Geum.ru

Р. Х. Бахтеев (зао «Казанский Рецэн»)

Вид материалаДокументы

Содержание


Математическая модель заводнения нефтяных пластов с применением ПДС.
Элемент симметрии пятиточечной системы заводнения.
1м со стороной 200м
Подобный материал:
Научно-технические основы создания энергосберегающих технологий для наращивания ресурсной углеводородной базы нефтеотдачи пластов

А.Ш. Газизов1, А.А. Газизов1, А.И. Никифоров2, Г.А. Никифоров2

(НПФ «Иджат1, ИММ КазНЦ РАН2»)

Р.Х. Муслимов ( ТО ЦКР по РТ)

Р.Х. Бахтеев (ЗАО «Казанский РеЦЭН»)


Воспроизводство сырьевой базы добычи нефти производится на основе поиска новых месторождений и увеличения нефтеотдачи открытых месторождений. Вместе с тем стоимость добычи 1 т. нефти в освоенных районах с применением методов увеличения в 1,8 раза ниже по сравнению со стоимостью добычи нефти в новых районах. Таким образом, воспроизводство сырьевой базы нефтедобычи методами увеличения нефтеотдачи месторождений в старых нефтедобывающих районов с развитой инфраструктурой является приоритетным направлением [1].

В России в настоящее время около 90% нефти добывается из заводняемых месторождений. Методы заводнения являются основным высокопотенциальным освоенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При благоприятных условиях оно позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65-0,75. На месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами коэффициент извлечения нефти (КИН) не превышает 0,30-0,35 из-за низкого коэффициента охвата воздействием продуктивного пласта.

Остаточные запасы нефти, не извлекаемые промышленно освоенными методами разработки, являются большим резервом увеличения извлекаемых запасов с применением методов увеличения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых методами заводнения [2,3].

На начальных этапах развития заводнения одно из направлений повышения эффективности разработки основывалось на увеличении коэффициента вытеснения с применением ПАВ, щелочей, растворителей. Но решить проблему повышения нефтеотдачи не удалось, не решалась до конца и при полимерном заводнении. Коэффициент охвата оставался при этом низким, что во многом определяет недостаточно высокий коэффициент нефтеотдачи.

На решение проблемы охвата продуктивных пластов воздействием направлены гидродинамические методы регулирования разработки заводнением, механизм воздействия которых основывается главным образом на увеличении охвата пластов, не вовлеченных в разработку.

В условиях слоисто-зональной неоднородности пластов наиболее эффективными являются методы нестационарного, очагового и избирательного заводнения, повышение давления на линии нагнетания, уплотнение сетки скважин, с применением которых добывалась основная часть нефти страны.

Вместе с тем, огромный опыт разработки месторождений заводнением позволил установить ряд недостатков этих методов. Главные из них:

- оставление большого количества неизвлеченной нефти в недрах;

- резкое снижение эффективности гидродинамических методов при обводненности продукции выше 80-90% (таблица);

- в связи с большими масштабами применения заводнения, быстрыми темпами увеличиваются неизвлекаемые запасы в обводненных пластах, доразработка которых вследствие огромных непроизводительных затрат на перемещение воды по пласту гидродинамическими МУН становится нерентабельной.

Таким образом, рациональное использование энергии закачиваемых и пластовых вод, как основных энергоносителей при заводнении пластов, является одним из главных условий эффективной разработки месторождений и достижения максимальной конечной нефтеотдачи [4,5]. В связи с этим для оценки необратимых потерь при разработке нефтяных месторождений предложена математическая модель, в которой в качестве критерия для оценки этих затрат предложена величина работы внешних сил по перемещению жидкостей в пластах. Этот критерий характеризует как «неизбежную» работу, затраченную на перемещение нефти к скважинам,так и «непроизводительную» работу по перемещению воды по пласту. Критерий может быть применен при оценке эффективности любой технологии добычи нефти, включая заводнение с применением различных технологий, регулирующих фильтрационное сопротивление промытых зон обводненного пласта [6,7].

