Повышение эффективности выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти сложнопостроенных объектов типа АВ1 Советского месторождения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Мангазеев, Павел Владимирович

• Мангазеев, Павел Владимирович
• кандидат технических наук
• 2000

Оглавление диссертации кандидат технических наук Мангазеев, Павел Владимирович

Введение

Глава 1. Особенности геологического строения и разработки объекта АВ, Советского месторождения и обоснование постановки задачи

1.1. Особенности геологического строения

1.2. Особенности разработки

1.3. Выводы к главе

Глава 2. Обзор методик деления отборов нефти из разной ронидаемых совместно эксплуатируемых пластов и эффективность горизонтального бурения и ГРП при разработке нефтяных залежей

2.1. Методы деления отборов из неоднородных по проницаемости пластов при их совместной эксплуатации

2.2. Эффективность разработки нефтяных залежей горизонтальными скважинами

2.3. Интенсификация разработки нефтяных залежей при проведении ГРП

2.4. Выводы к Главе

Глава 3. Оценка накопленного отбора нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их совмесгной эксплуатации

3.1. Анализ накопленного опыта деления отборов по пластам объекта АВ, Советского месторождения при их совместной эксплуатации

3.2. Обоснование и алгоритм методики

3.3. Адаптация методики на Советском месторождении

3.4. Выводы к Главе

Глава 4. Исследование эффективности эксплуатации ГС при разработке объекта АВ, Советского месторождения

4.1. Геологические условия проводки горизонтальных скважин

4.2. Технологические показатели эксплуатации горизонтальных скважин

4.3. Выводы к Главе

Глава 5. Исследование геолого-технологических показателей ГРП

5.1. Методы оценки эффективности проведения ГРП

5.2. Геолого-технологические показатели ГРП

5.3. Выводы к Главе

Глава 6. Обоснование применения ГРП и горизонтального бурения для повышения эффективности выработки остаточных запасов нефти объекта АВ, Советского месторождения

6.1. Обоснование эффективной разработки коллекторов объекта ABi горизонтальными скважинами

6.2. Обоснование и факторы рационального проведения ГРП при воздействии на коллекторы продуктивного горизонта ABi

6.3. Выводы к Главе 6 120 Заключение 121 Список использованной литературы 125 Приложение. Акты внедрения диссертации

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности выработки остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти сложнопостроенных объектов типа АВ1 Советского месторождения»

Все большее число крупнейших и уникальных высокопродуктивных месторождений вступает в позднюю стадию разработки. Из 58 Российских месторождений рассматриваемого типа в 29, т.е. в половине из них, выработшшость начальных извлекаемых запасов превысила 50 % [23]. На данной стадии разработки в процесс выработки вовлекаются низкопроницаемые прослои, которые раньше были слабо или совсем не охвачены процессом вытеснения. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти по причине низкой проницаемости коллекторов на разрабатываемых месторождениях Западной Сибири превышает 80 %. Учитывая значительную абсолютную величину запасов рассматриваемой категории, остро встает вопрос их рационального извлечения в современных экономических условиях.

Верхняя часть регионально развитого на территории Западной Сибири продуктивного горизонта АВ] "рябчик" содержит около 1 млрд. т балансовых запасов нефти. В "рябчиковых" породах сосредоточено более половины остаточных извлекаемых запасов нефти Советского месторождения. Их извлечение сопряжено с большими трудностями вследствие низких фильтрационно-емкостных свойств пород в условиях совместной разработки с высокопродуктивными пластами. Дебиты скважин, эксплуатирующих "рябчиковые" породы, достаточно низки и не всегда обеспечивают рентабельность эксплуатационного бурения при традиционной технологии добычи нефти.

В связи с этим, с поиском новых технологических процессов и совершенных технических средств наиболее рациональной разработки залежей низкой и неоднородной проницаемости и выработкой основных концептуальных положений вовлечения в активную разраоотку пласта АВ] "рябчик" связаны перспективы развития нефтедобычи Западной Сибири.

В настоящее время накоплен большой опыт применения гидравлического разрыва пласта (ГРП) и бурения горизонтальных скважин (гс) для интенсификации отборов нефти и увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Вместе с тем, требуется адаптация данных технологий к конкретным особенностям геологического строения и разработки.

