«УЧЕТ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТОВ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ КОМПЬЮТЕРНОМ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...»

Рисунок 20 - Распределение значения проницаемости стохастическим методом (а) и значение остаточной нефтенасыщенности на конец прогнозного расчета (б). Вариант с достигаемым КИН=0. Рисунок 21 - Распределение значения проницаемости стохастическим методом (а) и значение остаточной нефтенасыщенности (б) на конец прогнозного расчета. Вариант с достигаемым КИН=0. Рисунок 22 - Распределение значения проницаемости стохастическим методом (а) и значение остаточной нефтенасыщенности на конец прогнозного расчета (б). Вариант с достигаемым КИН=0. Рисунок 23 - Распределение значения проницаемости стохастическим методом (а) и значение остаточной нефтенасыщенности на конец прогнозного расчета (б). Вариант с достигаемым КИН=0. Рисунок 24 – Распределение значения проницаемости интерполяцией (а) и значение остаточной нефтенасыщенности на

3. ОЦЕНКА ДЕБИТА ЖИДКОСТИ СКВАЖИНЫ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ

ОКОНЧАНИЕМ.

3.1 Изучение существующих аналитических формул оценки дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием (СГО) горизонтального бурения и гидравлического разрыва пласта, позволяющие увеличить контакт скважины с пластом [124]. Причем, данный контакт с прежних единиц и десятков метров увеличился до сотен, а в некоторых случаях, особенно в зарубежной практике, до тысячи метров. Одновременно с увеличением контакта скважины с пластом произошло увеличение вскрытия этой скважиной существенно различных по проницаемости коллекторов, характеризующихся, в среднем, такими же, как и пласт в целом значениями коэффициента вариации и функцией распределения. Данный вопрос также требует отдельного рассмотрения.

В последние годы на месторождениях ОАО «Татнефть» значительно вырос объем применения СГО и намечается еще более существенный рост доли горизонтального бурения в будущем. Это обусловлено большим дебитом СГО по сравнению с вертикальными и снижением вероятности конусообразования, что чрезвычайно важно на поздней стадии разработки. При планировании бурения таких скважин неизбежно встает вопрос об оптимальной длине условногоризонтального участка ствола скважины для тех или иных геолого-физических условий [125]. Конечно, данный вопрос может решаться с использованием геолого-технологической модели, однако, опыт применения данных моделей показывает, что наилучший результат достигается при их сопряжении с аналитическими методиками, поскольку последние имеют меньший уровень сложности, а, значит, менее чувствительны к ошибкам в исходных данных.

Поэтому, в данной работе будут рассматриваться аналитические методы.

Проблеме определения дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием (СГО) или трещины бесконечной проводимости на установившемся режиме притока посвящено много работ. Наиболее известные модели предложены И.А. Чарным (1955), Ю.П. Борисовым (1964), S.D. Joshi (1989), F.M.

Giger, G. Renard and J. Dupuy, M.J.Economides, П.Я. Полубариновой-Кочиной, В.П. Меркуловым, Р.Д. Каневской (1996), М.Х. Хайруллиным [126]. Среди ученых ТатНИПИнефти данным вопросом занимались В.А. Иктисанов [127, 128], И.Н. Хакимзянов [87, 129].

Все эти формулы основаны на модифицированной формуле Дюпюи, в фильтрационных сопротивлений, которые, в свою очередь, по-разному задаются у разных авторов. При этом условно-горизонтальный ствол располагается в области с круговым контуром питания, либо с эллиптическим контуром питания с постоянным давлением на его контуре. Фокусами эллипса являются «носок» и «пятка» условно-горизонтальной части ствола скважины. Рассмотрим некоторые из этих формул.

