автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами

рг*

, 6 р.«»

На правах рукописи

УДК 622.278

ХАВКИН Александр Яковлевич

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С НИЗКОПРОНИЦАЕМЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва-1996

Работа выполнена во Всероссийском нефтегазовом научно-

исследовательском институте им. А.П.Крылов« (ВНИИнефть)

1

Официальные оппоненты -

доктор технических наук, академик АЕН РФ Николаевский В.Н. доктор технических наук Газизов А.Ш.

доктор технических наук Казаков А.А.

Ведущее предприятие - АО Татнефть

Защита диссертации состоится. •Л.Э-, I/ 199 6 г. в № часов на заседании диссертационного совета Д.104.02.01 ВА£ Р<Р по присуждению ученых степеней доктора технических наук при Всероссийском нефтегазовом научно-исследовательском институте им. А.Г).Крылова по адресу: 125422, г.Мосхва, Дмитровский проезд, 10, ВНИИнефть.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института. Автореферат разослан. I о 199 б г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д.104.02.01, кандидат геолого-минералогических наук

П М.М.Максимов

УАЩ

ММиМ.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. На современном этапе развития страны sea большее значение приобретает топливно-энергетический комплекс и, особенно, нефтедобывающая промышленность.

Повышение добычи нефти связано, в первую очередь, с созданном эффективных технологий разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами (НПК), доля которых в структура разрабатываемых объектов растет и составляет более 25%. Запасы нефти в НПК оцениваются в несколько миллиардов тонн, а коэффициент нефтеотдачи при традиционных системах разработки, как правило, существенно ниже среднеотраслевого и не превышает. 10-25%. На ближайшио годы из месторождений с НПК планируется обеспечить 25-40% отраслевой добычи нефти, поэтому задача освоения трудноизвлекаемых запасов нефти з НПК является жизненно важной проблемой федерального уровня.

Повышение эффективности добычи нефти рложэт быть осуществлено только посла изучения особенностей вытеснения нефти а НПК, обоснования зависимости нефтеотдачи от геолого-физйческих условий залегания нефти и параметров системы разработки, и, на этой основа, ноэых технологий. : ■•'•*!;•'

В этой связи развитие гидродинамических основ разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами весьма актуально.

Цель работы заключается в исследовании и научном обосновании гэолого-физйческих особенностей НПК, методов гидродинамических расчетов технологических показателей, новых технологий, создающих гидродинамические основы разработки заяексэй нефти с НПК., - Оснозныэ задачи исследования.

1. Выявлениэ основных гсолсро-фшичггсжх хераетсрксп« ssns-жёй. влияющих на эффективность разработок НПК.

.2. Создание гидродинамических медалей, кэтедия расчзтез технологических показателей разработки и жкепери.ивнтальнота комплекса для изучения особенностей вытеснения нефти в залежах с НПК.

3. Изучение эффективности разработки НПК и проведение расчетов технологических показателей для конкретных залзжей.

4. Обоснование новых и усовершенствованных технологий разработки залежей нефти с НПК.

Методами решения постаоленных задач язлялись математическое и физическое моделирование изучаемых процессов, анализ гоологс-промыстоеой информации. Для создания гидродинамических моделей использовались базовые положения физической химии, физики нефтяного пласта, теории многофазной фильтрации, теории вероятностей.

Научная новизна. В диссертационной работе выявлены основные гоолсго-физкческиа характеристики залежей, влияющие на эффективность разработки НПК - вещественный состав глинистого цемента породы-коллектора, малый размер перовых каналов, резкая изменчивость структуры поросого пространства, - и показана необходимость ь« учата б гидродинамических расчетах технологических показателей разработки.

Впарвыз разработаны математические модели процесса вытеснения нефти водой в глинссодержащих коллекторах с учетом набухания ткн для условий заеоднония, при:,".анемия физико-химических технологий и многокомпонентной фильтргции. Созданы методики гидродинакичс-ш расчатоз и на их основе проведай гидродинамический анализ и выявлены ссоЕонкосли поведения показателей разработки при заводнения гележей с НИК водами резличной минерализации. Предложено для учата (¿¡подмости глинистого цемента породы-калпехтора использовать коэффициент ехтизней тинисгостм, разный такому объемному содержанию монтмориллонита, который соответствует ионкообиенкой способности микзргльного цсйзэнта данного состава.

Рсзпяботан компьютеризированный радюиотрический комплекс для одномерной томографии процсссоо е.ытесн®нкя нефти, управляемый от ПЭВМ, позволяющий заверять значения насыщснностсй о моделях пористых сред с точностью 1-2%. Определены игмскснмя пористости гшиосодерж&щих сред и показано, что дазка небольшая закачка воды приводят к изглененжо насыщенности по длине модели.

Математическим моделированием показана, что даухмодалькость распределения пор по размерам ведет к уменьшению фазовой проницаемости по воде. Предложено ввести коэффициент, характеризующий способность пористой среды к диспергированию нефти, определяемый как отношение доли пор размером более чем 2 средних радиуса пор к дели пор размером менее среднего радиуса.

Впервыз разработана модзль гидродинамических расчзтов процесса вытзенания нефти с учетом ее диспергирования в пористых ерздах, позволяющая дать гидродинамическое обоснование влиянию проницаемости и пористости пласта, плотности сотки скаажин, темпа разработка, капиллярных сил на нефтеотдачу.

На основа гидродинамических расчзтоз исследована роль кс?«по-квктообмгна при заводнении месторождений и показано, что при это:-! уаэяичизззтея зыход легких компонентов с водой.

Разработана методиха гидродинамических расчетов тсхнологичя-с:а"х показателей разработки с учетом сяучгйнссти величины начального дебета екзажии. Показано, что при небольшом с5ъ&мэ бурзикя новых скважин будет наблюдаться резкая изменчивость годовых отборов при достаточно пяапных нгкоплэнных показателях.

На основа гидродинамических расчетов л ф1«;?чсггя>го модолире-кгнкя обоенззано впияшо шгсссабмеикых процвзеоз когаду породой « зодной фазой на оффгктганость вытеснения нефти полимерными растворами. Рекомендованы конкретные технологические мзроприптая по пэзышвнкю эффективности полимерного еоэдсйстзкя з пластах с еысо-кой шнвралнзгцией пластоаыя вод.

Обоснованы технологические решения по повышен»» эффехтие-кости разработки ззлзжей нофта с НПК нч сснозе примснонмя нтхохон-цэнтрйресанных пЫшверных растворов и пенных систем.

Проведено обоснование причин издания дебетов дсбыгающих скважин а гзл&зезх кофти с гпиносодерхсгщими НПК за счет вдакккя языковых прорызоз ззхзчнзавмой воды на фильтрационные хвргятерксти призгбойкых зон и обоснсБснм технологические реш:н;::1 по глинодке-

пергацу.и и глииостабилизации для повышения уровней отбора нефти.

Проведено обоснование технологии повышения приемистости нагнетательных скважин на основе применения магнитной обработки закачиваемой воды с добавкой химреагентов: *;

Проведено обоснование техйологии вибровоздействия в залежах нефти с глиносодержащими НПК за счет регулирования минерализации -закачиваемой воды.-V -

Обоснована технология барьерного завбднения в нефтегазовых залежах нефти с глиносодержащими НПК на основе регулирования минерализации закачиваемой воды. Показано, что для адаптации гидродинамических расчетов к истории разработки нефтегазовых объектов надо пользоваться двумя семействами фазовых проницаемостей. Проведена классификация газовых шапок нефтегазовых залежей по их нефтенасы-щекию. Предложу способ определения нефтенасыщенности газовых шапок путем промыслового эксперимента. V ,

Обосноаакы технологические решения по уникальным объектам с НПК - заложи нефти бажснозской свиты Салымского месторождения и месторождения Тенгкз. -V-.:".' V.- /".'-"V'/

Реализация работы в промышленности. На основе результатов диссертационной работы выполнены: технологическая схема разработки залежи нефти бажоноаской свиты Салымского месторождения (1988), технико-зхонс?лическоа обоснование методов разработки месторождения Тенгаз (1989), гидродинамический анализ применения барьерного заводнения на залежи нефти Д1У2б Восточно-Сусловского месторождения (1990), обоснованно новых технологий повышения эффективности разработки Оленьего (1993), Ноаошлодежного (1994), Хохряковского (1984), Первомайского месторождений (1995), техиико-эконошческоеобосноБа-ниэ технологий повышения эффективности разработки АбдрахманозскоЙ площади Рошшкинского месторождения (1995).

Практическая значимость результатов диссертационной работы заключается в создании методов гидродинамических расчетов и обосновании технологий разработки залежей нефти с НПК, внодрониэ

которых вносит значительный вклад в ускорение научно-технического прогресса в нефтяной отрасли.

Апробация работы. Основные положения й результаты диссертационной работы обсуждались на научно-технических советах Миннефте-газпрома СССР Шижнезартозск, 1934; Тюмень, 1985; Краснодар, 1990; Москва, 1990; Альметьевск, 1991), Роснефти (1995), на чтениях, посвященных 100-летию со дня рождения академика Л.СЛейбензона (Баку, 1979), на III (Алма-Ата, 1976) и У (Ташкент, 1980> Всесоюзных семинарах по численному решению задач фильтрации многофазной несжимаемой жидкости, на семинаре по механике нефти и газа Института проблем механики АН СССР 0 980), на школе-семинаре "Совремэнные методы анализа разработки нефтяных месторождений" (Тюмень, 1388), на Всесоюзном семинаре по проблемам разработки нефтяных месторождений и повышения нефтеотдачи пластов (Москва, 1989), на семинаре по актуальным проблемам нефтегазовой и подземной гидромеханики (Москва, 1991), на II Всесоюзном ¿еминаре по проблемам проектирования разработки месторождений нефти и газа (Москва, 1991), на Международной конференции "Разработка гаэсконденсатных месторождений" (Краснодар, 1990), на Международном симпозиума по разработке малолроницаемых коллекторов нефти и газа (Сиань, Китай, 1991), на всосо:озкой научной конференции "Краевые задачи теории фильтрации" (Каззнь, 1991), на международной конференции "Фильтрация в пористых средах: Фундаментальные и прикладные проблемы" (Москва, 1992), на 7-ем Европейском симпозиуме по увеличению нефтеотдачи пластов (Москва, 1393), на 8-ой международной конференции по физмко-химии поверхностных взаимодействий и коллоидным наукам (Аделаида, Южная Австралия, 1994), на II РЛеждунзродной конфгреиции по хикии нефте (Томск, 1994), на Международной кянф;рочцки "Проблемы комплексного оезоемия згпесэз изфти и природных битуайоз" (Казань, 1G94), на гзевданиях Ученого Совета и секций ВНИИнефть, ПермНИПИнефтъ, КазНИПИнефть. на заседаниях нзучно-техккчеаэ« советов Глаатюменнэфтегаза, ПО "Тенгизн«-фтвгаз", АО 'Никиезартогскнафтегаз", АО "Томскнефть". АО Теткэфтъ*.

