Доразработка остаточных запасов нефти высокообводненных месторождений с неоднородными коллекторами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Бачин, Сергей Иванович

• Бачин, Сергей Иванович
• кандидат технических наук
• 2008

Оглавление диссертации кандидат технических наук Бачин, Сергей Иванович

Список сокращений. •

Введение.

1. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ ЮГАНСКОГО РЕГИОНА. КРАТКИЙ ОБЗОР МИРОВОГО ОПЫТА ПРИМЕНЕНИЯ ГТМ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ.

1.1. Гидравлический разрыв пласта.

1.2. Оптимизация забойных давлений (форсированный отбор жидкости).

1.3. Краткий обзор мирового опыта применения других методов увеличения нефтеотдачи.

1.4. Зарезка вторых стволов, боковых горизонтальных стволов, уплотнение сетки скважин и бурение скважин дублёров.

Выводы.

2. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЛОКАЛИЗАЦИЯ ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ.

2.1. Локализация остаточных запасов по данным ПГИ.

2.2. Локализация остаточных запасов по данным гидродинамического моделирования.

2.3. Локализация остаточных запасов по картам толщин.

Выводы.

3. ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ С ПОМОЩЬЮ ГРП, БУРЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ И БОКОВЫХ СТВОЛОВ, УПЛОТНЕНИЯ СЕТКИ СКВАЖИН, БУРЕНИЯ СКВАЖИН ДУБЛЁРОВ, ДРУГИХ МЕТОДОВ.

3.1. Зарезка боковых горизонтальных стволов, горизонтальные скважины.

3.2. Бурение новых скважин (дублёров, уплотняющих скважин).

3.2.1. Определение последовательности бурения скважин дублёров.

3.2.2. Выбор участков для уплотняющего бурения.

3.3. Технология объёмного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения нефтеотдачи пластов.

3.4. Проектирование физико-химических методов воздействия на пласт и стимуляции скважин в комплексе с гидродинамическими ГТМ.

3.4.1. Определение физико-гидродинамических характеристик пластов.

3.4.2. Влияние типа закачиваемой воды на «добывающие» возможности скважин.

3.4.3. Результаты применения методов повышения нефтеотдачи на примере Тепловского месторождения).

3.4.3.1. Потокоотклоняющие технологии.

3.4.3.2. Гидродинамические методы. Ю

Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Доразработка остаточных запасов нефти высокообводненных месторождений с неоднородными коллекторами»

Современное состояние сырьевой базы месторождений Западной Сибири характеризуется изменением качества и структуры запасов нефти, причём как на новых, так и на вновь разрабатываемых месторождениях. Зачастую, основные запасы нефти новых месторождений приурочены к залежам с ухудшенными коллекторскими свойствами (пониженная проницаемость, большая зональная и послойная неоднородность), т.е. являются трудноизвлекаемыми. Продуктивные высокопроницаемые коллекторы, как правило, вступили в заключительную стадию разработки. Из 26 месторождений Юганского региона, разрабатываемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», на десяти (Усть-Балыкское, Солкинское, Южно-Сургутское, Ефремовское, Тепловское, Мамонтовское, Южно-Балыкское, Средне-Балыкское, Прав-динское и Северо-Салымское) на сегодняшний день отобрано более 70 % утверждённых извлекаемых запасов.

В настоящее время эти месторождения характеризуются значительным снижением уровня добычи нефти при резком нарастании обводнённости добываемой продукции. Их запасы относятся к категории трудноизвле-каемых. Однако, несмотря на высокую обводнённость, они характеризуются наличием слабо выработанных зон, как по площади объектов, так и по разрезу, в которых скрыт большой потенциал увеличения добычи нефти и, как следствие, конечного коэффициента извлечения нефти.'

Снижение темпов падения добычи нефти и достижение утверждённых значений КИН может быть достигнуто путём проведения комплекса геолого-технических мероприятий (ГТМ), в частности: восстановлением системы разработки в зонах концентрации остаточных запасов путём вывода скважин из бездействия, бурения горизонтальных стволов, вторых стволов, скважин дубл1ров;

• оптимизацией'режимов работы добывающих и нагнетательных скважин;

• применением физико-химических и гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.