В работе [130] рассмотрен установившийся приток жидкости к трещине бесконечной проводимости. Установлены пределы, между которыми заключается величина дебита скважины при наличии в пласте трещины. Заниженная оценка дебита определена авторами как:

Завышенная оценка дебита :

Расчетную величину дебита авторы предлагают брать по формуле:

Борисовым Ю.П. была дана приближенная формула притока жидкости к СГО [131]. Выглядит она следующим образом:

При выводе данной формулы Ю.П. Борисов использовал им же созданный метод фильтрационных сопротивлений. Условно-горизонтальный ствол (УГС) длиной L, радиусом r c и давлением P c располагается в центре залежи с круговым контуром питания R k и давлением P k на контуре питания представляется в виде передающегося от внешнего контура до галереи, и внутреннего сопротивления, как и для одной вертикальной скважины в батарее, где толщина пласта равна расстоянию между скважинами, а длина УГС соответствует толщине пласта в Борисовым формула эквивалентна формуле для батареи вертикальных скважин, расположенных на расстоянии толщины пласта друг от друга.

Giger F.M. рассмотрел не круговой, а эллиптический контур питания УГС и получил следующую формулу:

где R к – большая полуось эллипса, являющегося контуром питания.

Joshi S.D. [132] развил формулу (4.5) и получил выражение где «а» - большая полуось эллипса, равновеликого по площади кругу с радиусом дренирования R к.

В работах Renard G., Dupuy J. предложена следующая формула:

где x = 2a / L и a вычисляются по формуле (4.7).

В работе Каневской Р.Д. и Каца Р.М. [133] предложено использовать эквивалентный радиус скважины для описания стационарного притока к трещине бесконечной проводимости по формуле Дюпюи.

где где - эквивалентный радиус скважины с трещиной, – проницаемость пласта, – проницаемость трещины, - проницаемость призабойной зоны скважины,, – большая и малая полуоси эллипса, - фокус эллипса, ширина трещины, – полудлина трещины.

Иктисановым В.А. [134] предложено оригинальное решение задачи притока к условно-горизонтальному стволу (УГС), основанное на принципе суперпозиции, используемом при расчетах упругого режима. В данном решении ствол скважины разбит на определенное количество источников интерферирующих друг с другом.

Мукминовым И.Р. Получены аналитические решения о стационарном притоке жидкости к УГС, галерее в эллиптическом, круговом, прямоугольном и полосообразном пластах, для любого соотношения геометрических размеров.

Установлено, что выигрыш в продуктивности СГО по сравнению с вертикальной Существенные приросты дебита наблюдаются в области коротких (менее 50 м) и длинных скважин, приближающихся по протяженности к размерам пласта.

Наиболее часто используемый в практике боковой ствол скважины с горизонтальным окончанием с длиной условно-горизонтального участка 80-120 м совершенной скважиной в 3.0-3.5 раза в малых по размерам (400x400 м) однородных пластах [135].

В своей работе Федоров К.М. и др. [136] выполнили аналитическую оценку производительности горизонтального, полого и синусоидального профилей использованием формулы притока Джоши и пришли к выводу, что для пластов с низкими коллекторскими свойствами эффективным профилем ГС является синусоидальный.

В своих исследованиях о стационарном притоке жидкости к скважине с синусоидальным профилем ствола Доманюк Ф.Н. [137] установил, что наиболее привлекательными кандидатами для бурения синусоидальных скважин являются пласты значительной толщины (>30 м) с высоким контрастом проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях (К h /K v >20).

3.2 Вывод аналитической формулы и ее верификация Как уже было отмечено, все предложенные формулы используют принцип Попробуем подойти к рассмотрению данной задачи с других позиций. Для этого представим общий приток к СГО в виде суммы линейного притока к центру скважины и радиального притока к ее концам, сохраняя при этом геометрию контура питания, приближенную к эллиптической форме с краями ствола скважины в фокусах эллипса (рисунок 25).

Для радиального притока к двум концам условно-горизонтального ствола используется формула Дюпюи:

Рисунок 25 - Область дренирования условно-горизонтальной скважины где: L – длина горизонтального ствола; a 1, a 2 – большая и малая полуоси эллипса, соответственно; b - контур питания для линейного притока; R k – радиус окружности, эквивалентный по площади эллиптическому контуру притока; Rk - радиус контура питания радиального притока г с - радиус скважины; kh/µ — коэффициент гидропроводности пласта; p к - давление на контуре питания, p с -давление на забое скважины.

