Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий

Диссертация: Создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Предложены методические подходы к решению основных проблем геолого-гидродинамического моделирования. Для моделирования характерных для условий ОАО «Татнефть» залежей нефти разработаны следующие методики и программные средства анализа моделей: анализ адаптации модели по произвольной группе скважиноценка запасов нефти в произвольной области на заданную дату- ^ поисковая система, реализующая отбор… Читать ещё >

Создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ПРОБЛЕМ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ
  • 2. СОЗДАНИЕ АРХИТЕКТУРЫ ИНФОРМАЦИОННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ АНАЛИЗА, ПРОЕКТИРОВАНИЯ И УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
    • 2. 1. Архитектура, классификация и схема движения информации
    • 2. 2. Обеспечение сохранности информации
  • 3. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МОДЕЛЕЙ НА БАЗЕ АРМ ЛАЗУРИТ
    • 3. 1. Методика расчета структуры остаточных запасов нефти
    • 3. 2. Методика планирования геолого-технических мероприятий
    • 3. 3. Выбор скважин для применения методов увеличения нефтеизвлечения
    • 3. 4. Планирование размещения боковых и боковых горизонтальны стволов
    • 3. 5. Планирование гидравлического разрыва пластов
  • 4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛНОМАСШТАБНОЙ МОДЕЛИ
    • 4. 1. описание модели
    • 4. 2. технология построения модели
    • 4. 3. проблемы моделирования и их решение
    • 4. 4. Использование модели для решения прикладных задач
      • 4. 4. 1. Решение геолого-промысловых задач на основе картопостроения
      • 4. 4. 2. Исследование нестационарного заводнения в различных геолого-физических условиях
      • 4. 4. 3. Исследование конусообразования в трещиноватом пласте
  • 5. РАЗРАБОТКА КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА
    • 5. 2. Моделирование трещинно-порового коллектора
    • 5. 3. Обоснование учета содержания сульфатов в породе при интерпретации ГИС 302−303 залежей
    • 5. 4. Регулирование разработки залежей в коллекторах трещинно-порового типа
    • 5. 5. Регулирование разработки путем выравнивания скорости подъема ВНК
  • 6. РЕШЕНИЕ ПРИКЛАДНЫХ ЗАДАЧ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ МЕТОДАМИ МОДЕЛИРОВАНИЯ
    • 6. 1. Определение твердости карбонатных пород и исследование ее влияния на проводимость трещины
    • 6. 2. Влияние многотрещинности в дальней зоне на успешность операций гидроразрыва пластов
    • 6. 3. Оценка параметров возможного гидравлического разрыва покрышки при пароциклическом воздействии на Ашальчинском месторождении природных битумов
    • 6. 4. Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением
    • 6. 5. Исследование влияния различных факторов на эффективность кислотного гидроразрыва
  • 7. УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ПРЕДЛАГАЕМЫХ РЕШЕНИЙ
    • 7. 1. Разработка программы оценки технологической и экономической эффективности мероприятий по управлению за разработкой
    • 7. 2. Обоснование комплексного планирования мероприятий по управлению разработкой месторождений с учетом их взаимовлияния

Актуальность темы

.

На современном этапе крупные нефтяные компании сталкиваются с новыми проблемами, такими как уменьшение доли добычи из новых нефтяных месторождений, неустойчивая рыночная конъюнктура, высокий уровень налогообложения, бурное развитие альтернативных источников энергии. Все это происходит на фоне старения основных месторождений и увеличения доли трудноизвлекаемых запасов нефти, локализованных в карбонатных коллекторах, а также в пластах, осложненных высоким содержанием глин, водонефтяными зонами и содержащих тяжелые нефти и битумы. В этих условиях стабилизация и рост добычи нефти компаниями может быть обеспечен созданием и расширением использования новых технологических решений для прироста извлекаемых запасов, увеличения добычи нефти и всемерным снижением затрат на эти цели.

Для решения этих задач необходимо локализовать остаточные запасы нефти в традиционных коллекторах с ухудшенными физическими свойствами для дальнейшего проектирования применения новых технологий увеличения нефтеизвлечения: термических, физических и химических методов, горизонтальных и многозабойных скважин. Карбонатные отложения, характеризующиеся предельной неоднородностью коллекторских свойств и высокой вязкостью нефти, как и залежи тяжелых (сверхвязких) нефтей также требуют применения новых термических, физических и химических методов. В ОАО «Татнефть» в настоящее время активно применяются передовые технологии нефтеизвлечения, в частности, ведется работа с нерентабельным фондом скважин, активное бурение горизонтальных скважин и зарезки боковых горизонтальных стволов, развитие технологии гидравлического разрыва пластов, опытно-промышленная разработка битумных пластов, оптимизация инвестиционного портфеля reo л ого-технических мероприятий, реконструкция систем ППД и нефтесбора, делаются инвестиции в нефтехимическую промышленность (создание вертикально интегрированной компании), и т. д. Все указанные технологии обосновываются в проектных документах на разработку нефтяных месторождений с использованием современных информационных технологий на основе трехмерных геолого-гидродинамических моделей.

С другой стороны, идет бурное развитие информационных технологий, как аппаратных средств, так и программного обеспечения. Всего десять лет назад гидродинамические модели строились с размерностью не более 75 -100 тыс. расчетных узлов. Построение таких моделей производили на вычислительных станциях RISK архитектуры, поскольку персональные компьютеры не справлялись и с такими размерностями. В настоящее время стандартом стали модели размерностью 6−10 млн. ячеек, которые строятся на персональных компьютерах и даже ноутбуках. Таким образом, размерность гидродинамических моделей выросла в 100 раз. Благодаря чему модели небольших месторождений создаются без ремасштабирования (в западной терминологии upscaling) геологической модели, а для крупных месторождений создается модель в 100 раз более подробная, чем 10 лет назад. В случае если скорость развития вычислительной техники сохранится, то через 10 лет в процедуре ремасштабирования не будет надобности.

Программное обеспечение также бурно развивается. Сегодня с использованием гидродинамических моделей производится расчет и исследование таких сложных процессов как закачка пара в пласт, проведение гидроразрыва пласта (ГРП), моделирование неньютоновских свойств нефти и т. д. В отрасли применяются программные продукты по моделированию как зарубежных (Roxar, Schlumberger, CMG, BeicipFranlab), так и отечественных (АРМ ЛАЗУРИТ, Лаура, ТРИАС [1], Дельта-Ойл, Техсхема [2],) производителей.

В то же время усложнение геолого-физических условий разработки, появление новых технологий воздействия на пласты и скважины, развитие технических средств и технологий контроля и управления процессами добычи, 5 а также моделирования разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами не имеют адекватного отражения в решениях, применяемых в широких промышленных масштабах в нефтяных компаниях и проектных организациях.

Таким образом, совершенствование методов моделирования, анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений на основе комплекса информационных технологий является актуальной научно-технической проблемой.

Цель работы.

Основной целью данной работы является создание и исследование методов проектирования, анализа и управления разработкой нефтяных месторождений на основе комплекса современных информационных технологий.

Основные задачи исследования.

1. Создание архитектуры программного и информационного обеспечения анализа, проектирования и управления разработкой нефтяного месторождения.

2. Анализ и развитие методов автоматизированного принятия решений по выбору объектов применения различных геолого-технических мероприятий.

3. Разработка научно-обоснованных методик и программного обеспечения для адаптации геолого-гидродинамических моделей и оценки ее качества.

