Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сугаипов, Денис Асадуллаевич

• Сугаипов, Денис Асадуллаевич
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сугаипов, Денис Асадуллаевич

СОДЕРЖАНИЕ.

СПИСОК РИСУНКОВ.

СПИСОК ТАБЛИЦ И ПРИЛОЖЕНИЙ.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Регулирование эффективности разработки нефтяных месторождений горизонтально-направленными скважинами»

Обоснование выбора темы.21

Формулировка цели.26

Основные задачи исследования.27

Методологические основы исследования; объекты и предметы исследования. 27

Теоретическая значимость работы и научная новизна.29

Практическая ценность результатов.30

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сугаипов, Денис Асадуллаевич

3.9. Выводы по главе

На основании построения двухмерной модели двухфазной фильтрации были исследованы процессы фильтрации и выявлены зависимости влияния схем размещения ГС на охват пласта дренированием и воздействием, а также был- проведен- анализ- разработки объекта- разработки, разбуренный- ГС. Результаты моделирования позволили сформулировать предложения по улучшению технологических показателей разработки и перейти к опытно-промышленным испытаниям.

На основе построения математических моделей разработки нефтяных месторождений была проведена оценка эффективности предложенных автором технологических схем для условий Лозинского участка Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятий Мишкинского месторождений. Первый объект не вовлечен в разработку из-за низких проектных технико-экономических показателей. Анализ полученных результатов показывает, что предложенные технологические решения позволяют увеличить коэффициенты охвата пласта воздействием, уменьшить количество скважин, не приводят к снижению темпов отбора и к преждевременному прорыву воды. Коэффициенты нефтеизвлечения для предложенных технологических схем соответственно на 5 %, 8 %, 6 % и 7 % выше, чем для базовых вариантов с применением горизонтальных добывающих скважин и вертикальных нагнетательных скважин, размещенных по «пятиточечной схеме».

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ОХВАТА ПЛАСТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГС

В четвертой главе приведены результаты опытно-промышленных испытаний предложенных технологических решений на нефтяных месторождениях УР и Западной Сибири, а также созданные при выполнении работы методические подходы.

4.1. Гидродинамические карты разработки

Предложен методический подход по построению гидродинамических карт разработки, включающих карты изобар, карты нефтенасыщенности и алгоритм построения карт изоградиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки и обосновывать выбор сетки скважин. Подход использован при проведении анализа разработки Южно-Киенгопского и Верх-Тарского месторождений и позволил выявить недостатки реализованных систем разработки и предложить технологические решения для регулирования их эффективности.

4.2. Карты изоградиентов давлений

Предложен алгоритм построения карты изоградиентов давления, позволяющий расширить возможности гидродинамических моделей разработки; и обосновывать выбор размещения сетки скважин.

На основании формулы [95] для определения градиентов давлений в декартовой системе координат: г р p V ïp V

Jn I M-l.y 1-1,1 . 1,/t-l 1,1-1 , , gradP" = УГгХх-J j • ( 77 > где gradPi j - градиент давления в определяемой точке; i,j - координаты узлов сетки;

X, Y - расстояние между узлами сетки в направлениях л; и у.

Для расчета используются карты текущих пластовых делений, полученные с помощью данных о забойных давлениях в добывающих и нагнетательных скважинах. Алгоритм нашел применение при определении целиков нефти, образующихся в процессе разработки нефтяных месторождений без создания постоянно-действующих гидродинамических моделей и воссоздания истории разработки залежей нефти.

4.3. Определение коэффициента охвата

Впервые предложен методический подход к определению коэффициента охвата пласта дренированием и воздействием по площади невыработанных целиков, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти.

Методический подход состоит в следующем.

1. На основании данных о забойных давлениях в добывающих и нагнетательных скважинах и данных о пластовом давлении на контуре питания строится карта текущих пластовых давлений (изобар).

2. На основании лабораторных данных о величине градиента сдвига нефти, либо на основании данных полученных по зависимостям [83] использующих данные о вязкости нефти строится карта равных градиентов сдвига нефти.