Рассматривая приток к УГС с каждой стороны, получается:

что дает:

где S – площадь фильтрации к УГС; L – длина ствола скважины; b – расстояние до контура питания для линейного притока. Остальные обозначения традиционные.

Вычислим Rk в формуле (3.11), приняв, что приток к УГС осуществляется по эллиптическому контуру, эквивалентному по площади окружности радиусом соответственно. Учитывая, что имеем:

отсюда малая полуось эллипса:

Тогда большая полуось эллипса равна:

Отсюда для контура питания радиального притока получаем:

Вычислим расстояние до контура питания для линейного притока:

Суммируя радиальный (3.11) и линейный (3.15) притоки получаем формулу (АФ) для оценки дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием (СГО) при установившемся притоке:

Для оценки применимости полученной формулы (3.22) были проведены расчеты дебита скважины для разной длины ее ствола и сопоставлены с расчетами по известным ранее формулам (рисунок 26). При этом выяснилось, что результаты расчета существенно зависят от задаваемого эффективного контура питания R k – радиуса окружности, эквивалентной по площади эллиптическому контуру. Зададим вначале переменный R k, на 10 м превышающий полудлину условно-горизонтального ствола, т.е. с ростом длины условно-горизонтального ствола на определенную величину радиус контура питания увеличивается на ту же величину. Получим, что радиус контура питания концов скважины в среднем равен 15 % ее длины, а ширина контура питания линейного притока в среднем равна 26 % ее длины. То есть, данный результат получен для очень плотной сетки скважин.

Рисунок 26 - Оценка дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием при переменном контуре питания на 10 м превышающим полудлину ствола Как видно из рисунка 26 оценка дебита жидкости скважины по формулам Рейнарда (Renard G.) и Джоши (Joshi S.D.) совпадает, оценка по полученной формуле (АФ) дает значения, совпадающие со значениями по формуле Борисова Ю.П., и отклоняется на 5% от формулы Джоши.

Зададим теперь на 100 м, превышающий полудлину условноRk горизонтального участка ствола скважины. Тогда радиус контура питания радиального притока в среднем будет равен 30 % его длины, а ширина контура питания линейного притока в среднем равна половине его длины. Этот случай соответствует случаю замены двух вертикальных скважин одной горизонтальной для площадной системы разработки при длине ствола, равной расстоянию между скважинами в ряду и между рядами. Погрешность методики АФ по сравнению с формулой Джоши для этого случая равна 3.0-28 % в зависимости от длины ствола, составляя в среднем 10 %, что, впрочем, меньше погрешности определения исходных данных (рисунок 27). При этом зависимости дебита жидкости от длины УГС практически не выходит на асимптоту, растут с увеличением длины ствола скважины, правда с меньшими темпами.

Рисунок 27 - Оценка дебита жидкости скважины с горизонтальным окончанием при переменном контуре питания на 100 м превышающим полудлину ствола Сравним расчеты по четырем приведенным формулам с фактическими дебитами работающих скважин с горизонтальным окончанием. Если рассматривать терригенные коллекторы, то для анализа лучше всего подойдут именно бобриковские отложения Ромашкинского месторождения, поскольку промысловые данные показывают, что эффективность эксплуатации горизонтальных скважин бобриковского горизонта выше, чем по остальным объектам эксплуатации. В карбонатных коллекторах на дебит скважин влияет хаотическая неоднородность распространения трещиноватости, а следовательно, он определяется не длиной ствола, а случайным его пересечением с природной трещиной. Кроме того, И.Н. Хакимзяновым показано, что независимо от технологии вскрытия и заканчивания получить высокие дебиты, а иногда притоки вообще, из карбонатных коллекторов без применения кислотных обработок не удается [138].