Конкретными задачами настоящей работы являлись:

1. Создание и адаптация к условиям объекта АВ! методики оценки зональной и поинтервалъной выработки запасов из высоконеоднородных по проницаемости коллекторов при: их совместной эксплуатации.

2. Исследование и оценка влияния ГРП и горизонтального бурения на эффективность выработки запасов коллекторов с низкой и неравномерной проницаемостью объекта АВ, Советского месторождения.

3. Обоснование геолого-технологических аспектов повышения эффективности использования ГС и ГРП для интенсификации разработки маломощных коллекторов объекта АВ] с низкой и неравномерной проницаемостью.

Основным методом решения поставленных задач являлся анализ геологических, геофизических и промысловых материалов ОАО "Томскнефть" ВПК на базе широкомасштабных промысловых исследований на Советском нефтяном месторождении.

Научная новизна работы заключается в том, что в ней:

1. Для условий объектов типа АВ[ Советского месторождения создан новый способ оценки выработки запасов нефти из высоко неоднородных по проницаемости коллекторов при их совместной эксплуатации. Способ учитывает коэффициент продуктивности пласта и скважины, создаваемую депрессию. Использование единого пространства базы данных ORACLE и языка запросов SQL PLUS позволяет выполнять расчеты по месяцам за 30 лет разработки месторождения с учетом истории перфорации и изоляционных работ, динамики продуктивности скважин, характеристики вытеснения изучаемого пласта.

2. Исследована эффективность ГС и ГРП при воздействии на «рябчик» продуктивного горизонта АВЬ Показано, что темп снижения дебитов ГС и скважин после ГРП связан с системой компенсации отборов и коллекторскими свойствами вмещающих пород. Стабильный эффект от ГРП и ГС отмечается на участке с избирательной эксплуатацией «рябчика», следовательно, отсутствием ухода закачиваемой воды в подошвенную часть разреза. Отборы жидкости компенсированы. Гидропроводность «рябчиковых» коллекторов участка на 40 % превышает значение по основной площади.

3. Обоснованы направления повышения эффективности ГРП и ГС для интенсификации выработки запасов «рябчиковых» коллекторов объекта ABt. Подтверждена необходимость установления на начальной стадии эксплуатации предела дебита ГС и скважин после ГРП. Показано, что для условий объекта АВ) наиболее рациональной является ступенчатая конструкция горизонтального участка скважины. Наибольший эффект от ГРП будет получен при воздействии на низкопродуктивные участки залежи, слабо охваченные вытеснением.

Практическая ценность работы определяется тем, что в диссертации создан алгоритм оценки отборов нефти из высоконеоднородных по проницаемости коллекторов при их эксплуатации одним фильтром, на основе которого выделены запасы нефти объекта ABi Советского месторождения, слабо охваченные процессом вытеснения. Результаты вычислений позволили впервые выполнить детальный анализ текущего состояния разработки избирательно верхней части разреза эксплуатационного объекта.

Основные результаты, полученные в ходе выполнения работы, использованы для повышения эффективности горизонтального бурения и ГРП по увеличению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на объекте ABi Советского месторождения.

Данные экспериментальных исследований, изложенные в диссертации, касающиеся оценки выработки запасов нефти по площади и разрезу объекта АВЬ анализа применения ГРП и ГС, использованы в научно-исследовательской работе «Геолого-технологические аспекты эффективности эксплуатации ГС, проведения ГРП и направления дальнейших работ на основе анализа выработки запасов нефти и технического состояния скважин северовосточной части объекта ABi Советского месторождения» принятой для реализации решением Центральной Комиссии ВНК по разработке нефтяных месторождений (протокол от 23 марта 1998 г.).

В диссертации защищаются следующие основные положения:

1. Способ оценки выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов объектов типа ЛВ, Советского месторождения при их совместной эксплуатации.

2. Применение ГС и ГРП в «рябчиковых» коллекторах с низкой и неравномерной проницаемостью обеспечивают увеличение степени охвата пласта дренированием, повышают дебиты скважин и нефтеотдач}'.

3. Технологическая эффективность ГС и ГРП при воздействии на «рябчик» зависит от согласования использования данных технологий с особенностями геологического строения и разработки эксплуатационного объекта.