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано более 90 работ (в том числе 5 патентов).

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 10 разделов (включая введение и заключение), списка использованных источников из 569 наименований. Работа содержит 365 страниц машинописного текста, 127 рисунков и 41 таблицу.

Работа выполнена в лабораториях подземной гидрогазодинамики и новых методов разработки низкопроницаемых пластов ВНИИнефть. Автор выражает глубокую благодарность профессору, академику АЕН РФ Ю.В.Желтозу за помощь и обсуждения при проведении исследований. Автор также признателен всем коллегам, и особенйо д.т.н. Г.Е.Малофеё-ву, к.т.н. З.С.Юсуповой, к.т.н. Г.И.Чернышеву, к.ф.-м.н. В.ИЛесину, совместно с которыми выполнен и опубликован ряд изложенных в работе результатов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1 .ВВЕДЕНИЕ. В практике анализа структуры сырьевой базы, эффективности разработки и создания ногых технологий особой группой выделяют объекты с терригенными низкопроницаемыми коллекторами.

Фундаментапькыэ исследования по тематике НПК и основопсло-гающее вкадраний этих работ на промыслах осуществлял ряд известных учгиых: Б.П.Алоксандров, И.МАуйтов, Б.Т.Баишев, В.П.Батурин, Ю.Е.Батурин, К.С.Басниев, ААБоксермгн, В.Я.Булыгин, В.Е.Газура, А.Ш.Гази-эоз, АТ.Горбунов, В.К.Гошикоо, Ш.К.ГиматудикоБ, В.Т.Гребенников, А.Н. Дыитриевсхий, В.П.Дьяхоноз, В.М.Ентов, Е.П.Ефремов, Ю.В.Желтов, Ю.П.Желтов, К.Ф.Жигач, СА>Кданоз, П.И.Забродкн, С.Н.Закиров, О.П. Иоффе, А.м.Казахов, Б.Е.Кигптанхо, Т.Т.Клубоза, А.Г.Ковалез, А.В.Косте-рин, АП.Крылоз, АККурбаног», В.М.Кузьмин, Б.ИЛеви, Н.НЛисоаский, В.АЛуткоз, ВДЛысенко, М.И.Максиыоа, М.М.Максимов, РАМаксутов, В.Н.Мартос, ИЛ.Щрхасин, Ю.В.Маслянцео, А.Х.Мирзаджанзадо, М.Ф. Мирчинк, И.Т.Мищенко,. РХМуслимов, И.И.Ностероэ, Р.И.Нигматуллин,

'б

В.Н.Николаевский, Н.М.Николаевский, В.Г.Огакдесанянц, Ю.А.Лоддубкый, М.Д.Розенберг, В.М.Рыжик, Ю.С.Савельеа, С.Г.Саркисян, М.М.Саттароэ, Е.И.Семин, Г.С.Степанова, Э.В.Соколовский. В.П.Сонич, М.Л.Сургучсз, И.Д.Умрихин, Р.Н.Фахретдинов, Б.П.Филиппов, А.Я.Фурсов, Э.М.Халимов, Р.С.Хисамоа, М.АЦаеткова, О.А.Черникоз, Н.М.Шерстнев, Г.Ю.Шовкрин-ский, В.Н.Щелкачев, Ю.Н.Ялов, А.Н.Яроз, Я.Бзр, К.Висон, Р.Е.Грим, Н. Джонсон, Р.Д.Петтиджон, E.R.Alkins, I.Bartiman, G.Bemard, H.T.Davis, M.M. Dias, C.Jacquin, R.G.Larson, J.E.Kiilough. F.E.Moore, N.R.Momnv, A.C. Payatakes, J.G.Ricnardson, L.E.Scriven, B.F.SIoat, R.L.SIobod и др.

Месторождения с НПК выделяют в особую группу и относят к ката-гории трудноиззлекаемых в связи с низкой технологичоской зффэеткз-ностью их разработки имеющимися в отрасли техникой и технологиями, требующих, как правило, более плотные сетки скважин (а значит и большие капиталовложения). '

Величина проницаемости 0,05 мш2 как граница отнесения к НПК а значительной мерз условна. В конкретных гаолого-физичеаслх условиях особенности НПК могут проявлять залежи с несколько большие змаченя-ем проницаемости.

Состояния сырьезой базы заставляет нефтедобывающие предприятия вводить в разработку месторождения с НПК (сведено бале"! 90% запасов), хотя освоение запасов недостаточно эффективно - текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет около 6%. .

Разработка НПК осуществляется, как правило, с примемгтт; заводнением, эффективность которого в НПК нэ отвечает сзорем?нкы?з требованиям. Для повышения эффективности вьгрпСотхи запгсоэ нефти применит гидроргзрыз, буренка горизонтальных скэажкн, разлкчныэ йиды обработки призебойных зон нагнетательных и добывающих css.i-«ии, содогвзовоэ зоздейсгаие на пласт.

Существенное отставание наблюдается и области прсзстирования технологических показателей разработки НПК: как правило, прсгхтиаэ дина?ляка добычи нефти значительно аышэ текущей.

Принципиальной для разработки НПК язлявтся проблема водслод-

готовя» для заводнения, обоснования составов буровых растворов и растворов для глушения скважин, ибо малый размер поровых каналов приводит к сильной кольматации приэабойной зоны. '

Особенно много проблем возникает при разработке глиносодержа-щих пластов. Работа глинистого цемента гшаста-коллектора приводит к уменьшению проницаемости и, в некоторых случаях, кратному, что требует поиска принципиально новых технологий разработки пластов и ОПЗ скважин. Новые технологии ОПЗ для НПК важны также из-за низкой эффективности первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Низкие темпы добычи нефти и невысокая величина конечной нефтеотдачи при разработке НПК связаны с отсутствием целенаправленного воздействия на механизмы проявления капиллярных сил и физико-химической активности глинистых минералов в системе нефть-еода-лорода.

ВТОРАЯ ГЛАЗА посвящена исследованию геолого-физических особенности залежей с НПК: объектов с коллектором проницаемости менее 0,051Шг (собственно НПК), с глиносодержащим коллектором.(ГНПК), со слгбодренируеоыми зонами низкопроницаемых коллекторов (СНПК) и с назкодебитным пластом-коллектором (НДК).

¡В разделе 2.1 отмечено, что особенностью кесторозедений с НПК является двухмодальность распределения пор по размерам и большая удэльная позэрхкость, что важно для применения заводнения и физико-химических методоо. Близость проницаемости продуктивного пласта к фаинце коллектор-неколлектор определяет во ¿¡ногкх случаях выбо}?ре-зэша I! технологии разработки, поскольку малая проницаемость существенным образом изменяет привычные соотношения гидродина?ииче-ских, капиллярных и фааитационных сил. '

Доля ГНПК из общей суммы запасов в коллекторах с проницае-иостьагланса 0,05 кка2 составляет 2/3 по Западной Сибири и 1/3 по другие региенага, причем 50% запасов по Западной Сибири относится к категории НДК, т.е. имеют начальный дебит скважин до 10 т/сут. Объекты с СНПК, как правило, имеют среднюю проницаемость выше 0,05 мхм2. К ним относится, например, Талвнсхое месторождение (0,07 та?).

Пласт АВ12 (рябчик) Самотлорского месторождения и Пряобскоа месторождение относится к ГНПК, Ромашкинское месторождения имоат большие запасы в зонах с НПК и может быть отнесено к СНПК. Залзжь нефти баженовской свиты Сальшскога иасторождения относится к НДК.

Выбор зоды для воздействия на пласт на всегда связывался с минеральным составом породы-коллектора. Вызвано это было отсутствием как анализа влияния минерализации закачиваемых вод на эффективность вытеснения нефти, так и методик, позволяющих рассчитывать нефтеотдачу с учетом минерального состава породы-коллектора.

Из анализа литературы (раздел 2.2) видно, что глинистые минералы могут составлять значительную (до 20-50%) долю в терркгвнных коллекторах. С увеличением глубины залегания глинистых пород уменьшаются пористость, пластичность, кабухаеиость и размокаомость в аодэ, возрастают плотность и способность к растрэскизанию.

8 карбонатных коллзеторах учет глинистых.фракций прсэодят начиная с 5% примесей песчано-алевролитозых пород (Б.П.Алэксандрсв), хотя в зависимости от тепа минералов их влияние кг. гытесмскио нзф"? может Сыть существенным.

Нгбухакио глинистого цемента является результатов «асесвбманз глежду глинистыми минералами и находящимися а вода ионами мстлясо и приводит х изменению структуры пористой среды, а следоватольно, к изменению ао основных фильтрационных характеристик Время протекания ионного ебмена зависит от структуры глинистых минералов: а ксош-нитв - почти кгксзскио, а глекткориллените или шдрзспюдах -несколько чзеоз. При уменьшении дошерзлиз&цин ит.кгзгенетт нснмо-: го еостгза фильтрующейся воды возможны умзньш&нив проницаемости коллзктора 5 десяти; раз, 'увешчэниэ объема тинистого цемента а несколько раз и диспоргкрозаниэ глинистых микэралоз.

Набухание глин определяется тяпои глинистых минералов: кзиЗо-лео набухающими язляются монтмориллокитезыз глины.

Проэеданныо М.А.Ца-этксзсй иссладозгн'ля ф^тьтрующей способ» моста кзарцегых пссчаникоз от содержания э них ыирсрслоз глин пока-

зали, что при коэффициента глинистости (доли глинистых минералов в сбщзи объема скелета коллектора К™) более 15-20% порода-коллектор становятся прсетичвски непроницаемой. Коллектор с 1С,,, менее 15-20%, будем называть глйносодержащиы. Нефтяные месторождения с глиносо-держащими коллекторами расположены в Западной Сибири, Татарии и других районах.

Эксперименты ряда авторов по определению коэффициента вытеснения нофти пресной воды на образцах естественных пород показали возможность достижения более высоких значений коэффициента вытеснения (раздел 2.3). Однако при этом существенно возрастают рабочие градиенты давления, что осложняет практическую' реализацию процесса в промысловых условия.

Детальное экспериментальное изучение процесса фильтрации в глйноссдоржащих коллекторах, посвященное, в основном, однофазной фильтрации, проведено С.Жакс-иом (С.иас^шп). Им показано, что с уменьшением минерализации фильтрующейся асды количество адсорбированной йоды увеличивается, приводя к уменьшению пористости образца, и отмечено, что удержание воды глинами характеризуется гистерезисом. С.Жакеч отмечает принципиальное различно глинистых и глиносодоржа-щих образцов, причем при малых К,л отлично закона фильтрации от линейного невелико.