Для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии необходимо вовлекать в разработку запасы, недре-нируемые существующей сеткой скважин, снижать риски бурения нерентабельных скважин. Ключевую роль при этом играет определение зон локализации остаточных извлекаемых запасов. Направленное воздействие на пласт с целью эффективной разработки остаточных запасов старых месторождений является одной из наиболее актуальных задач современной нефтедобычи. Для их доизвлечения и увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи необходимо применение современных технологий добычи нефти и проведение адресных ГТМ.

Таким образом, для разработки большинства месторождений Юган-ского региона в настоящее время характерны следующие тенденции:

• снижение годовых уровней добычи на «старых» месторождениях;

• увеличение доли высокообводнённых скважин;

• увеличение объёма буровых работ и ввода скважин в эксплуатацию;

• изменение структуры запасов нефти - в разработку вводятся пласты, представленные низкопроницаемыми коллекторами.

В этой связи, особую актуальность приобретает определение зон локализации остаточных извлекаемых запасов и проведение адресных ГТМ для их извлечения.

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Совершенствование применяемых систем разработки месторождений для извлечения малоподвижных, остаточных запасов нефти высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами. ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ

В рамках поставленной цели, применительно к месторождениям нефти Юганского региона, решались следующие задачи:

- локализация остаточных запасов нефти слабодренируемых зон высо-кообводнённых месторождений с неоднородных коллекторами;

- обоснование геометрии горизонтальных участков скважин с учётом коллекторских свойств разрабатываемых пластов;

- обоснование и выбор методов воздействия на слабодренируемые участки разрабатываемых месторождений;

- разработка методологии оперативного управления проведением ГТМ с целью повышения их эффективности и интенсификации выработки запасов нефти.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Для условий разработки высокообводнённых объектов нефтяных месторождений Юганского региона установлена зависимость остаточных извлекаемых запасов с обводнённостью продукции, что позволило уточнить сроки внедрения методов увеличения нефтеотдачи пластов.

2. Предложена методология выбора индивидуальных и комплексных методов интенсификации добычи нефти, основанная на учёте текущего состояния выработки остаточных запасов нефти и прогнозной технико-экономической эффективности технологий доразработки месторождений.

3. Разработана методика выбора скважин для интенсификации добычи нефти с учётом величины удельных остаточных запасов, определяемых по картам нефтенасыщенных толщин.

4. Определены пределы снижения забойного давления при форсировании отборов жидкости из скважин. Показано, что снижение забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом, приводит к дополнительным потерям производительности скважин на 20.30 %.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

1. Разработанные методики локализации остаточных запасов и выбора скважин для проведения ГТМ на основе построения и анализа карт начальных и текущих нефтенасыщенных толщин используются при ежемесячной подготовке и защите геолого-технических мероприятий в ОАО НК «Роснефть» и ООО «РН-Юганскнефтегаз» при выборе скважин для проведения ГТМ.

2. В результате реализации предложенных методик на месторождениях Юганского региона (Мамонтовское, Тепловское, Приразломное) объём дополнительно добытой нефти составил 26,8 тыс.т/год.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Содержание работы докладывалось и обсуждалось на 2-й научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа», г. Ханты-Мансийск, 1998 г., 5-ом Международном технологическом симпозиуме «Новые ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи», г. Москва, 2006 г. 1 ПУБЛИКАЦИИ

По результатам выполненных исследований опубликовано 17 печатных работ, в том числе получено 4 патента РФ.

СТРУКТУРА И ОБЪЁМ ДИССЕРТАЦИИ

Диссертация состоит из введения, 3 глав, заключения, списка использованной литературы из 115 наименований, содержит 127 страниц машинописного текста, 33 рисунка, 8 таблиц и 1 приложение объёмом 1 страницу

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Бачин, Сергей Иванович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Разработана методика оценки распределения остаточных запасов нефти для высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами, основанная на анализе карт недренируемых запасов и нефтенасьпцен-ных толщин. Сравнительный анализ этих карт позволяет осуществить обоснованный выбор участков и положение уплотняющих скважин с учётом геолого-физических условий разработки объекта. Использование метода позволило увеличить эффективность разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами путём сокращения затрат за счёт исключения бурения нерентабельных скважин и вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов (патент РФ № 2087687).

