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

Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях: на примере Хохряковского и Ершового месторождений

Диссертация: Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях: на примере Хохряковского и Ершового месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Основные результаты работы обсуждались и апробировались на конференциях и семинарах: научно-практической конференции «Концепция геологического изучения и воспроизводства МСБ Тюменской области», Тюмень, октябрь 2004; научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской облает», Тюмень, 2005; семинаре кафедры «Разработка нефтегазовых… Читать ещё >

Содержание

  • 1. МЕТОДИКА ПОСТРОЕНИЯ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ГЛИНИСТЫХ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
    • 1. 1. Разработка корреляционных зависимостей для интерпретации
    • 1. 2. Методика создания петрофизической модели
    • 1. 3. Апробация предлагаемой петрофизической модели
  • 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ ЕРШОВОГО И ХОХРЯКОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
    • 2. 1. Основные характеристики системы разработки Ершового месторождения
    • 2. 2. Анализ системы заводнения Ершового месторождения
    • 2. 3. Трансформация рядной системы заводнения в блочно — замкнутую для Хохряковского месторождения
    • 2. 4. Анализ эффективности блочно — замкнутой системы разработки и долговременного гидродинамического прогноза
  • 3. АНАЛИЗ ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
    • 3. 1. Опыт применения гидравлического разрыва пластов Хохряковского месторождения
    • 3. 2. ГРП на скважинах вводимых из бурения
    • 3. 3. Первичные и повторные ГРП на переходящем фонде
    • 3. 4. Анализ эффективности ГРП
  • 4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА ОПТИМАЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА ДЛЯ ПЛАСТОВ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ
    • 4. 1. Анализ применимости крупномасштабных методов увеличения нефтеотдачи
    • 4. 2. Опыт промышленного применения методов увеличения нефтеотдачи
    • 4. 3. Проведение лабораторных исследований с целью определения оптимальных технологий
    • 4. 4. Физико-математическая модель процесса
    • 4. 5. Методические основы технологии формирования гелевых барьеров в слоисто-неоднородных пласгах

Определение эффективных систем и технологий разработки крупных залежей в юрских отложениях: на примере Хохряковского и Ершового месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Расширение практики разработки нефтяных залежей в юрских отложениях Западной Сибири ставит ряд научных проблем, связанных, в первую очередь, с выбором эффективных систем разработки месторождений. Коллектора юрских отложений характеризуются низкой проницаемостью и высокой степенью фациальной изменчивости. В этих условиях традиционные методы построения петрофизических моделей, интеграции геофизических и петрофизических данных в геоло1 о-математические модели залежей часто приводят к грубым ошибкам и неправильным прогнозам разработки таких залежей.

Развитие подходов к выбору эффективных систем разработки для таких коллекторов основывается на анализе промысловых данных о влиянии основных параметров, таких как система расстановки, плотность сетки скважин, компенсация отбора жидкости из залежи закачкой в нее воды и т. п., на технологические показатели добычи нефти.

Сложное I оологическое строение коллекторов юрских отложений обуславливает массовое применение методов интенсификации притока жидкости и борьбы с обводненностью продукции. Вместе с тем, традиционные методы, технологии и реагенты, применяемые для этих целей необходимо адаптировать под минералогический состав пластов, геологические и физико-химические особенности этих залежей.

Рассмотренные актуальные проблемы разработки юрских залежей и составили предмет исследования и содержание диссертационной работы.

Основными целями проделанной работы были: анализ основных характеристик разработки Хохряковского и Ершового месторождений, определение эффективных систем разработки и заводнения крупных по размерам залежей, адаптация методов интенсификации добычи и водоизоляционных мероприятий к геологическим особенностям коллекторов юрских отложениях.

Для достижения поставленной цели автор решал следующие задачи:

1 Для коллекторов юрских отложений Хохряковского месторождения выделить геоло1ические тела, группы коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построить индивидуальные петрофизические модели (классы корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

2 Провести сопоставительный анализ истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений для выделения наиболее эффективной стратегии эволюции системы разработки и заводнения пластов.

3 Определить влияние системы расстановки, плотности сетки скважин, проанализировать влияние компенсации отбора жидкости закачкой воды на текущие показатели разработки.