4. Применение reo лого-технологических моделей для решения задач оптимизации процессов разработки нефтяных месторождений и установления не известных ранее закономерностей,.

5. Изучение закономерностей выработки запасов нефти в трещинно-поровых коллекторах. Поиск и обоснование решений, обеспечивающих совершенствование технологий регулирования разработки залежей в трещинно-поровых коллекторах.

6. Исследование, определение и обоснование области эффективного применения кислотного гидроразрыва пластов методом моделирования.

7. Совершенствование методов и создание программных средств для управления разработкой нефтяных месторождений.

Методы решения поставленных задач и достоверность результатов:

Решение поставленных задач основано на теоретических исследованиях, методах математической статистики, использовании современных методов математического моделирования процессов движения жидкостей в пласте.

Достоверность полученных результатов подтверждается сопоставлением модельных данных с фактическими показателями разработки, с теоретическими выкладками, с оценками по статистическим методам, многочисленным тестированием программ при различных исходных данных.

Научная новизна:

1. Предложена классификация геолого-промысловой информации, используемой для анализа, моделирования, проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений, выполненная по 9 критериям.

2. С использованием интегрированной технологии картопостроения построена структурная карта кровли кристаллического фундамента Ромашкинского месторождения в целом. По данной карте выявлены закономерности резких изменений гипсометрических отметок, что позволяет более точно локализовать структурные элементы фундамента в пределах Ромашкинского месторождения (положение и конфигурация блоков, а также глубинных разломов).

3. Выявлены новые закономерности движения жидкостей в трещинно-поровых коллекторах, при этом установлено, что в отличие от коллектора порового типа в гидрофильных коллекторах трещинно-порового типа при остановке скважины уровень конической поверхности водонасыщенной части в области добывающих скважин в трещинах понижаются, в матрице повышаются.

Вычислительными экспериментами показано, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется с течением времени от прямо пропорциональной до малозначимой- 7.

Получена зависимость величины депрессии, при которой происходит выравнивание скоростей капиллярной пропитки и продвижения контура нефтеносности, от величины капиллярного давления и параметров пласта.

Обосновано, что учет содержания сульфатов (гипса и ангидрита) в породах среднего карбона Ромашкинского месторождения при интерпретации геолого-геофизических исследований скважин при подсчете запасов, моделировании и проектировании разработки позволяет скорректировать оценку запасов на 40% .

4. Для процессов циклического заводнения неоднородных пластов в условиях девонских отложений Ромашкинского месторождения показано, что оно:

2 2.

— при проницаемости в низкопроницаемой зоне ниже 5−10″ мкм приводит к увеличению добычи нефти по сравнению со стационарной закачкой.

— для слоисто неоднородных пластов, для неоднородных пластов по латерали с расположением нагнетательной скважины в высокопроницаемой зоне и для пластов с ячеистой неоднородностью по проницаемости, что наблюдается в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, прирост в добыче нефти составляет 20%;

5. Научно обоснованы технологические принципы процессов ГРП в зависимости от геолого-физических параметров характерных для месторождений Татарстана: в результате экспериментальных работ впервые получены значения твердости пород башкирских и турнейских отложений западного склона Южно-Татарского свода, Ромашкинского и Ново-Елховского месторожденийзначения твердости пород карбонатных коллекторов нефтяных месторождений юго-востока республики Татарстан заключены в пределах от 100 до 600 МПа. Твердость пород карбонатных коллекторов возрастает от месторождений Западного склона к центральной части Южно-Татарского свода;

— установлена зависимость проводимости трещины ГРП от твердости пород. В результате вычислительного эксперимента определено значение твердости пород, равное 140 МПа, выше которого образуются проводящие трещины;

— показано, что в плотных карбонатах применение непрерывной чередующейся закачки буфера и кислоты в 2 цикла приводит к увеличению протяженности трещины ГРП на 26% и снижению ее проводимости на 20% по сравнению с закачкой в один цикл. Дальнейшее увеличение циклов закачки не влияет на изменение длины трещины и ее проводимости. Остановка закачки между циклами на 10 минут увеличивает проводимость трещины более чем в 4 раза, но длина трещины сокращается на 17%.

— получены зависимости, связывающие количество множественных трещин ГРП с расчетным эффективным давлением в трещине, длиной и шириной трещины.

— научно-обоснованы технологии кислотного гидроразрыва при низких пластовых давлениях. Показано, что изменение пластового давления на 1 МПа изменяет высоту трещины более чем на 2 метра. Трещина ГРП, созданная при низком пластовом давлении, имеет меньшую высоту, но большую длину и проводимость по сравнению с трещиной, созданной при нормальном пластовом давлении.

— для процессов добычи тяжелой нефти шешминского яруса на Ашальчинском месторождении установлено значение предельного забойного давления закачки пара для залежи равное 1,85 МПа, превышение которого приводит к разрыву покрышки и выходу пара на поверхность при минимальной ее толщине 4 м и условии полной однородности по площади.

6. Вычислительными экспериментами показано, что комплексирование процессов воздействия на пласты и скважины (заводнения и обработки призабойной зоны) может приводить к проявлению синергетического эффекта по добыче нефти в условиях ограниченного пласта. При переходе от упругого режима работы залежи к жесткому водонапорному дополнительная добыча 9 нефти при реализации комплекса мероприятий: проведения ОПЗ и бурения нагнетательной скважины, за первые 18 лет после их проведения в 1,2 раза больше суммарной добычи при проведении этих мероприятий отдельно. Основные защищаемые положения.

1. Классификация геолого-промысловой информации, используемой для анализа, моделирования, проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений.

2. Методика оценки качества геолого-геофизической интерпретации материалов геофизических исследований скважин. Обоснование учета содержания сульфатов (гипса и ангидрита) в породах среднего карбона Ромашкинского месторождения при интерпретации геолого-геофизических исследований скважин при подсчете запасов, моделировании и проектировании разработки.

3. Методика выявления геолого-технологических тел, содержащих невыработанные запасы нефти.

4. Методика построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов.

5. Выделенные на структурной карте кровли кристаллического фундамента Ромашкинского месторождения в целом зоны резкого изменения гипсометрических отметок.

6. Новые технологические решения по регулированию разработки, позволяющие снизить темп роста обводненности скважин и продлить срок рентабельной эксплуатации. Зависимость величины депрессии, при которой происходит выравнивание скоростей капиллярной пропитки и продвижения контура нефтеносности, от величины капиллярного давления и параметров пласта для трещинно-поровой среды.

7. Зависимость проводимости трещины ГРП от твердости пород. Значение твердости пород, равное 140 МПа, выше которого образуются проводящие трещины.

8. Технологии кислотного гидроразрыва при низких пластовых давлениях. Трещина ГРП, созданная при низком пластовом давлении, имеет меньшую высоту, но большую длину и проводимость по сравнению с трещиной, созданной при нормальном пластовом давлении.

9. При переходе от упругого режима работы залежи к жесткому водонапорному проявляется синергетических эффект в дополнительной добыче нефти при реализации комплекса мероприятий: проведения ОПЗ и бурения нагнетательной скважины.

Ю.Методика и программный продукт планирования геолого-технических мероприятий.

Практическая ценность:

1. Под руководством и при непосредственном участии автора разработана архитектура и создан комплекс программ и информационных технологий, позволяющий создавать и эксплуатировать постоянно-действующие модели разработки месторождений, а также вести проектирование разработки при различных режимах работы пластов и методах воздействия на пласт.