Работа выполнена в ОАО «ТомскНИПИнефгь ВНК». Автор считает своим долгом выразить особую признательность к.г.-м.н. Волощуку Г.М., под чьим руководством были начаты экспериментальные исследования, научному руководителю к.г.-м.н. Ежовой A.B., д.г.-м.н. Гончарову И.В., к.т.н. Кошовкину И.Н., к.т.н. Гавуре A.B. за научные консультации, содействие и постоянное внимание в выполнении работы.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Мангазеев, Павел Владимирович

6.3. Выводы к Главе 6

1. Применение ГС в маломощных коллекторах пласта АВ11+2а с низкой и неравномерной проницаемостью, с подстилаемой подошвенной водой обеспечивает увеличение степени охвата пласта дренированием, повышает дебиты скважин и нефтеотдачу, наиболее эффективно решает вопросы конусообразования.

2. При воздействии на НПК продуктивного горизонта АВ) начальные после ГРП отборы нефти в среднем увеличиваются в 5 раз, жидкости - в 5,3 раза, что превышает средние показатели по месторождениям Западной Сибири.

3. Темп снижения отборов жидкости горизонтальных скважин и скважин с ГРП определяется гидродинамическими параметрами коллектора, степенью компенсации отборов жидкости, режимом эксплуатации скважин.

4. Наиболее рациональное применение ГРП отмечается при воздействии на низкопродуктивные участки залежи, слабо или совсем не охваченные процессом вытеснения.

Заключение

В диссертации рассмотрен анализ текущего состояния разработки объекта АВЬ в котором сосредоточено около 95 % остаточных извлекаемых запасов нефти Советского месторождения. Показано, что трансгрессивный режим осадконакопления продуктивного горизонта определил ухудшение коллекторских свойств пород снизу вверх, в результате чего, образовалась сложная система выработки запасов нефти. Низкая продуктивность обусловила значительное отставание выработки запасов верхней части разреза. Нижняя часть объекта в значительной мере заводнена закачиваемой водой.

Основные перспективы развития месторождения связаны с выделением запасов нефти, не охваченных процессом вытеснения^ организацией системы их рационального извлечения.

Задача о выделении запасов нефти^не охваченных процессом вытеснения?сводится к количественной оценке поинтервального отбора нефти в каждой добывающей скважине. Особенности геологического строения и разработки изучаемого объекта накладывают определенные допущения на использование промыслово-геофизических исследований для решения этой задачи. В результате, рассмотрены факторы, определяющие долевое участие пласта в притоке и приемистости скважин при эксплуатации многопластового объекта, с учетом которых предложены алгоритмы количественной оценки отборов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их эксплуатации одним фильтром. В соответствии с предложенной методикой, выполнена оценка накопленных отборов нефти по пластам на скважинах, эксплуатирующих объект АВ] Советского месторождения.

Одним из наиболее рациональных направлений интенсификации разработки нефтяных месторождений является переход на системы с применением ГС и ГРП, накопленный опыт использования которых обобщен в диссертации. Для интенсификации разработки объекта АВ1 пробурены 16 ГС и выполнено 85 операций ГРП, на основе результатов которых выполнена оценка рациональности применения данных технологий с определением геолого-технологических критерий эффективности их внедрения.

На основании проведенных исследований можно сформулировать следующие выводы и рекомендации:

1. Долевое участие пласта АВ)1^3 "рябчик" в притоке скважины определяется особенностями геологического строения и разработки объекта АВ,, которые учитываются не в полной мере при исследовании промыслово-геофизическими методами. На основе анализа результатов представительных промыслово-геофизических исследований и полномасштабного учета отборов и закачки из вскрытых перфорацией пластов показано:

• Расхождение результатов исследований профиля притока (приемистости) по добывающим и нагнетательным скважинам; долевое участие верхних наименее продуктивных пластов в приемистости скважин значительно больше, чем их участие в притоке добывающих.

• На примере промыслово-геофизических исследований отдельной скважины показана меняющаяся динамика профиля приемистости, вследствие влияния гравитационных сил, когда более тяжелая закачиваемая вода прежде всего стремится вытеснить нижезалегающие запасы нефти. Ограниченность объема ПГИ не позволяет фиксировать динамику профиля притока (приемистости) за период эксплуатации скважин.