4 Провести анализ первичных и повторных гидроразрывов, гидроразрывов в скважинах из бурения и переходящего фонда, проанализировать влияние объема закачиваемого проппанта на эффективность данного геолого-технического мероприятия на Хохряковском месторождении.

5 Провести лабораторные и теоретические исследования по подбору потокоотклоняющих реагентов и разработке эффективной технологии ограничения водопритока для пластов юрских отложений.

По мнению автора, следующие результаты исследования определяют научную новизну диссертационной работы.

1. Установлено, чю в распределении содержания каолинита в юрских пластах Хохряковского месторождения четко выделяются 3 модальных значения (90, 70 и 40%), позволяющие разделить породы-коллекторы на 3 группы. Обработка лабораюрных исследований показала, что фильтрационно-емкостные параметры кернов хорошо коррелируют с содержанием каолинита в породе. На основе этих исследований предложен методический подход, заключающийся в выделении классов коллекторов в юрских отложениях и построении для них индивидуальных петрофизических зависимостей.

2. Разработана эффективная стратегия разработки коллекторов в юрских отложениях, которая заключается в переходе от рядной системы заводнения к блочно-замкнутой, с последовательным дроблением блоков на более мелкие, по мере обводнения добывающих скважин и выработке запасов нефти. На основе анализа разработки Ершового и Хохряковского месторождений определены эффективные значения плотности сетки скважин -16 га/скв.

Показано, что неотъемлемой составляющей эффективной разработки при блочно-замкнутой системе заводнения должно являться массовое применение методов интенсификации добычи в блоках с низкими фильтрационными свойствами и водоизолирующих технологий в блоках с высокой обводненностью продукции для равномерной выработки остаточных запасов нефти.

Проведенное исследование легло в основу целого ряда проектных документов по разработки Хохряковского месторождения. Практическая ценность результатов работы и реализация ее основных выводов и рекомендаций заключаются в следующих положениях.

1. Выводы проведенного петрофизического моделирования позволили выделить на Хохряковском месторождении блоки с высокими и низкими фильтрационными свойствами и определить необходимые мероприятия по обеспечению равномерной выработки запасов по залежи. Использование новых петрофизических моделей позволило улучшить качество моделирования и прогнозирования результатов разработки, а значит и качество принимаемых проектных решений.

2. Выводы и рекомендации автора об эффективности разработки юрских отложений равномерной блочно — замкнутой системой скважин и ее последовательного уплотнения реализованы в проекте разработки Хохряковского месторождения 2005 г. Последующий анализ промысловых данных показал, что основные технологические параметры разработки этого месторождения, в отличие от Ершового месторождения, достаточно высокие, даже при более низких фильтрационных параметров объекта.

3. На основе анализа промысловых данных Хохряковского и Ершового месторождений рекомендованы оптимальные значения плотности сетки скважин и компенсации отбора закачкой воды.

4. Применение гидроразрыва пластов Хохряковского месторождения в блоках с ухудшенными фильтрационными свойствами показало, что эти мероприятия позволяют равномерно вырабатывать запасы блоков, а увеличение нагнетательных скважин за счет блочной системы поддерживать уровень пластовых давлений и, следовательно, уровень добычи жидкости и нефти.

5. На основе опыта применения гидроразрыва пластов в юрских отложениях разработаны рекомендации по технологическим параметрам этой технологии, обеспечивают прирост дебита скважин на 20 т/сут и более при закачке объема проппанта 50 т и более. При этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать образование оптимальных размеров трещины.

6. На основании лабораторных исследований разработаны адаптированные кремнеорганические эмульсионные составы для водой тляционных работ в добывающих скважинах юрских пластов. Проведенные теоретические исследования показали, что существуют оптимальные технологические параметры для изолирующего воздействия, определяемые по величине допустимой депрессии на пласт после воздействия и минимальным размером целостного гелевого экрана в обводненном пропласгке.