2. Создана архитектура программного и информационного обеспечения анализа, проектирования и управления разработкой нефтяного месторождения, основанная на разработанных при участии автора базах данных, комплексах программ по связи различных баз данных, загрузки и контролю качества информации, резервного копирования. Разработаны схемы движения информационных потоков между корпоративными базами данных и последовательность движения информации между вычислительными системами для решения задач по моделированию, планированию мероприятий и проектированию разработки.

3. На основе локализованных структурных элементов фундамента в пределах Ромашкинского месторождения возможно осуществление направленного воздействия для сообщения глубинного энергетического воздействия в ближайшие прилегающие к фундаменту продуктивные горизонты.

4. Предложены методические подходы к решению основных проблем геолого-гидродинамического моделирования. Для моделирования характерных для условий ОАО «Татнефть» залежей нефти разработаны следующие методики и программные средства анализа моделей:

• анализ адаптации модели по произвольной группе скважин;

• оценка запасов нефти в произвольной области на заданную дату;

• поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям: по фактическим, модельным показателям разработки и разности между ними;

• визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени;

• статистический анализ параметров пластов;

• сравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом;

• автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев.

• разработан метод построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов.

• создана методика, позволяющая оценить качество адаптации моделей.

5. Создана методика выявления геолого-технологических тел, содержащих невыработанные запасы нефти. С помощью данной методики такие тела выявлены на Павловской площади Ромашкинского месторождения.

6. На основе результатов исследований по обоснованию учета содержания сульфатов в породах среднего карбона Ромашкинского месторождения в ТНГ-Групп разработана методика интерпретации с учетом сульфатов и проведена переинтерпретация геолого-геофизических исследований скважин по новой методике.

7. Разработана методика автоматизированного выбора скважин для проведения ГРП, которая позволяет оперативно анализировать обширный геолого-промысловый материал по крупным месторождениям и повысить точность прогноза, используя геолого-технологическое моделирование.

8. Метод автоматизированного планирования reo лого-технических мероприятий и программный продукт были использованы при составлении 4-й Генеральной схемы разработки Ромашкинского нефтяного месторождения.

9. Создан программный продукт «Дельта-План» для оценки эффективности мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений.

10.С использованием геолого-технологических моделей локализованы остаточные запасы нефти, выбраны наиболее эффективные объекты применения МУН, ОПЗ, мероприятия с целью вывода скважин из нерентабельного и малодебитного фонда путем зарезки боковых стволов (БС), боковых горизонтальных стволов (БГС), горизонтальных скважин (ГС). С применением методики по автоматизированному подбору скважин для зарезки боковых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием, и участков’для бурения горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть» в период с 2003 по 2006 годы пробурены и введены в эксплуатацию 170 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, дополнительно добыто свыше 250 тыс.т. нефти, экономический эффект от внедрения составил более 600 млн. рублей (в ценах 2007 г.).

Апробация работы.

Основное содержание и результаты диссертации докладывались и обсуждались на научно-практической конференции АГНИ «Проблемы разработки нефтяных месторождений и подготовки специалистов в ВУЗе» (г. Альметьевск,.

10.09.1996), научно-практической конференции посвященной 50-летию открытия Ромашкинского месторождения (г. Альметьевск, 14.05.1998), на.

13 научно-практической конференции «Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения» (г. Казань, 2001 г., 2002 г.), на Первой международной практической конференции «Моделирование пласта и разработки месторождений» (г. Москва, 24.06.2004 г.), на Всероссийском научнопрактическом семинаре «Использование информационных технологий при разработке месторождений нефти и газа» (г. Лениногорск, 18.08.2004 г.), семинарах главных инженеров и специалистов ОАО «Татнефть» (г.

Альметьевск, 2005 — 2008 г.), семинаре «Использование информационных технологий при разработке нефтяных месторождений» ОАО.

Татнефтегеофизика" (г. Бугульма, 16.05.2005), геологической конференции.

Проблемы и новые перспективные направления повышения эффективности разработки объектов на поздней стадии" (г. Альметьевск, 17.11.2006), научнотехнической конференции посвященной 50-летию ТатНИПИнефть (г.

Бугульма, 25.04.2006), 7 научно-практический конференции НК Роснефть.

Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами" (г.

Геленджик, 25.09.2007), совместном заседании ТО ЦКР и научного совета по геологии и разработке АН РТ «Совершенствование проектирования разработки нефтяных месторождений» (г. Казань, 23.05.2007), расширенном ученом совете.

АГНИ (г. Альметьевск, 28.05.2007), конференции «О перспективах стабилизации добычи нефти на поздней стадии разработки на примере.

Ромашкинского месторождения" (г. Альметьевск, 01.06.2007), мастер-классе по информационным технологиям КГТУ (г. Казань, 22.12.2007), научнотехнической конференции «Техника и технология разработки нефтяных месторождений» посвященной 60-летию начала промышленной разработки.

Ромашкинского месторождения (г. Лениногорск, 15.08.2008 г.), заседании ТО.

ЦКР (г. Казань, 01.10.2008), семинаре главных геологов ОАО «Татнефть».

Использование информационных технологий для решения геологических задач" (г. Бугульма, 03.03.2009), семинаре Национального центра развития инновационных технологий и национальной ассоциации недропользователей.

14 им. H.H. Лисовского (г. Москва, 21.09.2009 г.), Всероссийской научно-практической конференции Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений (г. Уфа 13.04.2010), Научно-практической конференции посвященной 60-летию образования ОАО «Татнефть» (г. Альметьевск, 28.05.2010), 10-й научно-практической конференции НК Роснефть «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (г. Геленджик, 23.09.2010), международной научно-практической конференции «Увеличение нефтеотдачи — приоритетное направление воспроизводства запасов углеводородного сырья», посвященной 100-летию со дня рождения академика А. А. Трофимука, (г. Казань, 7.10.2011), Всероссийской конференции ИПНГ РАН с международным участием (г. Москва, 16.11.2011).

Публикация результатов и личный вклад автора.

Основные результаты диссертации опубликованы в 83 печатных работах, в том числе в 2 монографиях, 2 патентах, 10 свидетельствах о государственной регистрации программы для ЭВМ, 7 регламентирующих документах, 62 статьях и докладах, в том числе 29 в журналах, рекомендованных ВАК.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка и решение задач, моделирование процессов разработки, анализ полученных результатов.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, заключения и списка литературы из 217 наименований. Объем работы составляет 326 страниц, в том числе 134 рисунка, 41 таблица.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

1. Предложена классификация геолого-промысловой информации, используемой для анализа, моделирования, проектирования и управления разработкой нефтяных месторождений, выполненная по 9 критериям.

2. С использованием интегрированной технологии картопостроения построена структурная карта кровли кристаллического фундамента Ромашкинского месторождения в целом. По данной карте выявлены закономерности резких изменений гипсометрических отметок, что позволяет более точно локализовать структурные элементы фундамента в пределах Ромашкинского месторождения (положение и конфигурация блоков, а также глубинных разломов).

3. Выявлены новые закономерности движения жидкостей в трещинно-поровых коллекторах, при этом установлено, что в отличие от коллектора порового типа в трещинно-поровом коллекторе при остановке скважины уровень конической поверхности водонасыщенной части в области добывающих скважин в трещинах понижаются, в матрице повышаются.

