Диплом, курсовая, контрольная работа
Помощь в написании студенческих работ

Разработка залежей нефти пласта БВ # 310 # 21-2 # клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин

Диссертация: Разработка залежей нефти пласта БВ # 310 # 21-2 # клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Одним из основных объектов разработки Самотлорского месторождения является пласт БВю1″ 2 Несмотря на то, что предположение о клиноформном строении пласта было высказано более 30 лет назад, стратегия разработки этого объекта до сих пор строится на представлениях о нем как о горизонтально (параллельно) — слоистой структуре. Вместе с тем, растущий объем геолого-геофизической информации, обширный… Читать ещё >

Содержание

  • ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КЛИНОФОРМНОГО ТИПА
    • 1. 1. Общие положения
    • 1. 2. Геологическое строение залежей клиноформного типа
    • 1. 3. Особенности разработки залежей нефти с косой слоистостью
    • 1. 4. Выводы к главе
  • ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ АНИЗОТРОПИИ ПОЛЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ КОЛЛЕКТОРА НА ПРОЦЕССЫ ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ
    • 2. 1. Общие положения
    • 2. 2. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи
      • 2. 2. 1. Математическая модель
      • 2. 2. 2. Влияние вертикальной анизотропии проницаемости (KZy
      • 2. 2. 3. Влияние анизотропии латеральной проницаемости (К^Кхх /т^Куу)
    • 2. 3. Выводы к главе
  • ГЛАВА 3. ОСОБЕННОСТИ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ НАКЛОННЫХ АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ (КЛИНОФОРМ)
    • 3. 1. Поиск оптимального размещения скважин системы ППД в наклонном пласте при разработке залежи с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом
    • 3. 2. Оптимальное размещение нагнетательных скважин в наклонном пласте при разработке залежи в режиме частичного разгазирования
    • 3. 3. Особенности геологического строения и выработки запасов нефти из залежей клиноформного типа (на примере пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения)
      • 3. 3. 1. Сопоставление различных 3D сеток при моделировании залежей, имеющих сложную геометрическую форму
      • 3. 3. 2. Выбор оптимального расположения добывающих и нагнетательных скважин в пластах клиноформного типа
    • 3. 4. Выводы к главе
  • ГЛАВА 4. НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОБЪЕКТОВ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ (на примере клиноформных залежей пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения)
    • 4. 1. Особенности 3D геологического моделирования локальных клиноформ пласта
  • БВю «Самотлорского месторождения
    • 4. 2. Структура и особенности выработки запасов нефти локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения
    • 4. 3. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта БВю» Самотлорского месторождения
    • 4. 4. Выводы к главе

Разработка залежей нефти пласта БВ # 310 # 21-2 # клиноформного строения Самотлорского месторождения размещением вертикальных скважин (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Произошедшие за последние 20 лет изменения в структуре запасов нефти России требуют более детального и вдумчивого отношения к проблемам разработки нефтяных месторождений. Большинство месторождений России эксплуатируются в течение длительного времени и характеризуются высокой выработанностью запасов, снижением дебитов нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Применение традиционных технологий разработки для таких месторождений снижает эффективность выработки остаточных запасов, увеличивает долю трудно извлекаемых запасов нефти.

Медленно изменяются устоявшиеся представления о строении коллекторов. Тем не менее, такие «тонкие» эффекты, как косая слоистость, анизотропия фильтрационно-емкостных свойств коллектора, ранее практически не учитываемые в проектных и научно-исследовательских работах, начинают приобретать полагающееся им значение.

Самотлорское месторождение — одно из крупнейших нефтяных месторождений мира. Значимость его для экономики России предопределило пристальное внимание, как исследователей разных регионов страны, так и нефтедобывающих компаний. Объекты разработки Самотлорского месторождения стали своеобразным полигоном для проверки новых идей и технологий в разработке нефтяных залежей. Но, несмотря на огромное число исследований, посвященных геологическому строению и проблемам разработки Самотлорского месторождения, ряд вопросов, кардинально затрагивающих сущность происходящих на месторождении процессов, остается до конца не изученным.