Экспериментальные исследования рядом азтороз процесса двухфазной фильтрации воды и нефти показывают, что влияние глинистого цемента на процесс нзфтевытаснения зависят от характерного размера зерен пористой среды, прячем скорость фильтрации через чистый кварцевый песок в дг.а с лишним раза больше, чем через песок из ГНПК.

Уменьшение проницаемости при заводнении ГНПК заставили использовать для закачки пластовую (подтоварную) воду, получаемую из разрабатываемых горизонтов попутно с нефтью.

Предложено использовать кроме коэффициента объемной глинистости еще и коэффициент аэтивной глинистости (раздел 2.4), равный такому объемному содержанию монтмориллонита, который соответствует

¡о

ионообменной способности глинистого цемента данного состава.

В разделе 2.5 проведена оценка вклада зарядового ззакглодяй-ствия частичек глин и поверхности породы на особенности фильтрации коллоидных систем а пористой среде: при малых диаметрах псрозых каналов скорость перемещения заряженных частиц будет меньше скорости движения основного флюида. Заряженные частицы будут сказывать дополнительно а к чисто механическому гидродинамическое сопротислэние потоку, приводя к снижению скорости фильтрации в ГНПК. При экранировании заряда а минерализованной воде влияние з?рядозого взаимодействия будет уменьшаться. Снижение скорости фильтрации с уменьшением проница£?г!осги обуславливается узэличакиэм доли участков взаимодействия зарядов частиц и поверхности. Проявление зарядовой составляющей снижения скорости фильтрации в НГ!К при переходе к менээ ми-нерализоЕанной воде может реализозьгааться как вместе, так и без изменения структуры пористой среды (набухания гл«к).

Регулирования активности глин в хорошо промытых еысокопрски-цаег/.ых зонах погзолит добиться набухания и диспергирования глин, чтобы затампонировать эт.? зоны и перераспределить поток закачиваемого агента а мэнзе гы.озбе-такиыа участки коллектора. В призабойной зона скважин набухание глинистой составляющей коллектора играет отрицательную роль, снижая добычу кзфти, что требует стабилизация гякн.

В раздела 2.6 рассмотрены различные химические дсбеякик воде в зависимости от их роли з описанных процессах, и показана возможность имеющимися реагентами осуществлять целенаправленное воздействие на глинистые минералы коллектора. К ним относятся соли, кислоты, основания, азотосодгржащяз сргздические и кроышйоргакичэскиэ соединения, нокотеры-з газы, з тахгкэ катконоактевные, анионевкгсвмы« л кеисногекныэ пэг-зрхнзетно-гктканыв зещзства и полимеры, т.е. широкий спохтр веществ. Откетш, что в середине 80-х годов наблюделос*» сильное отставание в отечественном патентовании технологий для ГНПл от рлироаого.

В раздала 2.7 рассмотрены геолого-промысловые проблемы отбора нефти в НПК.

В результате исследований Р.Х.Муслимоаа и др. установлено существенное влияние содержания глин на процессы разработки месторождений Татарии.

Для выявления особенностей работы добывающих скважин в таких коллекторах были проанализированы первичные материалы по азажи-нам Рошшхинсхого месторождения. Показано что наблюдается сильная корреляция между дебитами по нефти и минеральным и ионным составом добываемой воды. Позедение приемистости нагнетательных скважин связано не только с минеральные составом, но и с наличием взвешенных частиц в закачиваемой воде, причем наблюдается как увеличение, так и уменьшение приемистости с ростом минерализации. Аналогичные изменения дебитоо добывающих скважин вследствие их обводнения отмечались автором при анализа промысловых материалов по Оленьему (Тоыскнефть), Талинскому и другим месторождениям Западной Сибири.

Примеры показывают, что изменение дебитов по нефти может составлять бояза 20 т/сут. Таким образом, регулирование минерализации закачиваемой воды и активности глинистых минералов в призабойных гонах скважин может приоости к существенному повышению зффзктип-ности отборов нефти из ГНПК, а для контроля за разработкой таких объ-ектоз необходимо осуществлять ежемесячный химический анализ состава захачиоазиой и попутной воды.

ТРЕТЬЯ ГЛАЗА посвящена гидродинамическим особенностям вытеснения нефти в пористых средах.

В раздело 3.1 рассмотрены математические модели процессов вытеснения нефти: Баклея-Леверетта, Рапопорта-Яиса, капиллярной пропитки, вытеснения нефти раствором активной примеси, учет нелинейности закона фильтрации по АХМирзадшнзаде.

В разделе 3.2 рассмотрены фазико-хи&шческие аспекты процессоа оытссяения нефти в пористых сродах. Показано, что в отрасли основное к-кмаияа уделялось'.созданию гидродинашки процессов вытеснения " " . 12 .

нефти физико-химическими агентами, а для понимания и прогнозирования разработки НПК необходимо уделить внимание физико-химической гидродинамике процессов вытеснения нефти.

Отличие физико-химического подхода от чисто гидродинамического в том, что гидродинамический рассматривает процессы в пористых телах на базе механики сплошных сред, а физико-химический - на основе представлений о дисперсном состоянии пористых тел, которое и определяет специфику и механизм массообменных процессов. Физико-химический подход базируется иа анализе физико-химических и микрогидродинамических процессов переноса газа, жидкостей и их паров в поровом пространстве (Н.В.Чураев).

Показано, что использование этого подхода позволяет на основе уравнений для микропеременных через элементарный физический объем (э.ф.о.) перейти к уравнениям для макропеременных. Учет неустойчивости границ раздела воды и нефти, резкое различие размеров поровых каналов, особенно в НПК, позволяют утверждать, что вытеснение нефти из нефтяных пластов в физико-химическом аспекте может быть рассмотрено как движение воды и диспергированной нефти.

Показано, что с учетом извилистости коллекторов значение средне-

го радиуса может быть вычисленно по формуле 11ср = л/4,24к / т11 , где к - проницаемость (мкмг), т - коэффициент пористости.

В разделе 3.3 проводится анализ различных моделей многофазной фильтрации и обосновывается возможность гидродинамического описания движения нефти как системы диспергированных элементов.

В разделе 3.4. описывается исследование многофазной фильтрации на микромоделях пористых сред. Показано, что при вытеснении модели нефти водой в достаточно большогл числа пор микромодели происходит замещение воды нефтью, что означает наличка в них разрыва вы- . тесняемой фазы. Перемещение дисперсных элементов происходит хпо-тично начиная с самого начала процесса вытеснения как в микромасштабе, так и в масштабе всей микромодели.

Поступление нефти из обводненных зон связано с самопроизвольным увеличением расхода через микромодсль. Приобретение подеи>5<но-ста ранее неподвижных или калоподвюкных ганглий вытесняемой фазы с увеличением скорости полностью соответствуют положениям модели на сенсее представлений о диспергировании нефти.

Исследованиями Ю.А.Чизмаджева и др. показано, что если ганглия вытесняемой фазы вытекает из поры в канал в 2 и белее раз превосходящий пору г.о ширине, то эта ганглия разрывается. Автором предложено ваестм коэффициент, характеризующий способность пористой среды к диспергированию нефти, как отношение доли пор размером более чем 2 средних радиуса пор к доли пор размером менее среднего радиуса.

3 разделе 3,5. приводятся радиометрические исследования особенностей вытеснения нефти в ГНПК. Исследования были выполнены на основа использования радиоиндикаторного метода контроля за насыщенностью в модели пласта. Для презедения исследований был разработан комплекс КОМФ с заданием профаьшы эксперимента и обработкой результатов на ПЭВМ. Регистрация насыщенностей с точностью 1-2% осущастЕляатея с помощью радиоактивных меток жидкостей и датчика гац&Е-шлучения, который оснащен электроприводом.

Эксперименты показали, что в ГНЛК менее минерализованная ведв прсрыаиет вал пэфебенной пластозой воды и входит в непосредственный kchieuct с нефтяным валом, т.е. реагенты б закачиваемой в ГНПК вода могут достьялятьо! ею на контакт с углеводородной фазой.

При закачка пластозой боды''имеется соответствие профилю Еакпоя-Леаеретта, а при закачке менее'минерализованной - продвижение , закачиваемой воды носит х&ргиггерный двухфронтсвой вид с "плато" во-донасьицешосго между ниш. Изменение водонаеыщенности в еще не \ охвачэннь.. закачивавшей бодой части (т.е. впереди, тзк называемого, фронта вытеснения) существенно и составляет 5-7 %, кратно превышая точность замеров. Это означает, что получаемый м уравнений Баклаяг Лезаретш сывод о неизменности начальной нефтенасыщенности до подхода фронта вытеснения является лишь модельным предположением.

и "

Радиоизотопный контроль показал, что около г.олсзины первоначально связанной воды (So=ü,4) замещалось закзчиоаемой.

Замзр£?нноа изменение пористости с коэффициентом корреляций 0,85 может быть описано формулой rn/ms =И 0,034 «!п(С/Со), где п-а и m -начальное и текутцвз значения пористости, Со и С- начальная и текущая минерализация.

В раздало 3.S приводятся исследования по изучению влиянию минерализации на проницаемость ГНПК. Показано, что при закачка я модель менее минерализованных вод значения проницаемости с коэффициентом корреляции 0,92 близки к общей кривей (ко и lt - начальное и текущее значения проницаемости):

' Wfco =0,035 + 2,5б1(С/Со) - 2,725 (С/Со)2 +1,081 (С/Со)3

В раздало 3.7 рассмотрено влияние структуры перового пространства НПК на фазовые проницаемости. В качгстав аналитического метода, исходными данными для которого служат функции распределения пор по размерам (ФРПР), ислольгован метод семссоглзесзш'него поля (Л.И.Хейфец, А.8.Нсймарк). .

Расчеты показали, что дзухмсдальнэсть ФРПР уменьшает провд-цзгмость для водной фазы (особенна при остаточной i !вфтенссыщен-кости) и нефтеотдачу. Резкое отличие грсницаемостей для нефти и зоды в НПК подтвэрждает, что проблема бсгоения' нагнетательных сквзжин а них имеет мэсто нз только s связи с кзбухамием глин, a еще является следствием структуры «торсвсго пространства.

ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА лоезшена цодалирозгиик? многофазной фильтрации на осмсзе предегаалвмий с плзстозом диспзргароащшн нефта. .

