Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

Диссертация: Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

При оценке конечной нефтеотдачи по каждому месторождению использовались методы Камбарова Г. С., Пирвердяна A.M., Гайсина Д. К., «БашНИПИнефть» и оценивалась средняя величина конечной нефтеотдачи при технологических показателях первого этапа разработки. На текущий момент времени оценивалась конечная нефтеотдача при плотности сетки скважин второго этапа. Оптимизация плотности сетки на втором этапе… Читать ещё >

Системная интенсификация технологии разработки нефтяных месторождений на поздней стадии (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Анализ методических представлений о влиянии технологии разработки на конечные показатели
    • 1. 1. Плотность сетки скважин как основной элемент технологии разработки нефтяных месторождений и её роль в оптимизации конечных показателей
    • 1. 2. Темпы отбора нефти и их роль при оптимизации разработки
    • 1. 3. Роль системы заводнения при разработке нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой
    • 1. 4. Оптимизация технологических элементов системы разработки, как основа для проведения методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов (объектов)
    • 1. 5. Выводы
  • 2. Геолого-промысловая характеристика анализируемой группы объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами
    • 2. 1. Стратиграфо-тектоническая приуроченность объектов разработки
    • 2. 2. Литолого-фациальная характеристика объектов разработки
    • 2. 3. Характеристика физико-химических, емкостных характеристик и геологической неоднородности объектов разработки
    • 2. 4. Анализ текущего состояния объектов разработки
  • 3. Методология прогноза текущих и конечных показателей разработки объектов
    • 3. 1. Характеристика промыслово-статистических методов оценки текущих и конечных показателей разработки
    • 3. 2. Условия применения промыслово-статистических методов прогноза для условий объектов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии
    • 3. 3. Методология применения АГПМ
    • 3. 4. Выводы
  • 4. Анализ эффективности оптимизации элементов технологии разработки и их влияния на конечную нефтеотдачу
    • 4. 1. Анализ оптимизации плотности сетки скважин по анализируемым объектам
    • 4. 2. Влияние оптимизации сетки скважин на текущую и конечную нефтеотдачу
    • 4. 3. Модели для прогноза конечной нефтеотдачи с учётом геологической неоднородности при различной плотности сетки скважин
    • 4. 4. Прогнозная оценка конечной нефтеотдачи с помощью АГПМ для «гипотетических» условий ранней оптимизации плотности сетки скважин
    • 4. 5. Выводы
  • 5. Геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов
    • 5. 1. Характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов
    • 5. 2. Рекомендации по применению методов интенсификации разработки для извлечения остаточных запасов
    • 5. 3. Методика промыслового анализа для интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии

Обеспечение полноты извлечения природного углеводородного сырья из недр относится к одной из важнейших и актуальнейших задач нефтяной и газовой отрасли промышленности. Основными параметрами оптимизации являются плотность сетки скважин, система заводнения, направление фильтрационных потоков, а также системное применение различных методов воздействия на призабойную зону.

Проблема повышения выработки месторождений углеводородного сырья связана с прогнозированием и предупреждением причин формирования остаточной нефти, газа, битума. К этим причинам относятся неоднородное строение коллектора, особенно по проницаемости породразличия в свойствах пластовой нефти и вытесняющего агента, усиливающиеся в условиях проявления аномально вязких свойств нефтинеоднородное поле скоростей фильтрации и градиентов давлений. Эти причины обуславливают ускоренный прорыв вытесняющего агента в добывающие скважины, низкие коэффициенты вытеснения и охвата пластов дренированием.

Месторождения Волго-Уральского региона промышленно разрабатываются с 40-х годов прошлого столетия. За это время из недр только республик Татарстан и Башкортостан извлечено свыше 4,1 млрд. тонн нефти и л более 160 млрд. м попутного газа, т. е. добыто около 30% накопленной добычи нефти за 100-летнюю историю нефтедобычи России. С начала разработки нефтяных месторождений отобрано свыше 77% начальных извлекаемых запасов. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы легких девонских нефтей. Из года в год повышаются доля трудноизвлекаемых запасов вязких тяжёлых нефтей в каменноугольных отложениях и битумов в пермских отложениях.

Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений базируется, в основном, на оптимизации гидродинамических условий вскрытия и работы пластов. До оптимизации гидродинамических условий разработки нефтяных месторождений, важнейшим элементом которой является плотность сетки скважин, практически не рационально применять вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи. В связи с ростом трудноизвлекаемых запасов по большинству нефтяных месторождений Волго-Уральской НГП, необходимо постоянно адаптировать систему разработки к изменяющейся структуре запасов, т. е. оптимизировать систему разработки. По большинству объектов, ввиду долгого срока эксплуатации, происходит выбытие добывающих скважин при сохранении или даже росте остаточных запасов на одну добывающую скважину.