2. Предложена методика определения оптимальной величины части горизонтального участка ствола скважины в отдельно взятом пропластке, основанная на учёте геолого-физических параметров вскрываемых пропласт-ков. Получена аналитическая зависимость для определения дебита горизонтальной скважины.

3. На основе анализа динамики коэффициентов необратимой аварийности скважин разработана методика прогнозирования среднего срока эксплуатации скважин месторождения и необходимости бурения скважин-дублёров (патент РФ № 2135749).

4. Для повышения эффективности разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами предложено проведение комплексных гидродинамических методов извлечения нефти с применением нестационарного заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. Определены граничные условия и допустимые пределы снижения пластового давления ниже Р„ас., не приводящие к дополнительным потерям извлечения нефти. Показано, что снижение забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом приводит к дополнительным потерям производительности скважин на 20.30 %. Внедрение метода на Тепловском месторождении (пласт BCg) обеспечило дополнительную добычу нефти в размере 250 тыс.т.

5. На основе исследования составов и свойств вод системы ППД и оценки их влияния на показатели разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами разработана методология оперативного управления процессами извлечения нефти и проведения ГТМ.

6. По результатам внедрения разработанных методов регулирования разработки Мамонтовского, Тепловского и Приразломного месторождений объём дополнительно добытой нефти составил 26,8 тыс.т/год.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Бачин, Сергей Иванович, 2008 год

1. Акулыдин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. - 240 с.

2. Бакиров И.М. и др. Обоснование сетки скважин при проектировании нефтяных месторождений. Бугульма: Татнефть, ТатНИПИнефть. - 1988. -№ 62. - С. 49 - 52.

3. Барсуков B.JL, Беляев А.А., Серебренников B.C. Вестники беды (о поиске средств геохимического прогноза землетрясений) М.: Наука. - 1989. - 136 с.

4. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.Н. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. - 416 с.

5. Бачин С.И., Скороход А.Г., Хакимов A.M., Телин А.Г. Определение физико-гидродинамических характеристик для проектирования разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 1998. - № 4 - 5. - С. 40 -45.

6. Бачин С.И., Тян Н.С. Анализ интенсификации добычи нефти на Ма-монтовском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 8.

7. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. М.: Недра. - 1971. - 175 с.

8. Боксерман А.А., Губанов А.И., Желтов Ю.П., Кочешков А.А., Оганджанянц В.Г., Петраш И.Н., Сургучев M.JT. Упруго-капиллярный циклический метод разработки нефтяных месторождений, М.: ВНИИОЭНГ. -1968.

9. Борисов Ю.П. и др. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра. - 1964. - С. 45 - 50.

10. Буторин О.И., Седых A.M., Николенко В.В., Бачин С.И. Текущее состояние разработки нефтяных месторождений ОАО "Юганскнефтегаз" // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 5. - С. 17 - 22.

11. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа.: БашГУ. - 1992. - 168 с.

12. Герштанский О.С. Опыт применения акустического воздействия на призабойную зону проницаемых пород на месторождениях Западного Казахстана // НТВ Каротажник, Тверь. 1998.

13. Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983. - 463 с.

14. Горбачев Ю.И., Кузнецов O.JL, Рафиков Р.С., Печков А.А. Физические основы акустического метода воздействия на коллекторы. // НТЖ Геофизика. 1998. - № 4.

15. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. - 1969. - С. 14 - 27.

16. Гусев С.В., Бриллиант JI.C., Янин А.Н. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири / Совещание "Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений", г. Альметьевск, 1995. М,.: ВНИИОЭНГ. - 1996. - С. 291 - 303.

17. Гусев С.В., Коваль Я.Г., Кольчугин И.С. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО "Юганскнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 1991. -№ 7. - С. 15 - 18.

18. Дворкин В.И. Геофизический мониторинг разработки нефтяных пластов, обсаженных стеклопластиковыми трубами.- Уфа.: ГУП «Уфимский полиграфкомбинат». 2001.- 198 с.

19. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического метода в нагнетательных скважинах для контроля за выработкой запасов нефти // НТВ Ка-ротажник, Тверь. 2003.

20. Дворкин В.И. Использование радиогеохимического эффекта в очаге нагнетания для оценки заводнённой толщины пласта // НТВ Каротажник, Тверь. 2001. - № 85. - С. 45 - 54.