В разделе 4.1 впзсызаатся модель кдагафгя-юШ фильтрация из еснозе представлений о опзстоеом диспгртроесияи нефтя (модель DISPO). Движения нефти еплсываетса путем сдвнэго&ой «эиетизгщкп на уровне пор, з.ф.о. и р/а.*ромасштаба ггп&стз: даигсокка геиглкй исфтя происходит под действием гидродинамического кггюра ;? протйзодей-етема капиллярного гистерезиса, обусловленного тегерегг.ози »тлоз еаачивания (на урезке пор) или гиетерегнеоы капиллярного деэлэккя яря

'• 15

пропитке и дренаже (на уровнях э.ф.о. и пласта).

Движущей силой для диспергированной жидкости будет градиент давления в дисперсионной среде (А.К.Курбанов). Учитывая, что перепады давления для нефти ДР2 и воды ДР1 отличаются на величину капиллярного гистерезиса Р12 и потерь на преодоление структурных сил, имеем

и2 = и,(В,-в2/0. /=гк/л (4.1.1)

Г,ц, кГ^ к^Д й _ Г,ц,Г| .

+ ., ~У* .. т, I' В2~"

в,=.1*4

^тЛ

-I

где щ и ^ - вязкости и фазовые проницаемости воды 0 = 1) и раствора активной примеси 0 = 3) в промытой зоне пласта и нефти 0 = 2) при вытеснении воды нефтью, Р| - давления в фазах, СЗп - начальный градиент для фильтрации раствора активной примеси (п = 3) и нефти (п = 2), ¿п - длина ганглии нефти, - скорость движения ганглии нефти, и1 - средняя скорость на ее длине вытесняющего агента, 71 - параметры, показывающие в какое количество раз увеличивается от воздействия активной примесью вязкость нефти 0=1), гистерезис капиллярного давления Р12 (¡=2), длина ¿к целика нефти 0=3} и начальный градиент для фильтрации нефти (¡=4), 1ои 11 - характерные линейные размеры неподвижных блобов неньютоновской и ньютоновской нефти.

Обозначим плотность распределения вероятностей нахождения ганглий нефти размером I в точке ппаста с координатой х(05х5Я,) через ф(х, I) - ось х направлена от нагнетательной к добывающей скважине (или вдоль физической модели). Примем

Насыщенность уже не является единственным параметром, определяющим расходы фаз и обобщение закона Дарси на случай многофазной фильтрации в этом случае несколько отличаются от традиционных.

Математическое ожидзниз времени достижения всски элементами длины больше В добывающей сшажикы - о5ъ«м прошчяи а долях порозого объема (V), и математическое ожидание доли добытой нефти -нефтеотдача а этот моме><т (г)), для линейной фильтрации имеют вид

-п(К) = "V • = {кгшв.гф-' {И, - и+ршде, / (к - Р)П

Предельно« значение нефтеотдачи однородного пласта я, определяется формулой:

В разработанной модели капиллярный гистерезис аккумулирует а саба физико-химически? особенности езаимодойетаия поверхности и фаз, а функция ^х, I) - физико-химические услоаия диспэрглраеаияя и коаяесценции вытесняемой фазы.

Проблемы, связанные с п»рэноео§,; ггкеиа Дарси от урогкя пор иа макрообъем, определяются тем, что был пропущен урогеиь э.ф.о. Эксперимента сгзлсга Дарсй иг длинных трубках отроничизгля* праяаяенш объемного характера тзчаимя. что видно из формулы (4.1.1) - при больших ( отношение скоростей пропорционально отношению подгюжасто^ фаз. Следовательно, необходимо соблюдение гтокстричсскотоеподобип, что ужа формулировалось ИЛ.Мархао'ньш.

Размеры неподвижных целикоз 'нефти г.?огут сесгезлять дэсрпто Ег-зтроп и яри реализации площадных систем ззгоддакия со сложной гао-Елзтрией потока ия размеры могут отшться а дгсяткн раз. бяшйг?® оценки получены А.А.Казакоаыаа.

3 разделе 4.2 проведен анализ возможностей модели на оснееэ представлений о плгетозо&з диспергировании нефти. Из формулы (4.1.1) зидко две фазы процесса вытеснения. 0 начальный период 2 дзйквккй будут участвовать элзгзгяты с ? близким к I . Если I » ¡о. тс» из*3«и1, т.е. отношение скоростей фильтрации фаз пропорционально отношению их подзкжностгй.чте соотгатствувт модели Баклгя-Л?вервтта.

Вторая фаза процесса вытеснения проявляется, когда рязжры

движущихся элементов нефти сравнимы с (0 , и доля воды в потока уже зависит не только от водонасыщенности порового объема, но и от распределения целиков по размерам: два целика нефти размером 0,75 (о будут неподвижны, хотя один целик размером 1,5 1 о будет двигаться.

Как следует из полученных уравнений, показатели процесса вытеснения зависят от безразмерных комплоксоа Я^Р^/р , Р1т=тБ1 и При анализа заводнения имеем:

кк = Мь Кв = Р „й.; ^ = Ь. (4.2.2)

к к,Р12 К Ь Ь

к, = кГ,: Р„ =асозбч/т/кОД;

где Н1 и 1_2 - толщина пласта и ширина участка. Эти параметры показывают, что процесс зависит не только от отношения подвижностей вытесняемой и вытесняющей фаз, но и от их абсолютных значений.

При постоянной скорости прокачки 111 значение т}«, растет с ростом I. При заданном перепада давления ДР между скважинами, значения В* и р"1 , а вместе с ними и Т1„, не зависит от I. при 02 =0, и растут с уменьшением I при (З2 > 0. При фиксированном расстоянии между скважинами предельная нефтеотдача однородного пласта т|„ растет с ростом или ДР. Эти быеоды подтверждаются результатами промысловых исследований и хорошо коррелируются со статистическими зависимостями В.К.Гомзикова, А.Я.Фурсова, Э.М.Халимоаа. С увеличением вязкости пластовой нефти (уменьшением ВО и с уменьшением пористости т и проницаэмости к предельная нефтеотдача однородных пластов при неизменной технологии падает, что также находится в хорошем соответствии с промысловыми данными Ю.П.Борисова, ГАБабаляна, Ю.П. Желтоаа. В.К.Гомзикова, Е.И.Семинг, МЛ.Сургучееа и др.

В раздало 4.3 приведены расчеты по модели 0!ЗРО влияния гео-лого-текнологических факторов на нефтеотдачу однородных пластсз. Изменению плотности сатки скважин при течении ньютоновской нефти не влияет т нефтеотдачу. Это позволяет понять тенденцию к редким сеткам скуема-::-; при разработке практически однородных пластов с легкими

18 •

нефтями. При проявлении неньютоновских свойств увеличение I. приводит к уменьшению предельной нефтеотдачи.

Уменьшение проницаемости приводит к уменьшению предельной нефтеотдачу причем отличие в проницаемости на 0,01 мкм2 может изменять г)„ на 1 пункт. Таким образом, нефтеотдача НПК практически вдвое ниже пластов с проницаемостью 0,25 мкм2, что соответствует имеющемуся соотношению этих величин в отрасли.

Как показали расчеты, снижение приемистости нагнетательных скважин на 20% приводит к уменьшению темпов отбора и предельной нефтеотдачи для ньютоновской нефти ка 25-40% и для неныотоносской - на 60-65%. Слэдовательно, интенсификация разработки НПК приводит к увеличению как темпов отбора, так и нефтеотдачи. Полученные цпфры позволяют оценить эффективность процессов водоподготоеки и ОПЗ.

В раздела 4.4 приведены сравнение коэффициентов извлечения нефти в НПК на основа статистических моделей и по модели 015РО. Были использованы данные по 21 объекту с проницаемостью 0,01-0,05 Ж1! исредними значениями проницазмости (к) 0,023 мюлг, пористости (т) 0,2, толщины (Ь) 11,5 гл, оп-юшекия оязкостой нефти и воды (ро) 5,5, обаод-ненности продукции (Р) 73%, темпа разработки (¡) 4,7%, лорзечатного ко-зффицизнта (Ь0) 0,83. Значения нефтеотдачи ^ изменялись а диапазона 0,14-0,52 со средним значением 0,29. В оыборке были представлены объекты Западной Сибири, Урало-ПоеоггеозЯ, Украикы. Все объекты - с терригенным коллектором и практкчгски однородны. На основе этих данных была построена статистическая модель КИН для НПК (коэффициент корреляции 0,83):

П =0,3086-0,0026 И-0,391 т +0,1831 !д к + (1)

+ 0,293 Ь0 + 0,00305 Р-0,01-0,0056 I Для учотз капиллярных сил было принято позсрхностисо натя-:;о-ииз а разным 30 дин/см и построена следующая модель КИН для НПК (козффициент корреляции 0,86):

п = - 0.6560 - 0,003 h+ 1,015 m-0,4101 Igk- (2)

- 0.023 g I Ro, + 0,398 bo + 0,00325 F - 0.011 po - 0,01 i гда Rcp [«sa) вычисляется в соотдвтстаии с разделов 3.2.

Проведено сравнение с «оделыо КИН для коллекторов с проницаемостью более 0,1 икк2 (В.К.Гсшикоа и др., модель 3). Значения т| по иодели 1 практически совпадают с моделью 3 при проницаемости болов 0,1 Для НПК значений ХИН по модели 1 меньше на 5-10 пунктов значений по модели 3. Уменьшение проницаемости на 10% (0,005 мхм2) приводят« уменьшению КИН по моделям 1 и 2 на 1 пункт (хотя такие различия по проницаемости немного меньше точности ее определения по керноыжу материалу или гидродинамическим исследованиям).

Учитывая, что средняя обводненность для объектов с НПК за 30 пет разработки составляет 70-20%, значения КИН на 30-й год будут iic-MbUis предельных на S пунктов. Поскольку за 30 лет эксплуатационный фонд полностью гшортширувтеа, полученные значения КИН будут отражать фактические его значения до вторичного разбуриаания объектов с НПК, которое обеспечит около 10 пунктов прироста КИН. Для первичного фонда »зажйн значение КИН для НПК будут на 15-20 пунктов мэньшо ого аначенйЗ, полученных по статистической модели для ко^шзкторов с проницаемостью болзз 0,1 мкг/.

Это означает, что интенсификация разработки сбъеетоз с НПК приведет »увеличению КИН на только за счет чисто гидродинамического ке-ханлзиа вытеснения нефти, но м за счет использования первичного фонда «зажин, поскольку вопрос о целесообразности леребурквания объекте кблязтся весьма сложной технпхо-зконогзическсй пробяеазоЯ.

Из анализа модели 2 видно, что коэффициент корреляции у нэо несколько больше, чем у модели 1, я что знак при пористости стал соот-Естсгесаать ее гидродинамической роля. Показано, что при к большем 0,04 и®2 лучше яспользоаать модель 1, а при к меньшей 0,04'мюм2- по--луе&и&яу моделсЗ 1 и 2:

т) = - 0,17415 - 0,0023 h + 0,812 m - 0,1135 lg к -- 0,013 а ! î^, -! 0,3445 bo + 0,00315 F - 0,011 po - 0,0078 i

29 ■ '

Наиболее значимыми в ней параметрами являются проницаемость, капиллярные силы, обводненность, отношение вязкостей нефти и воды, и значения л изменяются от 0,33 (к = 0,04 мкм2) до 0,11 (к = 0,005 мш2).