Все анализируемые объекты, в той или иной степени, претерпели два этапа разработки, характеризующиеся различными элементами технологии, особенно плотности сетки скважин. Анализируя объекты с учётом разреженной сетки скважин на первом этапе и более уплотнённой на втором этапе разработки, появляется возможность оценить конечную нефтеотдачу при различных технологических показателях первого и второго этапа. На втором этапе разработки произошла оптимизация плотности сетки скважин и, практически по всем объектам, произошла оптимизация гидродинамических характеристик. В сложившейся обстановке вопросы оптимизации технологических показателей разработки, основными из которых является плотность сетки скважин и система заводнения, являются актуальными, т.к. позволяют определить время наиболее интенсивного воздействия на пласт методами увеличения нефтеотдачи. Необходимы методические подходы, позволяющие, во-первых — оценить возможные потери нефтеотдачи при технологических показателях, не достигших оптимальных значений, во-вторых — определить время достижения и характеристики (значения) оптимальных показателей разработки, при которых становится эффективным внедрение интенсивных методов воздействия на пласт.

Цель работы. Оценка влияния системных изменений технологических показателей разработки нефтяных месторождений, на конечную нефтеотдачу, рекомендации по методологии оценки возможных потерь нефтеотдачи при разной стратегии разработки и пути интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных анализа опыта разработки нефтяных месторождений. В работе использовались опробированные методики адаптационных геолого-промысловых моделей (АГПМ), статистическое моделирование.

Задачи исследований:

1. Анализ состояния разработки группы месторождений, севера и северо-запада Башкортостана, с высоковязкой нефтью, характеризующихся двумя основными этапами.

2. Оценка конечных показателей разработки для условий технологических показателей по первому и второму этапу разработки.

3. Оценка конечных показателей разработки анализируемых объектов для технологических условий второго этапа разработки с оценкой возможных потерь нефтеотдачи с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей.

4. Анализ величины остаточных запасов на поздней стадии разработки, получение регрессионных моделей для оценки остаточных запасов с учётом геолого-физических характеристик.

Научная новизна. На основе имеющегося опыта разработки группы месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, обусловленными повышенной вязкостью нефти и высокой геологической неоднородностью объектов разработки, относящихся к четвёртому иерархическому уровню, проведено системное исследование влияния изменения технологических характеристик разработки на конечные значения нефтеотдачи и водонефтяного фактора. Показаны прогнозные значения прироста конечной нефтеотдачи и конечного водонефтяного фактора в результате уплотнения сетки скважин на втором этапе разработки.

С помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, учитывающих все основные геолого-физические свойства объектов разработки, и позволяющих моделировать технологические характеристики, проведена оценка возможных потерь конечной нефтеотдачи за счёт длительного этапа разработки при редкой сетке скважин. Проведена оценка величины остаточных балансовых и извлекаемых запасов на одну работающую скважину по анализируемой группе объектов, выявлено определённое постоянство этой величины или даже рост на протяжении последних 8−10 лет разработки. Для интенсификации процесса разработки рекомендованы методы воздействия на призабойную зону пласта и методы повышения нефтеотдачи, исходя из физико-химических свойств пластовых флюидов, геологической неоднородности и технологических характеристик разработки.

Практическая ценность работы.

1 Результаты работы использовались в чтении курса лекций «Контроль и регулирование процесса извлечения нефти», для студентов четвёртого курса специальности 130 503 кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» горно-нефтяного факультета УГНТУ, а также используются при выполнении курсовых и дипломных работ.

2 Результаты исследований по оценке эффективности и системной интенсификации методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта внедрены и используются на нефтяных предприятиях ОАО АНК «Башнефть» и ОАО АНК «Татнефть».

Апробация работы. Материалы по оценке точности прогноза извлечения запасов промыслово-статистическими методами на примере месторождений с трудноизвлекаемыми запасами докладывались на пятьдесят четвёртой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных (Уфа, УГНТУ) — материалы по оценке эффективности методов повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта докладывались на IV-m Конгрессе нефтегазопромышленников России (Уфа, ОАО АНК «Башнефть»).

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Объём машинописного текста 169 страниц. Работа содержит 16 рисунков, 26 таблиц, библиография содержит 103 наименования, графические приложения 50 страниц.

4.5 Выводы.