3. На основании алгоритма расчета градиента давления строится карта изоградиентов пластовых давлений.

4. Строится карта разностей карт изоградиентов пластовых давлений и карты градиента сдвига нефти. Отрицательные области на карте свидетельствуют об отсутствии фильтрации в данных зонах.

5. Производится суммирование общей площади областей с отсутствием фильтрации флюида.

6. Рассчитывается коэффициент охвата дренированием как отношение площади областей дренирования к общей площади объекта.

В случае отсутствия многочисленных данных о градиенте сдвига нефти -градиент сдвига принимается равным по объекту.

Для определения коэффициента охвата пласта воздействием также необходимо знать коэффициент вариации значений градиента давления, чем меньше отклонения градиентов давлений от среднего, тем более равномерен процесс вытеснения и меньше вероятность получения прорывов воды, а значит выше коэффициент охвата. В Таблица 28представлен расчет охвата пласта для Южно-Киенгопского месторождения по двум вариантам.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате работы разработаны и научно обоснованы подходы к повышению эффективности разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых горизонтальными скважинами, включающие выбор размещения, плотности сетки, длины; диаметра ствола скважин в зависимости от геолого-физических характеристик коллектора и оценку эффективности разработки нефтяных залежей методом построения трехмерной; трехфазной математиче ской модели.

На основании проведенных исследований получены следующие результаты:

1. Предложен алгоритм построения карт разработки нефтяных месторождений, повышающий информативность и расширяющий возможности применения гидродинамического моделирования для регулирования эффективности разработки, обоснования вариантов размещения скважин и прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений.

2. На основе проведенного анализа теории и практики разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, предложенным методом построения; гидродинамических" карт разработки; получены зависимости величины градиентов давления от размещения скважин: Минимальным потерям давления в пласте соответствует величины градиентов давлений с минимальными отклонениями от среднего, что достигается при? параллельном размещении горизонтальных стволов скважин. Постоянство значений4 градиента давлений по величине выражает равномерность дренирования пласта, характерную для замкнутых кольцевых элементов, стягивающих контур нефтеносности.

3. Впервые предложена; методика определения коэффициента охвата пласта воздействием основанная на расчете площади застойных зон, в которых величина градиента давления ниже величины градиента сдвига нефти, учитывающая протяженность зоны дренирования и зональную неоднородность разрабатываемой залежи.

4. Предложена формула для расчета дебитов горизонтальных скважин в условиях анизотропных, расчлененных коллекторов на основе модели работы скважины, отдельными интервалами. Разработана методика интерпретации кривых восстановления давления для определения фильтрационно-емкостных характеристик пласта.

5. В работе установлено^ что увеличение диаметра горизонтального ствола приводит к уменьшению влиянию скин-фактора и, к пропорциональному увеличению дебита в сравнении с вертикальной скважиной. При применении параметра приведенного диаметра скважины, фактический дебит горизонтальной скважины совпадает с проектируемым и превышает значения, рассчитанные по общепринятым подходам.

6. Получена зависимость стоимости горизонтальных скважин от длины горизонтального участка; для обоснования оптимальной протяженности горизонтального ствола. Зависимость описывается линейной функцией- и позволяет определять коэффициент удорожания бурения ствола скважины с набором угла до 90 градусов и изменении длины.

7. Анализ зависимостей градиентов давлений полученных на основе двухмерных двухфазных гидродинамических моделей от длины горизонтального ствола для различных схем размещения скважин и методики расчета охвата пласта найдена зависимость величины охвата пласта дренированием и воздействием от протяженности горизонтального ствола для рядного лобного, рядного шахматного размещения скважин. Установлено, что увеличение относительной протяженности горизонтальных стволов в площадных схемах размещения ГС более 0,5 отн. ед. не приводит к увеличению производительности системы разработки, а в однорядных схемах размещения производительность растет практически линейно с увеличением длины ствола ГС. Определено, что однорядная шахматная схема размещения ГС значительно превосходит остальные схемы с точки зрения охвата пласта, а также имеет возможность разуплотнения сетки скважин за счет значительной эффективности при относительной протяженности горизонтальных стволов менее 0,6 отн. ед.