Основные результаты работы обсуждались и апробировались на конференциях и семинарах: научно-практической конференции «Концепция геологического изучения и воспроизводства МСБ Тюменской области», Тюмень, октябрь 2004; научно-практической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Тюменской облает», Тюмень, 2005; семинаре кафедры «Разработка нефтегазовых месторождений», Тюмень, сентябрь 2006; V Научно-практической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагноетческих исследований скважин на всех стадиях разработки месюролсдений», Томск, май 2006; XVI Международном конгрессе «Новые высокие [ехнологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» (С1ТОС1С) и VI Международная конференция «Химия нефти и газа», Томск, сентябрь 2006; XII Межотраслевом научно-методологическом семинаре «Теплофизика, гидродинамика и теплотехника», Тюмень, май 2006.

Результаты проведенных теоретических лабораторных и промысловых исследований отражены в 14 публикациях, включая 6 патентов, 3 научные статьи. 5 статей в сборниках научных работ.

В ходе выполнения диссертационной работы автор пользовался консультациями научного консультанта, канд. геолог.-минерал. наук, Шпуроиа И. В., которому выражает искреннюю благодарность.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Проведенные исследования были направлены на одну цель: выработку и обоснование эффективной стратегии разработки юрских отложений. По мнению автора, геологическая неоднородность таких пластов определяет необходимость локализации и стягивания запасов в относительно небольших блоках, выделяемых разрезающими рядами нагнетательных скважин. Размеры таких блоков могут в процессе разработки уменьшаться дополнительным разрезанием их на более мелкие. Для равномерной выработки всех блоков автор считает целесообразным проводить массовые гидроразрывы на участках с низкими фильтрационными свойствами. В блоках с относительно высокими фильтрационными характеристиками необходимо предусматривать геолого-технические мероприятия по ограничению водопритока.

Выделение низкои высокопродуктивных зон целесообразно проводить на основе детального изучения минералогического состава пластов, выделения геологических тел, групп коллекторов с различной структурой и условиями осадконакопления и построения индивидуальных петрофизических моделей (классов корреляционных функций между фильтрационно-емкостными параметрами и геофизическими параметрами) для выделенных таким образом тел.

Лабораторные и теоретические исследования, анализ промыслового опыта, представленные в работе, являются примером разработки и адаптации эффективных геолого-технических мероприятий для интенсификации добычи нефти из юрских отложений.

По результатам диссертационного исследования можно сделать следующие выводы:

1. Переинтерпретация фильтрационных параметров юрских пластов Хохряковского месторождения позволила уточнить представления о структуре залежей и определить блоки с высокими и низкими показателями фильтрационно-емкостных свойств. Сравнительный анализ геолого-промысловых показателей скважин в выделенных группах по содержанию каолинита показал, что по скважинам, отнесенным к 1 классу, отмечается максимальный текущий дебит жидкости.

2. На основе сопоставительного анализа истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений показано, что последовательный переход от разреженной трехрядной системы заводнения к уплотненной пятирядной с дальнейшим сближением зон закачки и отбора и формированием блочно-замкнутой системы разработки характеризуется более высокими технологическими параметрами процесса выработки запасов. Установлено, что эффективная плотность сетки скважин составляет 16 га/скв., проанализировано влияние компенсации отбора жидкости закачкой воды на текущие показатели разработки, оптимальным значением компенсации отбора жидкости закачкой воды является 120−140%.

3. Автором рекомендована стратегия развития равномерной блочнозамкнутой системы заводнения, которая позволяет стягивать запасы в центрах блоков, при этом для равномерной выработки запасов рекомендуется проводить массовый гидроразрыв в добывающих скважинах низкопроницаемых блоков и мероприятия по ограничению водопритоков в относительно высокопроницаемых. Эти рекомендации легли в основу проекта разработки Хохряковского месторождения.

4. На основе анализа промыслового опыта установлено, прирост дебита скважин на 20 т/сут и более обеспечивают лишь трещины ГРП с объемом проппанта 50 т и более, при этом эффективными являются как первичные, так и повторные ГРП. Малообъемные ГРП дают эффекты только на скважинах из переходящего фонда со значительной величиной скин-фактора. При составлении дизайна работ по ГРП необходимо учитывать наличие оптимальных параметров трещины ГРП.

5. На основе лабораторных исследований разработаны адаптированные кремнеорганические составы для изоляции водопритока в добывающие скважины юрских отложений, составы и способы защищены патентами.

