Геолого-промысловое обоснование эффективных технологий разработки нефтяных залежей горизонта Ю2 юга Тюменской области тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.12, кандидат геолого-минералогических наук Разяпов, Радий Киньябулатович

• Разяпов, Радий Киньябулатович
• кандидат геолого-минералогических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Разяпов, Радий Киньябулатович

Введение

1. Геолого-промысловые особенности залежей горизонта К>

1.1. Основные черты геологического строения района работ

1.1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.1.2. Тектоническое строение изучаемого района и окружающих

1 ' - i/i территории

1.1.3. Нефтегазоносность района

1.2. Методика детального расчленения разрезов продуктивных отложений горизонта Ю

1.2.1. Исходные принципы детальной корреляции

1.2.2. Методика детальной (зональной) корреляции горизонта Ю

1.2.3. Результаты детальной (зональной) корреляции разрезов скважин горизонта Ю

1.2.4. Характеристика макронеоднородности пластов

1.3. Геолого-промысловая характеристика продуктивного горизонта Ю2 в изучаемом Районе

1.3.1. Макронеоднородность горизонта Ю

1.3.2. Условия нефтегазонакопления и формирования ВНК

1.3.3. Характеристика флюидов

2. Методика моделирования продуктивных пластов с трудноизвлекаемыми запасами 94 2.1. Анализ продуктивности горизонта Ю2 месторождений юга

Тюменской Области 96 2.2. Методика оценки потенциальной продуктивности скважин по косвенным методам

2.2.1. Причины снижения продуктивности скважин

2.2.2. Методика оценки потенциальной продуктивности по данным

2.3. Методика выделения участков, однородных по продуктивности

3. Методика дифференциации трудноизвлекаемых запасов на основе потенциальной продуктивности пласта

3.1. Существующие методы дифференциации запасов

3.2. Дифференциация запасов на основе потенциальной продуктивности пласта

3.3. Анализ структуры запасов нефти горизонта Юг на основе их дифференциации

4. Обоснование эффективных технологий увеличения нефтеотдачи на участке залежей с различной продуктивностью

4.1. Методика прогнозирования коэффициента извлечения нефти на стадии разведки

4.2. Геолого-промысловый анализ состояния разработки участков с различной продуктивностью залежи горизонта Юг

4.3. Оценка эффективности современных технологий регулирования разработки на изучаемых объектах

4.4. Методика прогноза эффективности новых технологий на основе дифференциации запасов

4.5. Рекомендации по применению методов увеличения нефтеотдачи на изучаемых объектах

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геолого-промысловое обоснование эффективных технологий разработки нефтяных залежей горизонта Ю2 юга Тюменской области»

Актуальность проблемы. В настоящее время на юге Тюменской области проводятся интенсивные поисково-разведочные работы, в результате которых выявляются как новые нефтяные месторождения, так и новые залежи на ранее открытых месторождениях. При этом ресурсная база рассматриваемой территории характеризуется наличием значительной доли трудноизвлекаемых запасов.

Эти запасы в основном приурочены к низкопроницаемым и неоднородным коллекторам отложениям юрского возраста, характеризующимся значительной лито-логической изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Имеющийся опыт разработки нефтяных залежей в таких коллекторах показывает, что удается извлечь лишь небольшую часть геологических запасов нефти.

Очевидно, что в связи с предстоящим вводом в разработку новых месторождений юга Тюменской области, актуален вопрос применения эффективных технологий разработки, направленных на увеличение производительности скважин и повышение выработки запасов.

В настоящей работе обобщены геолого-промысловые материалы по месторождениям, входящим в состав юга Тюменской области и обоснованы эффективные технологии разработки нефтяных месторождений,что позволит увеличить производительность скважин и соответственно повысит коэффициент извлечения нефти (КИН).ВГ качестве примера рассматриваются залежи горизонта Ю2 с трудноизвлекае-мыми запасами. В данной работе анализируется 5 месторождений, расположенных как в пределах ХМАО, так и в основном юга Тюменской области: Омбинское, По-луньяхское, Тайлаковское, Усть-Тегусское, Северо-Демьянское. Общая площадь изучаемой территории достигает около 20 тыс. км . Рассматриваемая территория граничит: на востоке с Томской областью, на юго-востоке - с Омской областью, на юге - с широтным течением р. Туртас, на западе - с южной границей Ханты-Мансийского автономного округа.

Кроме того, нами дополнительно взяты Омбинское и частично Восточно-Сургутское месторождения, расположенные в Нефтеюганском районе и находящиеся в разработке. Большое количество пробуренных здесь добывающих и нагнетательных скважин и результаты разработки, позволят решать различные методические вопросы, решение которых можно будет перенести на изучаемые месторождения юга Тюменской области, что позволит повысить выработку запасов и конечный коэффициент извлечения нефти (КИН).

На.месторождениях ХМАО и юга Тюменской области интенсивно проводятся геологоразведочные работы: выполняются значительные объемы гравиомагниторазведочных, электроразведочных и сейсмических работ. Сейсмическими работами довольно хорошо изучены Полуньяхский, Тайлаковский и Усть-Тегусский участки, где плотность исследований достигает 0,8-1,45 пог. км/км . Рассматриваемая территория, особенно его южная часть, - это южная краевая часть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. По существующей схеме районирования рассматриваемая территория входит в состав Каймысовской и Фроловской нефтегазоносных областей.

Выбор объекта исследований - залежи горизонта Юг обусловлен определенными критериями, которые приведены ниже:

1. Горизонт Ю2 более полно изучен по материалам бурения, ГИС, гидродинамических исследований, пробной эксплуатации, установлены производительность и продуктивность скважин.

2. По объекту — горизонту Ю2 имеются результаты поинтервального испытания скважин, определений пористости и проницаемости как по керну, так и по материалам ГИС.

3. Выбранный объект Ю2 характеризуется большим разнообразием, литолого-физических свойств пород и геологических условий осадкообразования. Такие объекты по своей геолого-промысловой характеристике типичны для месторождений Сургутского, Нижневартовского, Нефтеюганского нефтегазодобывающих районов, а так же для юга области. Поэтому результаты проведенных исследований могут быть распространены на аналогичные по своему строению месторождения, расположенные как в вышеуказанных районах, так и месторождений юга Тюменской области.

Цитологическая невыдержанность песчано-алевролитовых пород горизонта Ю2, замещение их глинистыми породами, наличие гидродинамических окон создают большие трудности при разделении пород на коллекторы и не коллекторы, а так же при группировании изучаемых пород на различные виды коллекторов. Поэтому проведение детальных литолого-фациальных и геолого-промысловых исследований, позволяющих учитывать различные свойства пород-коллекторов (коллекгорские, физические, промысловые, эксплуатационные и т.д.), является весьма актуальной проблемой. Только комплексное сопоставление этих свойств позволяет установить и обосновать значение геолого-промысловых параметров, провести дифференциацию в строение продуктивных пластов и залежей нефти, а затем и дифференциацию содержащихся в залежах запасов нефти.

