Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров

Диссертация: Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Для определения, причин изменения коэффициента пористости, на первом этапе необходимо доказать, что имеющееся распределение значений коэффициентов пористости определено влиянием техногенных процессов разработки, а не естественной изменчивостью литолого-петрофизических свойств пласта. Используем разработанную методику выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых… Читать ещё >

Оценка влияния процессов разработки нефтяных залежей на динамику изменения геолого-промысловых параметров (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • Глава 1. Достоверность геолого-промысловой информации об объекте разработки
    • 1. 1. Определение границ распространения коллекторов нефтяных залежей
      • 1. 1. 1. Кровля и подош ва залежи
      • 1. 1. 2. Картирование дизъюнктивных нарушений
      • 1. 1. 3. Картирование линий замещения (выклинивания) пород-коллекторов на породы неколлектора
      • 1. 1. 4. Разделение нефтенасыщенного пласта по характеру насыщающего флюида
    • 1. 2. Определение эффективных нефтенасыщенных толщин коллекторов нефтяных залежей
    • 1. 3. Определение коэффициента пористости пласта
      • 1. 3. 1. Лабораторные исследования керна
      • 1. 3. 2. Интерпретация материалов данных ГИС
      • 1. 3. 3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости
    • 1. 4. Методики оценки величины погрешности коэффициента пористости
      • 1. 4. 1. Методика выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости
      • 1. 4. 2. Методика проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных
      • 1. 4. 3. Методика выбора среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект
      • 1. 4. 4. Методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора
    • 1. 5. Определение коэффициента нефтенасыщенности
    • 1. 6. Определение физико-химических свойств нефти
  • Глава 2. Изменение геолого-промысловых параметров залежи нефти в процессе разработки
    • 2. 1. Бурение и освоение скважин
    • 2. 2. Первичные методы разработки
      • 2. 2. 1. Динамика изменений эффективного нефтенасыщенного объема залежи в процессе разработки залежи на естественном режиме
      • 2. 2. 2. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи на естественном режиме
      • 2. 2. 3. Динамика изменений физическо-химических свойств нефти в процессе разработки залежи на естественном режиме
    • 2. 3. Вторичные методы разработки
      • 2. 3. 1. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи с использование методов заводнения
      • 2. 3. 2. Динамика изменений физико-химических свойств нефти в процессе разработки залежи с использование методов заводнения
    • 2. 4. Третичные методы разработки
      • 2. 4. 1. Динамика изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи
      • 2. 4. 2. Динамика изменений физических свойств нефти в процессе разработки залежи с использованием методов увеличения нефтеотдачи
    • 2. 5. Классификация изменения геолого-промысловых параметров (открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти) в жизненном цикле нефтяных месторождений
    • 2. 6. Методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов
  • Глава 3. Применение предложенных методик и классификаций на исследуемых площадях
    • 3. 1. Оценка погрешности коэффициента пористости пласта Бз^п Лыдушорского месторождения
    • 3. 2. Определение среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект
      • 3. 2. 1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения
      • 3. 2. 2. Пласт Озйп Мусюршорского месторождения
    • 3. 3. Оценка степени достоверности определенного объема пустотного пространства пласта
      • 3. 3. 1. Пласт БУЮ Северо-Уренгойского газоконденсатного месторождения
      • 3. 3. 2. Пласт ОзАп Мусюршорского месторождения
    • 3. 4. Определение влияния процессов разработки нефтяной залежи на динамику изменения геолого-промысловых параметров залежи Массив месторождения Алиан
      • 3. 4. 1. Эффективный нефтенасыщенный объем
      • 3. 4. 2. Коэффициент открытой пористости
      • 3. 4. 3. Сопоставление оцененных начальных объемов нефти и параметров (2012 г.) с результатами, полученными в 2000 г. по залежи Массив месторождения Алиан

Актуальность тематики исследований.