Требуется так эксплуатировать залежь, т.е. выбирать такие плотность сетки и расположение скважин, способ вскрытия пласта, режимы работы скважин, МУН и др. методы, чтобы за заданный промежуток времени T был достигнут заданный КИН и при этом необратимые потери энергии Q были минимальными. Однако ввиду поступления информации о строении и свойствах залежи только по мере ее разбуривания под выражением «так эксплуатировать залежь» можно понимать только режимы работы скважин и применяемые МУН.

Объективной необходимостью для решения этой задачи и повышения эффективности заводнения является ограничение непроизводительной фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым водой зонам продуктивного пласта.

С этой целью «НПФ «Иджат» разработано направление совершенствования методов заводнения, основанное на избирательном повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон продуктивного пласта.

Для этого разработан принципиально новый метод получения водоизолирующей массы в пластовых условиях, основанный на взаимодействии полимеров с флоккулирующими свойствами типа ПАА с дисперсными частицами горных пород, с образованием полимердисперсных систем (ПДС).

Главные особенности свойств ПДС, выгодно отличающие его от других водоизолирующих материалов (ВИМ) следующие:

1) образующаяся при этом взаимодействии полимердисперсная система (ПДС), позволяет избирательно ограничивать движение вод в нефтеводонасыщенном коллекторе в результате повышения фильтрационного сопротивления только обводненных зон;

2) в отличие от полимерного раствора остаточный фактор сопротивления (Rост), создаваемый ПДС, возрастает с увеличением проницаемости насыщенной водой пористой среды, обеспечивая тем самым увеличение коэффициента охвата (рис.1);

3) высокая фильтруемость ПДС в глубину пласта по радиусу (до 180 м и более);

4) большая длительность эффекта воздействия ПДС, в скважинах достигающая до 3-5 лет;

5) регулируемость свойств технологической жидкости с ПДС изменением концентраций компонентов; введения модификаторов (солей, ПАВ, кислот и др.) (рис.2).

Сочетание этих свойств позволило превратить ПДС в универсальное средство ПНП и повысить эффективность базовой технологии на 15-25 %.

Сущность метода состоит в закачке низкоконцентрированного раствора ПАА и суспензии дисперсных частиц горных пород в продуктивный пласт.

В обводненных зонах образуются полимерминеральные комплексы, повышающие их фильтрационное сопротивление. Это приводит к перераспределению потоков, вовлечению в разработку ранее не работавших пластов и увеличению доли нефти в отбираемой жидкости (рис.3).

Уменьшение проводимости промытых зон ограничивает движения вод в пласте, снижает затраты энергии на их непроизводительное перемещение по пласту и увеличивает долю нефти в отбираемой продукции. В результате широкомасштабного внедрения заводнения с ПДС в Западной Сибири дополнительно извлечено 1,84 млн. т нефти и снижен объем попутно добываемой воды на 118,3 млн. т., в Урало-Поволжье – эти показатели составили соответственно 3,23 млн. т нефти и 184,1 млн.т.

Математическая модель заводнения нефтяных пластов с применением ПДС. Ниже приводится математическая модель заводнения нефтяных пластов с применением ПДС 8, пористая среда которой представлена в виде двух взаимопроникающих континуумов (сред) [9], один из которых связан с подвижными жидкостями, а другой - с неподвижными, при этом различают четыре компонента: нефть, воду, полимер и частицы.

Пусть - часть порового пространства, занятая подвижными фазами; - неподвижными, причем . Во втором континууме отдельно рассматриваются два объема: 1) часть порового пространства в закупоренных и тупиковых порах; 2) часть порового пространства , занятая осевшими агрегатами.

Уравнения сохранения масс фаз и компонентов в крупномасштабном приближении для первого континуума имеет вид:

, (3)

. (j = 1,2) (4)

где индекс j- соответствует нефти (oil) или воде (water), j=1 соответствует полимеру, j=2 - частицам и агрегатам.