Одним из основных объектов разработки Самотлорского месторождения является пласт БВю1″ 2 Несмотря на то, что предположение о клиноформном строении пласта было высказано более 30 лет назад, стратегия разработки этого объекта до сих пор строится на представлениях о нем как о горизонтально (параллельно) — слоистой структуре. Вместе с тем, растущий объем геолого-геофизической информации, обширный опыт практической разработки данного объекта — все это требует изменения не только модельных представлений о рассматриваемом объекте, но и коренных изменений в системе его разработки.

Актуальность проблемы.

Проблемы разработки клиноформных пластов в настоящее время не до конца изучены. Остаются открытыми вопросы как геологического строения, так и вопросы оптимальной выработки запасов нефти клиноформных тел. Поэтому актуальным является исследование влияния строения клиноформы, анизотропии пласта, выбора оптимального размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на процессы нефтеизвлечения из резервуаров клиноформного типа. Решению этих вопросов и посвящена данная работа.

Цель работы — уточнение клиноформного строения пласта БВю1'2 Самотлорского месторождения, поиск и научное обоснование оптимальных схем размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин на залежах нефти с анизотропным коллектором.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Анализ существующих представлений о клиноформном строении нефтяных залежей, изучение особенностей разработки таких залежей;

2. Изучение при помощи гидродинамического моделирования влияния анизотропии поля проницаемости коллектора на процессы извлечения нефти;

3. Исследование особенностей выработки запасов нефти из наклонных анизотропных пластов (клиноформ), поиск оптимальных схем расположения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин по латерали и по разрезу пласта при разных режимах разработки залежи;

4. Создание геологической модели клиноформных тел пласта БВю1″ 2 Самотлорского месторождения, разработка рекомендаций по повышению эффективности действующей системы разработки на основе представлений о клиноформном строении залежей нефти.

Методы решения поставленных задач.

Решение поставленных задач базируется на изучении обширной геолого-геофизической базы данных о строении клиноформных залежей нефти, анализе состояния разработки выбранного объекта, результатов промысловых исследований с использованием современных методов обработки исходной статистической информации при помощи математического моделирования многофазной фильтрации в неоднородных по проницаемости коллекторах, численных исследований и обобщения результатов промышленных испытаний различных технологий разработки залежей.

Научная новизна результатов работы.

1. Доказано, что при эксплуатации залежей нефти с помощью интенсивной системы разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). При ориентации главной оси тензора проницаемости вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, выработка запасов нефти наиболее эффективна. При совпадении направлений главных линий тока с главной осью тензора проницаемости выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды и низкой эффективностью. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемых систем разработки.

2. Установлено, что в анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида тензора проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям в извлекаемых запасах нефти.

3. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонных пластов обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим значением КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40% подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

4. Установлено, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная выработка запасов нефти соответствует такому расположению скважин, когда нагнетательные скважины находятся как можно ближе к водонефтяному контуру (ВНК) и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней и средней частях клиноформы.

На защиту выносятся:

1. Принципы оптимального размещения вертикальных нагнетательных и добывающих скважин при разработке клиноформных залежей нефти с расположением зоны закачки в нижней части клиноформы, а зоны отбора продукции — в средней и верхней частях;

2. Оптимальный набор геолого-технических мероприятий, позволяющий с максимальным.

1 -2 экономическим эффектом повысить нефтеотдачу клиноформных тел пласта БВю Самотлорского месторождения;

1−2.

3. Научно обоснованная стратегия доразработки клиноформных залежей пласта БВю Самотлорского месторождения путем размещения зоны нагнетания ближе к ВНК, а добывающие скважины расположены несимметрично в верхней части клиноформы.

Практическая ценность результатов работы.

1. Результаты диссертационной работы использованы при разработке и внедрении геолого-технических мероприятий на залежах нефти пласта БВю1″ 2 Самотлорского месторождения.

2. Внедрение комплекса мероприятий, включающих работы по разобщению клиноформных тел и оптимальному размещению новых скважин, позволило дополнительно получить 18.5 тыс. т нефти с экономическим эффектом в 27.4 млн руб.

Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на семинарах, проведенных в ГУП «ИПТЭР», ООО НПО «Нефтегазтехнология», «РН-УфаНИПИнефть» (г. Уфа, 2008;2009 гг.), научно-технических советах ОАО «Самотлорнефтегаз» (2007;2009 гг.), нефтяной компании «ТНК-BP» (г. Москва, 2008;2009 гг.).

