбург А. А. Адаптивный способ краткосрочного прогнозирования показателей разработки обводняющихся нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйспю. 1983. — № 12.- С. 40−43.
  89. В. Д. и др. Дизъюнктивные нарушения в осадочном чехле Западно-Сибирской низменности. ДАН СССР, т. 158, № 6, 1964.
  90. В.Н., Шлснкип С. И., Шленкин В. И. и др. Оценка запасов нефти, основанная на аппроксимации графиков добычи дифференциальным уравнением второго порядка // Пути реализации пефтегазовою потенциала
  91. ХМАО / Шесчая научно-пракшческая конференция. Ханты-Мансийск.-2()()3. -Т.2. -С.306−311.
  92. К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в tcxhojioihh и 1ехнике добычи нефти. Москва: «Недра», 1967.
  93. Г. Б. О трещиноватости мезозойских пород ЗападноСибирской низменное i и. Нефтегазовая 1еология и 1еофизика, вып. 2, 1965, Текущая информация.
  94. Отчет о ПИР. «Анализ разработки Песчапою месторождения». ООО «НПО Сиб1ехнефть». Тюмень, 2005.
  95. Отчет о НИР. «Технологическая схема разработки Стрежевскою месторождения», ТомскНИПИнефть, Томск, 1994 г.
  96. Отчет о НИР. Проведение грассерных исследований с целью определения iидродинамической обстановки па Песчаном месторождении. Этап № 1. Интерпретация результатов за 6 месяцев отбора проб. ЗАО «Тюмень-Техноло1 ия». Тюмень-11я1 ань, 2004.
  97. И.Г. Экспресс мемод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений, М.: Недра 1975.
  98. Г. Н. Об эпигенетических изменениях в терригенных породах мезозоя центральной час ж Западно-Сибирской низменности. Тр. СНИИГГИМСа, вып. 14, 1961.
  99. Г. Н. Эпитеиетические преобразования в песчаниках и алевролшах юры и мела Западно-Сибирской низменности. Литология и полезные ископаемые, № 3, 1966.
  100. A.M. и др. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попушой воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов. Азербайджанское нефтяное хозяйство, .1970, № 11.
  101. Г. Э., Рудкевич М. Я. Об условиях образования продуктивных пластов в неокомских отложениях Суртутского свода (ЗападноСибирская низменность). Нефтегазовая 1еоло1ия и геофизика, № 10, 1967.
  102. Э.В., Соловьев Г. Б., Трончиков Ю. И. Индикаюрные методы изучения нефтяных пластов. М: Недра.- 1962.
  103. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: «Недра», 1965, с. 952.
  104. Н. В. и др. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле Западно-Сибирской плиты по материалам метода отраженных волн. Геоло1 ия и геофизика. Изд-во СО, АН СССР, № 1, 1966.
  105. В.М. Портрет трещины. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Металлургия, 1989.- 192с.
  106. M.M., Галеев P.M., Мухамедшин P.K., Лепехин А. Г. К обоснованию выбора характеристик вытеснения нефш водой. // Нефтепромысловое дело. -1998. № 6. — С. 2 — 6.
  107. О. А. К вопросу о вторичных изменениях осадочных пород. Лиюлогия и полезные ископаемые, № 1, 1963.
  108. Ю. В., Осфый Г. Б. Микрогрещиноватость пород мезозойскою чехла Западно-Сибирской низменное i и. Неф газовая теология и геофизика. Текущая информация, вып. 1, М., 1968.
  109. В. П., Смирнов Н. В. Результаты экспериментальных исследований по уплотнению и цементации песчаных коллекюров. Сб. «Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месюрождений». Изд-во «Наука», М, 1964.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?