Фундаментальные исследования в области геолого-промыслового моделирования и учет их при подсчете запасов и проектирования разработки осуществляли многие ученые и производственники: И.Х. Абрикосов, В.И. Азаматов, Ф.С. Акбашев,В.А. Бадьянов, Н.Е. Быков, С.А. Винниковский, A.M. Волков, В.К. Гомзиков, Л.Ф. Дементьев, М.А. Жданов, М.М. Иванова, В.Г. Каналин, В.Д. Лысенко, И.Э. Носенков, М.И. Максимов, Н.Я. Медведев, Э.Д. Мухарский, В.В. Стасенков, Н.М. Свихнушин, Ю.Б. Фаин, А.Я. Фурсов, И.П. Чоловский, А.Н. Янии и многие другие. Их исследования посвящены методам построения дифференцированной модели залежи, обоснованию геолого-промысловых критериев дифференциации запасов, их учету при проектировании и анализе состояния разработки. В связи с этим важное теоретическое и практическое значение имеет систематическое геолого-промысловое изучение разведанных, а также введенных в разработку запасов нефти с целью научного обоснования технологических и геолого-экономических критериев по обоснованию наиболее рациональных систем разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами.

Целью настоящей работы является обоснование методов добычи трудноизвле1 каемых запасов нефти из залежей горизонта Ю2 юга Тюменской области.

Основные задачи исследования. Для достижения изложенной цели работы необходимо решить следующие геологические и геолого-промысловые задачи:

- Анализ геолого-промысловых данных горизонта Ю2 месторождений юга Тюменской области.

- Разработка методики выделения в пределах залежей участков, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков, и дифференциации на этой основе запасов нефти по величине потенциальной продуктивности.

- Изучение закономерностей распространения залежей горизонта Ю2 в пределах изучаемой площади и прилегающих территориях.

- Анализ продуктивности и перспектив нефтеносности среднеюрских отложений по результатам литолого-фациального районирования.

- Оценка методики детальной корреляции горизонта Ю2, для месторождений юга Тюменской области.

- Построение геолого-промысловых моделей изучаемых залежей на основе картирования основных характеристик пластов горизонта Ю2 и применения современных вер оятностно-статистических м етод ов.

- Анализ и обоснование эффективных технологий добычи трудноизвлекаехмых запасов нефти из залежей горизонта Ю2 и методов повышения нефтеотдачи.

- Обоснование вариантов рентабельной добычи нефти из залежей горизонта Ю2.

Методы решения поставленных задач. Задачи решаются на основе качественного и количественного учета комплекса геолого-промысловых признаков продуктивного горизонта Ю2 как в разведочных, так ив эксплуатационных скважинах, направленные на проведение детальной и зональной корреляции, исследование макронеоднородности по материалам ГИС, обоснование типов разрезов, дифференциация площади по продуктивности коллекторов. Обснование потенциальной продуктивности коллекторов, исследование структуры запасов по продуктивности, технологические и технико-экономические расчеты вариантов разработки, обоснование оптимальных условий эксплуатации залежей пласта Юг.

При этом поставленные задачи решались как с учетом геологических, геофизических, промысловых, гидродинамических и экономических исследований в нефтегазовой промышленности, так и на основе широкого использования современных вероятностно-статистических методов обработки фактических данных и ЭВМ.

Научная новизна.

- Выявлены закономерности распределения, залежей нефти в пизкопродуктивных коллекторах горизонта Ю2 на месторождениях юга Тюменской области.

- Разработана методика оценки потенциальной продуктивности пласта Ю2 по данным ГИС.

- Разработана методика дифференциации запасов нефти на основе потенциальной-продуктивности пластов.

Основные защищаемые положениям

1. Выявленные закономерности распределения залежей нефти по потенциальной продуктивности в низкопродуктивных коллекторах горизонта Ю2, позволили выделить приоритетные направления проведения геологоразведочных работ - это восточные районы юга Тюменской области, где развиты ловушки структурно-литологического типа и в юго-западной' и южной частях Уватского района перспективы нефтегазоносности следует связывать с палеоподнятиями.

2. Геолого-промысловые модели залежей горизонта Ю2, построенные на основе геофизических и гидродинамических исследований потенциальной продуктивности позволяют обеспечить проектирование наиболее оптимальных технологий разработки залежей применительно к участкам различного геологического строения. Разбурива-ние эксплуатационных объектов горизонта Ю2 следует начинать с участков» высокой продуктивности, с применением технологий бурения скважин с боковыми стволами. Для увеличения производительности скважин необходимо проведение ГРП с применением новых технологий.

Рассмотрение в работе теоретических и практических выводов могут быть предложены производственным и научно-исследовательским организациям для внедрения и использования в своей деятельности.

Диссертация выполнена в Тюменском государственномJ нефтегазовом университете и в ОАО1 «Тюменнефтегаз» под руководством доктора геологоминералогических наук, профессора [В.Г. Каналина.| и доктора геологоминералогических наук, профессора Ю.Я. Большакова, которым автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.

В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями Дорошенко A.A., Мясниковой Г.П. A.B. Ахиярова, И.П. Пуртовой, а так же О.В. Бакуева, K.M. Мулявина, P.A. Соколовского, С.Ф Хафизова, В.Ю. Павлова. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

Заключение диссертации по теме «Геология, поиски и разведка горючих ископаемых», Разяпов, Радий Киньябулатович

Выводы:

1. Потенциальную (незагрязненную) проницаемость продуктивного пласта и её зависимость от геофизических параметров (в частности, от относительной аномалии ПС - апс) необходимо изучать по результатам гидродинамических и геофизических исследований скважин, в которых пласт характеризуется пониженными коллектор-скими свойствами.

2. При низких коллекторских свойствах горизонта Юг средние значения фактических и потенциальных коэффициентов продуктивности практически совпадают.

3. При сравнительно высоких коллекторских свойствах коллекторов, у которых среднее значение фактических коэффициентов продуктивности равно 2,06 т/сут/МПа, потенциальная продуктивность достигает 5,31 т/сут/МПа. Среднее значение отношения фактической и потенциальной продуктивности составляет 0,48.

4. При качественном! вскрытии продуктивного горизонтаЮ2 при параметре К„р-Н > 0; 11 мкм -м дебиты нефти могут возрасти в несколько раз и составят 20-40 т/сут при рабочих депрессиях 7-8 МПа.