Публикации и личный вклад автора.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 9 научных трудах, в том числе 8 — в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

В рассматриваемых исследованиях автору принадлежат постановка задач, их решение, анализ полученных результатов и организация внедрения рекомендаций в промысловых условиях.

Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, списка литературы, включающего 89 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 20 таблиц, 69 рисунков.

Основные выводы и рекомендации.

Представленные в работе исследования позволяют сделать следующие выводы:

1. При эксплуатации залежи нефти интенсивной системой разработки при пластовых давлениях выше давления насыщения нефти газом влияние латеральных компонент тензора проницаемости на выработку запасов нефти изменяет конечный КИН на несколько процентов. Если главная ось тензора проницаемости ориентирована вдоль нейтральных линий тока, определяемых расположением вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, то выработка запасов нефти наиболее эффективна. Если главная ось тензора проницаемости близка по направлению с главными линиями тока, то выработка запасов нефти сопровождается повышенными отборами воды, а эффективность ее наименьшая. Для сильно анизотропных коллекторов может быть несколько направлений главной оси тензора проницаемости, соответствующих минимальной эффективности выработки запасов, в зависимости от применяемой системы разработки.

2. В зависимости от ориентации главной оси тензора проницаемости эффективность выработки запасов нефти может быть более высокой для сильно неоднородного коллектора, чем для более однородного. При повышении анизотропии поля проницаемости эффективность выработки становится более зависимой от ориентации главной оси тензора проницаемости.

3. В анизотропных коллекторах существуют определенные направления главной оси эллипсоида проницаемости относительно характерных направлений размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, при которых разгазирование залежи приводит к наибольшим потерям извлекаемых запасов нефти.

4. Показано, что наилучшими показателями выработки запасов нефти из наклонного пласта обладает вариант размещения вертикальных нагнетательных скважин в нижней (по абсолютным отметкам) части залежи. Данный вариант размещения нагнетательных скважин характеризуется максимальной эффективностью нефтеизвлечения и наибольшим КИН. При размещении нагнетательных скважин в верхней части залежи теряется почти 40% подвижных запасов нефти из-за быстрого обводнения и отрезания остаточных запасов нефти, сосредоточенных в зоне закачки, от области отборов.

5. Результаты численных расчетов показали, что при формировании системы разработки клиноформных нефтяных залежей максимальная эффективность выработки запасов нефти соответствует случаю, когда вертикальные нагнетательные скважины расположены как можно ближе к водонефтяному контуру, и в них вскрыт весь интервал пласта, а добывающие скважины размещены несимметрично в верхней части (по абсолютной отметке) клиноформы. Это связано с тем, что при несимметричном расположении скважин фильтрационные потоки имеют также несимметричную форму, в результате чего недренируемая область между скважинами и границей клиноформы становится меньше.

6. Разработаны методы геологического моделирования клиноформных залежей и создана.

I 2.

3D геологическая модель локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения.

7. Показано, что клиноформное строение пласта БВю'" 2, а также особенности структуры геологических запасов нефти предопределили осложнения в разработке локальных клиноформ Самотлорского месторождения. Эксплуатационные объекты характеризуются высоким уровнем обводнения продукции. Малые показатели вовлеченности запасов в процесс дренирования при низких достигнутых КИН свидетельствуют о недостаточно высокой эффективности реализуемой системы ППД и потенциальной возможности ограничения объемов попутно добываемой воды и повышения охвата пласта процессом дренирования за счет проведения специальных технологических операций. Определены стратегические направления доразработки.