На рисунке 28 приведено сопоставление фактических дебитов жидкости горизонтальных скважин, пробуренных на бобриковский горизонт, и расчетных дебитов жидкости, полученных по различным формулам. Значение радиуса контура задано равным 300 м, значения остальных параметров взяты из базы данных. Как известно, расчетные дебиты значительно превышают фактические.

Это также видно из рисунка 29, где плотность распределения в зоне низких значений фактических дебитов выше, чем расчетных. Средний дебит жидкости по фактическим данным составляет 27,9 м3/сут, по Рейнарду – 74,9 м3/сут, по Ю.П.

Борисову – 71,7 м3/сут, по Джоши – 72,9 м3/сут, по АФ – 64,9 м3/сут. Средний дебит по всем расчетным формулам составляет 71,1 м3/сут. Таким образом, фактический дебит составляет 39,6 % от среднего расчетного [139].

Как правило, при аналитических расчетах параметры однородного пласта принимаются равными средним значениям параметров неоднородного пласта [140].

Согласно исследованиям Швидлера М.И. [141] при таком методе расчета дебиты однородной жидкости завышаются. Величина погрешности зависит от метода определения параметра (в частности проницаемости). Так, например, если пласт состоит из участков с различной проницаемостью, то проводимость такого пласта будет зависеть от расположения участка (последовательно или параллельно). При параллельном соединении участков сопротивление пласта будет равно среднеарифметическому, а при последовательном соединении — значительно выше среднеарифметического, что приведет к занижению дебита.

Дебит жидкости, м3/сут Плотность распределения Рисунок 29 - Функции плотности распределения фактического и оценочных дебитов параллельное соединения. Следовательно, расчетные дебиты будут всегда выше фактических.

Полагая, что параметры распределения коллектора вдоль условногоризонтальной части ствола будут аналогичны его распространению по месторождению в целом и характеризуются, такими же, как и пласт в целом проницаемости, и применив этот подход к оценки дебита скважины с горизонтальным окончанием:

где q — дебит неоднородного пласта; q 0 — дебит соответствующего однородного пласта; — безразмерное смещение дебита.

где l—длина потока; а — ширина потока; v — коэффициент вариации проницаемости.

В работе [141] анализируются различные фильтрационные потоки, приводятся расчетные формулы и функция (l/a) табулирована. При l/a (l/a)= проницаемости v = 1.14.

Тогда =0.64, а потенциальный дебит скважины с горизонтальным окончанием можно рассчитать, как q = 0.36*q 0.

производительность может быть завышена на 64% по сравнению с фактической.

Данный факт объясняется влиянием неоднородности пласта по проницаемости.

В результате статистического анализа установлено, что вероятность месторождения составляет 32% (таблица 8). Это вполне корреспондирует с отношением фактического дебита к расчетному.

Выводы:

1. Получена новая аналитическая формула расчета дебита жидкости для скважин с горизонтальным окончанием (СГО) при установившемся притоке в однородном пласте.

2. Проведена верификация полученной формулы с известными формулами и с фактическими данными. Показано, что вычисленные по выведенной формуле (АФ) значения дебитов жидкости ближе к фактическим для условий бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения, чем по известным ранее.

3. Проведено исследование влияния длины СГО на дебит жидкости скважины.

Показано, что для длин условно-горизонтальных стволов, ограниченных 600 м, которые чаще применяются на месторождениях Татарстана, аналитическая зависимость выходит на асимптоту только для случая, когда радиус контура незначительно (на 10 м) превосходит полудлину скважины.

При превышении радиуса контура от 100 м и более дебит жидкости неуклонно растет с увеличением длины ствола.

4. Показано, что с учетом неоднородности по проницаемости для бобриковских отложений Ромашкинского месторождения фактический дебит жидкости для скважин с горизонтальным окончанием составляет 36%-40% теоритического.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

месторождений. Установлено, что детерминированные методы приводят к завышенной оценке КИН.