Расчеты по методике DISPO весьма хорошо соответствуют статистическим моделям для всего диапазона проницаемости.

В разделе 4.5 приведены расчеты влияния геолого-технологичос-ких факторов на удельные отборы нефти в НПК. Показано, что эффективность ОПЗ больше в НПК и что вывод о малой роли темпов отбора на нефтеотдачу хорошо аргументируется результатами расчетов при большой проницаемости. Снижение проницаемости, а следовательно, увеличение роли капиллярных сил, усиливает роль темпоз отбора (дебитоа добывающих и приемистости нагнетательных скважин). Расчеты показывают, что прирост КИН при загущении воды в 1,5-2 раза выше при постоянной скорости фильтрации, чем при постоянном перепаде.

Наличие в расчетах максимума удельных отборов нефти из схэа-жины хорошо согласуется с промысловыми данными Б.Ф.Сазонова.

В разделе 4.6 приведены расчеты влияния проницаемости на выработку зонально неоднородных НПК. пласта. Показано, что для НПК з расчетах по модели однородного пласта идет завышение отборов нефти в первые годы разработки (30 лет). Конечная нефтеотдача больше при учете неоднородности пласта - для неоднородных НПК характерна длительная поздняя стадия разработки.

Расчеты показали, что для неоднородных НПК изменение значений проницаемости на 0,001 гдкм2 может привести к изменению коэффициента нефтеотдачи на 0,005-0,01, средних деСитоа по нефти на 0,03-0,08 т/сут и по "сидкоста на 0,2-0,3 и3/сут.

Предлозхэно одним из крнтариез отнесения объо:гга к СНПК считать существенное отличие показателей сыработки галяссз га 30 лот ы до конца разработки.

На основе выполненных работ получены 3 патзнта РФ и прооадено обоснование КИН для Абдрахманозской площади Ромгцяа'нкого, Востт-но-Елового, Южного и других месторождений.

ПЯТАЯ ГЛАВА посвящена моделированию многофазной фильтрации в НПК с учетои поведения глинистых минералов.

В раздело 5.1 обосновывается математическая модель процесса двухфазной фильтрации нефти и воды в глиносодоржащих коллекторах. Специфика процесса учитывается в уравнении баланса воды (вода может содержаться как в порозом пространстве, так и быть адсорбированной скелете» пористой среды), которое имеет вид:

=0; = гг,5+©

&

гдо и^оСс.з) - количество адсорбированной воды, - водосодержание единицы объема пористой среды. Полная система уравнений имеет вид:

(A ôsl дх

•■ 0: w — rus + с

(cw+а-со W-liu*cF-a2®—I = cty ' est ахj axj

й ex

- F-f./ft+n,/»!, f,> <X> = -f,F

D-D/a';a! = o%/mk /ц2: р(С) = ц,(С)/ц,(0) где a = a(c, s) - количество сорбированных солей в единице объема пористой среды; D - козфф'ицшнт диффузии; а- поверхностное натяжение на раздела фаз. , .

Расчеты показыззют, что водосодержание W может быть s насколько раз больше Бодонзсыщениоети S и их различие определяется топом глин и минеральным составом закачиваемой в пласт поды.

Соотношение W« = ш s» + ш позволяет разделить связанную воду W«jHa гидродинамически (m s«,) и физико-химически (о) связанную.

В раздало 5.2 проведено исследование процесса фронтального вытеснения нефти кепластовой содой в глиносодержащих коллекторах. Структура фронта Еытеснения была проанализирована с помощью ана-литичэских (автомодельных) решений. Результаты расчетов качественно согласуются с экспериментальными данными (раздел З.б) и исслодова-

ниями Л.И.Орлова, А.В.Ручкина, Н.М.Свихнушииа, которыми получен профиль изменения водонзсыщеннссти Э в зоно проникновения проеного фильтрата бурового раствора в нефтенасыщенный пласт.

Набухание глин приводит к характерным изменениям а структура фронта вытеснения вместо двух зон - чистой нефти и смеси нефти и закачиваемой воды (по модели Баклея-Яезеретта), - появляется еще вал пластовой воды с плато на профиле аодоиасыщенносш.

Результаты модельных расчетов закачки в однородный или сло-исто-неоднородныи пласт оторочки опресненной воды показали, что закачку пресной воды можно начинать в некоторый момент времени, определяемый технико-экономическими расчетами, поскольку закачка с самого начала приводит к неизбежному уменьшению теглпа отбора нефти, а при позднем начале закачки большая часть продукция будет добываться практически с предельной обводненностью..

Анализ расчетов показал, что прирост в нефтеотдаче достигается ко только за счет коэффициента вытеснения, но и за счет увеличения коэффициента охвата. Из расчетов следует, что коэффициент охзатз из-за смены минерализации агента вытеснения увеличивается тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти: при цг = 20 ?,дПа-с он увеличивается с 44% до 77%, а при р2 =1.5 мПа-с - с 81% до 85%.

Расчеты показали, что гистерезис набухания глин ухудшает динамику обводнения продукции. Если жз пласт характеризуется слоистой неоднородностью, то технологическая эффективность процесса вытеснения будет существенно зависеть от соотношения проницаемсстей и глинистости прослооа. Эта результата! объясняют, как прзэипо, нзгатианоэ влияние глинистости коллектора на процесс разработки.

В раздала 3.3 исследовано влияние набухания глин на процесс протисоточнэй капиллярной пропитки с помощью численного построения автомодельных решений. С увеличением набухания глин затормаживается процесс впитывания воды з породу и уменьшается зодонасыщенкость з области, где минерализация отлична от пластоаой. При малых вяз-костях нефти уменьшение пористости коллектора является положитель-

кым (с точки зрения коэффициента вытеснения нефти) фактором. В области, занятой пластовой водой, профили S практически совпадают. При увеличении вязкости пластовой нефти набухание глин становится отрицательным фактором: снижаются значения W и уменьшается область внедрения пресной воды в блок неоднородности.

Расчеты показали, что при сроке разработки меньшем t* эффективнее воздействовать на трещиновато-поровый ГНПК пластовой водой, при сроке разработки большем 1* - опресненной. Значение t* увеличивается с уменьшением минерализации воды и с увеличением вязкости нефти и изменяются от одного до сотен лет в зависимости от геолого-физичэских условий залежи нефти. Для вязхости нефти 20 мПа-с и однометровых блоках t*=27 лет, т.е. в этих условиях лучше воздействовать на залежь нефти пластовой водой.

В разделе SA рассмотрены особенности гидродинамических расчетов при вытеснении нефти в ГНПК физико-химическими агентами (растворами полимеров, щелочи и др.) и при многокомпонентной фильтрации. Модели основаны на аналогичном одномерной задаче учете поведения глин.

Модель вытеснении нефти в ГНПК физико-химическими агентами состоит из уравнений баланса для воды, нефти, полимеров, солей и уравнений фильтрации. Модель трехфазной (нефть, вода, газ) двумерной многокомпонентной фильтраций в глиносодержащем пласте описывает ноизотермичзскую фильтрацию N+1 компонентной смеси, состоящей из углеводородных, неуглеводородных (азот, двуокись углерода, сероводород) и водного компонентов. Фильтрующиеся фазы находятся в состоянии локального термодинамического равновесия. Независимыми искомыми функциями являются давление и суммарный мольный состав смеси, температура и концентрация соли.

В разделе 5.5 исследовано влияние набухания глин на показатели разработки ГНПК. Для проверки точности алгоритма было проведено сравнение расчетов по разработанной программе с программами SUTRA (Р.М.Кац, А.Р.Андриасоа) и ЛАУРА (М.М.Максимов, Л.П.Рыбицкая): расче-

24

ты по разработанной методике и по методике SUTRA практически совпадают и достаточно близки к результатам по методике ЛАУРА.

Расчеты показали, что для применение пластовой воды приводит к увеличению дебитов нефти, причем длительность этого растет с уменьшением проницаемости. Вместе с тем, применение опресненных вод позволяет существенно уменьшить дебиты воды, что безусловно оказывает положительное влияние на экономические оценки. Расчеты показали, что учег глинистости коллектора приводит к изменениям полей насыщенности на 2-3% и полей давления в достаточно больших зонах на несколько МПа. В зависимости от проницаемости пласта применение пластовых вод может быть как технологически эффективно, так и неэффективно.^

На базе выполненных работ обоснованы 2 методики гидродинамических расчетов, которые приняты в Государственный фонд алгоритмов и программ.

ШЕСТАЯ ГЛАВА посвящена обоснованию новых технологий в залежах с НПК.

В раздело 6.1 проведено исследование эффективности полимерного воздействия при повышенной минерализации пластовых вод, осложняющей его применение, поскольку находящиеся в пласте подвижные ионы металлов влияют как на сорбцию полимера, так и на вязкость раствора. Для расчетов использовалась модель, описанная в разделе 5.4.

Влияние минерализации на изменения фазовых лроницземостой полимерного раствора оценены расчетами на сеточной .модели пористой среды тепа Фэтта. Для технологических расчетоз брались модельные функции фазовых проницаемостей, вязкости полимерного раствора и изотерм сорбции полимера и солей.

Если соли влияют только на вязкость раствора, то итоговое действие солей в механизме нефтеотдачи будет отрицательным. Если соли влияют только на сорбцию (уменьшают фазовую проницаемость для водной фазы), то итоговое действие солей при постоянной закачке полимерного раствора в пласт будет положительным. Решающими факторами в этом процесса являются физико-хикическиа свойства полимера, харак-

теризуемые коэффициентом коэффициент Генри для его сорбции уь и способность пласта к ионному обмену, характеризуемая коэффициентом Генри для десорбции обменных ионов из породы уг. При уч > уг, фронты вообще не взаимодействуют, и поэтому минерализация пластовых еод не оказывает никакого влияния на коэффициент нефтеотдачи.

При полностью необратимой сорбции и уч < у2 расчеты проводили для двух условных типов полимеров, характеризуемых различными значениями у1. Различные размеры зоны взаимодействия (определяемой значениями уГ1 и уг"1) при различных , количества сорбированого полимера и вызванного им уменьшения фазовой проницаемости присадят к преобладанию либо положительных факторов (уменьшение фазоаой проницаемости), либо отрицательных факторов (уменьшение бязкостк полимерного раствора и отставание фронта полимера от фронта воды за счет сорбции полимера) в механизме вытеснения нефти. Чем больше сорбционная емкость пласта у?, тем больше зона взаимодействия полимера и солей, и тем сильнее влияние обменных ионов на процесс полимерного воздействия. Поэтому выбор полимера должен осуществляться с учетом способности пород пласта к ионному обмену.