Вычислительными экспериментами показано, что при разработке трещинно-порового коллектора зависимость дебита нефти от депрессии меняется с течением времени от прямо пропорциональной до малозначимой;

Получена зависимость величины депрессии, при которой происходит выравнивание скоростей капиллярной пропитки и продвижения контура нефтеносности, от величины капиллярного давления и параметров пласта.

Обосновано, что учет содержания сульфатов (гипса и ангидрита) в породах среднего карбона Ромашкинского месторождения при интерпретации геолого-геофизических исследований скважин при подсчете запасов, моделировании и проектировании разработки позволяет скорректировать оценку запасов на 40% .

4. Для процессов циклического заводнения неоднородных пластов в условиях девонских отложений Ромашкинского месторождения показано, что оно:

2 2.

— при проницаемости в низкопроницаемой зоне ниже 5 10″ мкм приводит к увеличению добычи нефти по сравнению со стационарной закачкой.

— для слоисто неоднородных пластов, для неоднородных пластов по латерали с расположением нагнетательной скважины в высокопроницаемой зоне и для пластов с ячеистой неоднородностью по проницаемости, что наблюдается в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа, прирост в добыче нефти составляет 20%;

5. Научно обоснованы технологические принципы процессов ГРП в зависимости от геолого-физических параметров характерных для месторождений Татарстана:

— в результате экспериментальных работ впервые получены значения твердости пород башкирских и турнейских отложений западного склона Южно-Татарского свода, Ромашкинского и Ново-Елховского месторожденийзначения твердости пород карбонатных коллекторов нефтяных месторождений юго-востока республики Татарстан заключены в пределах от 100 до 600 МПа. Твердость пород карбонатных коллекторов возрастает от месторождений Западного склона к центральной части Южно-Татарского свода;

— установлена зависимость проводимости трещины ГРП от твердости пород. В результате вычислительного эксперимента определено значение твердости пород, равное 140 МПа, выше которого образуются проводящие трещины;

— показано, что в плотных карбонатах применение непрерывной чередующейся закачки буфера и кислоты в 2 цикла приводит к увеличению протяженности трещины ГРП на 26% и снижению ее проводимости на 20% по сравнению с закачкой в один цикл. Дальнейшее увеличение циклов закачки не влияет на изменение длины трещины и ее проводимости. Остановка закачки между циклами на 10 минут увеличивает проводимость трещины более чем в 4 раза, но длина трещины сокращается на 17%.

— получены зависимости, связывающие количество множественных трещин ГРП с расчетным эффективным давлением в трещине, длиной и шириной трещины.

— научно-обоснованы технологии кислотного гидроразрыва при низких пластовых давлениях. Показано, что изменение пластового давления на 1 МПа изменяет высоту трещины более чем на 2 метра. Трещина ГРП, созданная при низком пластовом давлении, имеет меньшую высоту, но большую длину и проводимость по сравнению с трещиной, созданной при нормальном пластовом давлении.

— для процессов добычи тяжелой нефти шешминского яруса на Ашальчинском месторождении установлено значение предельного забойного давления закачки пара для залежи равное 1,85 МПа, превышение которого приводит к разрыву покрышки и выходу пара на поверхность при минимальной ее толщине 4 м и условии полной однородности по площади.

6. Вычислительными экспериментами показано, что комплексирование процессов воздействия на пласты и скважины (заводнения и обработки призабойной зоны) может приводить к проявлению синергетического эффекта по добыче нефти в условиях ограниченного пласта. При переходе от упругого режима работы залежи к жесткому водонапорному дополнительная добыча нефти при реализации комплекса мероприятий: проведения ОПЗ и бурения нагнетательной скважины, за первые 18 лет после их проведения в 1,2 раза больше суммарной добычи при проведении этих мероприятий отдельно.

7. Под руководством и при непосредственном участии автора разработана архитектура и создан комплекс программ и информационных технологий, позволяющий создавать и эксплуатировать постоянно-действующие модели разработки месторождений, а также вести проектирование разработки при различных режимах работы пластов и методах воздействия на пласт.

8. Создана архитектура программного и информационного обеспечения анализа, проектирования и управления разработкой нефтяного месторождения, основанная на разработанных при участии автора базах данных, комплексах программ по связи различных баз данных, загрузки и контролю качества информации, резервного копирования. Разработаны схемы движения информационных потоков между корпоративными базами данных и последовательность движения информации между вычислительными системами для решения задач по моделированию, планированию мероприятий и проектированию разработки.

9. На основе локализованных структурных элементов фундамента в пределах Ромашкинского месторождения возможно осуществление направленного воздействия для сообщения глубинного энергетического воздействия в ближайшие прилегающие к фундаменту продуктивные горизонты.

10. Предложены методические подходы к решению основных проблем геолого-гидродинамического моделирования. Для моделирования характерных для условий ОАО «Татнефть» залежей нефти разработаны следующие методики и программные средства анализа моделей: анализ адаптации модели по произвольной группе скважиноценка запасов нефти в произвольной области на заданную дату- ^ поисковая система, реализующая отбор скважин по определенным критериям: по фактическим, модельным показателям разработки и разности между ними- ^ визуализация на двухмерной карте разности между фактическими и модельными показателями на заданный момент времени- ^ статистический анализ параметров пластовсравнительный статистический анализ фактических и модельных технологических показателей скважин, участков и объекта в целом- ^ автоматизированная корректировка входных параметров в определенной области по заданной совокупности критериев. разработан метод построения и математического моделирования структурных поверхностей в зонах отсутствия отметок пластов в интеграции с интерпретацией данных в скважинах для выделения пластов-аналогов. создана методика, позволяющая оценить качество адаптации моделей.

11. Создана методика выявления геолого-технологических тел, содержащих невыработанные запасы нефти. С помощью данной методики такие тела выявлены на Павловской площади Ромашкинского месторождения.

12. На основе результатов исследований по обоснованию учета содержания сульфатов в породах среднего карбона Ромашкинского месторождения в ТНГ-Групп разработана методика интерпретации с учетом сульфатов и проведена переинтерпретация геолого-геофизических исследований скважин по новой методике.

13. Разработана методика автоматизированного выбора скважин для проведения ГРП, которая позволяет оперативно анализировать обширный геолого-промысловый материал по крупным месторождениям и повысить точность прогноза, используя геол ого-технологическое моделирование.

14. Метод автоматизированного планирования геолого-технических мероприятий и программный продукт были использованы при составлении 4″ и Генеральной схемы разработки Ромашкинского нефтяного месторождения.

15. Создан программный продукт «Дельта-План» для оценки эффективности мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений.

16. С использованием геолого-технологических моделей локализованы остаточные запасы нефти, выбраны наиболее эффективные объекты применения МУН, ОПЗ, мероприятия с целью вывода скважин из нерентабельного и малодебитного фонда путем зарезки боковых стволов (БС), боковых горизонтальных стволов (БГС), горизонтальных скважин (ГС). С применением методики по автоматизированному подбору скважин для зарезки боковых стволов, в том числе с горизонтальным окончанием, и участков для бурения горизонтальных скважин в ОАО «Татнефть» в период с 2003 по 2006 годы пробурены и введены в эксплуатацию 170 горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, дополнительно добыто свыше 250 тыс.т. нефти, экономический эффект от внедрения составил более 600 млн. рублей (в ценах 2007 г.).