При гсолого-технических мероприятиях по ограничению водопритока в добывающих скважинах рекомендуется проталкивать водоизолирующий реагент оторочкой буферной воды в пласт. Предложена методика расчета оптимальных размеров обеих оторочек. Для обработки добывающих скважин оптимальные размеры оторочек кремнийорганического реагента составляют от 20 до 50 м³ и буферной воды от 50 до 100 м³ При этом обводненность в среднем снижается на 10%. Технологическая эффективность от применения состава снижается при увеличении начальной обводненности продукции. Поэтому применение водоизолирующего состава более эффективно на ранних этапах разработки при обводненности продукции от 60%.

Как видно из рисунка 2.8, наилучшая характеристика вытеснения отмечается по блокам с накопленной компенсацией, изменяющейся в интервале от 100 до 125%. По этой группе блоков текущий КИН составил 0,23 д.ед. при обводненности 47%. Гораздо хуже вырабатываются блоки, где компенсация меньше 100 и выше 150%. Данное заключение также подтверждает выводы, сделанные на основе анализа разработки Ершового месторождения. На основании проведенного анализа можно рекомендовать данный уровень компенсации для поддержания на месторождении в дальнейшем на всех элементах разработки.

Таким образом, сопоставительный анализ истории разработки Ершового и Хохряковского месторождений показал, что наиболее эффективной стратегией эволюции системы разработки и заводнения пластов юрских отложений является последовательный переход от первоначальной разреженной трехрядной системы к формированию на заключительном этапе блочно-замкнутой системы размещения скважин. Последняя система формируется в процессе разработки по мере обводнения и выбытия эксплуатационных скважин.

Рекомендуемая плотность окончательной сетки скважин составляет 16 га/скв и менее, при этом уплотняющее бурение лучше планировать у стягивающих рядов. Оптимальной значением компенсации отбора жидкости закачкой воды является 120−140%.

Равномерность выработки запасов в блоках достигается массовым применением гидроразрыва (ГРП) в низкопроницаемых облоастях и водоизолирующими мероприятиями в относительно высокопроницаемых. Для анализа эффективности и адаптации данных мероприятий для юрских отложений были проведены исследования, представленные в следующих разделах.

2.4 Анализ эффективности блочно — замкнутой системы разработки и долювремениого гидродинамического прогноза.

В предыдущем разделе автор сделал вывод, что наиболее эффективной стратегией системы разработки и заводнения пластов юрских отложений является последовательный переход от первоначальной разреженной трехрядной системы к формированию на заключительном этапе блочно замкнутой системы размещения скважин. Такая схема разработки формируется, но мере обводнения и выбытия эксплуатационных скважин с целью локализации остаточных запасов нефти и их равномерной выработки. Блочно замкнутая система проходила промысловую апробацию с 1995 года, показала хорошую эффективность и была заложена автором в проектную документацию разработки Хохряковского месторождения, «Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения» которое было успешно защищено на ЦКР в 2004 г.

Со времени защиты проекта прошло немного времени, поэтому влияние проектных решений на глобальные показатели разработки пока не столь значительно. Однако на примере ряда текущих показателей можно оценить эффективность предложенных автором и внедренных мероприятий.