С целью повышения эффективности процесса была изучена эффективность прокачки пресной воды перед началом полимерного воздействия. Расчеты показали, что закачка 0,2 поровых объемов пресной еоды при использовании полимера с у, = 0,01 нежелательна, а при использовании полимера с у1 = 0,05 обеспечивается прирост коэффициента нефтеотдачи не 60% относительного базового варианта.

Влияние ионного обмена на эффективность вытеснения нефти по-якмарны« раствором изучалось экспериментально на примере солей С«1* на У оде лях с известковыми добавками. Эксперименты показывают, что не только безводная к конечная нефтеотдача, »¡о и вел динамика процесса извлечения нефти существенно зависит от акти&кости ионного обмена. В пластах с низкой обменной емкостью более эффеэткзнэ применение полимерного раствора, приготовленного на пресной вода - при

этом нефть добывается с меньшей обводненностью. В пластах с высокой обменной емкостью предпочтительно воздействие полимерным раствором на минерализованной (пластозсй) воде. Полученные экспериментальные данные хорошо согласуются с результатами теоретических исследований, поскольку в опытах реализовывались различные соотношения между у1 и у2-

Закачка водных растворов полимера с предоторочкой пресной а оды осуществлена в Татарии на залежах бобриковского горизонта Ромашкин-скогс' месторождения, на Сохолкино-Сарапалинском, Нозо-Елховсхом и Саба> ¡минском месторождениях. На всех опытных участках получены положительные результаты. Обычно после 4-3 месяцев закачки раствора полимера наблюдается снижение или стабилизация обводненности продукции добывающих скважин, а среднесуточные дебаты увеличиваются. Оцененный по характеристикам вытеснения технологический эффект составил 900-1300 т. (в среднем 950 т.) на одну тонну закачанного в пласт полимера. Это наиболее высокая эффективность из всех физико-химических МУН, примененных в Татарии (Р.Х.Муслимоа).

В разделе 6.2 исследовано влияние проницаемости пластов на выбор технологии полимерного воздействия. Проведены лабораторные эксперименты и теоретические расчеты по выбору концентрации полимерного раствора для увеличения добычи нефти на месторождениях с НПК, показавшие, что эффективность полимерного воздействия сильно зависит от проницаемости коллектора, приводя при неправильном выборе технологии либо к полной, либо к зональной остановке течения.

Сравнительные исследования проведены на насыпных моделях с прончцасмостямл 0,03 мкм2 и 0,3 мш2 с перистой средой из кварцевого песо различных фракций и глинистых минералов. Гляносодержаниа моделировалось по поверхностной плотности заряда, через коэффициент активной глинистости. Нефтеотдача при вытеснении нефти водой существенно увеличивается с ростом проницаемости. Для хорошопрони-цаемых пластов более эффективны технологии с концентрацией 0,030,05%. Применение низкоконцентрированных (0,001%) растворов поли-

меров имеет свои особенности - нефтеотдача моделей при их применении возрастает как при проницаемости 0,3 мкм2, так и 0,03 мкм2, однако прирост нефтеотдачи уменьшается с ростом проницаемости с 20-25% (для 0,03 мкм2) до 2-3% (для 0,3 мкм2).

Из этого следует, что в НПК более рентабельными будут низкоконцентрированные растворы полимеров. Обоснована технологическая эффективность этой технологии для Ромашкинского и Первомайского месторождений.

В разделе 6.3 рассмотрены особенности применения вибровоздей-сгвия в глиносодержащих нефтяных пластах. Глинистые минералы изменяют свое состояние как под влиянием закачиваемой воды, так и под действием поля упругих колебаний. В результате проведенных лабораторных опытов обнаружен эффект существенного увеличения нефтеотдачи и приемистости глиносодержащих коллекторов в поле упругих колебаний при вытеснении нефти водой с регулируемой минерализацией.

Условия, при которых вибрационное воздействие вызывает страги-вание целика с места и дальнейшее вовлечение его в движение, были рассмотрены на базе методики 015Р0. С учетом влияния аккустичзсхого давления Р„ верхнее значение размеров неподвижных целиков можно определить по формуле

/.(Р^-^.Р/.-^] '

Ц,и, V. ц,и, )

Расчеты длин целиков, страгиваемых при разных параметрах виб-роооздбйствия, показали возможность уменьшения ¿„(Рц.Сг) в 2 раза. Близкие оценки получены В.Н.Николаевским и др.

На базе выполненных работ получен патент РФ.

В раздела 6.4 рассмотрены особенности преклонения магнитной обработки закачиваемых агентов для повышения прис.у.^стостм ГНПК. Состаа и минерализация закачиваемой воды, ее магнитные и электрические свойства в ряде случаев имеют определяющее влиянио на эффективность вытеснения нефти: физико-химическая активность глинистых минералов породы-коллектора в очень большой степени зависит от коли-

23

частоз и астизности многовалентных ионов (особенно Fe3*).

Одни!.« из наиболее простых методов изменения свойств закачиваемых з нефтяной пласт растзорсз язляэтея их магнитная обработка. Техиологичесэд1 проведение магнитной обработки водных раствороз (МОЗ) не столь сложно, как другие виды воздействия с целью повышения коплпкторехих свойств приэабойной зоны. В результате MOB увеличивается охват пласта воздействием на 20-30% и приемистость нагнетательных скважин на 15-20%, что е ряде случаев приводило к общему эффекту увеличения темпов отбора на 50-70% (А.Х.Мирзаджлнзаде, И.М. Аметоа а др.).

На основе проведенных экспериментальных исследований было предложено регулировать гффентизкость MOB в ГНПК химдобазками (соля металлов) ¡с закачиваемой воде. Были исследованы различны® варианты химсостава. Использование такого подхода позволило увеличить проницаемость физических моделей более чем в 2 раза. Для различных образцов пород оптимальные варианты химсостава приходилось подбирать а результате экспериментов.

Слытно-лрокышленные работы по этой технологии начаты а Татарии на Роагшкинском иестсрождениа, обосног.зма перспективность этой технологам для Хохрякооского, Ноесмслодежного, Первомайского месторождений.

СЕДЬМАЯ ГЛАВА поезящена обоснованию усовершенствованных технологам ОПЗ в залежах с МП К.

В раздела 7.1 проводится анализ причин падения дебитоз добывающих скваяшн в ГНПК. На Оленье?,?, Талинском уестореждениях, на ряде объектов АО"Нижнезгртовскнефтегаз" и других имеется проблема кратного падения добитов по жидкости добывающих екзажин при увеличении обводненности более 5%.

Проведены сравнительный геолого-промысловый анализ поведения «гззяскн при различной минерализации пластовых и закачиваемых вод и разной геологической неоднородности, лабораторные эксперименты на специально выполненной неоднородной модели с радиоизотопным

контролем продвижения фаз, гидродинамические расчеты. Показано, что причина этого явления - влияние глинистых минералов при прорыве закачиваемой воды в добывающие скважины из-за анизотропии НПК.

Б разделе 7.2 обосновывается технология глиностабилизации для повышения эффективности работы скважин на основе лабораторных экспериментальных исследований. Исследованы различные химреагенты и выбраны обеспечивающие длительное сохранение эффекта повышения проницаемости (на 30-80%) при прокачке больших объемов воды. Одним из этих реагентов провели моделирование ОПЗ на двуслойной модели со стороны выхода фильтрующейся жидкости, а затем продолжили прокачку поды той же минерализации, при которой произошел резкий спад дебита. После проведения ОПЗ дебит по жидкости значительно возрос. При этом нефтеотдача модели увеличилась с 23% до 34%. Таким образом, при ОПЗ ГНПК с применением глиностабилизаторов как после падения добитое, так и профилактически, можно увеличить проницаемость коллектора и, в конечном счете, нефтеотдачу.

Рекомендовано применение этой технологии для Олзнього, пласта АВ12 (рябчик) Самотлорского, Талинского и других месторождений.

В раздело 7.3 исследуется влияние проницаемости на сравнительную эффективность применения кальцинированной соды и растворов па-роксидов для глинодиспергации в призабойных зонах. Экспериментальными исследованиями показано, что в НПК разглинизация более эффективно происходит при применении раствора пероксида натрия, чем кальцинированной соды. Предложены модификации технологии разглиниза-ции для повышения се эффективности в НПК,

Рекомендовано применение этой технологии для Роиашкинского, Ноооыолодежного и других месторождений.

В раздало 7.4 исследуется применение термонаустойчишх агентов для повышения приемистости скаажин. Экспериментальные исследования показали, что закачка в призабойные зоны нагнетательных скважин ёодных рсстооров термонеустойчивых химрозгонтоо приводит к повышению приемистости нагнетательных скаажин, и может быть предложена

как основа нового технологического процесса при разработке месторождений с НПК.

В разделе 7.5 рассматривается применение пенных систем для улучшения профиля приемистости нагнетательных скважин. Для испытания предложенной модификации пенной технологии была выбрана одна из очаговых нагнетательных скважин по пласту Тл2б Москудинского месторождения НГДУ Чернушханефть. ОПЗ привело к увеличению дебита по нефти за счет уменьшения дебита воды. Увеличение минерализации добываемой воды свидетельствует об увеличении коэффициента охвата. Эффект от выполненных водоизоляционных работ прослеживается более двух лет и дополнительная добыча нефти только по одной добывающей скважине превысила 50 тыс. тонн. Начато ОПР на добывающих скважинах Ромашкинского месторождения.

В разделе 7.6 исследуются особенности проведения ОПЗ скважин а НПК. Гидродинамическими расчетами показано, что з зависимости от сочзтания особенностей геологического строения пласта и степени выработки з зоне расположения скважин рекомендации о необходимости проведения различных технологий ОПЗ для повышения отборов нефти ь^сгут быть существенно различные: проводить, не проводить, проводить а определенном году. Отсутствие такого анализа могло в ряде случаев приводить к отрицательной оценке эффекта от ОПЗ, хотя, вполне возможно, ОПЗ обеспечивала запланированное увеличение проницаемости.

ВОСЬМАЯ ГЛАВА посвящена совершенствованию барьерного заводнения нефтегазовых залежей с НПК.

В раздала 3.1 исследуется величина начальной нефтенасыщен-ности в газовых зонах нефтегазовых месторождений, являющейся одним из критериев выбора технологий разработки тагах объектов.