Оптимальная плотность сетки — это такая плотность, при которой наблюдается максимальная гидродинамическая связь по объекту разработки.

При оценке конечной нефтеотдачи по каждому месторождению использовались методы Камбарова Г. С., Пирвердяна A.M., Гайсина Д. К., «БашНИПИнефть» и оценивалась средняя величина конечной нефтеотдачи при технологических показателях первого этапа разработки. На текущий момент времени оценивалась конечная нефтеотдача при плотности сетки скважин второго этапа. Оптимизация плотности сетки на втором этапе позволила получить прирост нефтеотдачи от двух до пятнадцати пунктов. Если в 60-х годах и начале 70-х годов в проектах, техсхемах разработки месторождений Башкирии преобладали сетки с УПС = 24−36−48 га/скв, то с середины 70-х годов проектируются сетки с УПС = 12- 16- 20 га/скв, а иногда и более плотные (8 га/скв) [71]. Более Поздняя публикация других авторов [22] говорит о том, что для терригенной толщи девона Башкортостана оптимальные УПС находятся в пределах 15−20 га/скв, а для терригенной толщи нижнего карбона — 6−12 га/скв.

При оценке возможной потенциальной нефтеотдачи проведенной с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, при различной схеме разбуривания объекта разработки отмечается, что более ранняя оптимизация плотности сетки скважин позволяет достигнуть конечной нефтеотдачи на 3−5 пунктов выше, чем при запаздывании с оптимизацией разбуривания.

Просматривается рост темпов отбора нефти при увеличении плотности сетки скважин на втором этапе разработкив результате чего, растёт значение безразмерного времени т, равного отношению накопленной добычи жидкости к балансовым (геологическим) запасам месторождения. И как следствие всего вышесказанного растёт срок эксплуатации месторождения.

5. Геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов.

5.1 Характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов.

Динамика остаточных запасов нефти по объектам приведена на рис. 5.1, 5.2, 5.3, 5.4. Как видно из графиков, на первом этапе идет резкое падение остаточных запасов нефти по всем объектам, это связано с высокими темпами отбора нефти из скважин. Дальше наблюдается некоторая стабилизация, а после уплотнения сетки скважин — рост и дальнейшая стабилизация остаточных запасов приходящихся на одну работающую скважину. В таблице 5.1 приведены остаточные запасы, приходящиеся на 1 работающую скважину по группе объектов.

Для оценки остаточных запасов был проведён регрессионный анализ по группе объектов. Регрессионный анализ выполняется в рамках модели, в которой переменные X и Y (возможно векторозначные) связаны зависимостью Y (X)=f (X)+e, где е — случайная переменная. Это уравнение называется уравнением регрессии, а функция f (X) — функцией регрессии. Относительно случайной величины е обычно делается предположение, что она имеет нормальное распределение с нулевым математическим ожиданием, другими словами если наблюдения yt представимы в виде у-= / (xj + sh то случайные величины г, должны быть независимы и иметь одинаковые нормальные распределения с нулевыми математическими ожиданиями и одинаковыми дисперсиями.

Методы регрессионного анализа используются для решения следующих задач:

1. Подбор функции регрессии f (X), которая наилучшим образом аппроксимирует исходные данные. Критерием наилучшего подбора обычно выступает критерий минимума суммы квадратов. При этом, как правило, функцию f (X) выбирают таким образом, чтобы она имела вид f (X)=b0(p0(X)+ b,(p,(X)+ b2(p2(X)+.-.+ bm (pm (X), где функции о.

0,0.

0,5.

1,0.

1,5.

2,0.

2,5.

3,0.

Крещено-Булякское м-е Манчаровское м-е Абдуллинское м-е -+— Манчарово-Игметовская пл. Манч.м-я.

Исанбаевская пл. Щелкановское м-е Чермасанское м-е.

Юсуповское м-е Илишевское м-е.

Таймурзинское м-е Яркеевское м-е Манчаровская пл. Манч м-я —— Игметовская пл. Манч. м-я.

Андреевское м-е х Менеузовское м-е.

Карача-Елгинское м-е — Саитовское м-е.

200 180 160 н, а 140 из н.

3120 0 3.

100 со и 3.

1 60 н о 40 20 0.

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995.

Крещено-Булякское м-е -«— Таймурзинское м-е.

Манчаровское м-е —Яркеевское м-е.

-*— Абдуллинское м-е —Манчаровская пл. Манч м-я Манчарово-Игметовская пл. Манч.м-я — Игметовская пл. Манч. м-я —— Исанбаевская пл. Андреевское м-е.