Динамика технологических показателей разработки юрских отложений Хохряковского месторождения по годам, после внедрения разработанной схемы, в период с 2000 по 2005 годы приведена в таблице 2.1.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Г. М., Матвеенко A.A., Стефаниевич З. Б. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях. М.: Недра, 1979.- 520 с.
  2. А.И., Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988.- 204 с.
  3. Атлас литолого-палеогеографических карт юрского и мелового периодов Западно-Сибирской равнины. Под ред. И. И. Нестерова. Тюмень: ЗапСибНИГНИ. — 1976. — 24 л.
  4. В.М., Дубровина H.A. Адсорбционная способность продуктивных пород и ее влияние на остаточную нефтенасыщенность. // Нефтепромысловое дело.-1981 г.- № 8.-С. 10−12.
  5. Ю.П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяных залежей.// В сб.: Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта. М: Гостоптехиздат, 1959.-е. 245−260.
  6. В.В. Мазаев, C.B. Абатуров, В. Г. Абатуров. Исследование изолирующих составов для ограничения водопритоков в скважинах на основе кремнийорганических веществ.//Известия высших учебных заведений, серия нефть и газ. 2002, № 3, С. 58−63.
  7. В.Б., Пермяков А. П. Подсчет запасов нефти и растворенного газа Ершового месторождения Нижневартовского района Тюменской области по состоянию на 1.04.1984 г. Фонды Главтюменьгеологии, Тюмень, 1984.
  8. М.А. «Методика анализа и оценки результатов гидроразрыва пласта на Ермаковском месторождении», Сборник трудов СибНИИНП, Тюмень 1997, стр. 113 122.
  9. А.Ш., Газизов A.A. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. М.: ООО «Недра-Бизнезцентр», 1999. — 285 с.
  10. Ш. К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Проектирование разработки, М., 1983.
  11. A.B., Маркова Л. Г., и др. Палеоландшафты Западной Сибири в юре, меле и палеогене. М.: Наука. — 1968.
  12. Г. И., Зайцев Ю. В., Кукин В. В. и др. Применение полимеров в добыче нефти. М., «Недра». 1978. — 213 с.
  13. Дополнение к технологической схеме разработки Хохряковского месторождения / Отчет по договору. ОАО СибНИИНП. — 1995 г. (протокол ЦКР Минтопэнерго № 1877 от 25.09.1995 г.).
  14. .Н. К построению петрофизических зависимостей в гетерогенных средах. М: Бюлл МОИП сер «Геология» Вып. 1, 1973 стр. 151−152.
  15. .Н. О петрофизических зависимостях в гетерогенных средах. М.:"Нефть и газ МИНХ и ГП" 1972 стр.56−57.
  16. .H. Опыт построения и сопоставления различных петрофизических уравнений для терригенного разреза. // Математические методы в задачах петрофизики и корреляции. Москва Наука/МОИП 1983 стр.99−110.
  17. .Н. Петрофизические модели полимиктовых горных пород. Математические модели горных пород и расчета их эффективных свойств. М: МОИП Наука 1986 стр. 65−80.
  18. .Н., Кашик A.C., Чукина J1.B., Чуринова И. М. Оценка коллекторских свойств пласта путем настройки и решения систем петрофизических уравнений на ЭВМ. М.: ВНИИОЭНГ, 1985 (Обзорная информация, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, Вып. 7(80)).
  19. В.М., Мурзенко В. В. «Стационарная фильтрация однородной жидкости в элементе разработки нефтяного пласта с трещиной гидроразрыва», Изв. РАН. МЖГ, № 1 1994, стр. 104 112.
  20. В.А. Петрофизическая модель терригенных коллекторов с пленочным типом глинистого цемента. Пермь. ПГУ, 1980.- с. 23.
  21. В.А., Кармацких В. И. К вопросу обоснования керновых определений фильтрационно-емкостных свойств и петрофизических зависимостей полимиктовых пород при подсчете запасов нефти и газа. Тюмень, 1984. с. 18.
  22. С.А., Константинов C.B. «Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин», Нефтяное хозяйство, № 9 1995, стр. 24 -25.
  23. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986.-332 с.
  24. А.Ф., Тодуа Г. Т. «О стацитонарном притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва большой протяженности», Изв. РАН. МЖГ, № 4 1990, стр. 107 116.