8. Аналитическими и экспериментальными исследованиями' получена зависимость количества скважин в элементе разработки от коэффициента подвижности нефти. Установлено, что при значениях М < 3 эффективно применение горизонтальных нагнетательных скважин, а при М < 0,5 их применение эффективно только в сочетании с вертикальными добывающими скважинами.

9. Найдена зависимость между длинами горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин от коэффициента подвижности нефти для рядных систем размещения. Определен диапазон величин коэффициента подвижности нефти 0,4 - 2,5 отн. ед., при котором максимальный охват пласта дренированием и воздействием достигается только при применении добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин.

10. Предложен способ разработки нефтяных месторождений по регулированию эффективности разработки нефтяных месторождений в зависимости' от геолого-физических характеристик пласта; На основе предложенного способа созданы технологические решения разработки верейских объектов' Есенейского, Ижевского и Черепановского и Боткинского поднятия Мишкинского месторождений. Оценка эффективности предложенных решений методом построения и анализа трехмерных гидродинамических моделей подтвердила увеличение коэффициента охвата пласта, коэффициента нефтеизвлечения в 1,3 раза, уменьшение капитальных вложений на 10 %, увеличение индекса прибыльности В! 1,7 раза; по сравнению с проектными вариантами и обосновала возможность их рентабельной разработки.

11. Внедрение рекомендаций по разработке верейского объекта Южно-Киенгопского месторождения позволило:

- за 2 года дополнительно добыть за счет эффекта от регулирования разработки 31 тыс. т. нефти, что составляет более 30 % от добычи нефти по объекту. Коэффициент охвата по юго-восточной части месторождения, разбуренной ГС растет в 2 раза при варианте с регулированием разработки, за счет этого в целом по объекту прогнозируется увеличение КИН на 28%, с 0,43 до 0,55 д.ед.

- за счет регулирования эффективности показатели разработки сохраняются на уровне проектных без бурения оставшихся по проекту 5 ВС и без осуществления еще 6 переводов скважин с нижележащих объектов, что составляет экономию 30 % проектных капитальных затрат.

12.Разработка пласта Ю1 Верх-Тарского месторождения ГС подтвердило выводы о низкой эффективности системы разработки с применением добывающих горизонтальных скважин и вертикальных нагнетательных в условиях дренирования залежей низковязкой нефти. Опыт первых четырех лет промышленной эксплуатации месторождения показал необходимость создания активной системы поддержания пластового давления. Применение горизонтальных скважин в качестве нагнетательных при разработке низковязких нефтей позволяет кратно увеличить приемистость нагнетательных скважин и сохранить начальные высокие дебиты добывающих вертикальных скважин за счет компенсации отбора закачкой с самого начала разработки и недопущения падения пластового давления в зоне отбора.

13.Эффективность методики определения зон пласта неохваченных воздействием подтверждена комплексом геолого-технических мероприятий на Лудошурском и Южно-Киенгопском месторождениях У Р. Суммарный прирост суточной добычи составил 425 т/сут, при начальной суточной добыче 750 т/сут. Суммарный эффект в дополнительно добытой нефти составляет 148 тыс. т. за 1,5 года. Методика определения целиков нефти; позволяет проводить эффективные работы по зарезке боковых горизонтальных стволов на поздней стадии разработки, как в условиях массивных залежей, так и в условиях разработки пластовых залежей при активной системе поддержания пластового давления. Научное обоснование потенциальных зон заложения БГС позволяет значительно повысить КИН «старых» месторождений, вместе с тем увеличить добычу нефти за счет реанимации бездействующего и нерентабельного фонда.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сугаипов, Денис Асадуллаевич, 2004 год

1. Савельев В., Богомольный Е., Берлин А., Струкова Н;, Опыт проектирования и разработки низкопродуктивных объектов с применением горизонтальной технологии бурения // Бурение.- 2001. № 2. С.48-53.