Шелкановское м-е Менеузовское м-е ж— Чермасанское м-е —Карача-Елгинское м-е —— Юсуповское м-е.

2000 2005 годы н cj н л о.

2 м.

Й о u §.

Ег1 О н cS Н CJ О.

400 350 300 250 200 150 100.

-¦— Крещено-Булякское м-е.

Манчаровское м-е -*— Абдуллинское м-е -+— Манчарово-Игметовская пл. Манч.м-я.

Исанбаевская пл. Щелкановское м-е Чермасанское м-е.

Юсуповское м-е Илишевское м-е Таймурзинское м-е —*— Яркеевское м-е —•— Манчаровская пл. Манч м-я.

—-Игметовская пл. Манч. м-я.

Андреевское м-е Менеузовское м-е —Карача-Елгинское м-еСаитовское м-е.

Рис. 5.3 — Динамика остаточных балансовых запасов приходящихся на одну работающую скважину.

400 н 350 0 300 3.

1 250 ей со 200 я т g 150 ев н 100.

1960 1965 1970 1975 1980 1985 1990 1995.

-¦— Крещено-Булякское м-е -¦- Таймурзинское м-е.

Манчаровское м-е —к— Яркеевское м-е ж— Абдуллинское м-е —•— Манчаровская пл. Манч м-я.

I— Манчарово-Игметовская пл. Манч.м-я —— Игметовская пл. Манч. м-я Исанбаевская пл. Андреевское м-е.

Щелкановское м-е Менеузовское м-е.

Чермасанское м-е Карача-Елгинское м-е —— Юсуповское м-е.

Рис. 5.4 — Динамика остаточных балансовых запасов приходящихся на одну работающую скважину.

Заключение

.

В работе проведён Анализ методических представлений о влиянии технологии разработки на конечные показатели. Рассмотрены вопросы:

— плотности сетки скважин как основного элемента технологии разработки нефтяных месторождений и темпов отбора нефти и их роль в оптимизации конечных показателей,.

— роли системы заводнения при разработке нефтяных месторождений при режиме вытеснения нефти водой,.

— оптимизации технологических элементов системы разработки, как основы для проведения методов увеличения нефтеотдачи МУН пластов (объектов).

Оптимизация технологии разработки нефтяных месторождений базируется, в основном, на оптимизации гидродинамических условий вскрытия и работы пластов, являющихся актуальной задачей разработки нефтяных месторождений. Оптимальным является такой вариант регулирования, который обеспечивает за каждый данный отрезок времени максимальную текущую нефтеотдачу всех участков, зон, пластов или объектов разработки месторождения при минимальной добыче попутной воды, создании условий обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи и минимальных затратах по месторождению в целом.

До оптимизации гидродинамических условий разработки нефтяных месторождений, важнейшим элементом которой является плотность сетки скважин, практически не рационально применять вторичные и третичные методы повышения нефтеотдачи.

Рассмотрена геолого-промысловая характеристика, стратиграфо-тектоническая приуроченность, литолого-фациальная характеристика, характеристика физико-химических, емкостных характеристик и геологической неоднородности анализируемой группы объектов разработки с трудноизвлекаемыми запасами. Проведён анализ текущего, состояния объектов разработки, анализ показателей разработки групп объектов на поздней стадии нефтеотдачи и водонефтяного фактора.

Приведена методология прогноза текущих и конечных показателей разработки объектов и характеристика промыслово-статистических методов и адаптационных геолого-промысловых моделей для оценки текущих и конечных показателей, а также условия применения промыслово-статистических методов прогноза для условий объектов с трудноизвлекаемыми запасами на поздней стадии.

Проведён анализ эффективности оптимизации элементов технологии разработки — плотности сетки скважин, и их влияния на конечную нефтеотдачу, текущий и конечный ВНФ, на текущие и конечные темпы отбора нефти.

Получены модели для прогноза конечной нефтеотдачи с учётом геологической неоднородности при различной плотности сетки скважин, оценена конечная нефтеотдача с помощью АГПМ для «гипотетических» условий ранней оптимизации плотности сетки скважин. Погрешность оценки эффекта зависит как от той стадии, на которой проводится прогноз, так и от сложности строения анализируемых объектов.

При использовании экстраполяционных методов погрешность оценки накапливается с ростом промежутка экстраполяции.

С помощью АГПМ производится прогноз текущих и конечных значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора анализируемого объекта в интервале обводненности продукции, от 10 до 98%, Прогноз этих показателей производится по нескольким вариантам, соответствующим различным элементам технологии разработки.