Автором предложена классификация газовых шапок по нефтона-сыщэкию ро: наличия зон подвижной и неподвижной нефти, зоны "сухого поля" начальной нзфтеиасыщенноста. Расчзташ показано, что для описания распрэделзний ро (X) можно использовать степенную зависимость, а з некоторых случаях их можно представлять в вида кусочно-постоянной

31

функции в зонах подвижной и неподвижной нефти. На основании проведенных исследований предложен способ определения начальной нефто-насыщенности в газовых шапках нефтегазовых месторождений.

В раздел® 8.2 рассмотрены особенности адаптации гидродинамических расчетов к истории разработки нефтегазовых залежей. Для расчетов технологических показателей использовалась программа двумерной трехфазной фильтрации Б1ПГЯА.

Было подобрано два существенно отличающихся вида фазовых проницаемостей для нефти, газа и воды, дающих достаточно хорошоо воспроизведение истории разработки (ошибка адаптации 2-5%). Интегральные значения фактических и расчетных показателей разработки находятся между их расчетными значениями по варианты фазовых проницаемостей. Наличие таких семейств относительных фазовых проницаемостей, является одной из особенностей гидродинамического анализа нефтегазовых залежей, поскольку поведение нефтегазовой залежи определяется двумя внутренними характеристиками системы (долей воды к долей газа в водогазонефтяном потоке) и уверенность в правильном моделировании свойств нефтегазовой системы может дать только сопоставление расчетов по двум независимым ьидаы фазовых проницаемостей. Для нефтяных залежей существует единственная внутренняя характеристика - доля воды о водонефтяном потока, - и для выявления сущности процесса достаточно подобрать одно семейство фазовых проницаемостей. При разработке нефтяных месторождений путем водогазо-вого воздействия возникают те жо проблемы моделирования, что и при разработке нефтегазовых масторохздений.

В разделе 8.3 обосмовываатся технология барьерного заводнения нзфтзгагозых залежей.с ГНПК. Особенностью технологии яапязтея ие-пользозаниз рабочего агента, понижающего проницаемость коллектора за счет набухания глин. Гидродинамически® расчеты показали, что это приводит к повышению отборов нефти из оторочки и уменьшению объемов захачизаемой воды.

На базо проведенных исследований псяучэн патент РФ.

ДЕВЯТАЯ ГЛАВА посвящена проблемам разработки уникальных месторождений с НПК: залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения и месторождения Тенгиз.

В разделе 9.1 обосновывается уникальность залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения, в первую очередь связанная с большой допей монтмориллонита в вещественном составе коллектора и высоким процентом сухих и малодебитных скважин.

В разделе 9.2 рассматриваются особенности геологического строения залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения. Кол-лекторские разности пород залегают в виде продуктивных обьемов в теле пласта, которые будем называть линзами, внутри преимущественно непроницаемой битуминозной породы.

Из гидродинамических расчетов следует, что протяженность нефтеносных линз может достигать 1,0-1,5 км, а их наиболее вероятная толщина - 3-5 м. Анализ геолого-промысловых данных показал, что плотности распределения вероятностей начальных дебитов разведочных и эксплуатационных скважин северной части опытного учзста достаточно близки, что подтверждает линзовидный характер строения объекта в целом по всей залежи и позволяет переносить полученные на опытном участке оценки параметров объекта на всю залежь.

В разделе 9.3 обосновываются геолого-гидродинамические концепции проектирования разработки залежи нефти баженовской свиты Салымского месторождения. Показано, что залежь нефти- баженовской свиты является самостоятельным объектом промышленной добычи нефти. Несмотря на некоторое различие в исходных параметрах и представлениях о строении пласта-коллектора большинство исследователей рекомендуют разработку залежи следует вести на упругом режиме, который, возможно, перейдет в режим растворенного газа.

Приводятся уравнения математической модели, позволяющей рассчитывать отбор нефти из продуктивных зон залежи. Показана возможность опреде пения характеризующих работу залежи параметров по промысловым данным.

Б разделе 9.4 обосновывается методика расчета показателей разработки залежи с учетом вероятностного распределения начальных дебетов скважин. Расчеты показали, что постоянные средние характеристики объектов со случайным начальным дебитом реализуется одновременно с достаточно существенными изменениями их годовых значений.

На основе проведенных исследований была составлена технологическая схема разработки заложи нефти баженозской сайты Салымского месторождения, утвержденная ЦКР Миннзфтепрома.

В разделе 9.5 рассмотрены особенности нефтяного месторождения Тонгиз: большой этаж нефтеносности, многообразие трещикно-порсЕЫХ хара.стристик и сложное насыщение флюидами, наличие аномальных термобарических условий (АВПД, АВПТ), нетрадиционный компонентный состав (молярная доля сероводородов в смеси газов при дифференциально.« раз газировании до 20%), среднесуточные добиты опробованных скваиин - от единиц до сотен тонн нефти. Б тело пласта выделяют три типа коллекторов, проницаемость которых менее 0,05 мж2.

Показано, что выбор технологии разработки осложнен возможностью проседания поверхности земли более чем на 2 к и проявлением техногенной сейсмичности в массиве при снижении давления до 35 РЛПа.

В разделе 9.6 рассмотрено влияние деформации коллектора на аффекгавкость разработки месторождения Твнгиз.

При снижении пластового давления из блохой в трещины будет отжиматься вода, которая может стать подвижной и попасть вместе с нефтью в скважины. Расчеты показали, что средняя водонасыщзн?юсть в трещинах будет близка к связанной, т.е. о зависимости от реального расположения коллекторов разных типов сода либо будет иметь очень малую подвижность, либо будет неподвижна. Ресчзты тал,® показал;:, что сэгамгзмэстъ трещин и Слокоа имеет существенно® влйзнвз на нгфтгот-Д2чу, I? оценивать роль мгссообмсна и динамики движения воды дяй месторождения Текгиз необходимо с учетов типов коллзктороа.

В раэдеп® 9.7 рассмотрены особенности компоненте отдачи, прг. водиекил нефтяных месторождений. Учет раствора&ост компонентов в

.'' Э4 ; '• '

поде показал, что коэффициент комлонентоиззлечения отличается от коэффициента нефтеизвлечения за счет выноса на поверхность растворенных в воде Нг5 и СОг . Изменения а извлечении метана былиедозкз-читольны. Извлечение более тяжелых компонентов практически но измо-нилось.

Это означает, что при заводнении месторождения Тенгиз выход сероводорода будет выше его начального содержания в нефти.

В разделе 9.8 проведен анализ газовых технологий и показано, что их применение весьма перспективно для мзсторождения Тенгиз.

В раздало 9.9 обосновываются геолого-гидродинамическая модель продуктивной толщи и технологические решения по разработке нефтяного месторождения Тенгиз. Показано, что выбор геолого-гидродимячи-чссхой модели зависит как от геолого-физичесхих особенностей объекта,. так и от технологии его разработки.

Для газовых технологий была принята двуслойная модель объекта с соответствием прослоев II и Ш типу коллекторов. На этой модели были проведены расчеты технологии разработки на упругом режима с последующим вытеснения нефти закачкой газа в кулольную часть пласта. Наи-болеэ перспективны для месторождения Тенгиз технология с использованием неуглеводородных газов: азота и дымовых газсв. По выполненным оценкам мэтоды газоаого воздействия на данном объекте могут обеспечить нефтеотдачу до 50% (протмэ 25/30% при заводнении), причем применение газов (особенно азота) снимет проблему коррозии оборудований. Начало закачки газоз при плгегозом давлении 50 МПа снизит остроту техногенных явлений, а згкачка их г купольную часть нейтрализует отрицательное влияние плотностс-й фаз. Показано, что тзхншо-гкоис?личес!01е показателя при газовом (азотном, дымовыми газами, ко?.ь 5п!-:;фСЕ£Г!:оу) зоздзйствш на Тенгкза выгодно отличаются а лучшую сторону от других технологий.

Проведенные ¡лсследоаяния вошли в технико-экономическое о5ос-невениа катодов разработки месторождения Тенгиз.

10. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

6 диссертационной работе сформулированы и обоснованы научные положения и результаты, создающие гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ "

1. Проведенные исследования показали, что регулирование физико-химической активности в системе нефть-вода-порода позволяет добиться более высоких технологических показателей добычи нефти и выйти на новый уровень управления разработкой низкопроницаемых пластов.

• 2. Проведенными исследованиями показано, что в глиносодержа-щих коллекторах заводнение является физико-химическим воздействием, приводящим, к активному диспергированию нефти в поровом пространстве и усилению роли капиллярных сил. Для учета особенностей вещественного состава пород-коллекторов предложено ввести разделение глинистых и глиносодержащих коллекторов, коэффициенты активной глинистости и диспергируемости нефти пористой средой.

3. Созданы методики проектирования и обоснованы технологии, учитывающие физико-химические особенности разработки НПК.

4. Гидродинамическими расчетами показано, что разработка НПК происходит с меньшими темпами отбора нефти и нефтеотдачей, и что проблема освоения нагнетательных скважин связана не только с глинистыми минералами, но и со структурой порового пространства НПК.

5. Обоснованы статистические модели определения КИН в НПК.

6. Показано наличие корреляционной связи дебита по нефти с ми-нерализациэй и ионным составом добываемой воды.

7. Изучено влияние глинистых минералов и анизотропии НПК на изменения дебита по жидкости добывающих скважин.

8. Обоснована усовершенствованная технология барьерного заводнения в НПК и предложена классификация газовых шапок нефтегазовых залежей по их нефтенасыщению.

9. Даны научно-обоснованные рекомендации по разработке Ромаш-кинского, заложи нефти бажановской свиты Салымского, пласта АВ12 (рябчик) Самотлорского, Оленьего, Первомайского, Хохряковского, Новомолодежного, Южного месторождений, месторождения Тенгиз.

Основные защищаемые положения

1. Представления о влиянии вещественного состава глинистого цемента породы-коллектора, размера пор и анизотропии пороаого пространства на технологические показатели разработки залежей нефти с НПК, приводящих к тому, что в НПК заводнение является физико-химическим процессом.

2. Математические модели и методики гидродинамических расчетов технологических показателей разработки залежей нефти с НПК с учетом вещественного состаза глинистого цемента породы-коллектора и процесса диспергирования нефти в псрсвом пространстве.

3. Научные основы новых технологий разработок нефтяных залежей с НПК на оснозз применения глиностабилизаторов, низкокснцентри-розанных полимерных растворов, вибровоздзйствия и магнитных полей, з сочетании с регулированием минерализации закачиваемой воды.

4. Обоснование усовершенствованных технологий барьерного заводнения и ОПЗ с применением глинодиспергатсроэ, термонеустойчиаых агентов и пенных систем в залежах с НПК.

Результаты диссертационной работы опубликованы в работах:

1. Хазкин А.Я. Гидродинамика многофазной фильтрации в пористой среде //Нефтяное хозяйство, 1291, N 5, с. 23-27.