  25. Ю.В., Сергиенко В. Н., Мазаев В. В., Шпуров И. В. Использование взаимных растворителей при обработке призабойной зоны скважин юрских пластов.//Известия высших учебных заведений, серия нефть и газ. 2002, № 3. С. 79−82.
  26. Использование взаимных растворителей при обработке призабойной зоны скважин юрских пластов. / Земцов Ю. В., Сергиенко В. Н. и др. // Известия вузов. Нефть и газ. — 2002 г. — № 3. — С.79 — 82.
  27. В.В., Селяков В. И. «Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва», Изв. Вузов. «Нефть и газ», № 5 1988, стр. 54−60.
  28. A.A. Прогнозирование показателей разработки месторождений по характеристикам вытеснения нефти водой. М.: ВНИИОЭНГ.- РНТС «Нефтепромысловое дело», 1976.- № 8, — с. 5−7.
  29. A.A., Орлов B.C. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. М.: ВНИИОЭНГ.- сер. Нефтепромысловое дело, 1997, — 87 с.
  30. Р.Д., Дняшев И. Р., Некнпелов Ю. В. «Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи», Нефтяное хозяйство, № 5 2002, стр. 96−101.
  31. В.Н. Физические свойства горных пород. М.: Гостоптехиздат, 1962.-473 с.
  32. В. С., Житомирский В. М. Прогноз разработки нефтяных месторождений и эффективность систем заводнения.— М.: Недра, 1976.— 247 с.
  33. А.И. Повышение эффективности изоляции водопритоков в глубокозалегающих пластах. // Труды СевюказНИПИнефть, 1990. вып.52, -С.34−39.
  34. А.Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К., и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. -М.: Недра. 1975. — 680 с.
  35. Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974.- 192 с.
  36. М., Сокол С., Константинеску А. Увеличение продуктивности и приемистости скважин / Пер. с румынского. М.: Недра. — 1985 г. — 184 с.
  37. А.П., Глоговский М. М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И. А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. М.-И.: ИКИ, 2004,416 с.
  38. А.К., Атанов Г. А. К вопросу о вытеснении нефти водой из неоднородного пласта.//В научн.-тех. Сб. Всесоюз. Нефтегаз. Науч.-исслед. Инта, 1974, — Вып. 13.-с. 36−38.
  39. .Б. Теоретические основы разработки месторождений. М.-И.: ИКИ, 2002.- 296 с.
  40. Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами, М., Наука, 1997, 396 с.
  41. Е.И. Моделирование в петрофизике. М.: Недра, 1978- 512 с.
  42. Е.И., Нефедова Н. И. Дополнительные главы петрофизики. Тюмень. ТГУ, 1981.- 140 с.
  43. В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. М.: Недра, 1996.-376 с.
  44. В.Д., Кац P.M. «Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта», Нефтяное хозяйство, № 11 1999, стр. 13−19.
  45. Г. А. «Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта», Известия вузов «Нефть и газ», № 6 1997, стр 79.
  46. Г. А. «Прогнозирование влияния гидроразрыва пласта и обработок призабойных зон на режим работы участка пласта», Нефтяное хозяйство, № 8 2002, стр. 34 36.
  47. Г. К., Николаевский В. Н. Движение жидкостей и газов в пористых средах (петрофизика). М.: Наука, 1970, 648 с.
  48. В.В. «Аналитические решения задач стационарного течения жидкости в пластах с трещинами гидроразрыва», Изв. РАН. МЖГ, № 2 1994, стр. 74 -82.
  49. В.И., Глебов A.B., Ширгазин Р. Г., Вахрушев В. В. «Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения», Лангепас Тюмень 2001.
  50. H.H. Избранные лекции по петрофизике. Тюмень. ТГУ, 1980, 57с.
  51. Новое в петрофизике и промысловой геофизике в Сибири. Сб. статей под. ред. H.A. Туезова, Ю. Л. Брыкин. Новосибирск: СНИИГГИНС, 1979,126 с.
  52. Пат. 2 217 575 РФ, 7 Е 21 В 33/13. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / А. В. Чернышев, В. В. Мазаев, В. Ю. Морозов, A.C. Тимчук. -№ 20 011 351 15/03- Заявлено 20.12.2001- Опубл. 27.11.2003, Бюл. № 33.
  53. Пат. 2 186 940 РФ, 7 Е 21 В 43/138, 43/32. Способ изоляции обводнившихся участков пласта. / В. Ю. Морозов, A.B. Чернышев, A.C. Тимчук, И. Е. Монин, С. В. Перевалов. № 2 000 123 568/03- Заявлено 13.09.2000- Опубл.1008.2002, Бюл. № 22.