Показать весь текст

Список литературы

  1. Д.В., Медведев Н. Я., Кипоть B.JI. Моделирование геологического строения и разработки залежей нефти Сургутского свода. — Казань: издательство «ДАС», 2001. 191 с.
  2. В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Путиведь, 2000. 206 с.
  3. В.Д., Лыков H.A. Разработка нефтяных месторождений приуроченных к карбонатным коллекторам. М.: Недра, 1980. — 202 с.
  4. Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, — 1966.-283 с.
  5. В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Недра, 1980. 287 с.
  6. A.B. Оценка влияния трещиноватости на конечные показатели разработки карбонатных пластов при заводнении // Тр. Гипровостокнефти. -1979.-вып. 33.-С. 84−92.
  7. Н.Х., Юдинцев Е. А. Учет глинистости карбонатных пород при определении их пористости // Нефтяное Хозяйство 1988. — № 11. — С. 36−38.
  8. Л.Е., Рыскаль O.E. Определение параметров трещиноватости коллекторов по результатам ГИС, испытаний, керну // Нефтяное Хозяйство -1997. -№ 8. С. 22−25.
  9. Е.М., Дорофеева Т. В. Вторичная пористость горных пород-коллекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1987. 96 с.
  10. Л.М. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: Автореф. дис. канд. техн. наук. Тюмень, 2002. — 24 с.
  11. Р.Н., Мусабирова Н. Х. Модели карбонатных коллекторов месторождений Татарии // Нефтяное Хозяйство 1989. — № 9. — С. 43−48.
  12. И.Г. Разработка компьютерной технологии построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 2000. — 23 с.
  13. Р.З., Булыгина Н. Ф., Юдинцев Е. А. Оценка послойной неоднородности карбонатных коллекторов // Нефтяное Хозяйство 1988. — № 5.- С. 34−38.
  14. Н.П. К вопросу изучения и разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Сборник научных трудов ВНИИнефть, -Москва, 2009. С. 17−30.
  15. Н. А. Геолого-промысловое обоснование систем разработки с заводнением для залежей нефти повышенной вязкости в карбонатных коллекторах: Автореф. дис. канд. reo л.-минерал, наук. Ижевск, 1983. -27 с.
  16. И.А. Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористого пласта // Тр. Гипровостокнефти. 1974. — вып. 23. — С. 56−63.
  17. М.З. Выбор оптимальных систем разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам Северо-Западной Башкирии: Автореф. дис. канд. техн. наук. Уфа, 1970. — 13 с.
  18. А. В. Исследование влияния геолого-физических и технологических факторов на нефтеотдачу карбонатных коллекторов при заводнении: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1981. — 22 с.
  19. А. Г. Геотехнологические особенности нефтеизвлечения в карбонатных колллекторах: Автореф. дис. докт. техн. наук. Тюмень, 2002. -43 с.
  20. Р.Р. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти теплоносителями в условиях термокапиллярной пропитки блоков пород: Автореф. дис. канд. техн. наук. М., 1985. — 15 с.
  21. Г. И., Желтов Ю. П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Доклады АН СССР. 1960.-Том 132 № 3 — С. 545−548.
  22. A.B., Щипанов A.A. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти // Нефтяное Хозяйство 2002.- № 6. С. 97−99.
  23. Н.Ш. Классификация карбонатных коллекторов Татарии // Тр. ТатНИПИнефть. 1973. — вып. 24 — С. 77−84.
  24. Н.Ш. Формирование залежей нефти в карбонатных отложениях // Тр. ТатНИПИнефть. 1973. — вып. 24. — С. 84−92.
  25. Н.Ш. Основные черты формирования карбонатных коллекторов на примере ТАССР // Тр. ТатНИПИнефть. 1974. — вып. 26 — С. 109−116.
  26. В.Г., Хайрединов Н. Ш. Исследование коллекторских свойств карбонатных пород методами факторного анализа // Тр. ТатНИПИнефть. 1974. -вып.26-С. 104−109.
  27. Н.Г., Ахмедзянов Н. Г., Чишковский В. А. Условия залегания нефти в карбонатных коллекторах в связи с подсчетом запасов // Тр. ТатНИПИнефть. 1973.-вып. 24-С. 13−16.
  28. В.А. Особенности залегания верей-башкирских отложений в пределах западного склона Южного купола Татарского свода // Тр. ТатНИИ. -1971 вып. 18 — С. 22−25.
  29. .М., Мациевский Н. С., Муслимов Р. Х. Применение промывочной жидкости с боропродуктами для выделения коллектора в карбонатном разрезе // РНТС Нефтегазовая геология и геофизика. 1980. — № 11.-С. 36−38.
  30. Н.Х., Султанов С. А. Определение нижних пределов параметров продуктивных коллекторов // РНТС Нефтегазовая геология и геофизика. 1981. — № 12. — С. 26−29.
  31. Н.Х. Выделение коллекторов в карбонатных разрезах Татарии и разделение их на типы по геофизическим данным // Тр. ТатНИПИнефть. -1973. вып. 24 — С. 56−67.
  32. Н.Х. Определение коэффициента пористости пластов в карбонатных отложениях турнейского и башкирского ярусов нефтяных месторождений юго-востока Татарии // Тр. ТатНИПИнефть. 1974. — вып. 26 -С. 85−92.
  33. Н.Х. Определение коэффициента пористости и выделение проницаемых прослоев в пластах В1 и В2 верейского горизонта юго-востока Татарии // Тр. ТатНИПИнефть. 1974. — вып. 26 — С. 92−99.
  34. И. А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, Москва, 1963, 397 с.
  35. А.П. Гидродинамические решения задач, связанных с эксплуатацией нефтяных и газовых залежей с подошвенной водой. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Уфа, 1972. С. 39.
  36. А.П., Стклянин Ю. И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа.- Москва: Недра, 1965.
  37. Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 256 с.
  38. В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений. Казань: ФЭН Академии наук РТ, 2004. — 584 с.
  39. В.П., Тронов A.B. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД. Казань: ФЭН, 2001. — 560 с.
  40. В.П. Взаимовлияние смежных технологий при разработке нефтяных месторождений. Казань: ФЭН Академии наук РТ, 2006. — 736 с.
  41. P.C. ОАО «Татнефть»: повышение эффективности разработки месторождений нефти на поздней стадии // Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра, Москва, НП НАЭН, 2008. С. 107−115.
  42. А.Т., Сургучев M.JL, Дияшев Р. Н., Шавалиев A.M. О проблемах циклического заводнения// Проблемы наиболее плоного извлечения нефти из недр Татарии: Тезисы докладов научноО-технической конференции. -Альметьевск, 1987. С. 86 — 88.
  43. З.М., Шавалиев A.M. Исследование эффективности нестационарного воздействия на нефтяные пласты. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. -43 с.
  44. Р.Х., Шавалиев A.M., Хамзин Р. Г. Циклическое воздействие и изменение направления фильтрационных потоков на объектах разработки Татарстана НТЖ Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1993. -№ 8. С. 29−37.
  45. И.Н., Сургучев M.JI. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. -М.: Недра, 1988. 121 с.