2. Проведена оценка изменения коэффициента вариации по проницаемости в геолого-технологической модели при интерполяции скважинных данных на отображаемой в модели неоднородности пласта вне зависимости от метода интерполяции.

3. Проведена оценка влияния размерности конечно-разностной сетки на отображаемую в геолого-технологической модели неоднородность по проницаемости. Установлено, что вне зависимости от размерности сетки и коэффициента вариации по проницаемости происходит снижение на 28% отображаемой в модели неоднородности пласта.

4. Выявлено, что распределение значений проницаемости, на примере данных по бобриковским отложениям Ромашкинского месторождения, не может быть неоднородности по проницаемости необходимо применение стохастических моделей.

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

6. Проведена верификация полученной формулы с известными формулами и с фактическими данными. Показано, что вычисленные по формуле АФ значения дебитов жидкости для условий бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения ближе к фактическим, чем по известным ранее зависимостям.

7. Проведено исследование влияния длины условно-горизонтальной части ствола (УГС) на дебит жидкости скважины. Установлено, что для длин УГС, ограниченных 600 м, аналитическая зависимость выходит на асимптоту только для случая, когда радиус контура незначительно (на 10 м) превосходит полудлину УГС. При превышении радиуса контура от 100 м и более дебит жидкости неуклонно растет с увеличением длины УГС.

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

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

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

2. Ковалев, В.С. К вопросу о вытеснении нефти из неоднородных пластов // Тр.

Гипровостокнефть, вып. 7, 1964.

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

4. Ширгазин, Р. Г. Исследование нелинейной гидропроводности горных пород:

дис. … канд. техн. наук: 05.15.06 / Ширгазин Ришат Гарифуллинович. - Уфа, 1981.

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

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

7. Бан, А. Влияние свойств пород на движение в них жидкостей / А. Бан, А.Ф.

Богомолова, В.А. Максимов и др..- М.: Гостоптехиздат, 1962.-275с.

8. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. - М.:

Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

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

10. Токарев, М.А. Оценка и использование характеристик геологической неоднородности продуктивного пласта. - Уфа, 1983.-Изд.Уфимск.нефт.ин-та, 11. Коробов, К.Я. О нарушении линейного закона фильтрации при низких градиентах давления / К.Я. Коробов, Ю.В. Антипин // Нефтяное хозяйство.- 1968.

- №8. - С.26-28.

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

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

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

15. Максимов, М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений.

-М.: Недра, 1975.-534 с.

16. Швецов, И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта// Тр.

Гипровостокнефти. – 1974. - вып. 23. - С. 56-63.

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

18. Кутовая, Д.В. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства трещиноватых пород и раскрытие трещин // Нефтяная и газовая промышленность.

– 1962. - №1. С.34-35.

19. Николаевский, В.Н. Механика насыщенных пористых сред / В.Н.

Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов. - М.: Недра, 1970. -336 с.

20. Абасов М.Т. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу / М.Т. Абасов, С.Н. Закиров // Нефтяное хозяйство. – 2005. - №9. - С.90- 21. Гавура, В.Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. – М: ВНИИОЭНГ, 2001.

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

23. Бакиров, И.М. Развитие систем разработки нефтяных месторождений с применением заводнения в различных геолого-физических условиях : автореф.

…дис. д-ра. техн. наук: 25.00.17 / Бакиров Ильшат Мухаметович. — Уфа, 2012 г. с.

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

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

25. Ибатуллин, Р.Р. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождений заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана): Автореф. …дис. д-ра. техн. наук.

/ Ибатуллин Равиль Рустамович.– М., 1995. – 50 с.

26. Баренблатт, Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт, Ю.П. Желтов // Доклады АН СССР.

1960.- Том 132 - № 3 - С. 545-548.

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

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

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

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

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

- С. 94-102.

32. Борисов, Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П. Борисов, В.В. Воинов, З.К. Рябина. – М.: Недра, 1970. - Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных 33.