2. Лысенко. В. Д. Проблемы- разработки- нефтяных месторождений, горизонтальными скважинами //Нефтяное хозяйство. 1997. № 7. С. 19-241

3. Волков Ю. А., Карпова Л. Г., Муслимов P. X. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта использования горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений. Сб. тр./Международная конференция Казань 94. Т.З, стр. 837-846.

4. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами II М.: Недра, 1964.

5. Григорян A.M. Разветвленные-горизонтальные скважины // Нефтяное хозяйство.- 1976. № 11. С. 19-22.

6. Giger P.M., Reiss L.H., Jordan A.P. The Reservoi Engineering Aspects of Horizontal Drilling // SPE -p. 16-18.

7. Дж.-Ф. Жианнезини Причины широкого распространения горизонтального бурения // Нефтепромысловое дело.-1997. № 3. С. 15-19.

8. Кудинов В. И., Сучков Б. М. Новые технологии повышения добычи нефти. -Самара: Кн. изд-во, 1998. С. 29.

9. Полубаринова-Кочина П. Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // Прикладная математика. 1956. - Т. XX. Вып. 1.

10. Чарный И. А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1948 Пирвердян А. М. Фильтрации к горизонтальной скважине // Тр. АзНИИДН. -1956.-Вып. 3.

11. Пилатовский В. П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Подземная гидродинамика и разработка нефтяных месторождений // Труды ВНИИ. 1961. - Вып. XXXII.

12. Меркулов В. П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в ласте конечной мощности // Изв. Мин-ва высшего образ. СССР. Сер. Нефть и газ.-1958.-№3.

13. Ювченко Н. В. Приток горизонтальной скважине при линейно-параллельной системе заводнения. М.: ОНТИ. Деп. в ВНИИОЭНГ, 1989, № 1705.

14. Борисов Ю. П., Пилатовский В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. — 284 с.

15. Renard G. I., Dupuy J. М. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology. Paper SPE, Feb. 1990., Joshi S. P. Horizontal well technology. - Oklahoma, 1991.

16. Сравнительная оценка характеристик горизонтальных и вертикальных скважин World Oil. 1992, IV. -Vol. 213.Ng4. - P. 67-72 Референт К.Ф Кротков.

17. Spivey J. P., Lee W. J. Fundamentals of type curve analysis // Petroleum Engineer. 1997. - Sept. - Pp. 63-70.

18. Актисанов В. А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. -2002. №2. С.56-59.

19. Савельев В.А., Зубов Н. В. Описание методики расчета проектных показателей разработки месторождений* с применением горизонтальных скважин / Отчет НИР УдмуртНИПИнефть. 1999 г. С.87.

20. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных пластов вертикальными и горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. 2001. № 2. С.5-14.

21. Григулецкий В. Г., Коротков С. В. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин // Нефтепромысловое дело. 2000- №: 6. С.2-14.

22. Савельев В.А., Берлин А. В., Струкова Н. А. Технико-экономическое обоснование бурения боковых горизонтальных стволов на турнейский объект разработки Байтуганского месторождения (отчет). "УдмуртНИПИнефть",-Ижевск.-1999.- 96 с.

23. Богданов В. Л. Перспективы разработки месторождений ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ» с применением системно-комплексной технологии нефтеизвлечения // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 8. С.25-32.

24. Черных В. А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа // Нефтепромысловое дело.- 1999. №6. С.5-7.

25. Лысенко В. Д. Эффективность применения двухзабойных горизонтальных скважин // Нефтепромысловое дело.- 2001. № 9. С.3-9.

26. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет. / Б. Т. Баишев, В. И. Подлапкин. // Тр. / ВНИИ. -М.:1994. Вып. 117.- С. 106-113.