  46. О.Э., Мяникова H.A., Баишев Б. Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Москва: Недра, 1993 — 158 с.
  47. И.В. Владимиров, Н. И. Хисамутдинов, Ю. В. Михеев, С. Х. Абдульмянов. Влияние анизотропии латеральной проницаемости на выработку запасов нефти // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2010.-№ 1.-С. 8−20.
  48. В.В. Васильев, Л. Е. Тонков. Оценка применимости циклического заводнения на поздней стадиии разработки нефтяных месторождений // Нефтяное Хозяйство 2004. — № 12. — С. 36−38.
  49. P.P., Насыбуллин A.B. Информационные технологии в разработке нефтяных месторождений // Нефть и жизнь. 2004. — № 4. — С. 48−49.
  50. Р.Х., Султанов A.C., Сарваретдинов Р. Г., Салихов И. М., Шаисламов Ш. Г. Опыт восстановления базы ГИС по месторождениям на поздней стадии // Нефтепромысловое дело 2000.- № 11. — С.22−25.
  51. A.B., Ситников Е. А., Владимиров А. Б. Методическое руководство по применению системы спутниковой навигации для контроля и управления подвижными объектами ОАО «Татнефть». РД 153−39.0−707−112 011, Бугульма, 2011.-С 31.
  52. A.B., Латифуллин Ф. М., Яртиев А. Ф. Методическое руководство по применению информационных технологий при выборе мероприятий, направленных на увеличение добычи нефти. РД 153−39.0−6 302 009, Бугульма, 2009. С 86.
  53. Ф.М. Подсистема двумерного моделирования САПР Разработка-1 ТатНИПИнефть // Разработка и повышение нефтеотдачи пластов месторождений Татарской и Удмуртской АССР. Бугульма, 1986 -С. 73−83.
  54. Ф.М. Моделирование процессов разработки нефтяных месторождений на примере Бавлинской и Акташской площадей // Творческие возможности молодых нефтяников: Тез. докладов научно-техн. конф. -Альметьевск, 1987 С. 170 — 171.
  55. Ф.М., Саттаров Р. З., Рогова В. А., Файзуллин И. Н. Построение карт остаточных извлекаемых запасов нефти Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения // Нефть Татарстана. 2001. — № 2. -С. 13 — 17.
  56. P.M., Латифуллин Ф. М. К вопросу о построении карт остаточных нефтенасыщенностей // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов: Тезисы докл. науч. — практич. конф. Альметьевск, 1994 — С. 142 — 143.
  57. Р.Г., Насыбуллин A.B., Латифуллин Ф. М., Смирнов C.B. Автоматизированный поиск решений по усовершенствованию системы разработки нефтяного месторождения // Научные труды ТатНИПИнефть -Москва: ВНИИОЭНГ, 2008. С. 78−85.
  58. О.Н., Никифоров C.B. и др. Методика выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий на основе применения интеллектуальных систем анализа и прогнозирования. Сборник научных трудов ВНИИнефть,-Москва, 2009. С. 112−125.
  59. A.B., Кулибанов В.H. и др. Интегрированная компьютерная технология поддержки принятия решений в разработке нефтяных месторождений // Нефтяное Хозяйство 2001. — № 11. — С. 87−89.
  60. Ш. Ф., Хисамутдинов Н. И. и др. Современные методы решения инженерных задач на поздней стадии разработки нефтяного месторождения. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000 г. 104 с.
  61. Н.Г. Повышение эффективности добычи нефти на месторождениях Татарстана. -М.: ООО «Недра-Бизнес-центр», 2005. 316 с.
  62. Компьютерная технология планирования и оценки технологической эффективности МУН ОАО «Татнефть» / Р. Х. Муслимов, P.C. Хисамов, Р. Г. Абдулмазитов // Повышение нефтеотдачи пластов: Сб. трудов 12 Европейского симпозиума, Казань, 2003 С. 706−708.
  63. P.C. Хисамов, Г. Н. Фархутдинов, А. И. Хисамутдинов Автоматизированный выбор проблемных участков для применения методов увеличения нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство 2003.- № 10.- С. 74−77.
  64. Р.Г., Насыбуллин A.B., Латифуллин Ф. М., Саттаров Р. З. Методическое руководство по геолого-промысловому обоснованию развития системы заводнения для повышения коэффициента охвата заводнением. РД 153−39.0−470−06, Бугульма, 2006.
  65. В.В., Ибатуллин P.P., Абдулмазитов Р. Г., Насыбуллин A.B. Проектирование водогазового воздействия с использованием информационных технологий // Бурение и Нефть. 2008. — № 7−8. — С. 52−53.
  66. A.C., Латифуллин Ф. М., Насыбуллин A.B. Автоматизированный подбор скважин-кандидатов для гидравлического разрыва пластов на АРМ геолога «Лазурит» // Нефтяное Хозяйство 2010. — № 7. — С. 48−51.
  67. Р.Г., Насыбуллин A.B., Сатаров Р. З., Латифуллин Ф. М. Разработка технологий построения специальных геологических карт нефтяных месторождений // Нефтяное Хозяйство. 2008. — № 10. — С. 44−46.
  68. P.P., Зубарев В. В., Насыбуллин A.B., Лифантьев A.B. Исследование возможности перехода на нагнетание неуглеводородного газа на заключительной стадии сайклинг-процесса // Научные труды ТатНИПИнефть, — Москва: ВНИИОЭНГ, 2009. С. 86−91.
  69. P.C. Хисамов, A.B. Насыбуллин. Моделирование разработки нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 2008. 255 с.
  70. 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.
  71. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982.-408 с.
  72. Г. Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования,— М.: Недра, 1979.- 303 с.
  73. Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва, Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.
  74. Р.Г., Насыбуллин A.B., Лифантьев A.B., Сидорова C.B. Особенности построения геологической модели на поздней стадии разработки Ромашкинского месторождения // Нефтяное Хозяйство 2007. — № 7. — С. 66−69.
  75. К.Е. Геологическое 3D моделирование. М.: ООО «ИПЦ «Маска», 2009 376 с.
  76. С.И. Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. Москва 2010 — 45 с.
  77. P.M., Латифуллин Ф. М., Насыбуллин A.B. Новый инструмент для геологов Татнефти // Нефть Татарстана. 1998. — № 1. -С. 115 — 117.
  78. В.И., Разживин Д. А., Насыбуллин A.B. и др. Разработка методических подходов к 3D моделированию площадей Ромашкинского месторождения с применением средств Stratamodel и Desktop-VIP // Нефть Татарстана. 2000. — № 1. — С. 51−54.
  79. Landmark Graphics Corporation, VIP-CORE, USER7 GUIDE, Version 4.0. -5.1−532 pp.
  80. Закиров Э.С. Upscaling в 3D моделировании. M.: ЗАО «Книга и Бизнес», 2007. — 344 с.
  81. Л. Статистическое оценивание. М.: Статистика, 1976. — 597 с.
  82. В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. — 516 с.
  83. В.И., Насыбуллин A.B., Разживин Д. А. и др. Состояние разработки и перспективы внедрения 3D геолого-технологических моделей площадей Ромашкинского месторождения // Георесурсы. 2001. — № 4. — С. 10−11.
  84. В.М., Диков В. И., Насыбуллин A.B. и др. Проблемы построения и адаптации постоянно действующей геолого-гидродинамической модели на примере блока 3 Павловской площади Ромашкинского нефтяного месторождения // Георесурсы. 2001. — № 4. — С. 24−27.