месторождений при водонапорном режиме. – М.: Недра, 1973. – 239с.

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

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

36. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. – М.:

Недра, 1974.

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

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

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

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

41. Дополнение к проекту разработки Ромашкинского нефтяного месторождения:

/ Рук. Г.Н. Воронцова, А.Н. Хамидуллина; ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2012.

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

ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2004.

43. Технологическая схема разработки залежи № 190 тульского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения Рук. Р.Г. Рамазанов, А.Н.

Хамидуллина; ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2004.

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

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

140--149.

46. Лысенко, В.Д. О неоднородности продуктивных пластов. Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта / В.Д.

Лысенко, Э.Д. Мухарский, Р.Г. Хамзин // тр. ТатНИИ. –Л., 1964.- Вып. 6. – С.243С а т т а р о в, М. М. Применение методов математической статистики цри определении коэффициента проницаемости нефтяного пласта // Тр. УфНИИ. Уфа:

- 1960. - Вып. 6.

48. Б о р и с о в, Ю. П. Учет неоднородности пласта при проектировании разработки нефтяной залежи // Тр. ВНИИ.- 1959. - Вып. XXI 49. Коцюбинский, В. JI. Oценка неоднородности пластов на примере некоторых площадей Ромашкинского месторождения / В.JI. Коцюбинский, В.А. Хатанова, А.Г. Телишев // Вопросы геологии, разработки нефтяного месторождения, гидродинамика и физики пласта: тр. ТатНИИ. –Л., 1964.-Вып. 8 – С.231-240.

50. С е м и н, Е. И. О возможности использования некоторых статистических характеристик для оценки степени неоднородности продуктивных пластов / Тр.

ВНИИ, 1959. - вып. VI 51. Дементьев, Л. Ф. Математическая статистика в нефтепромысловой геологии / Геология нефти и газа, 1964. - № 52. М и т р о п о л ь с к и й А. К. Элементы статистического исчисления. Изд-во Всесоюзн. заочц. лесотехн. ин-та, - Л.: 1957.

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

54.

трудноизвлекаемых запасов нефти на основе изучения промыслово-геологических особенностей строения эксплуатационных объектов. дисс. …д-ра. техн. наук:

25.00.17 / Абдулмазитов Рафиль Гиниатуллович. – Бугульма, 2003. - 268 с.

Абдулмазитов, Р.Г. Оценка влияния техногенного воздействия на 55.

коллекторские свойства пласта/ Р.Г. Абдулмазитов, Р.З. Саттаров, А.В. Насыбуллин // Нефтное хозяйство. – 2008. - №1. - С. 62-65.

56. Митрофанов, А.Д. Учет особенностей геологического строения и стадии разработки объектов при определении оптимального комплекса интегрированных МУН / А.Д. Митрофанов, А.Р. Курчиков, А.А. Боксерман, А.А. Бодрягин // Сборник тезисов докладов Международного научного Симпозиума “Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов”. – Москва :

ВНИПИНефть, 2007. С.35-36.

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

58. Сургучев, М.Л. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов / М.Л.

Сургучев, В.И. Колганов, А.В. Гавура [и др.]. - М.: Недра, 1987. - 229 с.

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

60. Филиппов, В.П. Создание и внедрение технологий нефтеизвлечения / В.П.

Филиппов, С.А. Жданов // Нефть и капитал. 1997.- №6.- С.80-82.

61. Крянев Д.Ю. Научно-методическое обоснование выбора и применения методов повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами (на примере месторождений Западной Сибири) : автореф. дисс. …д-ра.техн.наук:

25.00.17/ Крянев Дмитрий Юрьевич. –М., 2008. – 49 с.

62. Бан, А. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей / А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов, В.Н. Николаевский, В.Г. Оганджанянц, В.М. Рыжик. – М.: Гостоптехиздат, 63. Боксерман, А.А. Особенности вытеснения нефти водой из пористой среды с высокопроницаемыми включениями / Боксерман А.А., Садчиков П.В. и др. // Труды Вс.НефтегазНИИ, 1970.- вып.55, С. 94- Хисамутдинов, Н.И. Моделирование процессов нефтеизвлечения из 64.

анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Д.К. Сагитов, С.Х. Абдульмянов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- 2010.Сазонов, Б.Ф. Поздняя стадия разработки нефтяных месторождений / Б.Ф.

Сазонов, А.Г. Пономарев, А.С. Немков. – Самара: Издательство «Книга», 2008.

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

Недра, 1985.

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

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

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

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

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

72. Иванова, М.М. Влияние изученности нефтяных залежей на прогноз коэффициента охвата / М.М. Иванова, Т.Б. Хахаева // Нефтепромысловое дело. С.2-4.

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

Гостоптехиздат, 1946.

74.

месторождений / В.П. Тронов.— Казань : Фэн ; Академия наук РТ, 75. Хисамутдинов, Н.И. Проблемы сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки / Н.И. Хисамутдинов, И.В. Владимиров, Т.Г. Казакова. СПб: ООО «Недра», 2007.

Саттаров, Р.З. Совершенствование методов анализа разработки 76.

многопластовых нефтяных месторождений в условиях техногенного воздействия на продуктивные пласты: автореф. дис. …канд. техн. наук: 25.00.17 / Саттаров Равиль Зайтунович. — Бугульма, 2006. – 25 с.

77. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153-39.0-047-00: утв.

Минтопэнерго Рос. Федерации. – М., 2000. – 130 с.

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

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

80.

фильтрации «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.П. Майер // Нефтяное хозяйство. – 2002. - №3. - С.38-42.

81.

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

Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических 82.

процессов разработки месторождений углеводородов. – М.- Ижевск: 2003. – 127 с.

83. Чекалин, А.Н. Численные решения задач фильтрации в водонефтяных пластах.

– Казань: Издательство Казанского Университета, 1982. – 208 с.

84. Болотник, Д.Н. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии / Д.Н. Болотник, Е.С.

Макарова, А.В. Рыбников и др. // Нефтяное хозяйство. – 2001. - №3. - С.7-10.

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

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

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

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

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

Макарова, Е.С. Основные этапы трехмерного гидродинамического 90.

моделирования процессов разработки месторождений природных углеводородов / Е.С. Макарова, Г.Г. Саркисов //Нефтяное хозяйство. – 2001. - № 7 – С. 31-33.

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

92. Дзюба, В.И. Моделирование разработки нефтяных месторождений на поздней стадии / В.И. Дзюба, В.Т. Никитин, В.З. Минликаев и др. // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения.

Материалы совещания. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – С. 424-433.

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

94. Данилов, В.Л. Гидродинамические расчеты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде / В.Л. Данилов, Р.М. Кац. – М.: Недра, 1980. – 264 с.

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

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

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

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

99. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения / В.И. Диков, А.В.

Насыбуллин, Д.А. Разживин, А.В. Лифантьев // Георесурсы. – 2001. – № 4. – С.

10-11.

100. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геологогидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения / В.М. Хусаинов, В.И. Диков, А.В.

Насыбуллин, А.В. Лифантьев, Н.Б. Нурисламов // НТЖ. Георесурсы. – 2001. – №4. – С. 24-27.

101. Использование данных индикаторных исследований при создании постоянно действующей геолого-технологической модели / О.Г. Антонов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, А.Р. Рахманов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7. – С. 40-42.

102. Хисамов, Р.С. Моделирование разработки нефтяных месторождений / Р.С Хисамов, А.В. Насыбуллин/ - М: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. -256 с.

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

104. Шаламов, М.А. Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов: автореф. дис. …канд. техн. наук:

25.00.17 / Шаламов Михаил Аркадьевич. – Тюмень, 2007. - 24 с.

105. Федоров, К.М. Анализ чувствительности численных решений трехмерной двухфазной фильтрации к размерам расчетных блоков / К.М. Федоров, В.А. Дрейман // Вестник ТюмГУ.- 2009.- № 6. С.94-101.