1 9 пласта БВю Самотлорского месторождения. Сформирован комплекс первоочередных геолого-технических мероприятий, направленных на повышение эффективности действующей системы разработки.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Таким образом, в работе было показано, что в настоящее время вопросы особенностей геологического строения и выработки запасов из залежей нефти клиноформного типа приобретают особую актуальность в связи с необходимостью повышения эффективности действующих систем разработки. Приведенные в работе результаты исследований позволили ответить на ряд наиболее острых вопросов в разработке пласта БВю1″ 2 Самотлорского месторождения.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Сейсмологическое изучение клиноформных отложений Среднего Приобья /под ред.Е.В. Андреева-М: Изд-во «Наука». 1990 — 108 с.
  2. Основа понятийно-терминологической базы сейсмолитмологии (методологический аспект). Новосибирск, 1985. 34 с.
  3. А.Е., Онищук Т. М., Наумов А. Л., Смирнов В. Г. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири // Геология и геофизика. 1980. № 12, С.117−122.
  4. A.JI. К методике реконструкции рельефа дна Западно-Сибирского раннемелового бассейна // Геология и геофизика. 1977. № 10, С.38−47.
  5. Наумов A. JL, Онищук Т. М., Биншток М. М. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. Тюмень, 1977. С.39−46. (Межвузовск.тематич.сбор.- Вып.64).
  6. Т.М., Наумов A.JL, Векслер JI.A. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО // Геология нефти и газа. 1977. № 6, С.32−37.
  7. В.А. Геолого-геофизическое обоснование поисков литологических и структурно-литологических залежей нефти в отложениях неокома Среднего Приобья. Автореф.дисс.канд.геол.-минерал.наук. Тюмень, 1980.21 с.
  8. О.М. Задачи сейсмогеологического изучения верхнеюрско-нижнемелового клиноформного комплекса Западной Сибири // Палеогеографические критерии нефтегазоносности. М.: Препринт ИГиРГИ, 1987. С.6−17.
  9. И.И., Кулахметов Н. Х., Высоцкий В. Н., Хафизов Ф. З. Корреляция и индексация продуктивных пластов мезозоя Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1987, № 3. С.55−88.
  10. Региональные стратиграфические схемы мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1981. 64 с.
  11. О.М., Трусов Л. Я., Белкин Н. М., ДегтевВ.А. Сейсмогеологический анализ нефтегазоносных отложений Западной Сибири. М.: Наука, 1987. 126 с.
  12. О.М., Гребнева И. Л., Филина С. И. Региональное изучение нефтегазоносного клиноформного ачимовского комплекса в Среднем Приобье // Современные геофизические методы при решении задач нефтяной геологии. М.: Наука, 1988. С.38−45.
  13. М.Я., КорневВ.А., Нежданов А. А. Формирование неантиклинальных ловушек в меловых отложениях Западно-Сибирской плиты и методика их поиска // Геология нефти и газа. 1984. № 8. С.17−23.
  14. Л.Я. Стратология и стратиграфия самостоятельные отрасли геологии в проблеме расчленения осадочных толщ // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1984. № 2. С. 12−23.
  15. ТуезоваН.А., Дорогоницкая Л. М. Физические свойства горных пород ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. М.: Недра, 1975. 183 с.
  16. В.И., Мясникова Г. П., Трусов Л. Л. Перерывы при формировании неокомских клиноформ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1993. № 6. С.2−5.
  17. С.Б., ТянН.С., Бачин С. И., Шабловский В. Н. Особенности геологического строения залежи пласта БСю мамонтовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1994. № 2. С. 18−21.
  18. .М., Файзуллин Г. Х. Геологическое строение залежи пласта БВ Повховского нефтяного месторождения // Геология нефти и газа. 1993. № 6. С.9−13.
  19. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области / ОАО «ЦГЭ». Москва, 2001.
  20. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1 351 230 от 14.11.1985 г. / Закиров И. С., Пантелеев Г. В., Закиров С.Н.
  21. Способ разработки нефтегазоконденсатной залежи со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. № 1 403 700 от 01.04.1986 г. / Закиров И. С., Пантелеев Г. В., Закиров С.Н.
  22. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей со слоистым строением продуктивной толщи. А.С. СССР № 1 572 086 от 31.08.1988 г. / Закиров И. С., Палатник Б. М., Дубровский Д.А.