Основными элементами технологии разработки являются система и плотность расстановки скважин, система заводнения, режимы работы скважин и, как следствие, темпы отбора жидкости из пласта. Увязывая между собой величину балансовых запасов, потенциальную продуктивность скважин и объекта разработки в целом, элементы технологии разработки и возможные. режимы скважин, получаем различные варианты реальных темпов отбора жидкости. При различных темпах отбора жидкости зависимости текущих значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора в координатах безразмерного времени практически не изменяются, но показатели разработки в координатах календарного времени изменяются очень в широких пределах. От величины темпов отбора зависит календарное время разработки объекта и, в конечном счете, экономические показатели разработки.

Рассмотрены геолого-промысловые условия планирования интенсификации извлечения остаточных запасов, характеристика остаточных запасов анализируемой группы объектов. Представлены рекомендации по применению методов интенсификации разработки для извлечения остаточных запасов.

Автором разработана методика промыслового анализа для интенсификации извлечения остаточных запасов на поздней стадии.

Показать весь текст

Список литературы

  1. М.Т., Кондрушкин Ю. М., Листенгартен Б. М., Султанов Ч.А.: О рациональной плотности сетки скважин на стадии высокой обводненности залежей. // Нефтепром. дело, № 12, 1965, с. 7−12.
  2. Р.Г., Емельянова Г. Г., Гавура В. Е., Муслимов Р. Х., Полуян И.Г.: Оценка потерь нефти от разрежения сетки скважин. // Нефт. хоз., № 3, 1989. с. 21 -24.
  3. И.И., Леви Б.И.: Повышение эффективности разработки водонефтяных зон нефтяных месторождений платформенного типа. -М: Изд. ВНИИОЭНГ, 1979, 48 с.
  4. И.И., Насыров Г.Г.: О факторах, влияющих на нефтеотдачу водонефтяных зон. // Геология нефти и газа, № 2, 1975, с. 60−63.
  5. И.Д., Давыдов А. В., Лебединец Н. П., Сафронов СВ., Минчева Р., Павлов К., Шимон LLL, Кун Т., Балик Я., Скалба В., Шурлей Я., Жидкович Д., Канович П.: Анализ разработки нефтяных залежей в трещиноватых коллекторах. Москва, 1991, 151 с.
  6. A.M., Мамедов М. К., Гусейнов АН., Набиев Г. И., Саркисян Б.М.: Оптимальные условия размещения нагнетательных скважин в разрезающем ряду. // Нефт. хоз., № 1, 1966, с. 44−47.
  7. Аширов К.Б.: О принципах рациональной разработки нефтяных месторождений. // Нефт. хоз., № 10,1980, с, 33−36.
  8. К.С., Викторов П. Ф., Гайнуллин К. Х., Лозин Е. В., Тимашев Э.М.: Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана. / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент. 1995. Изд. ВНИИОНГ, 1996, с. 104−116.
  9. К. С. Еникеев В.Р., Сыртланов А. Ш., Якупов Ф.М.: Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. -Уфа. Изд. Китап, 1993, 280с.
  10. Басниев КС, Кочина И. Н., Максимов В. М.: Подземная гидромеханика. -М: Изд. Недра, 1993, 415 с.
  11. Ф.А., Мингареев Р. Ш., Полуян И. Г., Горюнов А.И.: О предварительных результатах промышленного эксперимента на Бавлинском месторождении. // Геология нефти и газа, № 6, 1959, с. 34−39.
  12. Ю.П., Козлов Н.В.: О рациональной форме сетки скважин в прерывистых пластах. / Ежегодник Теория и практика добычи нефти. Изд. Недра, 1966, с. 250−269.
  13. Г. Г., Сургучев M.JL- Анализ влияния плотности сетки на эффективность методов повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз. № 12, 1984, с. 34−38.
  14. Выжигин Г. Б.: Влияние плотности расположения эксплуатационных скважин на разработку карбонатных залежей. // Нефтепромысловое дело, № 12, 1964, с. 3−5.
  15. Г. Б., Пилов А,А.: Влияние плотности сетки скважин на эффективность разработки залежей. // Нефт. хоз., № 12, 1981, с. 26−29.
  16. Геологическое строение и особенности разработки нефтяных месторождений терригенных отложений нижнего карбона и девона Башкортостана. /Баймухаметов К.С., Викторов П. Ф., Гайнуллин К. Х., Лозин Е.В.// М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 33с.