  54. Пат. 2 187 629 РФ, 7 Е 21 В 43/22, 43/32. Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах. / В. В. Мазаев, В. Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. № 2 001 113 854/03- Заявлено 21.05.2001- Опубл. 20.08.2002, Бюл. № 23.
  55. Пат. 2 209 955 РФ, 7 Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. / В. В. Мазаев, В. Ю. Морозов, A.C. Тимчук, A.B. Чернышев. — № 2 001 113 855/03- Заявлено 21.05.2001- Опубл.1008.2003, Бюл. № 22.
  56. Пат. 2 188 843 РФ, 7 С 09 К 7/06, Е 21 В 43/12. Технологическая жидкость для перфорации и глушения скважин. / В. В. Мазаев, В. Ю. Морозов, A.C.
  57. , A.B. Чернышев. № 2 001 120 489/03- Заявлено 23.07.2001- Опубл. 10.09.2002, Бюл. № 25.
  58. Пат. 2 227 208 РФ, 7 Е 21 В 43/25. Способ воздействия на призабойную зону пласта. / A.B. Чернышев, В. В. Мазаев, A.C. Тимчук, В. Ю. Морозов. — № 2 001 135 114/03- Заявлено 20.12.2001- Опубл. 20.04.2004, Бюл. № 11.
  59. М.Н., Кабиров М. М., Ленченкова J1.E. Повышение нефтеотдачи неоднородных пластов. -Оренбург: Оренбургское книжное издательство, 1999. 224 с.
  60. Н.С. «Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации месторождений». Труды ВНИИ, вып. 26, «Обработка призабойной зоны скважин», М., 1958.
  61. Проект разработки Ершового нефтяного месторождения. Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов нефти. Отчет по договору № 58 от 06.08.1996 г. / ОАО СибНИИНП. Тюмень. — 1999 г. — т. 1.
  62. Проект разработки Ершового нефтяного месторождения. Анализ текущего состояния разработки и выработки запасов нефти. Отчет по договору № 58 от 06.08.1996 г. / ОАО СибНИИНП. Тюмень. — 1999 г. — т. 2.
  63. Разработка нефтяных месторождений / Под. ред. Н. И. Хисамутдинов и Г. З. Ибрагимова // М.:ВНИИОЭНГ, 1994. — Т.1. Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. -С.202−213.
  64. РД 39−23−726−85 «Руководство по проектированию и технико-экономическому анализу разработки нефтяных месторождений с применением метода полимерного воздействия на пласт». Минтопэнерго РФ, Москва, 1996 г. 53 с.
  65. E.H., Алмаев Р. Х. Применение водоизолирующих химических реагентов // Нефтяное хозяйство. 1996. — № 2. — С.44−46.
  66. М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985.- 380 с.
  67. Сургучев M. J1., Горбунов А. Т., Забродин Д. И. Методы извлечения остаточной нефти. М.: Недра, 1991. 347 с.
  68. А.Г. Повышение эффективности воздействия на пласт сшитыми полимерными системами за счет оптимизации их фильтрационных и реологических параметров // Интервал. 2002, № 12(47). — С.8−49.
  69. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения. ТИНГ, Тюмень, 2002 г.
  70. Технико-экономическое обоснование коэффициента извлечения нефти Хохряковского месторождения. / Отчет по договору- ЗАО «ТИНГ». 2002 г.
  71. П.М. «Гидравлический разрыв пласта». М.: Гостоптехиздат, 1948. 431 с.
  72. И.Н., Зарипов О. Г. Минералогические и геофизические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты. Тр. ЗапСибНИГНИ. 1978, вып. 96, с. 208.
  73. Р.Н., Еникеев P.M., Мухаметзянова P.C. и др. Перспективы применения гелеобразующих систем для повышения нефтеотдачи пласта напоздней стадии разработки месторождений // Нефтепромысловое дело. 1994. — № 5. С. 12−13.
  74. K.M. Анализ эффективности систем разработки нефтяных залежей в юрских отложениях на примере Ершового и Хохряковского месторождений. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук // Изв. Вузов, сер. Нефть и газ. -2006.-№ 3.-С.11−17.
  75. K.M. Промысловый опыт применения гидроразрыва пластов на Хохряковском месторождении. / K.M. Федоров, A.C. Тимчук, А. П. Шевелев //В сб. Теплофизика, гидродинамика, теплотехника. Вып. 3 ТМНМС.- Тюмень: изд-во ТюмГУ, 2006. С. 103−110