Уравнения движения записывается не только для нефти, воды и полимера, но и для частиц и агрегатов, движущихся в одном потоке

Уравнения движения фаз в виде обобщенного закона Дарси:

. (5)

где -динамическая вязкость, -фазовая проницаемость, –абсолютная проницаемость пласта, - относительная фазовая проницаемость.

Уравнения сохранения для второго континуума:

, (6)

. (j=1,2) (7)

Масса j-го компонента, изъятая из подвижного континуума, состоит из массы компонента, адсорбировавшегося на пористый скелет, массы компонента, содержащегося в жидкости, перешедшей в неподвижное состояние, и массы компонента, который провзаимодействовал с другим компонентом.

Для того, чтобы описать массообмен между двумя континуумами и изменения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, обусловленные процессом осаждения агрегатов, воспользуемся уравнением для функции распределения пор по размерам [10-12]:

, (8)

где . Параметр зависит от размера агрегатов и поровых каналов определяется исходя из модельного представления пористой среды в виде пучка капилляров различного радиуса [9].

Изменения ФЕС пласта описываются с использованием моделей идеальной пористой среды [13, 14]. Просветность в первом континууме и пористость 3 будут меняться согласно формуле

. (9)

Изменение абсолютной проницаемости, вызванное изменением структуры порового пространства из-за осаждения агрегатов и блокирования пор, оценим, представив проницаемость для текущего момента времени в виде произведения: , где- фактор остаточного сопротивления, который определим, воспользовавшись моделью параллельных капилляров и законом Пуазейля:

. (10)

Интенсивность перехода воды из подвижного состояния в неподвижное, вызванного блокированием поровых каналов, можно определить по доле порового пространства, перешедшего во второй континуум

. (11)

Для нефти интенсивность перехода из подвижного состояния в неподвижное запишем в виде

. (12)

Интенсивность перехода полимера в неподвижное состояние

, (13)

где , a - масса адсорбированного полимера, которая определяется изотермой сорбции.

Интенсивность перехода частиц в неподвижное состояние:

, (14)

где интенсивность осаждения агрегатов.

Представленная математическая модель заводнения нефтяных пластов с применением ПДС позволяет предсказать результаты его воздействия на пласт, определить, в каком месте изменяются коллекторские свойства пласта, в какое время и как это отразится на КИН в зависимости от конкретных физико-геологических условий и режимов заводнения.

Разработанная модель позволяет определить необратимые потери энергии для различных вариантов разработки нефтяных пластов, включая заводнение с применением различных технологий, регулирующих фильтрационное сопротивление промытых зон обводненного пласта [6].

, (1)

, (2)

где Qо Qw- составные части критерия характеризующие соответственно «неизбежную» работу, затраченную на перемещение нефти к скважинам, и «непроизводительную» работу по перемещению воды по пласту (обе части зависят от выбранной технологии разработки); µо µw – вязкость соответственно нефти и воды в пластовых условиях; T- время;  - потери энергии на преодоление сил вязкого трения; Uо Uw - скорость фильтрации соответственно нефти и воды; kо kw – фазовая проницаемость соответственно для нефти и воды.

При прочих равных условиях разработки залежи необратимые энергетические потери зависят от фазовых проницаемостей и скоростей фильтрации жидкостей в пласте: чем выше скорости фильтрации и ниже фазовые проницаемости, тем больше совершаемая работа. Однако эти показатели фильтрации зависят от выбранного способа и темпа разработки залежи, количества прокачанной воды через пласт и могут быть уменьшены путем выбора соответствующего режима эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Элемент симметрии пятиточечной системы заводнения.

1. Однородный пласт.

Рассмотрен элемент симметрии пятиточечной системы заводнения пласта толщиной 1м со стороной 200м. Проницаемость пласта – 600мкм2. На добывающей скважине задавалось давление в 5МПа, а на нагнетательной - 15МПа. Пористость пласта m =0.2 , вязкость нефти o=7спз, предельные насыщенности =0.308 , =0.18 . Функции относительных фазовых проницаемостей брались в виде квадратичных парабол. Капиллярные и гравитационные силы не учитывались. Радиус скважин полагался равным 0.1м. Расчеты выполнялись до 95% обводненности продукции на треугольной сетке из 4000 конечных элементов, содержащей 2121 узел.