2.3. Методика выделения участков, однородных по продуктивности,

В процессе проектирования разработки нефтяных залежей в ее пределах проводятся различные геолого-промысловые исследования, на основе которых затем производятся гидродинамические расчеты.

Современные методы- проектирования' разработки обычно предусматривают учет средних значений коэффициентов» продуктивности, полной неоднородности, вычисленных в целом для залежи [40]. Лишь в некоторых случаях (при значительном замещении пласта глинистыми породами) выделяются два три участка и по ним раздельно проводятся гидродинамические расчеты. Однако зачастую эти участки выделяются в* виде полос определенных размеров, которые иногда не соответствуют фактическому геологическому строению и неоднородности этих участков. В конечном итоге фактические результаты разработки не соответствуют проектным показателям, что отрицательно сказывается на результатах разработки всего месторождения.

Поэтому необходимо рассмотреть наиболее оптимальные и объективные методы выделения участков в пределах залежи, которые характеризовались бы определенным набором геолого-промысловых признаков. Естественно, что решение этой задачи должно проводится на основе геолого-промысловой информации, которую получают в процессе поисково-разведочных работ. Получаемая информация должна характеризовать залежи нефти залежи нефти как по площади, так и по разрезу, что должно послужить той необходимой основой для выделения однородных геологических участков не только по площади, но и по разрезу залежи. Другими словами, речь идет о выделении геологических тел в пределах нефтяных залежей, которые будут характеризоваться определенными геолого-промысловыми признаками и, в свою очередь, влиять на процесс разработки и выработки запасов. В пределах каждого из таких участков (геологических тел) должны проводится самостоятельные гидродинамические расчеты, а получаемые результаты по динамике добычи нефти — суммироваться [34].

Методический подход к выделению геологических тел по комплексу геологических и геолого-промысловых признаков должен быть в первую очередь основан на особенностях геологического строения залежи, условиях ее формирования. Действительно, в процессе осадконакопления, диагенеза осадков, миграции и аккумуляции флюидов на разных участках залежи действовали различные совокупности факторов, которые в свою очередь способствовали формированию различных геолого-промысловых особенностей.

Границы между этими участками (телами) будут соответствовать границам влияния какой-то определенной совокупности факторов. Поскольку каждая совокупность факторов влияет на формирование определенных геолого-промысловых признаков, это еще раз подтверждает мысль о необходимости учета комплекса этих признаков. Только на этой основе можно выделить участки (геологические тела), характеризующиеся комплексом однородных геолого-промысловых признаков, формирование которых проходило под влиянием совокупности определенных геологических, физико-химических факторов. На этой основе, очевидно, можно классифицировать, группировать выделяемые геологические элементы (тела) в определенные классы, типы и т.д.

С рассмотренных выше позиций формирование каждой нефтяной и газовой залежи проходило также под влиянием соответствующей совокупности факторов. С точки зрения системного подхода это будет более высокий структурный уровень, или метаструктура пласта [15,1,32]. Для разных залежей доминирующую роль в процессе, формирования геолого-промысловых свойств играли различные процессы (осадконакопление, диагенез, миграция, аккумуляция флюидов), которые на разных участках данной нефтегазоносной области или провинции способствовали образованию залежей с каким-то определенным набором, комплексом однородных геолого-промысловых признаков. Установление этого набора признаков, характеризующих внутреннюю структуру, а не морфологию, форму залежей, позволит таюке группировать их, классифицировать в многомерном пространстве.

Эта операция, очевидно, потребует привлечение соответствующего математического аппарата, методов многомерной классификации. Рассмотрим эти вопросы более подробно.

Опыт разведки и разработки нефтяных и газовых залежей показывает, что эти геологические объекты характеризуются индивидуальными чертами строения. Поэтому организация поисково-разведочных работ и проектирование разработки трудно поддаются типизации и формализации, требуют проведение специальных исследований в каждом отдельном случае, сбора и учета информации по каждой конкретной залежи. Среди всего разнообразия залежей, можно выделить группы или классы залежей, близких по некоторым генерализированным характеристикам. Необходимая для этого процедура носит название классификации или группирования.

Классификация имеет большое как теоретическое, так и практическое значение, т.к. помогает разобраться во всем многообразии явлений и вкаждом новом случае быстрее находить пути решения возникающих вопросов на основе накопленного и обобщенного опыта. Подобная классификация должна явиться той основой, на базе которой можно систематизировать опыт разведки и разработки не тольков пределах какого-либо нефтегазодобывающего района, но и в целом по стране. Следовательно, в дополнение к существующим классификациям необходимо еще группирование залежей нефти и газа по определенному комплексу геолого-промысловых признаков, которые прямо или косвенно учитываются при проведении разведки, проектировании и анализе разработки, выделении эксплуатационных объектов и т.п.

На необходимость группирования, или классификации, залежей по комплексу геолого-промысловых признаков указывалось Л.Ф. Дементьевым еще в 1966 г. Однако трудности, связанные с тем, что невозможно проводить группирование при - одновременном учете многих признаков без применения специальных математических методов, не позволяли в то время реализовать эту задачу. В настоящее время в геологии и обработке геологической информации накоплен определенный опыт применения математических методов классификации или так называемого кластер-анализа [28,27,25,26], результаты применения которого для решения поставленной задачи и составляют содержание настоящей главы.

Задача группирования геологических объектов может быть поставлена как задача разграничения исходной совокупности объектов на заранее не заданноечисло классов и сводится к следующему. Пусть имеется п геологических объектов, каждый из которых характеризуется определенным набором из ш геолого-промысловых признаков, т.е. каждой залежи в т-мерном признаковом пространстве X ставится в соответствие точка

ХК-(ХКЬ ^к2з •••■} Хип), К 1,2, .,П. (11)

При этом предполагается, что набор численных величин хкЬ х^, ., х^ является полной характеристикой исследуемого объекта, т.е. в процессе группирования дополнительная информация привлекаться не будет.

Естественно считать, что чем ближе расположены точки хкь х^, ., хкт в пространстве X, тем больше вероятность их отнесения к одной и той же группе и, наоборот, чем дальше они находятся друг от друга, тем вероятнее, что принадлежат к различным группам. Очевидно. Объектам из разных групп должны соответствовать изолированные группы точек в пространстве X. Следовательно, если в пространстве X выделить компактные группы точек, то тем самым будет проведено некоторое группирование исходной совокупности объектов. Для. двухмерного, реже трехмерного. Пространства возможно визуальное выделение изолированных групп точек, для многомерного же - визуальный анализ расположения точек практически невозможен, он требует быстродействующих ЭВМ.