Одним из факторов, влияющим на полноту извлечения углеводородов, является наличие надежной и достоверной информации о строении, литолого-фациальной изменчивости, характере насыщения пластов и свойствах пластовых флюидов. Процесс изучения залежи идет непрерывно с момента ее открытия до завершения разработки. При вводе залежи в разработку в результате технологического воздействия на залежь создается принципиально новая сложная динамическая геолого-промысловая система. Способность пористых сред пропускать через себя пластовые флюиды зависит от свойств породы и фильтрующихся флюидов, а также от скорости фильтрации, воздействия внешних физических полей, количественного соотношения и распределения фаз в поровом пространстве и других факторов. Вышеперечисленные факторы существенно изменяются в результате применения различных методов воздействия на залежь углеводородов. Техногенное воздействие на залежь приводит к изменению компонентного состава пластовых флюидов и, как следствие, к изменению значений параметров, характеризующих физико-химические свойства подвижной нефти. Таким образом, свойства пласта-коллектора и насыщающих его флюидов в значительной степени зависят от применяемой технологии воздействия на пласт, и изменяются на всем протяжении жизненного цикла месторождения. Данные, получаемые в процессе разработки, характеризуют текущее состояние залежи. На сегодняшний день при создании и адаптации геолого-гидродинамических моделей залежи используют фактические данные за весь период разработки, а геолого-промысловые параметры пласта остаются изначально определенными и неизменными, и, как следствие, степень достоверности результатов, получаемых на ЗД геолого-гидродинамических моделях, невысокая. Основными факторами, приводящими к неточной количественной оценке геолого-промысловых параметров, являются:

• измерительные и методические погрешности;

• отсутствие учета динамики изменения геолого-промысловых параметров пласта и физико-химических свойств нефти, происходящих вследствие технологических процессов, протекающих в резервуаре.

Большинство нефтяных месторождений в России и за рубежом находятся на завершающей стадии разработки. Для создания эффективной системы доразработки залежи необходимо учитывать изменения, произошедшие с пластом и флюидами за истекший период разработки залежи. Поэтому, создание методик оценки влияния процессов разработки залежей и точности определения значений геолого-промысловых параметров представляет актуальную проблему.

Цель работы. Создание методики оценки влияния техногенных процессов разработки нефтяных залежей, происходящих в жизненном цикле нефтяных месторождений, на динамику изменения геолого-промысловых параметров является основной целью исследований. Достижение цели базируется на решении следующих основных задач:

1. Анализ причин изменения геолого-промысловьтх параметров в процессе разработки нефтяных месторождений.

2. Анализ и обобщение причин появления погрешностей, возникающих на этапах измерения и обработки данных, используемых для определения геолого-промысловых параметров.

3. Классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработка методик оценки погрешностей определения коэффициента пористости.

5. Разработка методики выявления механизмов изменения геолого-промысловых параметров в жизненном цикле месторождения.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач выполнены теоретические исследования, осуществлена обработка геолого-промысловой информации изучаемых месторождений. Обработка данных и решение поставленных задач осуществлялась с использованием методов математической статистики и соответствующего программного обеспечения.

Научная новизна.

1. Предложена классификация причин изменений открытой пористости и параметров, характеризующих физико-химические свойства нефти, для различных режимов разработки нефтяных месторождений.

2. Впервые разработана методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов.

3. Создана классификация причин погрешностей при определении коэффициента пористости.

4. Разработаны методики оценки величины погрешности коэффициента пористости.

5. Создана методика оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора.

Практическая значимость. 1. Практическая реализация методик оценки погрешности коэффициента пористости по данным петрофизических и геофизических исследований обеспечивает наиболее достоверное среднее значение рассматриваемого параметра по скважине или зоне исследуемого пласта.

2. Выявлены причины и выполнена оценка погрешностей коэффициента пористости пласта D3fm Лыдушорского нефтяного месторождения.

3. Предложена формула для коэффициента достоверности оценки объема пустотного пространства пласта.

4. Выполнена оценка надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных для пласта Бз&п Мусюршорского и Лыдушорского месторождений.

5. Выявлены закономерности техногенного воздействия на эффективный нефтенасыщенный объем залежи нефти Массив месторождения, А лиан в процессе разработки.