  23. Способ разработки нефтегазоконденсатных залежей. А.С. СССР № 1 554 456 от 22.03.1988 г. / Закиров И. С., Дубровский Д. А., Палатник Б.М.
  24. И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. / М. Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». 2006. 356 с.
  25. С. Н. Шандрыгин А.Н., Нгуен Хыу Чунг Процессы вытеснения в наклонных слоисто-неоднородных коллекторах. // Институт проблем нефти и газа АН СССР. Препринт № 9. Москва. 1991.
  26. М.Т., Джалилов К. Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений Баку. / Азернефтнешр, 1960. 255 с.
  27. М.Т., Кулиев A.M. Методы гидрогазодинамических расчетов разработки многопластовых месторождений нефти и газа. / Баку.: ЭЛМ, 1976. 204 с.
  28. А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. / М.: Недра, 1981. 237 с.
  29. А.Т., Бученков Л. Н. Щелочное заводнение. / Изд. Недра, 1989. 160 с.
  30. Гусейн-заде М. А. Особенности движения жидкости в неоднородном пласте. / М.: Недра, 1965. 276 с.
  31. С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. / М.: Недра, 1989. 334 с.
  32. В.И., Сургучев М. Л., Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. / М.: Недра, 1965. 263 с.
  33. А.П., Белаш П. М., Борисов Ю. П., Бучин А. Н., Воинов В. В., Глоговский М. М., Максимов М. И., Николаевский Н. М., Розенберг М. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. / М.: Гостоптехиздат, 1962. 304 с.
  34. В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. / М.: Недра, 1987. 247 с.
  35. Т.П., Орлов B.C. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. / М.: Недра, 1977. 272 с.
  36. И.Г., Сатаров М. М., ГенкинИ.Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. / М.: Гостоптехиздат, 1962. 358 с.
  37. В.Н., Гусейн-заде М.А. Влияние проницаемости кровли и подошвы пласта на движение в нем жидкости // Нефтяное хозяйство, № 12, 1953.
  38. В.Н., Лапук Б. Б. Подземная гидравлика. / М.: Гостоптехиздат, 1949. 523 с.
  39. И.С. Влияние сетки скважин на эффективность дренирования оторочек нефтегазовых залежей. / Тр. МИНХ и ГП им. И. М. Губкина, 1985, вып. 192.
  40. И.С., Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами. / Канд. диссертация, ИПНГ РАН, ГАНГ им. Губкина, 1996.
  41. В.Б., Разин А. В. Модель косослоистого строения верхнеюрского резервуара Игольского месторождения и особенности его разработки. // Вестник ВНК, 1998. № 1. С.25−28.
  42. Г. Э., СингхИ.Б. Обстановка терригенного осадконакопления. / М.: Недра, 1981.438 с.
  43. А.А. Типы карбонатных конкреций и их роль в изучении нефтегазоносных формаций Западной Сибири // Труды ЗапСибНИГНИ. 1985. вып. 211. С.95−103.
  44. A.M. Взаимоотношение вещественного состава и макронеоднородности с промысловыми свойствами нефтяного пласта // Труды ЗапСибНИГНИ. 1985. вып.201. С.83−88.
  45. Е.В. Эпигенетически экранированные залежи нефти и методы их поиска. // Тезисы докладов Всесоюзной научной конференции. «Методические поиски стратиграфических и литологических залежей нефти и газа». Баку: 1983. С.25−27.
  46. Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. / Л.: Недра, 1989. С. 107−121.
  47. К.О. Исследование влияния фильтрационной анизотропии на разработку неоднородных коллекторов нефти и газа. / Автореф. дисс. на соиск. уч. степ. канд. геол.-минералог. наук. Томск. 2006.
  48. К.О., Кибиткин П. П., Меркулов В. П. К вопросу о методике определения фильтрационной анизотропии коллекторов // Интервал. 2006. — № 5. — С.4−6.
  49. К.О. Особенности геологического строения и анизотропная фильтрационная характеристика продуктивных пластов месторождения Кисимбай // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. — С.130−131.
  50. X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, (пер. с англ.) 1982.-408с.
  51. А.С., Гильманова Р.Х, Мустаева Э. Р., Рыжов С. Л. Особенности1геологического строения локальных клиноформ пласта БВю" Самотлорского месторождения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2009, № 9, с. 18−23
  52. М.З., Каюмов М. Ш., Салихов М. М., Владимиров И. В. Структура начальных балансовых и извлекаемых запасов нефти горизонтов До и Д1 Восточно-Сулеевской площади и анализ их выработки. Нефтепромысловое дело. 2003, № 12, С.9−14.
  53. И.В., Манапов Т. Ф., Батрашкин В. П., Титов А. П. Оптимальное применение технологий селективной изоляции заводненных пластов. Нефтепромысловое дело. 2008.- № 7.-С.61−64.