Этот пример рассчитан для того, чтобы показать возможности алгоритма и разрешающую способность метода. Здесь также можно увидеть, что неизбежная работа (необратимые потери энергии) ограничена (рис. 4), а нежелательная работа (потери энергии на перекачивание воды) неограничена.



Рисунок 5. Элемент симметрии пятиточечной системы заводнения: Диссипация энергии: 1 - в нефти, 2 – в воде, 3 – суммарная.


2. Неоднородный пласт.

На примере элемента пятиточечной системы заводнения сымитировано воздействие на пласт по некоторой потокоотклоняющей технологии с изменением фильтрационного сопротивления в центре элемента на поздней стадии разработки. Рассчитаны случаи эксплуатации пласта без воздействия и с воздействием. На рис. 5 показано поле проницаемости до и после воздействия. На нагнетательной скважине задавался постоянный объем закачки 8м3/сут., а на добывающей поддерживалось постоянное давление 5Мпа. Прочие параметры системы брались такие же, как в случае однородного пласта.




Рисунок 6. Поле проницаемости элемента симметрии пятиточечной системы заводнения до и после воздействия.


Расчет проводился до достижения обводненности продукции добывающей скважины 0.98. Коэффициента извлечения нефти при этом составил 0.435. При 90% обводненности продукции в результате воздействия по потокоотклоняющей технологии проницаемость в центре пласта упала с 0.6 до 0.03 мкм2.

Рисунок 7. Элемент симметрии пятиточечной системы заводнения неоднородного пласта: Необратимые потери энергии: Qo - в нефти, Qw – в воде, Q – в потоке воды и нефти. , r – с воздействием.

На рис. 6 соответственно показаны необратимые потери энергии в зависимости от времени для выше названных двух вариантов разработки. Видно, что применение потокоотклоняющей технологии приводит не только к сокращению времени разработки, но и к сокращению энергетических затрат в целом на 11% при одном и том же конечном КИН. Объем закачиваемой при этом воды сокращается с 1.9 порового объема до 1.1 , однако при этом возрастает забойное давление на нагнетательной скважине. Перераспределяются энергозатраты на перемещение каждой жидкости: Затраты на перекачивание воды сокращаются на 18.7%, а работа по перемещению нефти возрастает на 21.7%. Последнее обусловлено боле высоким темпом отбора нефти из пласта, за счет чего и сокращается время разработки.

Таким образом, физическим и математическим моделированиями процесса заводнения, промысловыми работами установлено, что формирование барьеров из ПДС приводит к:

- повышению охвата пластов заводнением;

-вовлечению в разработку ранее неизвлекаемых запасов нефти;

- снижению обводненности извлекаемой продукции;

- продлевает время активной эксплуатации месторождения с повышением коэффициента извлечения нефти [15].

- снижает энергетические затраты;

- сокращается работа по перекачивание воды, а по перемещению нефти - возрастает.

Еще одна важная особенность применения технологий с ПДС и МПДС– наряду с решением проблемы разработки месторождений на поздней стадии с промытыми высокообводненными пластами, они являются энергосберегающими, т.е. закачивая одно и то же количество воды для заводнения из пласта извлекается дополнительное количество нефти в результате увеличения коэффициента охвата.

Технологии заводнения с применением ПДС и МПДС внедрены более чем на 5500 высокообводненных участках месторождений РФ! Дополнительно только на 1955 участках извлечено 5,75 млн.т нефти, ограничена добыча попутной воды на 344,5 млн. м3. Из них: на месторождениях Западной Сибири – 2,3 млн.т нефти и 147,9 млн.м3 воды; на месторождениях Урало-Поволжье добыто 3,45 млн.т нефти, объем попутной воды сокращен на 196,6 млн. м3 .

Эти цифры показывают не только высокую эффективность разработанных методов, но и подтверждают выводы исследований на физических и математических моделях.