6. Применение методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, позволило уточнить начальные объемы углеводородов залежи Массив месторождения Алиан и доказать необходимость учета техногенных изменений параметров при построении и адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели залежи.

Защищаемые положения.

1. Созданы методики, позволяющие определить степень достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора, оценить погрешности коэффициента пористости и установить причины их возникновения.

2. Созданная методика выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров, является необходимым инструментом процедуры адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели месторождения к данным истории разработки и корректировки существующей системы разработки залежи.

Апробация работы.

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах:

• IV Всероссийская научно-практическая конференция «Системный подход в геологии: теоретические и прикладные аспекты», проходившая в режиме online. — Москва, июньсентябрь 2011. — www.oilgasjournal.ru.

• Всероссийская конференция с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа». Москва, 14−17 ноября 2011 г.

• Межрегиональный семинар «Рассохинские чтения». Ухта, 3−4 февраля 2012 г.

• Конференция, посвященная 25-летию со дня основания ИПНГ РАН. Москва, 17−20 апреля 2012 г.

• II Конференция молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг».

Москва, 11−12 мая 2012 г.

• Научные семинары лаборатории «Теоретических основ разработки нефтяных месторождений» и общеинститутские семинары ИПНГ РАН.

Публикации.

По результатам исследований по теме диссертации опубликовано 9 работ, из них 4 статьи в изданиях, включенных в «Перечень российских рецензируемых научных журналов» ВАК РФ.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и списка использованных источников, который насчитывает 120 наименований. Содержание работы изложено на 122 страницах машинописного текста, включая 28 рисунков и 20 таблиц.

Вывод:

С использованием разработанной методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов, доказано изменение уровня ВНК, а следовательно объема залежи и прослежено продвижение уровня ВНК в процессе разработки западной залежи Массив месторождения Алиан.

3.4.2. Коэффициент открытой пористости.

Рассмотрим динамику изменений коэффициента открытой пористости в процессе разработки западной залежи Массив на естественном водонапорном режиме. На рисунке 20 видна четкая зависимость значений пористости от времени (даты) исследования скважин.

1974 1976 1990 дата исследования.

Рис. 20. Значения коэффициента пористости по скважинам. Пласт Массив месторождения.

Алиан.

Для определения, причин изменения коэффициента пористости, на первом этапе необходимо доказать, что имеющееся распределение значений коэффициентов пористости определено влиянием техногенных процессов разработки, а не естественной изменчивостью литолого-петрофизических свойств пласта. Используем разработанную методику выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь углеводородов, описанную в п. 2.6.

Для изучения закономерностей в изменениях коэффициента открытой пористости выделено две зоны: западная и восточная части залежи, также данные разбиты на группы по времени (дате) проведения геофизических исследований скважин. Такая группировка позволяет оценить влияние на значение коэффициента открытой пористости двух факторов: А — времени (даты) проведения геофизических исследований и В — местоположение скважин (рис. 21).

Восточная часть.

Условные обозначения скважины пробуренные: ^¡-р сводовая часть залежи • до 1974 г. Ц7.

О после 1974 г / условная линия, разделяющая У ^/ залежь на западную и восточную части.

Рис. 21. Структурная карта по кровле коллектора пласта Массив.

Фактор, А представлен двумя группами: до ввода залежи в разработку (АО и после ввода залежи в разработку (Аг). Фактор В также представлен двумя группами: западная (В]) и восточная (Вг) части залежи (табл. 16).

Заключение

.

Проведенные исследования достоверности геолого-геофизической информации и динамики изменения геолого-промысловых параметров в процессе освоения и разработки нефтяных месторождений позволяют сформулировать основные выводы.

1. Разработаны и реализованы на практике методики:

• выявления причин погрешностей при определении коэффициента пористости на основе классификации причин погрешностей;

• проверки надежности связи типа «керн-ГИС» при малом количестве исходных данных;

• выбора среднего значения коэффициента пористости пласта в наибольшей степени характеризующего изучаемый объект;

• оценки степени достоверности объема пустотного пространства пласта-коллектора;

• выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь.