• Учет накопленных значений отборов жидкости и закачиваемой воды в соответствии со степенью вскрытия объекта АВ, перфорацией показывает, что отборы из высокопродуктивного пласта АВ]4 не компенсируются закачкой рабочего агента, а компенсация по пласту АВ! составляет 193 %, что находится в противоречии с фактическим состоянием разработки.

2. С учетом основных факторов, определяющих распределение отбора нефти по разрезу эксплуатационного объекта АВ) Советского месторождения, предложен алгоритм оценки накопленного отбора нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их эксплуатации одним фильтром. Основная сущность методики заключена в следующем: дж/.с/.'А" А К'Ч'ЛР,* си/ си/-(I 0,01 ■ (0,0006-О И/, 9,57)), где

Чж/ Чг/ ' отбор жидкости, нефти из пласта за период времени /;

Ч.Ж1, К отбор жидкости за период времени /, коэффициент продук тивности скважины;

К1,0,./ коэффициент продуктивности пласта, накопленный отбор нефти из пласта за период эксплуатации/; период работы скважины с депрессией А1\ и отбором цжЬ

В окончательном варианте методики расчетов принимают участие результаты интерпретации ГИС и фактические показатели эксплуатации скважин. Учитывается динамика продуктивности скважин в процессе эксплуатации, характеристики вытеснения изучаемого пласта. Методика адаптирована определением накопленных отборов нефти по пластам на 435-ти скважинах, эксплуатирующих объект АВ, Советского месторождения.

3. Применение ГС и ГРП в коллекторах пласта АВ,1+2'' с низкой и неравномерной проницаемостью обеспечивают увеличение степени охвата пласта дренированием, повышают дебиты скважин и нефтеотдачу:

• При воздействии на НПК продуктивного горизонта АВ! начальные после ГРП отборы нефти в среднем увеличиваются в 5 раз, жидкости - в 5,3 раза. За счет интенсификации выработки запасов объекта АВ! Советского месторождения с использованием ГРП на 1 сентября 1997 г. дополнительно получено 356 тыс. т нефти. За счет ГРП в 30 % добывающих скважин темп выработки запасов участка залежи увеличился в 1,5 раза.

• Начальные отборы жидкости ГС в 2-6 раз превышают отборы наклонно-направленных. На 01.09.97 накопленный отбор жидкости ГС составил 264 тыс. т нефти. Дополнительный отбор нефти за счет внедрения технологии горизонтального бурения превысил 140 тыс, т и изменяется от 8 до 32 т/сут на скважину.

4. Начальная продуктивность ГС определяется гидродинамическими параметрами коллектора и степенью вскрытия объекта А.В1 по вертикальной составляющей. При вскрытии объекта АВ] на более 15 м по разрезу, среднее значение начальных дебитов ГС составляет 66 т/сут. Среднее значение начальных дебитов ГС, которые вскрыли верхушку "рябчика", составляет 37 т/сут. Показатели эксплуатации ГС, пробуренных с куста 233, выше по скважине 2505, которая вскрывает объект АВ1 на большую величину относительно ГС 2506, 2508, 2509.

• Более 60 % накопленного отбора нефти ГС приходится на три скважины, которые пробурены на северном участке залежи объекта АВь гидропроводность пластов АВ,Ь2а выделенного участка на 40 % превышает значение основной площади залежи.

5. Эффективность ГС при дренировании верхней части разреза объекта АВ| "рябчика" связана с системой компенсации отборов закачиваемым рабочим агентом, режимом эксплуатации скважин. Более 60 % накопленного отбора нефти ГС приходится на 3 скважины, которые расположены на участке с полной компенсацией отборов жидкости из верхней части разреза объекта АВь По этим скважинам темп снижения дебитов жидкости составляет 10 % в год. Эффект от бурения этих ГС продолжается по истечении 7 лет эксплуатации. По ГС основной площади залежи, где особенности геологического строения и разработки определили низкую компенсацию отборов из "рябчика", темп снижения отборов жидкости изменяется от 15 до 25 % за год эксплуатации. Прослеживается резкое падение дебитов жидкости в первые месяцы эксплуатации, соответствующие периоду отбора упругих запасов нефти.