В промысловых условиях универсальность технологий с МПДС и ПДС подтверждена:

1) высокой их эффективностью в различных физико-геологических условиях месторождений с терригенными коллекторами основных нефтяных регионов РФ: Западная Сибирь, Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Республика Коми;

2) установлена возможность повышения эффективности заводнения:

- карбонатных коллекторов,

- залежей с вязкими и высоковязкими нефтями,

- пластов с высокоминерализованными водами плотностью до 1250 кг/м3,

- для одновременного увеличения Кохв и Квыт.

На 87 участках с карбонатными коллекторами месторождений 4-х регионов (Татарстан, Удмуртия, Пермская область, Республика Коми) дополнительно добыто 166,4 тыс.т. нефти, на 1 участок - 1913 т (рис.7).

Наиболее широко и эффективно применяются МПДС при разработке карбонатных пластов в Удмуртии:

1) Уникален эксперимент на Киенгопском месторождении, где впервые провели закачку ПДС в малопродуктивных пластах с низкой приемистостью 150 – 200 м3/сут (Рпл. = 100-120 МПа/сек). За полтора года при начальной обводненности 95 % на 26 участках дополнительно извлечено 50,7 тыс.т нефти, в среднем 1950 т на 1 скв.-обработку.

2) В ОАО «Белкамнефть» в сложнейших условиях сильно трещинноватых пластов месторождения за 8 месяцев из 12 участков дополнительно извлечено 16,0 тыс.т. нефти, количество попутной воды ограничено на 54,5 тыс. м3 (рис.7).

На некоторых участках месторождения добыча нефти достигала в среднем до 3746 т на 1 обработку, что не удавалось другими методами.

С применением МПДС на 88 участках с вязкими и высоковязкими нефтями (ВН и ВВН) - мн = 50-114 мПс в 9 НГДУ ОАО «Татнефть» дополнительно извлечено 314,1 тыс.т нефти; на 1 обр. – 3569 т (рис. 8).

На Ильмовском месторождении НГДУ «Нурлатнефть» («Татнефть») при вязкости нефти мн 114 мПс дополнительно добыто 65,1 тыс.т (рис.9). По результатам этих работ готовятся промысловые эксперименты по закачке МПДС при вязкости нефти до 200 мПс.

Для совершенствования заводнения Вятской площади Арланского месторождения с высокоминерализованными водами пласта =1200 кг/м3 создана новая технология на основе МПДС с измененным солевым составом. Обработан 51 участок со сложными условиями заводнения при высоких давлениях нагнетания воды, дополнительно извлечено 124,1 тыс.т нефти, ограничено 2,7 млн.м3 попутной воды (рис. 9).

На базе МПДС, состоящей из ПДС и ПАВ разработана технология комплексного воздействия на нефтеводонасыщенный пласт с целью одновременного увеличения коэффициента охвата и коэффициента вытеснения нефти.

ОПР на Самотлорском месторождении Зап. Сибири, проведенные на 11 участках нагнетательных скважин показали высокую их эффективность:

дополнительно добыто 131,2 тыс. т. нефти, в среднем на 1 обработку – 11900 т. (рис.10).

Аналогичная технология комплексного действия разработана с применением гелеобразующей композиции (ГОК), содержащий хлорид металлов и щелочные растворы. Одновременное увеличение kохв. так и kвыт., достигается в результате выделения геля, поверхностно-активных веществ и газа СО2 при взаимодействии вышеуказанных компонентов. Технология позволяет обрабатывать пласты с температурой до t=1500С, а также пласты с вязкими, высоковязкими нефтями.

Технология внедрена на 183 участках, месторождений Зап. Сибири и Татарстана, дополнительно извлечено 540,6 тыс. т. нефти, на 1 обр./участок – 10,9 тыс. т. при продолжающемся эффекте свыше 28 месяцев (табл. 14).

В условиях продуктивных пластов с вязкими и высоковязкими нефтями обработано 26 опытных участков и извлечено 91,5 тыс. т. дополнительной нефти, на 1 скв. –обработку -3521 т.