2. Доказана необходимость применения разработанной методики выявления факторов, влияющих на динамику изменения геолого-промысловых параметров в результате техногенного воздействия на залежь, при создании и адаптации ЗД геолого-гидродинамической модели месторождения.

Показать весь текст

Список литературы

  1. К.Б. Цементация приконтактного слоя нефтяных залежей в карбонатном коллекторе и ее влияние на разработку. Тр. Гипровостокнефть, вып. 2, 1989, с. 163 — 175.
  2. К.Б., Данилина А. И., Кашавцев В. Е. Особенности заводнения неоднородных коллекторов нефти в условиях образования осадка гипса // Нефтепромысловое дело, № ю, 1971, с. 12−17.
  3. Г. А. и др. Разработка нефтяных месторождений с применением поверхностно-активных веществ. М.: Недра, 1983. — 216 с.
  4. С.И. Технология создания и сопровождения трехмерных цифровых геологических моделей нефтегазовых месторождений. // Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва, ОАО «Центральная Геофизическая Экспедиция», 2010, 273 с.
  5. Г. Н., Гурвич И. И. Сейсморазведка. Тверь: Издательство АИС, 2006. — 744 с.
  6. А., Мищенко И. Потенциал современных методов повышения нефтеотдачи пластов. // Технологии ТЭК, № 12, 2006, www.oilcapital.ru.
  7. З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М.: Недра, 1980.-206 с.
  8. В.М., Алешкина Э. О. Изменение структуры порового пространства терригенных пород в процессе солянокислотной обработки. Тезисы докл. IV Всесоюзного совещания по коллекторам нефти и газа. М.: ВНИГНИ, 1971, с. 284−288.
  9. ., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1988. — 424 с.
  10. И.В., Хисамутдинов Н. И., Тазиев М. М. Проблемы разработки водонефтяных и частично заводненных зон нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2007. — 360 с.
  11. Г. А. Обработка и интегрированная переинтерпретация данных сейсморазведочных работ MOB ОГТ ЗД и ГИС на Мусюршорском лицензионном участке (Ненецкий автономный округ). М.: ОАО ЦГЭ. 2007. 359 с.
  12. Г. А. Геология нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 2003. -с. 65.
  13. А.Р. Разработка месторождений термическими методами // Нефтепромысловое дело, вып. 24, 1982.
  14. Ю.П. Влияние изменения плотности нефти на положение водонефтяного контакта и смещение залежей // Геология нефти и газа, № 9, 1972, с. 12−17.
  15. Ю.П. Влияние проницаемости пласта на положение водонефтяного контакта // Геология нефти, № 3, 1958, с. 52−55.
  16. Ю.П. Гидрогеология и динамика подземных вод с основами гидравлики. -М.: Недра, 1990.- 171 с.
  17. Ш. К., Ширковский A.M. Физика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982 -308 с.
  18. Г. Н., Кашик A.C., Тимурзиев А. И. Горизонтальные сдвиги фундамента Западной Сибири // Геология нефти и газа, № 3, 2007, с. 3−11.
  19. А.Т., Зискин Е. А. Технология использования двуокиси углерода для повышения нефтеотдачи пластов // Нефтяное хозяйство, № 6, 1987, с. 33−38.
  20. ГОСТ 26 450.1−85 Породы горные. Метод определения коэффициента открытой пористости жидкостенасыщением. — Введ. 1986−07−01. -М.: Издательство стандартов, 1985.
  21. И.П., Кузьмин В. А., Михайлов H.H. Влияние структуры порового пространства на масштабный эффект при изучении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов // Геология нефти и газа, № 2, 2011, с. 74−81.
  22. И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. — 223 с.
  23. И.С., Брагин Ю. И., Бакина В. В. и др. Построение трехмерной детерминированной геологической модели залежи УВ по результатам детальной корреляции. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001.