  17. Ш. К., Муравьев И. М., Евгеньев А.Е.: Механизм вытеснения нефти водой из неоднородных пористых сред. / Сб. Опыт разработки нефт. и газ. месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с, 359−364.
  18. Ш. К., Ширковский А.И.: Физика нефтяного и газового пласта. Изд. Недра, 1982, 311с.
  19. Говорова Г. Л.: Разработка нефтяных месторождений США. Изд. Недра, 1970, 270 с.
  20. В.К., Молотова Н.А.: Оценка влияния плотности сетки на нефтеотдачу пластов. // Нефт. хоз. № 2, 1979, с.30−32.
  21. В.К., Молотова Н.А.: Оценка конечной нефтеотдачи залежей Урало-Поволжья на ранней стадии их изученности. // Нефт. хоз., № 12, 1977, с. 24−26.
  22. В.И., Кузьмин А. З., Саттаров М.М.: Выбор оптимальных темпов разработки нефтяных месторождений при планировании добычи нефти. //Нефт. хоз., № 4, 1976, с. 12−15.
  23. Гришин Ф.А.: Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности размещения скважин. // Геология нефти и газа, № 5, 1961, с. 57−61.
  24. Гришин Ф.А.: Плотность размещения скважин на новых нефтяных месторождениях США. // Геология нефти и газа, № 9, 1960, с. 54−59.
  25. Гузь Д.Д.: О рациональных темпах разработки нефтяных месторождений. // Нефт. хоз., № 9, 1963, с.24−30.
  26. Х.Х., Горбунов А. Т., Жданов С. А., Петраков A.M.: Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия. // Нефт. хоз. № 12, 2000, с.12−15.
  27. Дадаева Э.А.: Плотность сетки скважин при промышленной реализации методов повышения нефтеотдачи пластов за рубежом. / Обз. инф. Изд. ВНИИОЭНГ, вып. 9 (50), 1985, 43 с.
  28. Н.В., Усенко В. Ф., Шрайбер Е.И.: Оптимизация сеток скважин на месторождениях Башкирии. // Нефт. хоз., № 5, 1982, с. 34−36.
  29. Р.Н., Абдулмазитов Р. Г., Рамазанов Р. Г., Владимиров В, Т., Блинов А. Ф.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии.Изд.ВНИИОЭНГ, 1990, 56 с.
  30. Е.М., Иванишин B.C., Оноприенко В. П., Микитко И. Т., Гунька Н.Н.: Опыт уплотнения сетки скважин на низкопроницаемом неоднородном объекте. // Нефт. хоз., № 9, 1982, с. 25−28.
  31. О.И., Максимов М.М.: Влияние плотности сетки эксплуатационных скважин на характер перемещения контуровнефтеносности на примере Бавлинского месторождения. / НТС по добыче нефти, вып. 14, Гостоптехиздат, 1961, с. 30−35.
  32. Е.П., Янин А. Н., Халимов Э.М.: Влияние совместной разработки на нефтеотдачу многопластовых объектов. // Нефт. хоз., № 8, 1981, с. 32−36.
  33. Жданов С.А.: Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов. // Наука и технология углеводородов, № 6, 2000, с. 101−107.
  34. Жданов С.А.: Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов: состояние, проблемы, перспективы. // Нефт.хоз.,№ 4, 2001, с. 38−40.
  35. Желтов Ю.П.: Разработка нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1986,332 с.
  36. Закиров С.Н.: Анализ проблемы «Плотность сетки скважин -нефтеотдача». -М.: Издательский Дом «Грааль», 2002.- 313с.
  37. Закиров И.С.: Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. / Канд. диссертация. ИПНГ РАН, 1996.
  38. Корнилаев В.Н.: Изучение влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеотдачи в условиях прерывистого строения пластов. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 311 -316.
  39. И.В., Кац А .Я.: Влияние плотности сетки скважин на экономическую эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений. // Нефт. хоз., № 4, 1965, с. 19−25.
  40. Крейг Ф.Ф.: Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Изд. Недра, 1974, 192 с.
  41. Крылов А.П.: Основные задачи в области разработки нефтяныхместорождений. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 9−15.
  42. Крылов А.П.: Экономически допустимое разрежение сетки скважин с точки зрения нефтеотдачи. // Нефт, хоз., № 6, 1980, с. 28−30.
  43. А.П., Глоговский М. М., Мирчинк М. Ф., Николаевский Н. М., Чарный И.А.: Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1948,415 с.
  44. А.П., Корнилаев В.Н.: К вопросу определения потерь нефти в пласте DI Туймазинской площади в зависимости от плотности сетки скважин. / НТС по добыче нефти, вып. 14, Гостоптехиздат, 1961, с. 25−30.