21. Дудаев С.М., Магдеев Ш.Ф, Наумов В.Г. и др. Применение радиогеохимического метода при исследовании нагнетательных скважин // НТВ Каротажник, Тверь. 2003. - № 109. - С. 138 - 147.

22. Дудаев С.М. Определение приёмистости и заколонных перетоков жидкости в нагнетательных скважинах месторождения Узень // Тр. ВНИИ. -1990. -Вып.112.-С. 91 -97.

23. Еникеева Ф.Х., Журавлев Б.К., Тропин А.Н. и др. Опыт промышленного применения С/О каротажа. Проблема оценки достоверности получаемых данных // НТВ Каротажник, Тверь. 2002.- № 100. - С. 224 - 236.

24. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазо-конденсатных месторождений. М.: Внешторгиздат. - 1998. - 628 с.

25. Казаков А.А. Пути повышения эффективности форсированного отбора жидкости // Обзорная информация. Сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ. - 1988.

26. Камалов Ф.Х., Латыпов Р.С., Еникеев М.Д. и др. Современное оборудование для испытания и интенсификации добычи // НТВ Каротажник, Тверь. 1997. - Вып. 38.

27. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр". - 1999. - 213 с.

28. Касов А.С., Вашуркин А.И., Свинцев М.Ф. Фильтрационные характеристики пород-коллекторов месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИОЭНГ. - 1981,- 37 с.

29. Кащавцев В.Е., Гаттенберг Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение со-леобразования при добыче нефти. М.: Недра. - 1985. - 215 с.

30. Коноплёв Ю.В., Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1986.

31. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом // Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1985. - 61 с.

32. Кудряшов С.И., Бачин С.И., Афанасьев И.С., Латыпов А.Р., Свешников А.В., Усманов Т.С., Пасынков А.Г., Никитин А.Н. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2006. - № 7.

33. Кузнецов А.И., Мухаметдинов Н.Н. Термоимплозионный метод обработки призабойной зоны нефтяного пласта // НТВ Каротажник, Тверь.1997. Вып. 40.

34. Манапов Т.Ф., Скороход А.Г., Тян Н.С., Кольчугин И.С., Шаблов-ский В.Н., Бачин С.И. Результаты и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на Тепловском месторождении // Нефтепромысловое дело. 1995.- №8. -С. 48 - 53.

35. Молчанов А.А., Дмитриев Д.Н., Ушкало В.А. Аппаратура импульсного упругого воздействия на нефтяные пласты "Приток 1" для интенсификации режима работы нефтегазовых скважин. // НТВ Каротажник, Тверь.1998.-Вып. 50.

36. Назаров В.Ф., Валиуллин Р.А., Адиев Я.Р. и др. Новые технологии исследований нагнетательных скважин // Сборник докладов Российско-китайского симпозиума по промысловой геофизике. г. Уфа. - 2000.- С. 32 -39.

37. Назаров В.Ф. К методике определения интервала заколонной циркуляции в зумпфе нагнетательных скважин // НТВ Каротажник, Тверь. -2000. № 77. - С. 17'- 25.

38. Николенко В.В., Бачин С.И., Манапов Т.Ф., Разяпов Р.К., Ягофаров Э.Х. Состояние и пути повышения эффективности использования фонда добывающих скважин Приобского месторождения // Нефтепромысловое дело. -1999. №8.-С. 12-16.

39. Нуретдинов Я.К., Магдеев Ш.Ф., Шановский Я.В. Технологии исследования и освоения скважин эжекторными устройствами УЭГИС-2. Опыт и перспективы //НТВ Каротажник, Тверь. 2003. - № 109. - С. 260 - 267.

40. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. -М.: Недра. 1967.- 132 с.

41. Орлинский Б.М., Валиуллин Р.А. Геофизические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений // НТВ Каротажник, Тверь. 1996. - № 20. - С. 44 - 60.

42. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра. - 1977. - 239 с.

43. Осадчий В.М., Теленков В.М. Состояние и перспективы развития технологий исследования горизонтальных скважин при испытании и эксплуатации // НТВ Каротажник, Тверь. 2001. - № 79. - С. 107 - 119.

44. ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой».

45. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмоловский B.C. Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от темпа заводнения песчаных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 3. - С. 16 - 18.

46. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмоловский B.C. Зависимость полноты извлечения нефти от скорости движения воды в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 1. - С. 59 - 62.

47. Пасынков А.Г. Системное применение методов интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Юганского региона). Диссертация на соискание учёной степени кандидата технических наук. Уфа, УГНТУ. -2005. 149 с.

48. Пат. РФ 1487546, МКИ Е 21 В 43/20 И.Д. Способ разработки нефтяных месторождений / И.Д. Амелин, А.В. Давыдов // Бюл. Изобретения. -1994. -№ 12. -С.200.

49. Пат. РФ 2052075, МКИ E21B33/138. Гелеобразующий состав / Н.Б. Савенок, Г.А. Еремин, В.М. Лимановский, Н.А. Мариампольский, И.Д. Ах-метшин, С.И. Бачин, И.С. Кольчугин, Н.С. Тян, В.Г. Чистяков // Бюл. Изобретения. 1996. - № 1. - С.261.

50. Пат. РФ 2078913, МКИ Е 21 В 43/20. Способ разработки нефтегазового месторождения / С.В. Сердюков, Б.Ф. Симонов, Е.Н. Чередников //Бюл. Изобретения. 1997. - № 13. - С.136.

51. Пат. РФ 2087687, МКИ Е21В43/20. Способ разработки нефтяного месторождения / А.Р. Латыпов, Т.Ф. Манапов, Р.В Макаров, Н.С. Тян, С.И Бачин // Бюл. Изобретения. 1997. - № 23. - С. 309.

52. Пат. РФ 2112868, МКИ Е 21 В 43/16, Е 21 В 43/00. Способ разработки нефтегазовых залежей / С. Н. Закиров, Э.С. Закиров // Бюл. Изобретения. 1998. - № 16. - С. 352.f

53. Пат. РФ 2135749, МКИ Е21В43/00. Способ разработки нефтяного месторождения / Т.Ф. Манапов, С.И. Бачин, Р.З. Урманов, В.Н. Шабловский // Бюл. Изобретения. 1999. - № 24. - С.451.

54. Петухов С.Б., Тян Н.С., Бачин С.И., Шабловский В.Н. Особенности геологического строения залежи пласта БСю Мамонтовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1994. - № 2. - С. 18 - 21.

55. Рамазанов Р.Г. и др. Оценка влияния основных параметров системы разработки на нефтеотдачу. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений. Бугульма.: Татнефть, ТатНИПИнефть. - 1988. - № 62. -С. 40 - 46.

56. Руководство по применению промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра. - 1978. -256 с.

57. Савич А.Д., Семенцов А.А., Семенов Б.А. Мониторинг разработки нефтяных месторождений геофизическими методами // Геофизика. 2000. -Спец. вып. - С. 78 - 81.

58. Симонов Б.Ф. и др. Результаты опытно промысловых работ по повышению нефтеотдачи вибросейсмическим методом // Нефтяное хозяйство. -1996. №5.- С. 48-52.

59. Симонов Б.Ф., Опарин В.Н., Чередников Е.Н., Кадышев А.И., Масленников В.В. Вибросейсмическое воздействие на нефтяные пласты с земной поверхности. Результаты и дальнейшие задачи // НТЖ Интервал. 2001. - № 2. - С. 5 - 19.

60. Теленков В.М. Технология определения текущей нефтенасыщенно-сти коллекторов при контроле разработки нефтегазовых месторождений Нижневартовского района // НТВ Каротажник, Тверь. 2002. - № 98. - С. 72 -94.

61. Телин А.Г., Зайнетдинов Т.Н., Хасанов М.М., Хакимов A.M., Бачин С.И. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта//Нефтепромысловое дело. 1997. - № 12. - С. 11 - 18.

62. Телин А.Г., Хакимов A.M., Скороход А.Г., Хисамутдинов Н.И. и др. Оценка факторов, влияющих на коэффициенты вытеснения нефти для условий месторождений ОАО "Юганскнефтегаз" // Нефтяное хозяйство. 1994. -№ 2. - С 32 - 35.

63. Техника каротажных исследований и интерпретации Schlumber-ger // Сборник докладов научно-технической конференции. М.- 1986. - 326 с.

64. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986.-165 с.