Опыт применения математических методов классификации объектов в геологии показывает, что группирование с целью выявления наиболее аномальных и типичных объектов можно проводить с помощью различных алгоритмов. Наиболее распространенными являются иерархический агломеративный алгоритм [28,27] и алгоритм итеративного самоорганизующегося анализа данных (ЗОБАТА) [26]. Проведенное сравнение этих алгоритмов на геологических данных показало, что результаты кластеризации не имеют принципиальных различий. Не вдаваясь в анализ этих различий, необходимо отметить, что алгоритм ЗОБАТА имеет ряд преимуществ перед иерархическим алгоритмом, заключающихся в больших возможностях управления процессом кластеризации и в более высоком быстродействии. В связи с этим, в настоящей работе использовался именно алгоритм ЗОБАТА.

Рассмотрим кратко суть алгоритма. Основная, идея алгоритма состоит в выявлении сгустков (кластеров) точек в признаковом пространстве таким образом, чтобы минимизировалась внутрикластерная дисперсия, при условии, что число кластеров не превышает некоторого (заданного пользователем) значения. Эта задача решается методом последовательного расщепления исходной совокупности объектов на несколько частей с последующим анализом расстояний между центрами этих частей с целью выявления наиболее близких друг к другу подсовокупностей и слияния их в один кластер, если эти расстояния не превышают некоторого заданного пользователем порогового значения. После шага слияния проводится анализ внутри-кластерных дисперсий для выделения частей и те кластеры, для которых дисперсия хотя бы одного признака превышает заданное пользователем пороговое значение, расщепляются на два. После этого вновь выполняется шаг слияния. Пусть исходная совокупность объектов задана таблицей многомерных наблюдений и пусть задан набор исходных центров кластеров:

Zk={zkb z\a, •••• zkmb k=l,2,.,nc (12)

Число исходных центров не обязательно должно быть равно предполагаемому количеству кластеров. Способы выявления исходных центров будут рассмотрены ниже.*

Заданные объекты распределяются по кластерам, соответствующим выбранным исходным центрам, по правилу:

Xi £ Sk, если

Д,к<Д^=1,2,., nc, k=l, i=l,2,., n

Через Sk, обозначено подмножество объектов выработки, включенных в кластер с центром Zk, а через Д,к и-Ду обозначены евклидовы расстояния между произвольным объектом Xt и k-тым h j-tbim центрами; соответственно. Подмножество объектов, в состав которых входит меньше или QN элементов, исключаются, из рассмотрения, как аномальные. Здесь QN — минимальное количество объектов в кластере, задается пользователем.

Каждый кластер корректируется путем приравнивания его выборочному среднему, найденному по соответствующему подмножеству Sk, т.е.

Zk-(l/Nk)2Xj, k=l,2,.,nc, Х,е Sk, где Nk - число объектов, вошедших в подмножество Sk.

Затем вычисляется среднее расстояние Дк между объектами, входящими в подмножество Sk, и соответствующим центром кластера и обобщенное среднее расстояние Ду между объектами, находящихся в отдельных кластерах и соответствующими центрами кластеров.

Желаемое число кластеров Kg является одним из критериев для выбора процедуры расщепления или объединения кластеров: Если выполняется условие nc < Kg/2, то предпринимается попытка расщепления кластеров. Процесс объединения осуществляется также на последнем цикле итерации, при этом задается QC=0, QG - параметр, характеризующий компкатность. Параметры Kg и QC задаются пользователем.

Для осуществления процедуры расщепления для каждого подмножества 8к вычисляется вектор среднеквадратичного отклонения:

-к}={Ок1? сти, кш)}, к=1,2,.пс В каждом векторе среднеквадратичного отклонения максимальная компонента <т к,Пах

Если ДЛЯ любого «Тктах, к=1,2,., N0, ВЫПОЛНЯЮТСЯ условия а ктхх> QS, где С)8 параметр, характеризующий допустимый разброс, и а)Дк>Д и Кк>2(С)]ЧГ+1), или б) N0 < Ктах/2, то кластер с центром Ъ^ расщепляется на два новых кластера с центрами ЪС и ЪС, соответственно. Для определения центра к компоненте вектора Zk, соответствующей максимальной компоненте вектора <тк, прибавляется заданная величина у к. Центр кластера Ъ^ определяется вычитанием этой же величины у к из той же самой компоненты вектора Ъ^. В качестве величины у к выбирается некоторая доля значения максимальной среднеквадратичной компоненты сг^^, т.е.:

Гк = РК-'о-ктах, (13) где РЯ- параметр расщепления, изменяющийся 0<РЯ<1. Параметры и РЯ задаются пользователем.

Если процесс расщепления происходит, то начинает выполнятся следующий4 цикл итерации с новыми центрами кластеров. Если же расщепление не происходит, то алгоритм переходит к выполнению процедуры объединения. Для этого вычисляются расстояния между парами центров кластеров

ДьГ^^-УО2 ; к= 1,2,.,N0-1; ]=к+1; к+2,.,N0

Затем расстояние Д]^ сравниваются с параметрами Те Ьов расстояний, которые оказались меньше (^С, распределяются в порядке возрастания.

Ьов - максимальное число пар центров, которые можно объединить. Этот параметр задается пользователем.

Кластеры с центрами и где 1 = 1,2,., Ьов объединяются при условии, что в текущем цикле итерации процедура слияния не применялась ни к тому, ни другому кластеру. Новый центр определяется по формуле: г, = 1/(Н, + кк1) [жг,,) + вд,)]

Допускается только попарное слияние кластеров.

При* выделении элементов, или геологических тел в пределах нефтяных залежей, однородных по геолого-промысловым > признакам, использовалась соответствующая информация по пробуренным скважинам. Каждая скважина« в этом случае представляется в виде точки в многомерном пространстве. Поэтому по<каждой скважине оценивались средние значения геолого-промысловых признаков, причем подбирались те из них, которые могут влиять как на схематизацию залежи, так и на сам процесс разработки. Среди них выделены общая толщина (H0g), эффективная (НЭф), проницаемость (Кпр), пористость (ш), продуктивность (К), коэффициент расчлененности (Кр), коэффициент песчанистости (Кп), вязкость нефти (//), плотность нефти гидропроводность (К11рНЭф/ /л ), а сп, расстояние до ВНК (L) и др. Перечисленная информация по всем скважинам, как правило, отсутствует. Поэтому в таблице исходных данных пустые графы заполнялись средними арифметическими значениями признака по совокупности имеющихся по нему определений. В таком виде исходная информация на результаты расчета существенного влияния не оказывает, зато используется с максимальной эффективностью;

Анализ таблицы исходных данных показал, что отмеченные выше геолого-промысловые признаки изменяются в.значительных пределах и имеют также различные единицы измерения: Поскольку мера сходства между объектами зависит от масштаба самих геолого-промысловых признаков, то вся исходная информация преобразовывалась по следующей формуле:

14) max(^) где х^- — нормированное значение геолого-промыслового признака;

Xjj —значение признака в исходной выборке; max (х^) — максимальное значение признака в группе однотипных признаков; К = 1,2,3, ., п, где п — объем выборки. Полученные при этом исходные данные — безразмерные величины, значения которых заключены в интервале от 0 до 1. Оптимальное решение данной задачи должно обеспечиваться и определенным набором геолого-промысловых признаков. Однако при решении данной задачи необходимо определить соответствующий (оптимальный) набор признаков. Для этого следует провести исследования в ряде нефтяных залежей, на основе анализа которых выбрать оптимальные решения.