6. Темп снижения отборов жидкости после проведения ГРП определяется гидродинамическими параметрами коллектора и степенью компенсации отборов жидкости. Получена различная динамика снижения дебита скважин после проведения ГРП на скважинах опытного участка и основной залежи. Дебиты скважин опытного участка, по которому гидропроводность "рябчика" на 40 % превышает значение основной площади залежи, снижаются с 45 до 30 т/сут за первый год эксплуатации после проведения ГРП, после чего в течение 3 лет отборы имеют стабильный характер. Эффект по этим скважинам продолжается. По скважинам основной площади залежи снижение дебитов за первый год эксплуатации после ГРП превышает 50 %. Продолжительность эффекта ГРП не превышает 4 лет. За 4 года эксплуатации дополнительный отбор нефти из скважины опытного участка в 2,5 раза превышает отбор из скважины основной площади залежи.

7. Отмечена интерференция гидродинамической системы с трещинами гидроразрыва на работу окружающих добывающих и нагнетательных скважин. По отдельным скважинам приемистость увеличивается более, чем в 3 раза. Отборы жидкости по одним скважинам снизились на 30 %, по другим значения увеличились на 55 %.

8. Около 80 % дополнительной добычи от ГРП приходится на 50 % скважин с ГРП. Успешность ГРП связана с геолого-технологическими параметрами проведения операций: пласты воздействия, удельный расход жидкости разрыва и проппанта, длина трещины разрыва; эффективность работ зависит от обводненности продукции пласта воздействия, следовательно, определяется характером насыщения коллектора и степенью выработки его запасов. Основная доля операций (90 %) выполнена по скважинам при воздействии на пласты АВ]Н2. При приобщении пласта АВ^ только половина скважин имеет положительный результат, при разрыве коллектора АВ]4 получен отрицательный эффект. Наилучшие показатели проведения ГРП связаны с удельным расходом жидкости разрыва до 3 м7м и проппанта до 0,3 т/'м. Максимальная эффективность наблюдается при полудлине трещины разрыва 25-60 м. Наилучшие показатели связаны со значением базовой обводненности до 20 %.

9. Различная эффективность ГРП и ГС на участках залежи объекта АВ], которые отличаются степенью компенсации отборов жидкости показывает, что рассмотрение горизонтального бурения и ГРП вне системы разработки залежей без учета особенностей геологического строения и разработки может свести к нулю эффективность применения изучаемых перспективных методов интенсификации выработки запасов и увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Мангазеев, Павел Владимирович, 2000 год

1. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта / Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев ВТ., Шарифуллин Ф.А. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 50-53.

2. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" / Малышев А.Г., Малышев Г.А., Журба В.Н., Сальникова H.H. // Нефтяное хозяйство. -1997.-№9.-С. 46-51.

3. Багаутдинов А.К., Гавура A.B., Панков В.Н. Анализ эффективности гидроразрывов пластов на месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 11. - С. 52-55.

4. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследование совместно эксплуатируемых пластов. / М.: Недра, 1971,- 176 с.

5. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. -М.: Недра, 1990,-427 с.

6. Борисов Ю.П., Пилатовский B.IL, Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами / М.:Недра, 1964, 152 с.

7. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Войнов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / М.: Недра, 1976. 281 с.

8. Бриллиант Л.С., Клочков A.A. Основные результаты применения технологиипо извлечению запасов нефти пласта AB/"2 "рябчик"// Нефтяное хозяйство. 1997. -№ 10. - С. 23-26.

9. Бурение рекордной горизонтальной скважины в восточной части штата Техас // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений: НТЖ / ВНИИОЭНГ. 1994. - № 4. - С. 6.

10. Виницкий М.М. Научно-техническая политика развития нефтедобычи и механизм ее реализации. М.: ВНИИОЭНГ, 1992.

11. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

12. Гавура A.B., Фомин А.И. Основные проблемы разработки месторождений Томской области и перспективы их решения // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 11. - С. 47-49.

13. Гарипов М.Г. О достоверности результатов исследования скважин глубиннымидебитомерами и расходомерами // Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири: Сб. науч. тр. / СибНИИНП. Тюмень, 1976. - Вып. 6,- С. 42-45.