  24. И.С., Брагин Ю. И., Бакина В. В. и др. Детальная корреляция для построения трехмерных геологических моделей залежей УВ. М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2001. — 79 с.
  25. А.И., Жолдасов А., Закиров С. Н., Коноплев В. Ю., Шведалов В. М. Взаимодействие залежей нефти и газа с пластовыми водами. -М.: Недра, 1991. 189 с.
  26. В.А., Хайруллин Б. Ю. Герметизированный керн необходимый фактор повышения достоверности подсчета запасов углеводородов // Известия вузов. Нефть и газ, № 5, 2009, с. 35−43.
  27. Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа / Перевод с англ. -М.: Недра, 1985. 149 с.
  28. В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. 2-ое изд. перераб. М.: Недра, 1982. — 448 с.
  29. Л.Ф., Жданов М. А., Кирсанов А. Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. М.: Недра, 1977. — 255 с.
  30. И.М., Жарков Е. И., Каиров М. Б., Коблев Н. И. Влияние термозаводнения пласта на минералогический состав и физические свойства пород-коллекторов. Тр. НИПИнефть, Вопросы техники и технологии добычи нефти. Баку, 1976.
  31. В.М. Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. — 239 с.
  32. Т.Ф. Анализ достоверности петрофизических связей // Известия вузов. Нефть и газ, № 1, 1980, с. 3−9.
  33. Т.Ф. Оценка воспроизводимости лабораторных измерений на керне // Известия вузов. Нефть и газ, № 11, 1979, с. 3−9.
  34. Т.Ф. Схема обработки и контроля качества промыслово-геофизических данных, выдаваемых к подсчету запасов // РНТС. Нефтегазовая геология и геофизика, № 11, 1974, с. 43−47.
  35. Т.Ф., Исакова Т. Г., Гаврилова Е. В., Вовк A.B., Тачкова М. А., Рящина Е. В. Влияние фациальных условий осадконакопления на формирование ФЕС карбонатных коллекторов Мусюршорского месторождения // Геофизика, № 4, 2007, с. 181 -185.
  36. Т.Ф., Цирульников В. П. Вероятностно-статистический подход к оценке качества измерений при геофизических исследованиях скважин // Известия вузов. Нефть и газ, № 4, 1983, с. 3−6.
  37. H.A., Золотухин А. Б., Назарова JI.H., Черников O.A. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь. — М.: ГАНГ, 1995. 190 с.
  38. H.A., Ибатулин P.P., Назина Т. Н., Ситников A.A. Биометоды увеличения нефтеотдачи. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. — 125 с.
  39. Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986. — 332 с.
  40. И.К. Вторичные процессы преобразования залежей нефти и отражение их на распределение нефти в коллекторах. // Геология нефти и газа, № 1, 1981. www.geolib.ru/OilGasGeo/1981 /01.
  41. Т.С. Оценка возможной нефтеотдачи залежи Массив месторождения Алиан //Известия ВУЗов. Нефть и газ, 2013, № 1. с. 60−65.
  42. Г. З., Фазлутдинов К. С., Хисамутдинов Н. И. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. Справочник. М.: Недра, 1991. — 384 с.
  43. Г. З., Хисамутдинов Н. М. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983. — с. 312.
  44. В.И. Кольматация и декольматация призабойной зоны пласта в скважинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 4, 2011, с. 56 60.
  45. М.М., Чоловский И., П., Брагин Ю. И. Нефтегазопромысловая геология. М.: Недра, 2000.-414 с.
  46. С.С. Интерпретация результатов каротажа скважин. М.: Недра, 1978. — 389 с.
  47. M.K. Состояние и задачи методов изучения природных коллекторов нефти и газа и флюидоупоров. В кн. Коллекторы нефти и газа и флюидоупоры. Новосибирск: Наука, 1983.-с. 5 -9.
  48. Н.М. Практика разработки пластов Новогрозненского района. «Плановая разработка нефтяных месторождений». Труды ВНИТО, вып. 2, 1934.
  49. В.Н., Смехов Е. М. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. — JL: Недра, 1981.-255 с.