  85. P.C., Ибатуллин P.P., Насыбуллин A.B. Развитие системы разработки и моделирования Ромашкинского нефтяного месторождения // Бурение и Нефть. 2010. — № 7−8. — С. 64−68.
  86. A.B. Актуальные проблема геолого-гидродинамического моделирования применительно к месторождениям Республики Татарстан // Инновационные технологии для топливно-энергетического комплекса России, — Москва: НЦ РИТ, 2010. С. 220−224.
  87. К.Е., Майсюк Д. М., Сыртланов В. Р. Оценка качества 3D моделей. М.: ООО «ИПЦ «Маска», 2008 272 с.
  88. A.B., Петухов А. Г., Абдулмазитов Р. Г. и др. Технология построения геолого-технологических моделей нефтяных месторождений Татарстана // Нефтяное Хозяйство 2003. — № 8. — С. 75−79.
  89. Дж. С. Статистический анализ в геологии. М.: Недра, 1990. — 319 с.
  90. Ю.П., Маркова Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при поиске оптимальных условий. М.: Наука, 1976. — 278 с.
  91. B.C. Теория вероятности и математическая статистика. М.: Наука, 1979.-495 с.
  92. Aziz К. Notes for petroleum reservoir simulation. Stanford University, Stanford, California 1994 — 471 pp.
  93. Mattax C.C., Dalton R.L. Reservoir simulation SPE Monograph vol.13 -Richardson, Texas. 1990 — 174 pp.
  94. Голф-Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. — 608 с.
  95. Hearn C.L. Simulation of stratified waterflooding by pseudorelative permeability curves // JPT. 1971. — № 7. — C. 27−35.
  96. P.X. Особенности разведки и разработки нефтяных местрождений в условиях рыночной экономики. Учебное пособие. Казань: ФЭН, 2009. — 727 с.
  97. Н.Р., Насыбуллин A.B., Бакиров И. М., Лифантьев A.B. Оценка эффективности циклического заводнения в различных геолого-физических условиях на основе гидродинамической модели // Научные труды ТатНИПИнефть, — Москва: ВНИИОЭНГ, 2010. С. 111−126.
  98. Я.М., Леви В. И. Об эффективности циклического воздействия на неоднородные пласты. Проблемы нефти и газа Тюмени, 1977, вып. 33, с. 18 — 22.
  99. Циклическое заводнение нефтяных пластов // М. Л. Сургучев, О. Э. Цынкова, И. Н. Шарбатова и др. М., ВНИИОЭНГ, 1977.
  100. Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газ.- Ленинград: Недра, 1974.
  101. A.B. О влиянии неоднородности карбонатных коллекторов на показатели разработки // Труды Гипровостокнефти. вып. 33. — 1979. — с. 83−88.
  102. Novinpour F., Sobbi F.A., Badakhshan A. Modelling the performance of an Iranian naturally fractured reservoir // JCPT. 1997. — № 3. — C. 21−25.
  103. P.P., Абдулмазитов Р. Г., Насыбуллин A.B. и др. Моделирование разработки трещинно-порового коллектора с применением программных средств Landmark // Нефть Татарстана. 2000. — № 1. — С. 54−56.
  104. Пат. РФ № 2 095 551. Способ разработки нефтяного месторождения массивного типа / Абдулмазитов Р. Г. Галеев Р.Г., Муслимов Р. Х. и др. // Заявл. 19.07.95. Бюл. изобретений № 31. 1997. — 5 с.
  105. Р.Г., Насыбуллин A.B., Саттаров Р. З., Кандаурова Г. Ф. Особенности моделирования разработки карбонатных отложений залежей 301 -303 Ромашкинского месторождения // Нефтяное Хозяйство 2005. — № 7. — С. 50−51.
  106. P.C., Ибатуллин P.P., Базаревская В. Г., Мусин K.M., Насыбуллин
  107. A.B., Антонов Г. П. Комплексные исследования коллекторов в среднекаменноугольных отложениях для повышения эффективности их разработки // Нефтяное Хозяйство 2005. — № 9. — С. 158−163.
  108. Р.Г., Динмухамедов Р. Ш., Насыбуллин A.B., Базаревская
  109. B.Г., Владимиров А. Б. Методическое руководство по технологии доразведки нефтяных залежей в различных геолого-физических условиях. РД 153−39.0−60 608, Бугульма, 2008. 80 с.
  110. A.B. Определение извлекаемых запасов нефти и газа в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение // Нефтяное Хозяйство 1970. — № 11. — С. 32−34.
  111. М.А. Изучение геологического строения и подсчет запасов нефти и газа // Учебное пособие. Уфа, 1980 — 96 с.
  112. К.С., Власов A.M., Кочина И. Н. и др. Подземная гидравлика // Учебник для ВУЗов М.: Недра, 1986. — 303 с.
  113. Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных колеекторов нефти и газа. Ленинград: Недра, 1974. — 200 с.
  114. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. — 211 с.
  115. М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975. 534 с.
  116. Р.В. Гидродинамика нефтяного трещиноватого пласта. М.: Недра, 1980.-223 с.
  117. Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, — 1966.-283 с.
  118. A.M., Ковалев А. Г., Сальников Д. И. и др. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов // Нефтяное Хозяйство 1997. — № 7 — С. 44−45.
  119. P.P. Создание методов увеличения нефтеотдачи пластов с целью их применения на поздней стадии разработки месторождений заводнением (на примере нефтяных месторождений Татарстана): Автореф. дис. докт. техн. наук. -М., 1995.-50 с.
  120. Coats K.N., Thomas L.K., Pierson R.G. Compositional and Black Oil Reservoir Simulation // SPE Monograph. 1996. — 29 111.
  121. Пат. РФ № 2 209 952. Класс E 21 В 43/20 Способ разработки нефтяной залежи / Г. Ф. Кандаурова, Р. Г. Абдулмазитов, P.C. Хисамов, P.C. Нурмухаметов, A.B. Насыбуллин- Заявл. 03.10.2002, опубл. 10.08.2003. Бюл. изобретений. № 22. — 4 с.
  122. A.B., Салимов В. Г., Салимов О. В., Хасаншин Р. Д., и др. Положение о контроле качества приготовления жидкости для гидравлического разрыва пласта. Бугульма, 2007.
  123. Пат. РФ № 2 204 703. Класс Е21 В 43/22, 43/27 Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа / И. Г. Юсупов,
  124. Р.Г. Абдулмазитов, P.C. Хисамов, Г. Ф. Кандаурова, A.B. Насыбуллин- Заявл. 27.04.2000, опубл. 20.05.2003. Бюл. изобретений. № 14. — 8 с.
  125. В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Эффективные методы- М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. 552 с.
  126. P.P., Насыбуллин A.B., Салимов В. Г., Салимов О. В. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пластов для условий ОАО «Татнефть» // Нефтяное Хозяйство 2007. — № 5. — С.80−82.
  127. A.B., Салимов В. Г. Салимов О.В. Анализ результатов гидроразрыва по кривой спада давления // Известия ВУЗов. Нефть и газ 2008.- № 3. С.42−48.
  128. Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (1 часть). Перевод с английского под ред. д.т.н., проф. А. И. Булатова. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1992 -537 с.
  129. В.Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О. В. Салимов Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера. М.: ВНИИОЭНГ, 2008. -156 с.
  130. User’s Guide. Meyer Fracturing Simulators. Meyer & Associates, Inc. 1997 r.