27. Кагарманов Н. Ф. Горизонтальные скважины важный резерв повышения эффективности нефтяного производства. Фундаментальные проблемы нефти и газа. Всесоюзная конференция. М.: 1996. Т. 3., С.78-94.

28. Малюгин В:М., Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Просвирин A.A., Борисов А.П., Савельев В.А. Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" Способ разработки нефтяной залежи с использованием горизонтальных нагнетательных скважин 29.08.2000.

29. Исхаков И: А., Родионов В. П. Разработка мелких нефтяных месторождений на территории Республики Башкортостан/ Сборник докладов 4 Международной конференции по горизонтальному бурению. Ижевск, 1999 г. С.142-148;

30. Майер Б. М. Плотность сетки и системы размещения горизонтальных скважин при проектировании разработки трудноизвлекаемых запасов пласта. АВ11-2 "рябчик"'Самотлорского месторождения // Вестник высших учебных заведений. Нефть и газ.- 2000. № 5. С.34-34.

31. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Савельев В. А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство.- 1998. № 3. С. 29-32.

32. Медведев Н. Я., Саркисянц Б. Р. Результаты проектирования и разработки объекта АС4-8 Федоровского месторождения с применением горизонтальных скважин. В сб. - Нефть Сургута. Тр. ТФ "СургутНИИПИнефть". - М., 1997 г.

33. Волков Б. П. Сравнительный анализ результатов применения различных технологий разработки пласта AB 11-2 "рябчик" на Самотлорском месторождении // Известия вузов. Нефть и газ.- 2000. № 5. С.24-29.

34. Волков Б.П., Галлямов К.К., Кульчинский В.В. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. // Нефтяное хозяйство.-1997. № 6. С.41-42.

35. Нуряев А. С., Батурин Ю. Е., Исаченко В. М., Сонич В. П., Юрьев А. Н. Эксплуатация скважин с боковыми стволами на месторождениях ОАО "СУРГУТНЕФТЕГАЗ" // Нефтяное хозяйство. -2002. № 8. С.13-19.

36. Кудинов В. И., Богомольный Е. И., Дацик М. И., Сучков Б. М., Савельев В. А., Струкова Н. А. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1998: № 3. С. 25-30.

37. Сериков Ю. И., Миронов Т. П. К вопросу о добыче нефти и газа* горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. -1998. №6. С.24.

38. Сургучев М. Л., Табаков В. П., Киверенко В. М.Состояние и перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. -1999. №8.С. 14-19:

39. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование выбора: конструкции горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2002. №5. С. 102-107.

40. Сохошко С. К., Грачев С. И. Оптимизация траектории добывающих скважин в интервале продуктивного пласта с учетом его анизотропии // Нефть и газ.-2002. №2. С.59-62.

41. Мукминов И. Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине: Тез. докл. Междунар. науч.-техн. конф. "Проблемы нефтегазового комплекса России". — Уфа. 1998. —С. 20-21.

42. Балуев А. Б. Обобщение опыта эксплуатации ГС в Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. -2002. №2. С. 19-27.

43. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело.- 2001. №3. С.2-5.

44. Performance of horizontal wells in the Helder Field./ P. J. Murphy// JPT. 1990, June, №. 6. - p. 792-800.

45. The first longterm horizontal-well test in the Troll Thin oil zone / S.C.Lien, K.Seines, S.O.Havig.// JIT.- 1991.- 43, № 8.- p. 914-917, 970-973.

46. Using LWD to drill horizontally above oil/water contacts./ Trusty J.,Emmet L.//World Oil.- 1992, III.-Vol. 213, № 3!- p.41-42,44.

47. B:A. Брагин, B.E. Орел, П.И. Челпанов Разработка залежи нефти на ЮжноКарской площади многозабойными скважинами. // Нефтяное хозяйство.- 1961. №2. С. 15-19.

48. Касумов А.М; Заводнение нефтяного пласта горизонтальной нагнетательной скважиной/ Сборник трудов по науке и технике

49. Азербайджанский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности г. Баку. G.19-23.