14. Голов JI.B., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. 1995. - № - С. 23-26.

15. Голов JI.B. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 7. С. 46-48.

16. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО "Удмуртнефть"/ Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольные Е.И., Сучков Б.М. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 5. - С. 17-20.

17. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / Р.Д. Абдулмазитов, К.С. Баймуламетов, В.Д. Викторин, и др.; под ред. В.Е. Гавуры // М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.1. - 280 с.

18. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / А.К. Багаутдинов, С.Л. Барков, Г.К. Белевич и др.; под ред. В.Е. Гавуры // М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.2. - 352 с.

19. Джавадян A.A., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 1993,- № 10.-С. 6-13.

20. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. / М.: Недра, 1984,- 208 с.

21. Жданов С.А., Константинов C.B. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин // Нефтяное хозяйство. 1995,- № 9. - С. 24-25.

22. Иванова М.М. Нефтеотдача в условиях литологической неоднородности продуктивного горизонта // Исследования нефтеотдачи пластов: Сб. науч. тр. / ВНИИ. Москва, 1959. -Вып. 24,-С. 173-184.

23. Изучение процесса добычи тяжелой нефти посредством закачки пара в горизонтальные и вертикальные скважины 1! Экспресс-информация Серия "Нефтепромысловое дело": Зарубеж. опыт / ВНИИОЭНГ. 1994. - № 7. - С. 14-17.

24. Кокорин A.A., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. -1997. № 10. - С. 54-57.

25. Комплекс программ по обработке результатов исследования насосных скважин месторождений НГДУ "Стрежевойнефть" / СибНИИНП. Тюмень, 1993.

26. Конышев А.И., Кульчицкий В.В., Новгородов В.В. Бурение первой горизонтальной скважины на Приобском месторождении // Нефтяное хозяйство. 1995.-№ 11.-С.60-62.

27. Кривоносое И.В., Балакирев Ю.А. Освоение, исследование и эксплуатация многопластовых скважин. /М.: Недра, 1975. 168 с.

28. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов.-М.: Недра. 1966.-146 с.

29. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. 1997,- № 7. - С. 19-40.

30. Мандрик И. Как извлечь трудноизвлекаемую нефть. Применение гидроразрыва пласта на месторождениях Лангепаса. // Нефть России. 1997,- № 7. - С. 42-45.

31. Меликбеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта / М.: Недра, 1967. -138 с.

32. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин. Нефт. хоз., № 6, 1958.

33. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / Бурдынь Т.А., Горбунов А.Т., Лютин Л.В. и др. М.: Недра, 1983.-192 с.

34. Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. / ВНИИнефть. М., 1993. 87 с.

35. Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития. / Александровская Н.Д., Бурченков Л.Ф., Бушуев В.В. // М., 1996. 240 с.

36. Об эффективности систем заводнения в условиях совместной разработки продуктивных пластов (на примере Мухановского месторождения) // Аширов К.Б., Губанов А.И., Ковалев B.C. / Геология и разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1971. - С. 331.

37. Основные особенности, проблемы и перспективы разработки низкопроницаемыхколлекторов месторождений Томской области / Мангазеев В.П., Городников М.А., Гавура

38. A.В., Багаутдинов А.К. // Сборник материалов совещания "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения", сентябрь 1995 г., Альметьевск. -М.: ВНИИОЭНГ, 1996. С. 131-135.

39. Пересчет запасов нефти и растворенного газа Советского месторождения (балансовые запасы): Отчет о НИР / СибНИИНП; руководитель Г.М. Волощук. тема 17.80/01.55; УДК 553.98.048 (571.12); № ГР 35-80-19/4; Инв. № 88. - Т.1.- Томск, 1982. - 311 с.

40. Пирвердян А.М. Фильтрация к горизонтальной скважине. Труды Азерб. ВНИИ по добыче нефти, вып. 3, 1956.

41. Применение ГРП СП "Юганскфракмастер" на месторождениях АО "Юганскнефтегаз"/ Самардаков В.В., Гусев C.B., Янин А.Н. и др. // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5-6. - С. 73-76.