  131. P.M., Исмагилов Ф. З., Насыбуллин A.B., Салимов О. В. Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве пласта // Нефтяное Хозяйство 2008. — № 2. — С. 70−72.
  132. M.J. Economides, Т. Martin. Modern Fracturing: Enhancing natural gas production. ET Publishing, Houston, TX, 2007.
  133. Williams, B.B. Acidizing Fundamentals Текст.: SPE monograph vol. 6 / B.B. Williams, J.L. Gidley, R.S. Schechter. Dallas, USA. — 1979. — 124 c.
  134. А.И. Прикладная статистика. Учебник. / А. И. Орлов.- М.: Издательство «Экзамен», 2004. 656 с.
  135. М. Временные ряды. М.: Финансы и статистика, 1981. — 199 с
  136. О. В. Насыбуллин A.B., Салимов В. Г. Влияние множественных трещин в дальней зоне на успешность операций гидроразрыва пластов // Нефтепромысловое дело -2010.-№ 10.-С. 24−27.
  137. Weijers, L. Simultaneous propagation of multiple hydraulic fractures evidence, impact and modeling implications Text./ L. Weijers et [al.]. //Paper SPE 64 772.2000.
  138. Wright, C.A. Understanding hydraulic fracture growth: tricky but not hopeless Text./ C.A. Wright et [al.]. //Paper SPE 56 724.-1999.
  139. О.В. Салимов, C.B. Насыбуллина. Интерпретация данных гидродинамических исследований в скважинах с трещинами гидроразрыва // НТЖ Бурение и нефть, № 7−8, 2008 г.
  140. P.P. Ибатуллин, A.B. Насыбуллин, O.B. Салимов Расчет возможности гидравлического разрыва покрышки при пароциклическом воздействии на Ашальчинском месторождении природных битумов // Нефтяное Хозяйство -2011.-№ 4.-С. 94−97.
  141. A. Verruijt. Soil mechanics. Delft University of technology, Delft, Netherlands. -2001.-c. 340.
  142. M.J. Economides, K.G. Nolte. Reservoir stimulation. Schlumberger Educational Services, 3rd edition. 1998.
  143. В.М. Пестриков, Е. М. Морозов. Механика разрушения твердых тел: курс лекций. СПб.: Профессия, 2002. — 320 с.
  144. В.Г. Салимов, О. В. Салимов. Анализ роста высоты трещины гидроразрыва в терригенных коллекторах девона юго-востока Татарстана. Нефтяное хозяйство, №, 2011 г.
  145. P.P. Ибатуллин, В. Г. Салимов, A.B. Насыбуллин, О. В. Салимов. Экспериментальное изучение трещиностойкости горных пород. Нефтяное хозяйство, № 6, 2009 г. С. 54−57.
  146. Д. Добыча. Всемирная история борьбы за нефть, деньги и власть/ Пер. с англ. 2-е изд. — М.: Издательство «ДеНово», 2001. — 888 с.
  147. Курс экономики: Учебник. 3-е изд., доп. / Под ред. Б. А. Райзберга. — М.: ИНФРА-М, 2001.-716 с. — (Серия «Высшее образование»).
  148. . А., Лозовский Л. Ш., Стародубцева Е. Б. Современный экономический словарь. 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ИНФРА-М, 2004. — 480 с. — (Библиотека словарей «ИНФРА-М»),
  149. П.Л., Лившиц В. Н., Смоляк С. А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика: Учеб. пособие. 3-е изд., испр. и доп. — М.: Дело, 2004. — 888 с.
  150. О рентабельности эксплуатации скважин с позиции государства и нефтедобывающих компаний/В.П. Лавущенко, P.C. Хисамов и др.// Нефтяное Хозяйство. 2003. — № 8. — С. 58−60.
  151. Налоги и инвестиционный Клима/Клубничкин М.//Нефтегазовая вертикаль. 2004. — № 6. — С. 20−24.
  152. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 153−39−007−96: утв. Минтопэнерго Рос. Федерации. М., 1996. — 202 с.
  153. Р.И., Гараев Л. Г., Крутова Г. Ю. Экономико-математическая модель оценки эффективности бурения и эксплуатации боковых стволов скважин в ОАО «Татнефть»// Нефтяное Хозяйство. 2004. — № 8. — С. 56−57.
  154. Методическиерекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. Оциф. изд. (2.ред.)/В.В. Косов, В. Н. Лившиц, А. Г. Шахназаров и др. -М.: Экономика, 2000. 421 с.
  155. Методы оценки экономической эффективности доразработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Дунаев В. Ф., Максимов А.К.// Нефть, газ и бизнес. 2000. — № 2. — С. 59−63.
  156. Методические особенности оценки экономической эффективности разработки месторождений юга Башкортостана/Давыдов В.П., Ягафаров Ю. Н., Котенев Ю.А.//Нефтепромысловое дело. 1998. — № 2. — С. 13−16.
  157. Г. Методы определения экономического эффекта от ИТ-проекта // Intelligent enterprise. 2005. — № 22. — С. 45−48.
  158. В.Д., Саркисов А. С., Андреев А. Ф. Проектные риски в нефтегазовой промышленности: Учебное пособие.- М.: «Нефть и газ», 2005. -236 е., ил.
  159. Е.П. Бюджет и финансы нефтегазовых компаний. М.: ДеНово, 2000. — 276 е., ил.
  160. В.В. Введение в финансовый менеджмент. — М.: Финансы и статистика, 2004. 768 е.: ил.
  161. Буш Д., Джонстон Д. Управление финансами в международной нефтяной компании / Пер. с англ. М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2003. — 432 е.: ил.
  162. А.В., Саттаров Р. З., Нуртдинов Н. Р. и др. Разработка программного продукта по геолого-экономической оценке нефтяных месторождений // Нефтяное Хозяйство 2008. — № 10. — С. 58−61.
  163. А.С., Насыбуллин А. В., Саттаров Р. З. Оценка эффективности геолого-технологических мероприятий при разработке месторождений высоковязкой нефти // Нефтяное Хозяйство 2008. — № 7. — С. 70−72.
  164. Р.Г., Насыбуллин А. В., Саттаров Р. З. и др. Программный продукт по составлению технико-экономического обоснования разработки нефтяных месторождений // Бурение и Нефть. 2009. — № 7−8. — С. 64−68.
  165. А.В., Саттаров Р. З., Ибрагимова Л. Г. и др. Методические указания по технико-экономической оценке планируемых геолого-технических мероприятий. РД 153−39.0−674−2010, Бугульма, 2010. 25 с.
  166. A.B. Методика экономической оценки проектов разработки нефтяных месторождений с учетом эффективности программы геолого-технических мероприятий. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.
  167. Системная технология воздействия на пласт / С. А. Жданов, Д. Ю. Крянев, A.M. Петраков // Нефтяное хозяйство 2006. — № 5. — С. 84−86.
  168. А. Т. Системная технология воздействия на нефтяные пласты при разработке нефтяных месторождений / А. Т. Горбунов, J1. Н. Бученков, А. М. Петраков // Сб. науч. тр. ВНИИнефть. 1993. — Вып. 117, Ч. 2. — С. 196−205.
  169. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии / Х. Х. Гумерский, А. Т. Горбунов, С. А. Жданов, A.M. Петраков // Нефтяное хозяйство 2000. — № 12. — С. 12−15.
  170. A.C., Ханипов М. Н., Насыбуллин A.B., Саттаров Р. З. Обоснование комплексного планирования геолого-технологических мероприятий с учетом их взаимовлияния // Нефтепромысловое дело 2011. — № 5. — С. 13−17.
  171. Р.З. Саттаров, М. Н. Ханипов, A.B. Насыбуллин, A.C. Султанов Исследование и обоснование системного воздействия на пласт комплексом ГТМ на основе гидродинамического моделирования//Нефтяное Хозяйство. -2011.-№ 7.-С.-30−32.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!