  50. Н.Р. Необходимость учета деформационных характеристик пород при разработке месторождений // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 5, 2011, с. 39−41.
  51. В.Е. Зависимость приемистости нагнетательных скважин от качества воды, закачиваемой в нефтяные пласты // Нефтепромысловое дело, ВНИИОЭНГ № 6, 1978, с. 13−17.
  52. Г. А., Кучеров Г. Г., Кульков А. Н. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: Сб. науч. тр. / ООО «Уренгойгазпром» М.: Недра, 2003. -351 с.
  53. М.Г., Дьяконова Т. Ф., Цирульников В. П. Достоверность геофизической и геологической информации при подсчете запасов нефти и газа. М.: Недра, 1986. -121 с.
  54. Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1997. — 397 с.
  55. В.Б., Закревский К. Е., Пороскун В. И. и др. Методические рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на разных этапах геологоразведочных работ на нефть и газ. М.: ОАО «ЦГЭ», 2000. — с. 35.
  56. В.Б., Закревский К. Е., Пороскун В. И. и др. Временное руководство по содержанию, оформлению и порядку представления материалов сейсморазведки 3D на Государственную экспертизу запасов нефти и горючих газов. М.: ОАО «ЦГЭ», 2002.
  57. Н.Т. Режим нефтяных фонтанов Грозненского района // Нефт. и сланц. хоз, № 4, 1925.
  58. Н.Т. Характеристика фонтанов Грозненского района // Нефтяное хозяйство, № 9 и 10, 1928.
  59. С.Н. и др. О факторах, влияющих на пескопроявление. Совершенствование техники и технологии добычи нефти. Баку, 1985.
  60. М. Физические основы технологии добычи нефти / Перевод с англ. М.: Гостоптехиздат, 1953. — 606 с.
  61. P.M., Султанов З. Н. Влияние свойств горных пород на удельную потребность в окислителе при внутрипластовом горении // Нефтяное хозяйство, № 2, 1978.
  62. Микробиология и нефть, http://info.tatcenter.ru.
  63. H.H. Физика нефтяного и газового пласта. Том 1. М.: МАКС Пресс, 2008. -448 с.
  64. И.А., Корольков Ю. С., Чернов A.A. Выявление и картирование дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. М.: Научный мир, 2001.-120 с.
  65. В.М. Режимы нефтяных месторождений Терско-Сунженской нефтеносной области и их особенности. «Труды ГрозНИИ», Грозный, 1946.
  66. Обзор современных методов повышения нефтеотдачи пласта, http://www.petros.ru.
  67. М.Г., Ованесов Г. П., Калантаров А. П. Спутник нефтегазопромыслового геолога. М.: Недра, 1971. — 336 с.
  68. H.H. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. М.: Недра, 1975.-240 с.
  69. А. Отбор и исследования кернового материала. Часть 2. Типы и методы использования керноотборных снарядов. Переводное издание журналов США. // Нефть, газ и нефтехимия, № 4, 1985, с. 14−19.
  70. В.И., Пороскун В. И., Яценко Г. Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. М.-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003. — 259 с.
  71. А.Н. Изменение минералогического состава пород-коллекторов при тепловом воздействии. Сб. научных трудов ВНИИ, вып. 96. Методы повышения нефтеотдачи пластов. М., 1986
  72. С.Д. Учение о нефтяном пласте. М.: Гостоптехиздат, 1961. — 570 с.
  73. Н.К., Долгих Н. Е. Повышение нефтеотдачи месторождений Западной Сибири путем нагнетания в пласт газа высокого давления. Обз. Инф. Сер. Нефтепромысловое дело, 1981, вып. 3.
  74. С.Г. Погрешности измерений. Л.: Энергия, 1978.-262 с.
  75. Н.И. К вопросу о прогнозном нормировании качества сточных вод для заводнения. М.: Гипровостокнефть, вып. 26, Куйбышев, 1975, с. 51 — 58.
  76. В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей (окончание) // Нефтяное хозяйство, № 12, 1953, с. 36−41.
  77. В.П. Смещение газовых и нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство, № 12, 1952, с. 22−26.