  76. В.В. Литолого-седиментологическая интерпретация данных ГИС на примере юрских отложений Широтного Приобъя. / В. В. Хабаров, A.B. Хабаров, И. В. Шпуров, Ф. Н. Кобелев, A.C. Тимчук // Геофизика. 2005. — № 4. -С. 36−39.
  77. A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976,379 с.
  78. Н.И. Повышение эффективности технологических процессов при разработке нефтяных месторождений с применением химреагентов. / Автореф. докт. техн. наук. М.: ВНИИ. — 1990 г. -42 с.
  79. H.H., Тахаутдинов Ш. Ф. и др. Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001.-184 с.
  80. М.И. «Приток жидкости к скважине с трещиной в призабойной зоне», Изв. АН СССР. ОТН, № 11 1955, стр. 95 100.
  81. Ю.М. «Приток жидкости к одиночной вертикальной трещине с заполнителем», Изв. АН СССР. ОТН, № 7 1957, стр. 146 149.
  82. И.В., Иванов C.B., Патваканян Е. Р., Матвеев K.J1. Влияние геодинамических условий разработки на фильтрационно-емкостные свойства пород горизонта ЮВ| Хоряковского месторождения // Нефть и газ, 2002, № 3, с.27−32.
  83. И.В. Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения. / И. В. Шпуров, А. С. Тимчук, К. М. Федоров, В. В. Хабаров // Нефтяное хозяйство. -2007.- № 1.-С. 112−114.
  84. И.Н. Технологическая схема разработки Ершового месторождения объединения «Нижневартовскнефтегаз». ПермьНИПИнефть, Пермь, 1984.
  85. М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпритация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978.- 210 с.
  86. Д.А., Аллахвердиева Р. А. «Влияние гидравлического разрыва и непроницаемого экрана на предельный безводный дебит скважин в водонефтяной зоне», Труды ВНИИ, вып. 26, «Обработка призабойной зоны скважин», М., 1958.
  87. Agarwal R.G., Carter R.D. and Pollock C.B. «Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing», Journal of Petroleum Technology, March 1979, Vol. 31, #3, p. 362 -372.
  88. Chatzis I., Kuntamukkula M.S., Morrow N.R. Effect of capillary number on the microstructure of residual oil in strongly water-wet sandstones // SPEJ Reservoir Engineering. august 1988. — P.902−912
  89. Cinco-Ley H., Samaniego F., Dominques N. Transient pressure behavior for a well with finite-conductivity vertical fracture.// Society of petroleum engineers journal, Aug., 1978, p.253−264.
  90. Economides M.J., Demarchos A.S., Mach J.M., Rueda J., Wolcott D.S. Pushing the limits of hydraulic fracturing in Russia. / SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, Texas, Sept., 2004, SPE 90 357.
  91. Economides M.J., Nolte K.G. and et al. Reservoir stimulation, Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, Copyright 1989, Schlumberger Educational Service.
  92. Gnngarten A.C., Ramey Jr. H.J., Raghavar R. «Unsteady State Pressure Distributions Created by a Well With a Single Infinite — Conductivity Vertical Fracture» SPE Journal, August 1974, p. 347 — 360.
  93. Gnngarten Alain C. and Ramey Henry J.Jr. «The Use of Source and Green’s Function in Solving Unsteady Flow Problems in Reservoir», SPE Journal, October 1973, Vol. 13, #5, p. 285−296.
  94. Hansen C.E., Fanchi J.R. Producer/injector ratio: the key to understanding pattern flow performance and optimizing waterflood design.// Journal of Society Petroleum Engineers: Reservoir Evaluation & Engineering, oct. 2003, p.317−327.
  95. M. Delshad, K. Asakawa, G.A. Pope, K. Sepehrnoori. Simulations of Chemical and Microbial Enhanced Oil Recovery Methods. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma U.S.A., 13−17 April 2002. SPE 75 237.
  96. McGuire W.J., Sikora V.S. «The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity», Trans. AIME, 1960, Vol. 219, P. 401 -403.
  97. Romero D.J., Valko P.P., Economides M.J. The optimization of the productivity index and the fracture geometry of a stimulated well with fracture face and choke skins. /SPE Intern. Symposium and Exhibition Lafayette, Louisiana, Feb.2002, SPE 73 758.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?