50. Карнаухов М. Л., Гапонова Л. М., Шенбергер В. М;, Пьянкова Е. М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения // Нефть и газ 2003. №1, С.24-29.

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

52. Богданов В.Л., Медведев Н.Я., Ерохин В. П. и др. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении // Нефтяное хозяйство. -2000. -№ 8. С.23-29.

53. Бронзов А., Бадовский Н;, Корольке Е., Комм Э., Щепилло Ю. Проблема качества строительства скважин в нефтедобыче // Нефть и газ 2002. №З.С.11-13.

54. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений / М. Недра, 2000. С. 154.

55. Ризванов Н. Ж., Гайнуллин К. X., Юмашев P. X., Кагарманов Н. Ф., Тимашев Э. М., Самигуллин В. X. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. -1999. -№ 6. С.21-25.

56. Хисманов Р. Г. Особенности разработки пластов АС4в Федоровского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2000. № 10. С.26-31.

57. Бикмухаметова Г. И. Технико-экономический анализ бурения горизонтальных скважин в Башнефти. // Нефтепромысловое дело. 1995. №6. С. 33.

58. Сыромятников Е. С., Волков А. Я., Сугаипов Д. А. Оценка влияния протяженности горизонтального ствола на стоимость строительства горизонтальных скважин // Строительство нефтяных скважин на суше и на море.-2000. № 6-7. С.20-23.

59. Янин А. Н., Анцыгина С. А. Влияние глубины скважин на стоимость 1м проходки в Западной Сибири. // Нефтяное хозяйство. -1988. № 10. С. 13-14.

60. Лебидинец А. П., Ивакина Л. И., Григулецкий В. Г. Обоснование рациональной длины горизонтальной части ствола скважины, пробуренной из эксплуатационной колонны. // Нефтяное хозяйство.-1992. №1. С.8.

61. Баишев Б.Т., Подлапкин В. И., Саттаров Д. М. Эффективность применения горизонтальных скважин при разработке на естественном режиме // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1993. № 7. С.45-47.

62. A.c. 2159324 CI 7Е 21В 43/20 РФ Способ разработки нефтяной залежи./ В. И Кудинов, Е. И Богомольный, В. А Савельев, В. М Малюгин, Н. А Струкова, А. А. Просвирин. 25 апреля 2000 г.

63. Использование упругой энергии водоносной зоны для разработки месторождений спутников // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. № 2. С. 1721.

64. Медведский Р.И., Ишин A.B. Увеличение нефтеотдачи путем длительного ограничения закачки воды в пласт до уровня добычи нефти // Известия вузов. Нефть и газ. 2000. №6. С. 24-29.

65. Сафин С. Г., Шилов А. В. Состояние и пути улучшения условий разработки нефтегазовых месторождений Ноябрьского региона // Нефтяное хозяйство. -2001. №2. С.39-43.

66. Крейг Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. — Нью-Йорк Даллас, 1971. Пер. с англ. Под ред. Проф. Данилова В. Л. - М.:Недра, 1974. - 61-88с.

67. Желтов Ю. В., Кудинов В: И., Малофеев Г. Е. Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах. М.: Нефть и газ, 1997. - С. 3-34:

68. Муслимов P. X., Сулейманов Э. И., Фазлыев Р. Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных, скважин // Нефтепромысловое дело. 1994. №1. С.32-37.

69. Результаты исследования керна из скважины №111р Верх Тарского месторождения: Отчет о НИР / УдмуртНИПИнефть. Рук. Берлин А. В., Миронычев В. Г. Дог. 1811 — Ижевск: 2001. - 58с.

70. ECLIPSE 100/ Technical Description.

71. ГОСТ 26450.0-85 ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Методы определения коллекторских свойств. - М.: Изд. стандартов, 1985.

72. Кундин С.А., Куранов И.Ф. К вопросу о методике расчетов фазовых проницаемостей по данным опытов по нестационарному вытеснению нефти водой Тр. ВНИИнефть, вып. 28. - Л.: 1960, с. 85-95.