  45. С.Н., Ованесов Г. П., Золоев Т. М., Шаевский Ю.И.: О нефтеотдаче в условиях неоднородного пласта. // Геология нефти и газа, № 12, 1961, с. 23−30.
  46. Лебединец Н.П.: О плотности сетки скважин. // Нефт.хоз., № 6, 2001, с. 54−55.
  47. Лысенко В.Д.: Выбор плотности сетки скважин. //Нефт. хоз., № 8, 1981, с 29−32.
  48. Максимов М.И.: Принципы регулирования процесса разработки и установление норм отбора нефти из пластов и скважин. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с.175−179.
  49. С.П., Киров В. А., Клубов В. А. Геология нефтяных и газовых месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. — М.: Недра, 1970.-801 с.
  50. М.И., Рябинина З.К.: О значении редких сеток скважин для народного хозяйства и резервных скважин для повышения нефтеотдачи пласта. // Нефт хоз., № 3, 1967, с. 20−25.
  51. В.Н., Куренков А. И., Ключарев B.C., Коваленко К.И.: Влияние геологических и технологических факторовна коэффициент нефтеотдачи. // Геология нефти и газа, № 4,1982, с. 1−4.
  52. Маскет М.: Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953, 606 с.
  53. Мелик-Пашаев B.C.: Определение плотности сетки скважин на различных стадиях разработки нефтяных залежей. //Нефт. хоз., № 10, 1975, с. 29−31.
  54. Т.П., Орлов B.C.: Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. Изд. Недра, 1977, 272 с.
  55. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов. РД 39−147 035−209−87. М.: Изд-во стандартов, 1987. — 51 с.
  56. Мовмыга Г. Т.: Влияние числа эксплуатационных скважин на коэффициент нефтеотдачи. // Геология нефти и газа, № 5, с. 39−44
  57. Р.Х., Абдулмазитов Р. Г., Иванов А. И., Сулейманов Э. И., Хисамов Р.Г.: Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Изд. ВНИИОЭНГ, 1996,440 с.
  58. Р.Х., Сулейманов Э.И.: Заводнение основа рентабельной эксплуатации залежей высоковязких нефтей. / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент. 1995. Изд. ВНИИОЭНГ,. 996, с. 332−342.
  59. Ованесов Г. П.: Опыт разработки нефтяных месторождений Башкирии с применением метода поддержания пластового давления. / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957, с. 174−188.
  60. Г. П., Золоев М. Т., Кобелева В.А.: Состояние и перспективы разработки Туймазинского месторождения. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 42−49.
  61. СТ., Карапетов К.А.: Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1970, 336 с.
  62. СТ., Карапетов К.А.: Об учете влияния плотности размещения скважин на коэффициент нефтеизвлечения. // Нефтепром. дело, № 12, 1967, с. 31−33.
  63. Оптимизация плотности сетки скважин / Усенко В. Ф., Шрейбер Е. И., Халимов Э. М. и др. Уфа: Башкнигоиздат, 1976. — 160с.
  64. Пермяков И.Г.: Зависимость коэффициента использования запасов от фациальной характеристики коллектора. Расстояния между скважинами и скорости фильтрации. / Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963, с. 289−295.
  65. Пермяков И.Г.: Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гостоптехиздат, 1959, 213 с.
  66. И.Г., Гудок Н.С.: О целесообразности разработки нефтяных месторождений при высоких темпах извлечения нефти. // Нефт. хоз., № 6, 1961.
  67. Сазонов Б.Ф.: Плотность сетки скважин и ее динамика в процессе разработки залежи. //Нефт. хоз. № 12, 2000, с. 26−28.
  68. М.М., Кузилов И.А.: Выбор оптимальной плотности сетки скважин при разработке нефтяных месторождений. Уфа. Башк. книжн. изд., 1966, 96 с.
  69. Сергеев В.Б.: Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтяных зон залежей Арланского месторождения. // Нефт. хоз., № 2, 1985, с. 23−28.
  70. Современное состояние и задачи по совершенствованию систем разработки нефтяных месторождений с заводнением.//Нефт. хоз., № 4, 1974, с. 1−7.
  71. А.Ш., Баймухаметов К. С., Тимашев Э. М. Обобщение опыта разработки крупных нефтяных месторождений севера Башкирии в терригенных толщах нижнего карбона / БашНИПИнефть. Уфа, 1990 -Т.3,4,5- 138 с.
  72. М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. — 267с.
  73. Токарев М. А. Проектирование разработки нефтяных месторождений с помощью адаптационных геолого-промысловых моделей, — Уфа: 1991. 90с.