  54. И.В. Нестационарные технологии нефтедобычи (этапы развития, современное состояние и перспективы). М.: ОАО ВНИИОЭНГ. — 2004. — 216 с.
  55. Р.Г., Хуснутдинова Р. З., Горобец Е. А., Грищенко А. С., Рыжов Е.А., 1 2
  56. С.С. Обоснование методики выделения ВНК по клиноформам пласта БВю Самотлорского месторождения // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009. — № 9. — С. 51−56.
  57. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области / ОАО «ЦГЭ». Москва, 2001.
  58. Методика расчета эффекта охлаждения пласта от заводнения при неизотермической фильтрации коллекторов./ Манапов Т. Ф., Торопчин О. П., Грищенко А. С., Рыжов С. Л., Титов А. П., Исмагилов Р.Г.-Уфа, ООО «Выбор», 2008. 39 с.
  59. Ф.Ф., Гильманова Р. Х., Грищенко А. С., Михеев Ю. В., Осепян С.С.1 ^
  60. Особенности ЗД геологического моделирования локальных клиноформ пласта БВю Самотлорского месторождения // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». М.: ВНИИОЭНГ, 2009. — № 12. — С. 38−41.
  61. Н.И., Владимиров И. В., Михеев Ю. В., Грищенко А. С. Методы оптимального размещения скважин в системе ППД в наклонном пласте (клиноформах) с поддержанием пластового давления выше давления насыщения нефти газом. // НТЖ
  62. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений". — М.: ВНИИОЭНГ. — 2010. № 1.-С.20−33.
  63. Р.Х. Методы уточнения базы данных для формирования ГТМ. М.:ОАО «ВНИИОЭНГ» — 2002. — 168с.
  64. Пересчет запасов нефти и газа Самотлорского месторождения в пределах лицензионных участков ОАО"Самотлорнефтегаз" и ОАО «ТНК Нижневартовск» по состоянию на 01.01.2000 г. /Минэнерго РФ ОАО"Центральная геофизическая экспедиция". Москва, 2001.
  65. Создание, мониторинг, уточнение и сопровождение секторных моделей центральной и северной частей Самотлорского месторождения (Участок СНГДУ-2) / ООО НПО «Нефтегазтехнология» Уфа, 2009
  66. Ф.Г. Строение и условия образования клиноформ Западно-Сибирской плиты (история становления представлений): Монография. Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003.-141 с.
  67. В.А. Прогнозирование объектов для поисков залежей углеводородного сырья по сейсмологическим данным (на примере осадочного чехла Западной Сибири). -Тюмень: ТГНУ, 2000.-373 с.
  68. В.В. Геолого-геофизические основы поисков, разведки и разработки залежей углеводородов в нижнемеловой покровно-клиноформной формации Западной Сибири (на примере Когалымского региона). Пермь: Пермский госуниверситет, 2000. — 187 с.
  69. Ю.Н., Казаненков В. А., Рыльков С. А., Ершов С. В. Северное Приобье Западной Сибири // Геология и нефтегазоносность неокома. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, 2000.-199 с.
  70. А.Н., Страхов А. Н. К вопросу о генезисе клиноциклитов // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Т. 1. Томск, 2000. — С.69−170.
  71. Н.В., Ухлова Г. Д. Модель формирования клиноформ на Сургутском своде // Материалы региональной конференции геологов Сибири, Дальнего Востока и Северо-Востока России. Т. 1. Томск, 2000. — С.233−234.
  72. Н.В., Ухлова Г. Д. Строение неокома (группа пластов БС) в западной части Сургутского свода // Стратиграфия и палеонтология Сибири. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2000. С. 157−164.
  73. A.M. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2001. — № 1. — С. 1823.
  74. Комиссия, в составе Шевченко С. Д главного инженера СНГДУ-2: Рыжов CJI. — директора департамента, но геологин и разработке- Давиденко И.С.- начальник отдела планирования ГГМ
  75. Обоснование выбора объекта для внедрения рекомендаций и краткая гсолого-технологичеекая характеристика.
  76. Для испытания рекомендаций по диссертационной работе Грищенко Л. С. был выбран в пределах лицензионного участка СНГДУ-2 пласт БВю1"2 Самотлорского месторождения и сформирован комплекс геолого-технологическнх мероприятий, включающий в ссбя:
  77. Разукрупнение фонда скважин, ведущих совместную эксплуатацию двух и более клиноформ пласта БВю'"2 Самотлорского месторождения.
  78. Мероприятия по ограничению водопритока.
  79. Уплотнение сетки скважин с помощью оптимального размещения HI С в обводненных и в бездействующих скважинах.
  80. Оптимизация системы ППД, включающая в себя:
Заполнить форму текущей работой

На отлично!