Для-решения вопроса об оптимальном варианте выделения однородных элементов (геологических тел) в пределах залежей необходимы дополнительные исследования, которые заключаются в проведении гидродинамических и экономических расчетов по каждому из вариантов выделения участков в пределах залежи. На основе анализа и сопоставления технико-экономических показателей разработки по каждому из вариантов, т.е. на основе суперцели, будет решаться вопрос о наиболее рациональном комплексе соответствующих геолого-промысловых признаков для более объективного построения расчетной схемы — модели залежи при подсчете запасов и проектировании разработки.

3. Методика дифференциации трудноизвлекаемых запасов на основе потенциальной продуктивности пласта

Как известно, основные залежи нефти Западной Сибири приурочены к литоло-гически неоднородным коллекторам терригенных отложений юры и неокома. Цитологическая невыдержанность коллекторов, замещение их глинистыми породами, наличие гидродинамических окон создают большие трудности при разделении пород на коллекторы и неколлекторы. Необходимо в связи с этим проведение детальных геологических и геолого-промысловых исследований, позволяющих учитывать различные свойства пластов — коллекторские, физические и эксплуатационные. Только комплексное сопоставление этих свойств позволяет установить и обосновать значение геолого-промысловых параметров, провести дифференциацию в строении продуктивных пластов и залежей нефти. Это в свою очередь, должно отражаться и на дифференциации содержащихся в залежах запасов нефти и методах проектирования их разработки [59].

В связи с вышеизложенным наиболее полно строение продуктивных пластов будут отражать дифференцированные модели пластов и залежей нефти. В связи с этим соответствующая дифференциация запасов нефти представляет собой качественную и количественную оценку распределения запасов в объему залежи с учетом типов пород, геологической неоднородности пластов и содержащихся в них флюидов. Дифференциация запасов нефти может быть проведена по характеру и степени разве-данности площадей, нефтяной и водонефтяной частей залежи, по участкам залежи с однотипным пространственным распределением коллекторов, зонам с развитием различных фильтрационных характеристик пласта и т.д.

Анализ состояния разработки многочисленных эксплуатационных объектов показал, что применяемые на стадии проектирования различные модели залежей нефти обладают серьезными недостатками, т.к. не отражают в полной мере фильтраци-онно-емкостные свойства и неоднородность пластов. Это, в свою очередь, отражается на ошибках в расчетах проектных показателей разработки. В связи с этим наиболее полно строение продуктивных пластов будут отражать дифференцированные модели залежей нефти. Дифференциация запасов нефти представляет собой качественную и количественную оценку распределение запасов в объеме залежи с учетом геологической неоднородности продуктивных пластов и содержащихся в них флюидов. Она базируется на методах детальной корреляции и достоверной оценке нижних пределов продуктивных пород, обосновании кондиционных границ, категорий, участков залежи, различающихся по продуктивности и коэффициентам вытеснения.

Дифференциация запасов осуществляется путем выделения в нефтяной залежи геологических тел, характеризующиеся разными геолого-промысловыми свойствами (проницаемость, нефтенасыщенность, продуктивность, нефтеотдача). Дифференциация запасов нефти может быть проведена по категориям разведанности, пластам, нефтяной и водонефтяной частям залежи, участкам залежи с однотипным пространственным распределением коллекторов, типам коллекторов, зонам различной продуктивности, гидропроводности и т.д. Многообразие методов и критериев дифференциации и способов ее отражения в количественном и качественном видах характеризует > сложность решающей проблемы.

Вопросами дифференциации запасов нефти по их активности и степени вовлечения в дренирование занимались многие исследователи: М.М. Иванова, И.П. Чолов-ский, И.Э. Носенков, В.И. Азаматов, Л.Ф. Дементьев, Э.Д. Мухарский, В.К. Гомзиков, В.Г. Каналин, Ф.С. Акбашев, М.А. Жданов, В.В. Стасенков, Н.М1 Свихнушин и др. [2, 34, 23 и др.]. Их исследования посвящены обоснованию критериев дифференциации запасов. Созданию методики построения дифференцированной модели залежи, и ее использованию при разработке.

3.1. Существующие методы дифференциации запасов

В разных нефтегазодобывающих регионах страны различными исследователями разрабатываются и применяются многочисленные методы дифференциации запасов. Основные из них кратко рассматриваются ниже.

1. Дифференциация запасов нефти по эффективной-нефтенасыщенной толщине.

Этот метод заключается в выделении на месторождении зон с-различной эффективной толщиной коллектора. Как правило, запасы нефти на участках толщиной меньше 2-х метров обычно относят к трудноизвлекаемым. Однако дальнейшие исследования показали, что и в пределах зон с толщиной 10 м и более прослеживаются коллекторы средней и даже низкой продуктивности. Таким образом, недостатком рассматриваемого метода является отсутствие учета фильтрационно-емкостных свойств пласта.

2. Дифференциация запасов нефти по емкостным свойствам коллектора

Эта группа методов базируется на выделение в эксплуатационном объекте практически однородных по коэффициенту пористости элементов, различных по всем остальным параметрам, входящим в формулу подсчета запасов. Дифференциацию запасов нефти производят по картам распределения запасов, приуроченных к небольшим интервалам пористости. На картах выделяют зоны различной плотности удельных запасов нефти. Такие карты позволяют количественно распределить запасы нефти в целом по объекту, а не по отдельным пропласткам.

Таким образом, и в этом случае не учитываются фильтрационные особенности пласта, которые будут соответствовать каждой из выделенных групп пористости, а следовательно, не учитывается и степень их участия в извлечении запасов нефти.

3. Дифференциация запасов нефти по изменчивости фильтрационных свойств коллектора.