42. Проблемы разработки крупных месторождений Ноябрьского региона на поздней стадии / Блох А.С., Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Гавура В.Е., Павлов М.В., Белоногов

43. B.В. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 12. - С. 36-42.

44. Проект разработки Советского месторождения: Отчет о НИР / ТомскНИПИнефть;ответственный исполнитель A.K. Багаутдинов. Е.86.4775.88; № ГР 01.87.0059262; инв. № 209.-Т. 1.-Томск, 1990.-511 с.

45. Проект руководящего документа по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов на основе современных компьютерных технологий // «ИНПЕТРО». Москва, 1997.

46. Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" / Черемсин H.A., Малышев P.A., Сальникова H.H., Седач В.Ф. // Нефть Сургута: Сборник статей. М.: Изд-во Нефтяное хозяйство, 1997. - С. 103-119.

47. Сериков Ю.И., Миронов Т.П. К вопросу о добыче нефти и газа горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. 1994. - № 6. - С. 24-30.

48. Состояние разработки и пути стабилизации добычи нефти на месторождениях ОАО "Ноябрьскнефтегаз" / Блох A.C., Кондратюк А.Т., Мухаметзянов Р.Н., Типикин С.И. и др. //Нефтяное хозяйство.-1997,-№ 12.-С. 33-35.

49. Составление уточненной технологической схемы разработки Советского нефтяного месторождения: Отчет о НИР / Гипроюменнефтегаз; руководитель Е.П. Ефремов тема 22-70-НД . - Тюмень, 1970. - 186 с.

50. Сравнительный анализ результатов внедрения новейших методов повышения нефтеотдачи (МЛН) в мире // Экспресс-информация Серия "Нефтепромысл. дело" / ВНИИОЭНГ. 1997. - № 5-6. - С. 2-23.

51. Старостин С.Е. Оценка нижней границы проницаемости при определении эффективной толщины пласта // Нефтегазовая геология и геофизика: Тр. / ВНИИОЭНГ. М., 1990.1. Вып. 6. С. 29-31.

52. Стратегия и тактика научно-технического прогресса в ОАО "Сургутнефтегаз" / Матвеев Н.И., Нуряев A.C., Ерохин В.П., Захарченко Н.ГТ. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. - С. 7-10.

53. Сургучев M.JL, Табаков B.IL, Киверенко В.М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 9. - С. 37-39.

54. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте. НТС по добыче нефти, №13, Гостоптехиздат, 1961.

55. Уточненные проекты разработки по месторождениям ПО "Томскнефть" Советскому, Вахскому, Нижневартовскому: Отчет о НИР / СибНИИНП; ответственный исполнитель А.К. Багаутдинов. тема 28.78/04.55. - Тюмень, 1978. - 133 с.

56. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами: Автореф. дис. доктора технических наук. М., 1996.47 с.

57. Чоловский И.П., Тимофеев В.А. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. пособие для вузов / М.: Недра, 1992. 176 с.

58. Шарифуллин Ф.А., Бриллиант JI.C., Клочков A.A. Основные элементы концепции восстановления добычи нефти на Самотлорском месторождении // Нефтяное хозяйство.1997.-№ 10. С. 16-20.

59. Шпуров И.В., Ручкин А.А., Мосунов А.Ю. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 27-32.

60. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме / М.: Гостоптехиздат, 1959. -467 с.

61. Эффективность методов повышения нефтеотдачи пластов / Сонич В.П., Мишарин В.А., Черемисин Н.А., Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г. // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 9. -С. 36-39.

62. Юсупов К.С., Мишарин В.А. Практическое руководство по гидродинамическим методам исследования скважин и пластов // СибНИИНП. -Тюмень, 1992. 208 с.

63. Aalund L., Rappold К. Horizontal drilling taps more oil in the Middle East // Oil and Gas J. -1993. Vol. 91, № 25. - P. 47 - 51.

64. A1 Khalifa A.-J. Reservoir management of giant fields in Saudi ARAMCO. Saudi Arabian Oil Company, Dhahran. Saudi Arabian. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. - 1997,- C. 142-143.