  74. Токарев М.А.: Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи. // Нефт. хоз., № 11,1983, с. 35−39.
  75. М.А., Щербинин В. Г., Брагин Ю.И.: Влияние распределения запасов нефти по скважинам на полноту выработки залежей. // Нефт. хоз., № 7, 1978, с. 22−25.
  76. В.З., Валитов Ш. М., Хабирзялова А.А.: Влияние плотности сетки скважин на показатели разработки монолитных пластов. // Нефтепром. дело, № 9, 1982, с. 10−11.
  77. В.Ф., Шрейбер Е. И., Асмоловский B.C., Халимов Э.М.: Использование новой методики для изучения влияния плотности сетки скважин на нефтеотдачу. // Нефт. хоз., № 12,1973, с. 22−25.
  78. В.Ф., Шрейбер Е. И., Халимов Э. М., Бабалян ГА., Асмоловский B.C.: Оптимизация плотности сетки скважин. Уфа, Башк. книжн. изд., 1976, 160 с.
  79. Н.Г., Дорофеева Е. С., Анпилогов А.П.: О состоянии разработки Туймазинского месторождения. // Геология нефти и газа, № 4, 1960, с. 29−33.
  80. .З., Муслимов Р.Х.: Методические вопросы оптимизации плотности сетки скважин. // Нефт. хоз., № 7, 1978, с. 25−29.
  81. Ф.М., Султанов С. А., Полуян И.Г.: Экспериментальная разработка Бавлинского месторождения. Казань. Тат. книжн. изд., 1975, 112 с.
  82. Ф.Х., Назмиев И. М., Андреев В. Е., Котенёв Ю. А., Загидуллина .Н., Султанов Ш. Х.: Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана. М.: ВНИИОЭНГ, 1999, 284с.
  83. О.Е., Мясникова Н. А., Баишев Б.Т.: Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Изд. Недра, 1993, 160 с.
  84. Чарный И.А.: Подземная гидрогазодинамика. Гостоптехиздат, 1963, 396 с.
  85. М.З., Шапиро Б.А.: К определению оптимальныхрасстояний между скважинами при разработке нефтяных залежей. // Нефт. хоз. № 4, 1965, с. 25−28.
  86. Шустеф И.Н.: Сопоставление эффективности законтурных и внутри контурных систем заводнения. // Нефт. хоз., № 9, 1983, с. 50−53.
  87. Щелкачев В.Н.: Анализ основ теории проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях водонапорного режима и применение центрального внутриконтурного заводнения. / Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1957, с. 139−157.
  88. Щелкачев В.Н.: Влияние на нефтеотдачу плотности сетки скважин и их размещения. // Нефт. хоз. № 6, 1974, с. 26−30.
  89. Щербинин В.Г.: Расчёт комплексного показателя неоднородности на различных стадиях разработки месторождений // Проблемы нефти и газа. Тезисы докл.респ.научно-технической конференции Уфа, 1981 -с.60−61.
  90. Christensen J.R., Stenby Е.Н., Skauge A.:Review of WAG field experience. // SPE Res. Eval. and Eug., April, 2001, p. 97−106.
  91. Craze R.C., Buckly E.A.: Factual analysis of the effect of well spacing on oil recovery. // OGJ, August 24, 1946.
  92. Craze R.C., Glanville J.W.: Plan your well spacing early. // OGJ, July 30, 1956, p. 216−241.
  93. Van Everdingen A.F., Kriss H.S.: A proposal to improve recovery efficiency. //JPT, № 7, 1980, p. 164−1168.
  94. S.E., Вое О., Olsen G.: Production experience boosts further oil development on the Troll field. Paper presentedat the 9th Europian Symposium on IOR, The Hague, 20−22 Oct., 1997.
  95. М. А. Чинаров А.С. Ситдикова Д. Ф. Сравнительная оценка надежности способов контроля за эффективностью методов повышения нефтеотдачи и пути их совершенствования. Научно-технический журнал «Интервал», № 8 (55), 2003.
  96. Д.Ф., Надыров А. Р., Токарева Н. М. (УГНТУ). Анализ влияния системного изменения технологии на конечные показатели разработки по группе нефтяных месторождений.-Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006 г.
  97. М.А., Ситдикова Д. Ф., Чинаров А. С. Повышение эффективности выработки объектов с высоковязкой нефтью при оптимизации гидродинамического воздействия на пласт.- Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006 г.
  98. М.А., Ситдикова Д. Ф., Надыров А. Р. (УГНТУ). Характеристика остаточных запасов по группе объектов ТТНК Северо-Запада Башкортостана и проблемы их доразработки.- Уфа: «Нефтегазовое дело» http.//www.ogbus.ru, 2006 г.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!