Эти методы основываются на выделении групп пластов различной проницаемости, для чего в пределах залежи строят карты распределения проницаемости по зональному принципу. Однако без учета эффективной толщины пласта такая карта не всегда определяет производительность эксплуатационного объекта. С целью учета эффективной толщины проводят дифференциацию коллектора по параметру К1фН (проводимость пласта), отражающему произведение эффективной толщины пласта (Н) на его проницаемость (Кпр). При дифференциации запасов используют карты параметра ^ КпрН, построенные тоже по зональному принципу (И.Э. Носенков, 1974). Однако современные методы ГИС не обеспечивают высокой достоверности определения ^ КпрН, а кернового материала обычно также недостаточно. Кроме того, не учитывается влияние вязкости нефти, которая иногда изменяется в широких пределах.

Для учета физических свойств пласта, его толщины и насыщающих флюидов И.П. Чоловским (1996 г.) были предложены карты пьезопроводности пласта, отражающие распределение фильтрационных свойств коллекторов в пределах залежи. Однако надежные сведения о гидропроводности продуктивного пласта не всегда можно получить при одновременно совместной разработке нескольких пластов. Поэтому для определения этой величины зачастую используют косвенные методы.

4. Дифференциация запасов нефти по продуктивности пород-коллекторов

Эти методы основываются на том, что коэффициент продуктивности дает наиболее полную информацию о добывных возможностях продуктивных пластов и поэтому его можно использовать в качестве обобщающего показателя как неоднородности, так и производительности пласта. Величина его зависит от многих геолого-физических и технологических факторов [2, 3, 34, 41 и др.]. С помощью указанного способа дифференциации запасов можно получить представление как об их количественном, и так и качественном распределении по площади и разрезу залежи. Однако возможность оценки коэффициента продуктивности не исчерпывается только перечисленными факторами. Она может быть выполнена по ГИС с учетом пластической деформации пласта-коллектора в процессе разработки в связи с падением пластового давления в ПЗП на ее первом этапе и изменением структуры коллекторов.

Из вышеизложенного видно, что основной причиной дифференциации запасов нефти является учет неоднородности фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов-коллекторов и физико-химических свойств пластовых жидкостей по площади и разрезу нефтяной залежи.

Дифференциация запасов не является постоянной, она изменяется и усложняется в процессе разработки залежи, детального изучения параметров, по которым определяются запасы. В результате происшедших изменений появляется возможность использовать для оценки запасов нефти не средних, а дифференцированных значений геолого-промысловых параметров, установленных на основе построенных корреляционных схем кар толщин, карт ФЭС, зональных карт. Наиболее детальная дифференциация запасов осуществляется на этапе анализа состояния разработки, имеющего целью достижения наиболее полного охвата их выработкой и максимально возможной нефтеотдачи.

3.2. Дифференциация запасов на основе потенциальной продуктивности пласта

Одной из важных задач дифференциации запасов нефти по особенностям распределения какого-либо свойства горных пород является определение (обоснование) граничных значений, на основе которых будут выделятся различные классы коллекторов. Так например, при дифференциации запасов горизонта Ю2 Западной Сибири [51] рассмотрено разграничение коллекторов на три группы: низкопродуктивные, среднепродуктивные и относительно высокопродуктивные. Определение «относительно» используется для того, чтобы показать, что эти коллекторы, которые мы называем высокопродуктивными, являются таковыми только на фоне общей низкой продуктивности горизонта Ю2. При сравнению с продуктивностью пластов неокома назвать их высокопродуктивными нельзя. Дело в том, что для выделения «относительно» высокопродуктивных коллекторов для месторождений Западной Сибири используются значения коэффициентов продуктивности равное 2 т/(сут*МПа), которое, безусловно, является довольно низким для коллекторов неокома.

Величина 2 т/(сут*МПа) выбрана.авторами [51] в качестве граничных из физических соображений. При анализе геолого-промысловых материалов было замечено, что при К<2 т/(сут*МПа) для пласта Ю2 значения потенциального и фактического коэффициентов продуктивности мало различаются. Точнее это можно сформулировать в терминах отношения продуктивности (ОП) фактической и потенциальной. Было установлено, что при К<2 т/(сут*МПа) ОП близко к 1. Такая же закономерность отмечается и для горизонта Ю2 Омбинского месторождения. На рис. 3.1 видно, что при значениях потенциального коэффициента продуктивности выше 2 т/(сут*М11а), фактические значения значительно отличаются от потенциальных. Это объясняется тем, что при повышении фильтрационных свойств коллекторов, т.е. при повышении их продуктивности, происходит более сильное загрязнение прискважин-ной зоны пласта и, следовательно сильно ухудшается связь скважины с пластом. При более низких значениях потенциальной продуктивности загрязнение прискважинной зоны происходит в меньшей степени, поэтому фактические и потенциальные продуктивности мало различаются - ОП при этом близко к 1. Эго видно и по данным таблицы 3.1, где приведены значения ОП для эксплуатационных скважин, а также табл. 2.5.

В табл. 3.1 приведено еще две градации с граничным значением 0,4 т/(сут*МПа). Это значение выбрано на основе выявления особенностей связи коэффициента потенциальной продуктивности с капиллярным давлением [53]. По результатам исследований (Каналин В.Г., Большаков Ю.Я. и др.) с увеличением капиллярного давления от 0,2 до 3,5 МЛа величина коэффициента продуктивности практически не изменяется, т.е. продуктивность здесь связана не с капиллярными силами, а с запасами нефти, находящихся в трещинных коллекторах.

РисЗЛ Зависимость коэффициента продуктивности от коэффициента проводимости для пласта ЮС2 Омбинского месторождения 6

I"5

К | 4 5

I 3

I = 2 £ и

I I

1 1 4 ♦ ♦ * + 1

0.05

О.! 0.15 0.2 0.25 коэффициент проводимости Кпр*Н>. нкм**м Кпрол фактический

К про л иотешшальнын

Заключение

В практике разведки и разработки нефтяных месторождений известно большое количество примеров успешного применения отдельных методов геологического моделирования пластов и залежей для рационального решения целого ряда задач нефтепромысловой геологии. В то же время- известно весьма ограниченное количество работ, раскрывающих суть влияния седиментологических факторов на особенности строения, структурные характеристики и коллекторские свойства пластов применительно к целям геолого-промыслового моделирования и дифференциации запасов нефти, проектирования и совершенствования, систем разработки эксплуатационных объектов сложного геологического строения.

Для горизонта Ю2 прослежена взаимосвязь условий осадконакопления/ фильтрационно-емкостных характеристик, послойной и зональной неоднородности продуктивных пластов.- При этом определяющим фактором предпочтительного комплексного использования геолого-промысловых методов исследований в совокупности с палеогеографическим методом является возможность обоснованного прогноза распространения зон с определенными геолого-физическими свойствами как в пределах нефтегазоносных районов, так и в пределах отдельных залежей и участков.