65. Critical reservoir parameters affecting success of Horizontal Wells / D.H. Tegrani, J.M. Peden // Материалы Седьмого Европейского Симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. 27 29 октября 1993 г. - Том 2. - С. 175-184. - М. - 1993.

66. Des kin s W. Gregory, McDonald J. William, Reid В. Thomas. Survey shows successes, failures of Horizontal Wells // Oil and Gas J. 1995. - Vol. 93. - № 25. - P. 39-45.

67. Fritz R.D., Horn M.К., Joshi S.D. Geological Aspects of Horizontal Drilling // AAPG Course Note 33. The Education Department of The American Association of Petroleum Geologists. -1991.- 563 с.

68. Horizontal Wells seen boost for Canadian oil flow // Oil and Gas J. 1993. - Vol. 91. - № 21. -P. 35.

69. Improved recovery means exploration efficiencies // Improved recovery week. 1992. - Vol. 1. -№ 18. - P. 1Д

70. Joshi S.D. Horizontal Wells Success and Failures // JPT. 1994. - Vol. 33, № 3. - P. 15-17.

71. Koen A.D. Newest technology gives lift to aging Wilmington production // Oil and Gas J. -1995. Vol. 93. - № 15. - P. 23-26.

72. Knott J. David. Plenty of action left in the Northern Europe's Middle-Aged Offshore // Oil and Gas J. 1994. - Vol. 92. - № 33. - P. 53.

73. Llatas V. Reentry drilling and completions in Venezuela. Caracas, Venezuela. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. 1997,- C. 26-27.

74. Madsen T., Lil O., Velvin M. Improving oil recovery from Oseberg Gamma North by Horizontal Wells // Материалы симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов, 27-29 октября 1993 г. М., 1994. - Т.2. - С. 154-163.

75. Madsen Т. The Troll development; one billion barrels of oil reserves created through advanced technology. Norsk Hydro ASA, Stabekk, Norway. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. 1997,- C. 26.

76. Murphy P.G. Performance of Horizontal Wells in the Helder field // JPT. 1990. - № 6. -P. 792-800.

77. Other production enhansement move forward // World Oil. 1992, IV.-Vol. 213.-№ 4.-P. 29.

78. Renard I., Sabatier J.-C. Integration of horizontal drilling into reservoir management practice // Материалы Седьмого Европейского Симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. 27 29 октября 1993 г. - М. - 1993. - Т. 1. - С. 61-70.

79. Ross S.E. The use of horizontal wells to affect drainage area and increase oil and gas recovery. Chevron Petroleum Technology Company, La Habra, California, USA. // Abstracts of fifteenth

80. World Petroleum Congress. Beijing. 1997,- C. 69-70.

81. Sigve Hodva. Planning and well evaluation improve horizontal drilling results // Oil and Gas J. 1994. - Vol. 92. - № 44. - P. 38 - 44.

82. Skjarpe T.R. Cost Reductions and Increased Recovery in the Oseberg Field Offshore Norway. Norsk Hydro a. s., Sandsli, Norway // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. 1997,- C. 137-138.

83. Tzanko T. Elena. Horizontal Wells Canadian Advances.// JPT.-1994.-Vol. 33.-№ 3.-P.5-6.

84. U.S.'92 horizontal, coalbed well costs tallied // Oil and Gas J. 1994. - 23/V. - Vol. 92. -№21. -P. 90.

85. Waterflood with horizontals as injectors set / U.S. First // Advanced Recovery Week. -1992. -6/1. Vol. 3. - №1. - P, 1,3.

86. Акт внедрения диссертации Мангазеева П.В. на тему

87. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ТИПА АВ, СОВЕТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» по специальности 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

88. Способ оценки отборов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов, который предложен в диссертации, использовался для анализа текущего состояния разработки и выработки запасов нефти северо-восточной части объекта АВ. Советского месторождения.

89. Акт внедрения диссертации Мангазеева II.В. на тему

90. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ТИПА АВ! СОВЕТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» по специальности 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

91. Акт внедрения диссертации Мангазеева П.В. на тему

92. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ ОБЪЕКТОВ ТИПА АВ, СОВЕТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ» по специальности 05.15.06 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений.

93. ЫРйУ «Стрежрвойнефть» " ""'V .Чу^^ъд и фомин ^ 1999 г.