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

107. Абдулмазитов, Р.Г. Особенности построения геологической модели на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Р.Г. Абдулмазитов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев, С.В. Сидорова // Нефтяное хозяйство. – 2007.

– № 7. – С. 66-68.

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

…канд. техн. наук: 05.13.01 / Гапонова Лариса Михайловна. – Тюмень, 2002. – 109. Нурисламов, Н.Б. Прогнозирование местоположения невыработанных участков на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения / Н.Б. Нурисламов, П.Д. Сеночкин, В.М. Хусаинов, Н.Ф. Гумаров, Г.А. Орлов, А.М.

Хамидуллина, А.В. Лифантьев, А.В. Насыбуллин // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 3. – С. 49-50.

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

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

Мирзаджанзаде, А.Х. Моделирование процессов нефтегазодобычи.

112.

Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М.

Хасанов, Р.Н. Бахтизин – М.–Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004.- 368 стр.

113.

эффективность систем заводнения / В.С. Ковалев, В.М. Житомирский. – М.:

Недра, 1976.

114. Ковалев, В.С. Вопросы автоматизации работ по проектированию разработки нефтяных месторождений/ В.С. Ковалев, Л. Гучко. – М.:, ОАО «ВНИИОЭНГ», 1989.

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

116. Методические указания по созданию постоянно действующих геологотехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 1.

Геологические модели).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2003 г.

117. Руководство: Разработка и использование постоянно действующих геологотехнологических моделей месторождений углеводородного сырья / М.М.

Максимов, С.Б. Денисов, Л.П. Рыбицкая. –М.: ОАО «ВНИИнефть» им.

А.П.Крылова, 2006 г.

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

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

120. Хисамов, Р.С. Application Limits For Deterministic Geological-And-Reservoir детерминированных геолого-гидродинамических моделей) / R.S. Khisamov, A.V.

Nasibullin, A.V. Lifantyev ; Р.С. Хисамов, А.В. Насыбуллин, А.В. Лифантьев // Нефтяное хозяйство. — 2014.— № 5.— С. 46-49.

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

Roxar, 2012.- 694 с.

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

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

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

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

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

127. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин.— Казань : Плутон, 2007.(Механизмы и физика (МиФ) нефтеизвлечения) 128. Повышение эффективности эксплуатации многоствольных горизонтальных скважин за счёт оптимальной конфигурации стволов и установления оптимальных забойных давлений (заключительный) : отчёт / рук. В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова ; ТатНИПИнефть.— Бугульма, горизонтальными скважинами с оптимально необходимым количеством условногоризонтальных стволов / И.Н. Хакимзянов, А.В. Лифантьев // Инженернефтяник. — 2013.— № 1.— С. 5-9.

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

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

132. Sada D. Joshi Horizontal well technology. – 1991.

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

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

конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов.

Проблемы их освоения». Изд-во КГУ.-2005.-С.121-123.

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

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

137. Доманюк, Ф.Н. Разработка аналитических методов прогнозирования производительности горизонтальных и сложнопрофильных скважин: автореф.

дис. … канд. техн. наук: 25.00.17 / Доманюк Федор Николаевич.- М., 2012. – 24 с.

138. Хакимзянов, И.Н. Наука и практика применения разветвленных и И.Н. Хакимзянов, Р.С. Хисамов, Р.Р. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев, А.И. Никифоров [под ред. Р.С. Хисамова]. - Казань: Изд-во «Фэн» АН РТ, 2011. - 320 с.

139. Насыбуллин, А.В. Управление моделью установившегося притока жидкости Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. – 2014. – № 6. – С. 27-31.

140.

месторождений. / М.М. Саттаров, Е.А. Андреев, В.С. Ключарев, Р.К. Панова, Э.М.

Тимашев. - М., изд-во «Недра», 1969.

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

Гостоптехиздат, 1963.