Таким образом, можно сформулировать общие принципы методологии дифференцированного геолого-промыслового моделирования на базе использований лито-лого-палеогеографических построений в процессе подготовки месторождений к подсчету запасов и проектированию разработки, а также регулированию и совершенствованию систем разработки.

На первом этапе, в процессе промышленной, разведки, по комплексу л отологических и геофизических данных производится детальное расчленение разрезов скважин, выделение зональных интервалов и их площадная корреляция; устанавливаются основные фациальные типы отложений, определяются их генетические признаки. Обосновываются эталонные геолого-петрофизические разрезы и электрометрические модели фаций.

На втором этапе, при подсчете запасов и подготовке месторождений к разработке, с учетом всех имеющихся геологических материалов, устанавливаются закономерности распространения палеогеографических зон, а также литологические факторы, определяющие фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов, выделяются участки в пределах залежей, однородные по комплексу геологических и геолого-промысловых признаков. Анализ данных, полученных в результате комплексных исследований, позволяет на основе выявленной зональности обосновать дифференциацию запасов нефти и расчетную (дифференцированную) модель залежи.

На третьем этапе, в процессе разработки при разбуривании залежи добывающими и нагнетательными скважинами исходная модель с учетом всей поступающей геолого-промысловой информации постоянно уточняется, а в отдельных случаях и переосмысливается, т.е. по своей сути является адаптивной моделью. Распространение отдельных фациальных зона этом этапе устанавливается по сетке эксплуатационных скважин с использованием эталонных разрезов, причем геолого-физические свойства эталонного разреза переносятся на фациальную зону в целом и дополняются поступающей промысловой информацией. В итоге, на основе полученной комплексной дифференцированной* модели залежи обосновываются рекомендации, по совершенствованию систем разработки эксплуатационных объектов, по вариантам рационального извлечения нефти из изучаемых залежей.

Как отмечалось выше целью настоящей работы является геолого-промысловая и геолого-экономическая оценка запасов и ресурсов в низкопродуктивных пластах, а также геолого-экономическая оценка предлагаемых методов добычи трудноизвлекае-мых запасов нефти из залежи пласта Ю2. В рамках этой тематики выполнены геолого-промысловые исследований по объекту Ю2 Омбинского, Тайлаковского, Полуньях-ского, Усть-Тегусского и Северо-Демьянского месторождений. В целом на основе использования первичных геологических, промыслово-геофизических, геолого-промысловых, геолого-математических, геолого-экономических, технико-экономических материалов, результатов разработки изучаемой залежи и их комплексной .интерпретации получены следующие основные научные и практические результаты.

1. Изучены основные закономерности распространения залежей горизонта Ю2 пределах изучаемой площади и прилегающих нефтегазоносных областей.

2. Проведена оценка методики детальной корреляции низкопроницаемых, низкопродуктивных пластов со значительной геологической неоднородностью. Изложены основные принципы детальной корреляции сложнопостроенного горизонта оценка фациальной обстановки, сопоставление разрезов, изучение биостратиграфии).

3. Проведено изучение геолого-промысловых особенностей залежей в горизонте Ю2.

4. Рассмотрена методика и выделение участков в пределах залежей, однородных по комплексу геолого-промысловых признаков, дифференциация на этой основе запасов нефти по величине потенциальной продуктивности.

5. Построена геолого-промысловая модель изучаемых залежей на основе картирования основных характеристик пластов и применения современных вероятностно-статистических методов.

6. Рассмотрены эффективные технологии добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из залежей горизонта Ю2 и методов повышения нефтеотдачи.

7. Проведено обоснование вариантов рентабельной добычи нефти из залежей горизонта Ю2. Наиболее оптимальны технологии бурения скважин с боковыми стволами, при этом разбуривание следует начинать в первую очередь с участков высокой продуктивности (выше 2,0 т/сут*МПа).

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Разяпов, Радий Киньябулатович, 2009 год

1. Абрикосов И.Х., Марков H.H., Шурубор Ю.В. и др. Геометризация залежей с применением ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа и доразведке месторождений //ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтегазовая1 геология и геофизика». - 1975, №3.

2. Азаматов В.И., Гусев B.Mi Методическое руководство по дифференциации пород на коллекторы различной продуктивности по промысловым и геофизическим данным. Пермь, изд. Пермь НИПИнефть. 1975.

3. Азаматов В.И., Свихнушин Н.М. Методы изучения неоднородных коллекторов в связи с оценкой запасов нефти и газа. М.: Недра, 1976. С. 140.

4. Азаматов В.И., Рыжик В.М., Халимов Э.М.Проблемы прогнозирования качества неразведанных запасов и ресурсов нефти. //Экспресс-информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1991, вып. 5.

5. Ахияров В.Х., Ахияров A.B., Поляков Е.Е. Разработка методики идентификацииь фациальных обстановок формирования продуктивных отложений, по геолого-геофизическим данным. Сборник трудов ВНИИ Геоинформсистем, М., 1997.

6. Ахияров A.B. Оценка неоднородности средне-верхнеюрских отложений СевероЮрьевского месторожденияшо данным ГИС. «Геофизика» № 2 1997. С. 54-59.

7. Ахияров А. В. Критерии интегрированного анализа для оценки неоднородности терригенных отложений прибрежно-морского генезиса. «Геология нефти и газа» № 10 1997. С. 42-44.

8. Ахияров А. В. Электрометрические образы фаций: их единство во времени и в пространстве. «Геофизика» № 6 2005 г. С. 30-34.

9. Барков С.Л., Каналин В.Г., Дорошенко A.A., Белкина В.А. и др. Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Тюмень, Вектор Бук, 1999. С. 212.

10. Ю.Большаков Ю.Я. Теория капиллярного нефтенакопления. Новосибирск, Наука, 1995.-С. 182.

11. Бриллиант Л.С., Клочков A.A. Основные результаты применения технологий по извлечению запасов нефти пласта AB/"2 «рябчик» //Нефтяное хозяйство. 1997, №10.

12. Бриллиант Л.С., Шарифуллин Ф:А., Малышева.Л.И., Шпуров И.В., Александров В.М. Оценкач вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти пласта ABi1"2 //Нефтяное хозяйство. 2000, №9. С.36.

13. Буш Д. А. Литологические и стратиграфические ловушки-в песчаниках (методика исследований). М.: Мир, 1977.

14. Буялов H. И., Наливкин В. Д. Методы оценки перспектив нефтегазоносности. — М.: Недра, 1979. С.332.