Кроме вышеуказанного, физико-химические методы с применением МПДС являются эффективным средством сокращения непроизводительных затрат в скважинах, в которых применялись физические, микробиологические, гидроразрывы пласта, в горизонтальных и наклонно-направленных стволах путем ограничения непроизводительной фильтрации нефтевытесняющего агента.

Одним из эффективных направлений рационального использования энергии пластовых и закачиваемых вод для вытеснения нефти относятся методы ограничения непроизводительной их фильтрации в призабойной зоне пласта и поступление в скважины.

На снижение таких потерь направлены:

1) качественное разобщение продуктивных пластов в период строительства скважин;

2) ограничение притока пластовых и закачиваемых вод в скважины с применением водоизолирующих материалов;

3) обработка призабойных зон с низкопроницаемых пропластков для улучшения притока нефти из них.

Крупномасштабное внедрение методов ограничения притока вод в скважины, с применением селективных водоизолирующих материалов: гидролизованного полиакрилонитрила (гипан) и нефтесернокислотной смеси (НСКС) в 1970-1985 гг. на промыслах Татарстана в 2396 добывающих скважинах позволило дополнительно извлечь 8,104 млн. т. нефти и сократить объем попутной извлекаемой воды на 179,13 млн. м3.

Вышеуказанные методы увеличения охвата пластов заводнением с ПДС решают проблему в основном с подвижными и малоподвижными нефтями. Остаточные нефти, связанные с фазовой проницаемостью, продолжают оставаться на месте, хотя создано множество методов и реагентов для решения этой проблемы.

Для этой цели НПФ «Иджат» предлагает ряд новых технологий, основанных на изменении фазовых проницаемостей пород, что позволяет увеличить охват вытеснением низкопроницаемых пластов.

Для повышения производительности добывающих скважин предложены реагенты многофункционального действия (РМД): РМД-1, РМД-2, РМД-3.

Механизм воздействия: гидрофобизация поверхности пород, разрушение водонефтяных эмульсий, очистка ПЗП от АСПО, ограничение фильтрации воды.

Улучшают фазовую проницаемость относительно нефти, селективно повышают фильтрационное сопротивления относительно воды, ПЗП от АСПО (рис.11).

Эффективность внедрения: в 582 обводненных добывающих скважинах с терригенными и карбонатными коллекторами, дополнительно извлечено 502 тыс.т. нефти, на 1 скв.-обработку – 863 т при продолжительности эффекта до 3-х лет (рис.12,13).

РМД-5 – высокоэффективный поверхностно-активный состав для снижения межфазного натяжения на границе «нефть-вода», превышающее в 2-10 раз эффективность ионогенных и неионогенных ПАВ независимо от минерализации воды (рис.14).

Назначение: средство для ОПЗ добывающих и нагнетательных скважин и модификации свойств других технологических жидкостей.

РМД-К – поверхностно-активный кислотосодержащий состав для кислотных обработок призайбойной зоны пластов (ОПЗ) в добывающих и нагнетательных скважинах.

Свойства:

1) высокая поверхностная активность;

2) снижает межфазное натяжение на границе «нефть-вода» в 2 раза эффективнее по сравнению с кислотными составами с ПАВ;

3) реагент РМД-К не образует в пластовых условиях нерастворимых осадков;

4) высокая степень проникновения реагента РМД-К в пласт.

Эффективность РМД-К:

- реагент испытан в 23 добывающих скважинах месторождений Западной Сибири; дополнительно извлечено 27,7 тыс.т нефти, на 1 скв./обр. - 1203 т, длительность эффекта до 18 месяцев (рис.15).

ЖГС-РМД-5 – жидкость для глушения скважин - сохраняет и улучшает коллекторские свойства продуктивного пласта относительно нефти.

Преимущество: поверхностная активность ЖГС-РМД-5 выше аналогов в 2,5 раза при стоимости в 2-3 раза ниже известных составов.

Эффективность - испытания в 4-х скважинах Зап. Сибири и 1 в Урало-Поволжья подтвердили результаты экспериментальных работ.