73. Басниев К. С., Кочина И.; Н., Максимов В. М: Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. с. 395-397.

74. Гиматудинов Ш. К., Борисов Ю. П., Розенберг М. Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. М.: Недра, 1983, -337 с.

75. Capillarity pressure definition // Eight European symposium on improved oil recovery. Vienna, Austria. 1995. Proceeding. Volume 1.

76. Исследование геолого-физических свойств коллекторов нефти и газа для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений

77. Удмуртской АССР: Отчет о НИР/ТатНИПИнефть; руководитель Берлин A.B. -№ гос. per. 32-88-356/4. Ижевск, 1990.

78. Moore, I. D., R. В. Grayson, and A. R. Ladson, (1991), Digital Terrain Modeling: A Review of Hydrological, Geomorphological and Biological Applications, Hydro. Proc.,\. 5, no. 1, p. 3-30.

79. Отчет о НИР «Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского нефтяного месторождения», «Шлюмберже». Москва, 2002.

80. Телин А. Г. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта. // Нефтепромысловое дело.-1997. № 12. С.IIIS.

81. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (22.01.04 вх. № 001839, per. № 2004101977). Способ разработки нефтяной залежи./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А.

82. Заявка на выдачу патента РФ на изобретение (от 24.04.04). Способ определения охвата нефтяной залежи дренированием и воздействием./ Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Савельев В. А., Кудинов В. И.

83. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Золотухин Д. Г. Отчет «Технико-экономическое предложение по разработке Лозинского участка Есенейского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-29с.

84. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Пислегин М. С. Технико-экономическое предложение по разработке верейского объекта Ижевского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003. 28с.

85. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Технико-экономическое предложение по разработке Черепановского поднятия

86. Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-32с.

87. Волков А. Я., Сугаипов Д. А., Мирсаетов О. М., Князев А. В. Технико-экономическое предложение по разработке северного участка Боткинского купола Мишкинского месторождения горизонтальными скважинами. Ижевск: УдГУ. 2003.-30с.

88. Отчет «Анализ эффективности бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов и перспективы их бурения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть», В.А.Савельев, Н.А.Струкова, С.Д. Смеричанский, г. Ижевск, 1999 год.

89. Отчет «Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения», С. К. Тюрев, А. В. Берлин, Н. А Струкова. и др., «УдмуртНИПИнефть», Ижевск, 2001.

90. Отчет «Авторский надзор за разработкой Южно-Киенгопского месторождения», Б. М: Сучков, В. А. Савельев, Н. А Струкова. и др., «УдмуртНИПИнефть», Ижевск, 1998.

91. Богомольный Е. И., Сучков Б. М., Савельев В. А., Зубов Н. В., Головина Т. И. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов. "Нефтяное хозяйство", 1998, № 3.

92. Технологическая схема разработки Лозинского месторождения. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть Ижевск, 1991.

93. Дополнение к проекту разработки Ижевского месторождения с бурением ГС и БГС на верейский объект разработки. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть Ижевск, 1999.

94. Дополнение к технологической схеме Мишкинского месторождения. Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. УдмуртНИПИнефть -Ижевск, 2000.

95. Дополнение к технологической схеме разработки Верх-Тарского месторождения с применением горизонтальных скважин (отчет). Савельев В. А., Берлин А. В., Струкова Н. А. и др. "УдмуртНИПИнефть", Ижевск.:-1998. 276 с.

96. Нуреева Н. С., Рамазанов Р. Г., Низаси P. X. Использование трехмерной математической модели VIP фирмы LANDMARK для оценки эффективности применения горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 8. С.34-40.

97. Изучение геолого-физических свойств коллекторов нефти и газа для подсчета запасов и проектирования разработки нефтяных месторождений Удмуртской АССР (отчет). Берлин А. В. "УдмуртНИПИнефть". Ижевск. -1988.

98. СОГЛАСОВАНО Главный геолог НГДП"«Удмуртнефть-Север» Берлина Л. В. « » 2004 г.