15. Быков Н.Е., и др. Справочник по нефтепромысловой геологии. -М.: Недра, 1981. С.525.

16. Венделыитейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов. М.: Недра, 1978. С. 3181.

17. Виленский П.Л., Лившиц В.Н. Оценка эффективности инвестиционных проектов. -М.: «Дело», 1998. С. 247.

18. Головнина Л.А., Зубарев А.Н. Об оценке экономической эффективности привлечения инвестиций в нефтегазовую промышленность //Основные результаты научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. Тюмень, СибНИИНП, 1996.

19. Григулецкий В.Г., Коротков C.B. Основные аспекты разработки трудноизвлекае-мых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. — 1997, №10.

20. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной'горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. 1992, №10. — С.10.

21. Дахнов В.Н., Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A. и др. Временное методическое руководство по определению подсчетных параметров геофизическими методами для подсчета запасов нефти и газа. М., 1978. - С.512.

22. Джилмен Дж.Р., Джаргон Дж.Р. Оценка поведения горизонтальных скважин с учетом показателей по вертикальным скважинам// Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1992, №10. - С.24.

23. Дифференциация запасов нефти в неоднородных коллекторах /Жданов М.А., Азаматов В.И., Гудков Е.П., Гусев В.М.: Недра, 1982.

24. Долицкий В.А. Геологическая интерпретация материалов.геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1966.

25. Дорошенко A.A. Классификация геологических объектов методом последовательного проектирования // Тр. ТИИ. Тюмень, 1975, вып. 46.

26. Дорошенко A.A. Методы геолого-промыслового изучения нефтяных залежей на основе дискретно-непрерывных залежей. Тюмень, «Вектор Бук», 1999.

27. Жданов М:А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1982. С. 453.

28. Жилин Н.И., Шпуров И.В. Плотность сетки и системы размещения горизонтальных скважин при проектировании разработки трудноизвлекаемых запасов пласта1 2

29. ABi " «рябчик» Самотлорского месторождения// Нефть и газ. Тюмень, Тюм ГНГУ, 2000, №1.

30. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1997. С. 383.

31. Казаков A.M., Девятое В.П., Смирнов JI.B. Индексация пластов группы «Ю» в нижне-среднеюрских отложениях Западной Сибири. Новосибирск, СНИИГ-ГИМС, 1992.

32. Каналин В.Г. Интерпретация геолого-промысловой информации при разработке нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1984. С. 184.

33. Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А. и др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 2006. С. 272.

34. Качалов О.Б. и др. Влияние степени разгрузки пластов в процессе бурения на продуктивность скважин// Строительство скважин на суше и на море.- 1989, №1.

35. Конибир Ч.Э.Б. Палеогеоморфология нефтегазоносных песчаных тел. — М. : Недра, 1979. С. 256.

36. Конторович А. Э., Нестеров И. И., Салманов Ф. К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. -М.: Недра, 1975. С. 680.

37. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазовых областей Западной Сибири. М.: Недра. - М. 134.

38. Лысенко ВгД., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1975. С. 174.

39. Методическое руководство по дифференциации терригенных пород на коллекторы различной продуктивности по промысловым и геофизическим данным. Пермь: ПермьНИПИнефть, 1975'.

40. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика около скважинных зон. -М.: Недра, 1996. С. 350.

41. Муромцев В. С. Электрометрическая геология песчаных тел литологических ловушек нефти и газа. - Л. : «Недра», 1984. С. 260.

42. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник. Под редакцией М.М. Ивановой. -М.: АО «ТВАНТ», 1994. С. 280.

43. Отчет о НИР: «Проект пробной эксплуатации Северо-Демьянского месторождения». Тюмень ТННЦ. 2005. С. 491.

44. Отчет о НИР «Подсчет геологических запасов нефти и растворенного газа'Урнен-ского и Усть-Тегусского месторождений». ГП ХМАО-Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им В.И. Шпильмана» : Тюмень, 2006. С. 224.

45. Отчет о НИР: «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Тайлаковского месторождения Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области по состоянию на 1.01.98 г.», Тюмень 1998. С. 193.

46. Отчет о НИР: «Геолого-промысловая, экономическая оценка и разработка методов добычи трудноизвлекаемых запасов нефти из пласта Ю2 Омбинского месторождения» /Каналин В.Г., Дорошенко A.A., Волков A.M. и др. Тюмень. 2001. С.367.

47. Отчет о НИР: «Технологическая схема опытно-промышленной разработки По-луньяхского месторождения». Тюмень ТННЦ. 2005. С. 287.

48. Отчет о НИР: «Подсчет запасов нефти и растворенного газа Полуньяхского месторождения Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (по состоянию на 1.07.2000 г.)». Тюмень ГУЛ НАЦ PH ХМАО. 2000. С 175.

49. Оценка потенциальных и перспективных ресурсов УВ на территории Демьянского проекта. // ГП ХМАО-Югры «Научно-аналитический центр рационального недропользования им В.И. Шпильмана» : Тюмень, 2004. С. 361.

50. Приобская нефтяная зона Западной Сибири: Системно-литмологический аспект/ Ю.Н. Карагодин, C.B. Ершов, Р.К. Разяпов и др. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. С. 250.

51. Разяпов Р.К. Оценка эффективных современных технологий регулирования разработки нефтяных залежей горизонта Ю2 юга Тюменской области. Журнал «Бурение и нефть», М. 2008, № 10. С. 30-32.

52. РД 39-00147275-028-96 Временное методическое руководство по технологии бурения боковых направленных стволов из обсаженных скважин. Уфа, 1996.

53. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго РФ, 1996. С. 110.

54. Рединг Г.Х. и др. Обстановки осадконакопления и фации (в 2-х томах). М.: Мир, 1990. С. 738.

55. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений западной Сибири. Новосибирск, 2003. С. 113.

56. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопродуктивными коллекторами. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: ВНИИНефть, 1996.

57. Халимов Э.М. Геотехнологии разведки и разработки нефтяных месторождений. Избранные труды. Москва, 2001. С. 601.

58. Черемисин H.A., Сонич В.П., Батурин Ю.Е., Дроздов В.А. Условия формирования остаточной нефтенасыщенности в полимиктовых коллекторах при их заводнении //Нефтяное хозяйство. 1997, №9. С.40-45.

59. Шпуров И.В. Сравнительный анализ результатов применения различных техноло1 0гий разработки пласта ABi " «рябчик» на Самотлорском месторождении //Нефть и газ. Тюмень, Тюм ГНГУ, 2000, №3.

60. Элланский М.М. , Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей в нефтегазовой геологии. -М.: Недра, 1999. С. 205.i