Выводы:

1. Рациональное использование энергии закачиваемых и пластовых вод как основных энергоносителей при заводнении пластов является одним из главных условий эффективной разработки месторождений и обеспечения высоких конечных коэффициентов извлечения нефти (КИН).

2. Предложена математическая модель для оценки необратимых потерь энергии при разработке нефтяных месторождений заводнением, складывающаяся из потерь энергии на полезную работу по перемещению нефти по пласту и непроизводительную – по перемещению воды.

3. Физическим и математическим моделированием и промысловыми испытаниями установлено, что формирование барьеров из полимердисперсных систем (ПДС) обеспечивает охват пласта заводнением, увеличивает нефтеотдачу, вовлекает в разработку пластов с ранее не извлекаемыми запасами нефти, продлевает активную разработку залежей с повышением конечной нефтеотдачи.

4. Научно обоснован энергосберегающий метод увеличения охвата пласта воздействием для наиболее полного извлечения углеводородов из недр при разработке нефтяных месторождений заводнением для воспроизводства сырьевой базы нефтеотдачи пластов.

5. Разработана новая классификация методов повышения нефтеотдачи пластов в зависимости от воздействия на продуктивные пласты, позволяющая систематизировать выбор объектов для воздействия химическими реагентами и другими методами, в целях повышения эффективности разработки.


Список использованных источников.

1. Концепция программы преодоления падения нефтеотдачи. Под. Ред. А.А. Боксермана.-М., 2006. 144 с.

2. Р.С. Хисамов, А.Ш. Газизов, Газизов А.А. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: «ВНИИОЭНГ», 2003.- 564 с.

3. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. - М.: “Недра-Бизнесцентр”, 1999. – 285 с.

4. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Смирнов С.Р. Рациональное использование энергии пластовых и закачиваемых вод- основа увеличения конечной нефтеотдачи пластов//Нефтяное хозяйство.- 2000.-. № 6.- с. 44 – 49.

5. Газизов А.А.Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки. М.: "Недра", 2002.- 640 с.

6. Газизов А.А., Газизов А.Ш., Никифоров А.И. Об одном критерии эффективности разработки нефтяной залежи заводнением /Нефтяное хозйство, 2001.-№ 7.- С. 42-43.

7. Газизов А.Ш. О механизме действия полимердисперсных систем на обводненные продуктивные пласты // М.: ВНИИОЭНГ, 1986. – Деп. Рук. № 1315/нг. – 15 с.

8. О моделировании заводнения нефтяных пластов с применением полимердисперсных систем/А.А. Газизов, А.Ш. Газизов, А.И. Никифоров и др. Труды Всероссийского совещания по разработке нефтяных месторождений, Альметьевск, 5-9 июня 2009 г. «Контроль и регулирование разработки, методы повышения нефтеотдачи пластов-основа рациональной разработки нефтяных месторождений».Ч.II.-Альметьевск.-С. 173-180.

9. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. Ч.II. // М., 1987. – 359 с.

10. Nikiphorov A.I., Nikanshin D.P. Modelling of particle transport by two-phase filtration flow in oil reservoir. - ICMF’98, Lion, France, CD-version.

11. Никифоров А.И., Никаньшин Д.П. Перенос частиц двухфазным фильтрационным потоком // Математическое моделирование. 1998. Т.10, № 6. С. 42-52.

12. Никаньшин Д.П., А.И. Никифоров А.И. Моделирование переноса частиц различного размера двухфазным фильтрационным потоком // ИФЖ. 2000. Т.73, № 3. С. 497-500.

13. Ромм T.C. Структурные модели порового пространства горных пород // Л.: Недра, 1985, 240с.

14. Хейфец Л.И., Неймарк А.В. Многофазные процессы в пористых средах // М.: Химия, 1982.- 320 с.

15. Никифоров А.И., Никандров Ю.Н., Газизов А.А. Об оценке эффективности применения полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов по опытному участку Акташского блока Ново-Елховского месторождения // Актуальные проблемы механики сплошной среды. К 70-летию чл. корр. РАН М.А. Ильгамова. – Казань, Каз. гос. ун-т, 2004. – С. 56-68.