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

66. Хасанов М.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П., Растроган А.Е. Применение сшитых полимерно-гелевых составов для повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 7. - С. 110 - 112.

67. Хасанов М.М., Мукминов И.Р., Бачин С.И. К расчёту притока жидкости к скважинам, работающим в условиях локального разгазирования // Нефтепромысловое дело. 2000. - № 8 - 9. - С. 2 - 9.

68. Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.З. и др. Разработка нефтяных месторождений. Издание в 4 т. Том II. Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. М.: ВНИИОЭНГ. - 1994. - 272 с.

69. Хисметов Т.В., Джафаров И.С., Шаруфуллин Ф.А. и др. К проблеме реализации «упущенных» возможностей на длительно разрабатываемых месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 6. - С. 43 -48.

70. Хисметов Т.В., Ларионов С.В., Репин В.И. и др. Эффективность методов ядерно-физической спектрометрии при контроле за разработкой месторождений углеводородного сырья // Нефтяное хозяйство. 2003.- № 5.- С. 74 - 77.

71. Хисметов Т.В., Хаматдинов Р.Т., Еникеева Ф.Х. и др. Ключевой комплекс ГИС для обеспечения прироста запасов нефти на разрабатываемых месторождениях //Нефтяное хозяйство. 2001.-№ 6.-С. 131 - 134.

72. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра. - 1989. - 190 с.

73. Янин А.Н. Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах. г. Тюмень.: СибНИИНП. - 1989.

74. С02 injection studied Tor Norwegian field // OGJ. Oct. 19. - 1998. - P.85.

75. Dietrich F.L., SPE, Brown F.G., SPE, Zhou Z.H. Microbial EOR Technology Advancement: Case Studies of Successful Projects., SPE, Microbes, Inc.; and M.A.Maure, SPE, Green Consultores. SPE 53715.

76. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation.- Prentice Hall. Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. - P. 430.

77. Economides M.J., OligneyR., Valko P. Unified Fracture Design. Bridging the gap between theory and practice.- Texas.: Ora Press. 2002.

78. Ehlig-Economides C., Fernandez В., Gongora C. Global Experiences and Practice for Cold Production of Moderate and Heavy Oil. 2000. - SPE paper No. 58773.

79. EOR/IOR Program in the People Republic of China UNITAR 7th International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beiging, PRC. 1998.

80. Jayasekera A.J., Goodyear S.G. Improved Hydrocarbon Recovery in the

81. United Kingdom Continental Shelf: Past, Present and Future. 2002. - SPE paper No. 75171.

82. Jensen Т., Harpole K. A. Osthus EOR Screening for Ekofisk. 2000. -SPE paper No. 65124.

83. Islam M. R. Mathematical Modeling of Microbial Enhanced Oil Recovery. U. of Alaska-Fairbanks. SPE 20480.

84. Lake L. W. "Enhanced Oil Recovery," Prentice Hall, New Jersey.1989.

85. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science.- Elsevier Science Publishers. 1989. - N 26. - P. 1240.

86. Moritis G., Special Report. Enhanced Oil Recovery. Oil&Gas Journal, April 15. 2002. -V. 100.15 - P. 71 - 83.

87. Proceedings of SPE/DOE 13th Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma. April 2002.

88. Satter A., Thakur G. Integrated Petroleum Reservoir Manegment: A Team Approach. PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma. 1994. - P. 335.

89. Shecaira F.S. et al. IOR: The Brazilian Perspective. 2002. - SPE paper No. 75170.

90. Schechter R.S. Oil well stimulation. Prentice Hall. Eglewood Cliffs, NJ. - 1992. - P. 278.

91. Steven L., Bryant, U., and T. P. Lockhart, Reservoir-Engineering Analysis of Microbial Enhanced Oil Recovery. Synopsis of paper SPE 63229, Presented at the 2000 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas. -1-4 October.

92. Taber J., Martin D., Seright R. EOR Screening Criteria Revised. -1996. SPE paper No. 35385.

93. Zhan Xu, Knapp R.M., Mclnerney M.J. A Mathematical Model for Mi-crobially Enhanced Oil Recovery Process. U. of Oklahoma. SPE/DOE 24202.

94. Young T. Reservoir management in the future // SPE Review. September 1997. - P. 12-16.