  78. Р.Г. Залежи углеводородов на больших глубинах: особенности формирования и размещения // Геология нефти и газа, № 9, 1995. www.geolib.ru
  79. А.А. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пористых сред при их деформировании // Вестник недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа, № 5, 2000, http://www.oilnews.ru.
  80. В. Л., Фурсов А. Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 2000.-56 с.
  81. Спутник нефтегазопромыслового геолога. Справочник под ред. Чоловского И. П. М.: Недра, 1989.
  82. В.В., Гутман И. С. и др. Подсчет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов. Справочник. М.: Недра, 1989. — 270 с.
  83. М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. -М.: Недра, 1985.-308 с.
  84. М.Г. Некоторые общие принципы разработки Ново-Грозненского района. «Материалы комиссии акад. Губкина», ОНТИ, М., 1932.
  85. Г. В., Панов С. Ф., Хафизов Ф. З. Определение коэффициента газонасыщенности сеноманских отложений месторождений Тюменской области в условиях плохого выноса керна // Геология нефти и газа, № 1, 1992, www.geolib.ru.
  86. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах. РД 153−39.0−072−01, 2001.
  87. А.П. Влияние гидравлического фактора на форму залежи нефти // Азерб. Нефтяное хозяйство, № 5, 1950, с. 4−7.
  88. М.М. Причины зонального нефтенасыщения коллекторов. // Геология нефти и газа, № 8, 1990. www.geolib.ru.
  89. A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. М.: Недра, 1976.
  90. Ф.З., Варламов И. П. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. JL: Недра, Ленингр. отд-ние, 1991. — 264с.
  91. В.П. Оценка влияния погрешностей измерения на величину ошибки коэффициента пористости, определенного по данным радиометрии. Труды ВНИИНПГ, вып. 10 Уфа, 1980, с. 12−16.
  92. М.М. О соленой Балке // Нефтяное хозяйство, № 7, 1925.
  93. В.Н. Прогнозирование деформаций осадочных пород по данным ГИС при разработке месторождений // Геофизика, № 4, 2011, с. 74−78.
  94. И.П., Брагин Ю. И. Промыслово-геологический контроль разработки месторождений углеводородов. М.: Нефть и газ, 2002. — 224 с.
  95. A.M. Геотермические наблюдения в Ново-Грозненском районе // Азерб. Нефтяное хозяйство, № 4,1929.
  96. ЮЗ.Шаньгин С. Н. Практика разработки Грозненских месторождений нефти. «Плановая разработка нефтяных месторождений», вып. II, Труды ВНИТО, Горно-геол. Нефт. Изд., М.: 1934.
  97. И.П. Применение математической статистики в геологии. Изд.2-е, исправленное и дополненное. М.: Недра, 1971. — 248 с.
  98. A.B. Катагенетические преобразования глинистых минералов в отложениях девона Волгоградского правобережья. Исследования и использование глин и глинистых минералов. 1970.
  99. Юб.Широков В. Н. Метрология, стандартизация, сертификация. -М.: МАКС Пресс, 2008. -498 с.
  100. Ю7.Щелкачев В. Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. — 736 с. в процессе разработки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 7, 2010, с. 29−33.
  101. Boon J.A. Chemistry inenhanced oil recovery, JPT 1984, v23, № 1
  102. Hubbert M.K. Entrapment of petroleum under hydrodynamic conditions // Proc. Amer. Assoc. Petrol. Geologists, vol. 37, 1953, p. 1954−2026
  103. Martin A. Diaz Viera, Pratap Sahay, Manuel Coronado, Arturo Ortiz Tapia. Mathematical and Numerical Modeling in Porous Media. 2012 by CRC Press 370 p.
  104. Moritis G. C02 and HC injection lead EOR production increase. Oil and GAS J., Apr. 23, 1990, p. 49−81
  105. Reed M.J. Gravel Pack and Formation sandstone dissolution during stream Injection. JPT, 1980, V32, № 1116.geofizpribor.ru117.ingeo41.ru118.oil.siteedit.ru119.rialog.ru120.test.ef-group.ru
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!