2. Хзакин ЛЯ. Физические аспекты многофазной фильтрация в пористой среде II Нефтяная пром-ть, Обзсрн.информ, сер. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1391,60с.

3. Хавкин А.Я. Физико-химические аспекты процессов вытеснения нефти в пористых средах II Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1894, N 7-10, с.30-37.

4. Хавкин А.Я- Вероятностная модель процесса вытеснзния нефти в пористой среде // Краевые задачи теории фильтрации, тезисы до!сладоа всесоюзной научной конференции, Казань,'23-27 сентября 1991г., с.49.

5. Havkin A.Ya. Multiphase fiitration model in terms of state-of-the art knowledge of oil reservoir dispersion //Flaw through porous media: Fundamentals and reservoir engineering applications. Proceeding of the international conference, Moscow, 21-26 September, 18Э2, p. 65 -83.

6. Havkin A.Ya. Multifase transport in porous media model based on formation in-situ oil dispersion //Program and Abstacts Sth international Conference on Surface and Colloid Science, 13-16 February 1094, Adelaide, South Australia, p. 94.

7. Хавкин А.Я. Особенности гидродинамических расчетов и проектирования разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами // Нефть и битумы, Казань, 1994, тД с.458-463,

.8. Хаакин А.Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов //Нефтяное хозяйство, 1993, № 3, с. 4-8.

9. Хавкин А.Я. Физико-хи&зические технологии повышения нефтеотдачи низхопроницаемых пластов //Нефтяное хозяйство, 1894, Ы 8.С.31-34.

10. Havkin А.Уа. Haw Trends and Technologies for Daveiopmeni of Low-Permeable Clay //Seventh European Symposium on improved Oil Recovery, Proceedings, 27-29 October 1393, Moscow, Russia, v. 1, pp. 474480.

11. Хазкин А.Я., Модель многофазной фильтрации на оснозо пред-стазлсний о пластовом диспергировании нефти // Нефть и битумы, Казань, 1994, т.Ш, с.726-731.

12. Хавкин А.Я. Особенности гидродинамических расчетоа & итло-проницаемых коллекторах // Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасоа, Альйюгьоес^, 2728 октября 1894г., с. 58.

13. Хавким А.Я. Нефтеотдача из ниэкслроницаемых коллекторов// Нефтяная пром-ть, Э.И., сер.Разработха нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1990, N 2, с. 18-22.

14. Хавкин А.Я. Влияние проницаемости на выработку зонально неоднородных низкопроницаемых пластов II Нефтяное хозяйство, 1985, N 5/6, с.33-35.

15. Хавкин А.Я. Расчзт процесса фильтрации минерализованной эоды ч нефтесодержащих глинах// Государственный фонд алгоритаоа и программ СССР, П003958, 1379,12с. (Алгоритмы и программы, информ. бюлл.ВНТИЦектра 1930, N 1, 51).

18. Хавкин А.Я. Расчет процесса одномерного вытеснения нафти из пористой среды раствором активной примеси // Государственный фонд алгоритмов и программ СССР, П003282,1978,21с. (Алгоритмы и программы, информ.бкэлл.ВНТИЦентра, 1978, N 6, 66)!

17. Хавкин А.Я. Результаты математического моделирования процесса вытеснения нефти водой из глинссодержащих пластсв//Вопросы изучения нефтогазоносности недр,ИГиРГИ, М., 1981, с. 99-104.

18. Хзакин А.Я. Работа скважин баженозской свиты Салыысксго нефтяного месторождения // Тр. ВНИИ, вып. 94,1988, с. 117-123.

19. Хзакин А.Я. Особенности гидродинамических расчетов и проектирования разработки нефтяных месторождений с глиносодержащгши коллзхторами//Вопросы разработки нефтяных и нефтегазовых залежей, Тр. ВНИИ, вып. 107, 198?, с. 81-89.

20. Хавкин А .Я. О моделировании процессов вытеснения нефти в пористых средах II Нефтяная пром-ть, ЭИ, сер.Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1991, часть 1- N 3, с. 23-З1,часть2-М4, с. 1-10.

21. Хгэкик А.Я. О системном подходе к разработка нефтегазовых месторождений// Нефтяная пром-ть, сор.Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, Э.И.,1950, N 8, с. 21-24.

22. Хавкин А.Я. Особенности нефтеотдачи пластов при многофазной фильтрации (обзор исследований)// Нефтяная пром-ть, ЭИ, сер. Раз-

работка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1890, N 10, с. 23-33.

23. Хаакин А.Я. Об особенностях разработки юрских пластов сибирского региона // Нефтяная промышленность, сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, ЭИ, 1S92, № 5, с.4-6.

24. Хаакин АЛ. Распределение начальной нефтенасыщенности в газовых зонах нефтегазовых залежей// Техника добычи нефти при применении методов увеличения нефтеотдачи пластоа, Тр. ВНИИ, 1987, вып. 101, с. 66-69.

25. Хавкин А.Я. Проектирование разработки залежи нефти баже-новский свиты Сглымского месторождения // М..ВНИИОЭНГ,1992,84с.

26. Хавкин А.Я. Способ определения среднего отношения подоиж-ностей вытесняющего и вытесняемого агентов в пористой среде// Патент РФ N 1712592, приоритет от 0Э.03.89г„ БИ, 1992, N 6.

27. Хаакин А.Я. Способ разработки нефтегазового месторождения// Патент РФ N 1777618, приоритет от 25.05.S0r., БИ, 1992, N 43.

28. Хавкин А.Я. Способ определения коэффициента извлечения вытесняющего агента из пористой среды// Патент РФ N 1777620, приоритет от 01.11.89г., БИ. 1992, N 43.

29. Хавкин А.Я., Юсупова З.С., Куракина Н.М. Способ разработки нефтегазовой залежи// Патент РФ N 2002944, приоритет от 25.05.91г., БИ, 1993, N15.

; 30. Хавкин А.Я., Симкин Э.М., Погосян А.Б., Стремозск^й Э.В. Способ разработки нефтяного месторождения// Патент РФ N 2024741, приоритет от 19.02.92г., БИ, 1994. N 23.

31. Ентов В.Ш, Хавкин А.Я., Чен-Син Э., Расчеты процессов вытеснения нефти раствором активной примеси// Численное решение задач фильтрации многофазной несжимаемой жидкости. Новосибирск, ВЦ СО АН СССР, 1977, с 87-96.

32. Муслимое Р.Х., Галеов Р.Г., Хусаиноза A.A., Хаакин А.Я.,Горжа Л.И., Абрукина Л.Н. Оценка технологической эффективности разработки трудноизвлехаемых запасов нефти // Нефть и битумы, Казань. 1994, т.Н,

•еа

С.44Г7-451.

33. Филиппов В.П., Хавкин А.Я., Муслимоз Р.Х., Сулейманов Э.И., Хисамов P.C., Хусаинова A.A. Особенности изменения дебитов добывающих скважин при разработке глиносодержащих нефтяных месторождений Татарии //Нефтяное хозяйство, 1995, N 10, с.28-29.

34. Хавкин А.Я., Немченхо Т.А., Никищенхо А.Д. Исследование особенностей многофазной фильрации на микромоделях пористых сред //Нефтяное хозяйство, 1995, N 10, с.36-37.

35. Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. Проблемы разработки месторождения Тенгиз// Нефтяная пром-ть, НТИС НТД нефтяной пром-ти в новых условиях хозяйствования, 1989, N 12, с. 14-19.

36. Хавкин А.Я., Лесин В.И., Дюнин А.Г. Особенности' влияния магнитной обработки закачиваемой воды на повышение нефтеотдачи 8 процессе заводнения// Тезисы докладов II Международной конференции по химии нефти, 27-30 сентября 1994г., Томск, с.129.

37. Хавкин А.Я., Чолозская И.Д., Ахапкин М.Ю. Применение математического моделирования для анализа эффективности барьерного заводнения на газонефтяной залежи//Доклады международной конференции "Разработка гззоконденсатных месторождений", секция 3: Разработка нефтегазоконденсатных месторождений, Краснодар, 1990, с. 159-163.

38. Хавкин А.Я.,Чернышев Г.И., Ходаков В.П. Установка визуализации движения флюидов при моделировании процессов разработки труд-нойзилэказмых запасов нефти// Тезисы докладов Международной конференции "Проблемы комплексного освоения запасов нефти и природных бетумоз (добыча и переработка)", Казань, Татарстан, Россия, 4-8 октября 1984г., с.176.

39. Ентоз В.М., Рыжих В.М., Хавкин А.Я. Расчет процесса вытоснз-ния нефти водой с адсорбирующимися добаекамиШроблемы геологии нефти, Тр.ИГиРГИ, 1977, еып.14,с.123-129.

40. Желтов Ю.В., Рыж« В.М., Хаакин А.Я. О характере изменения дебетов ößäassciH, эксплуатирующих глубокозалегающие нефтяные гсри-зо»лы//Идв. ВУЗ, Нефть и газ, 1979, Т 6, с. 54-58.

41. Рыжик В.М., Хавкин А.Я. Модель учета капиллярного гистерезиса при исследовании процесса капиллярно-гравитационной сегрегации в нефтяном пласте // Физическое и математическое моделирование механизмов нвфтогазоотдачи, М., Наука, 1981, с. 38-44.

42. Желтов Ю.В., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я., Рыжик В.М., Мартос В.Н. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержа-щими коллекторами // Нефтяное хозяйство, 1981, N 7, с. 42-47.

43. Ентоб В.М., Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Рыжик В.М., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я. О вытеснении нефти водой из глин> чюванных плас-тов//Изв. АН СССР, Механика жидкости и газа, N 4, с. 59-65.

44. Ентов В.М., Рыжик В.М., Хавкин А.Я. Расчеты процесса совместной фильтрации нефти и раствора активной примеси в набухающей пористой среда //Динамика многофазных сред, Новосибирск, 1981, с.152-159.

45. Рыжик В.М.,Желтов Ю.В., Хазкин АЯ. Влияние минализации пластовых вод на эффективность вытеснения нефти пол«шзрными растворами // Нефтяное хозяйство, 1982, N 7, с.42-46.

46. Желтов Ю.В., Хавкин А.Я. Вопросы доразработки заводнэнных залежей // Нефтяная промышленность, сер. Нефтепромысловое дело, 1982, N9. с. 9-10.

47. Желтов Ю.В., Толстое Л.А., Малофэез Г.Е., Хавкин А.Я., Мо-скоецев О.А., Погонищеа В.И., Сибгатуллин А.С. Обоснованно особенностей строения и продуктивности баженовской сайты Салынского месторождения по данным работы скважин // Геология нэфти и газа. 1984, N 8, с. 1-0.

48. Ахапкин М.Ю., Хавкин А.Я. К определению темпов нагнетания воды для смещения нефтяной оторочки в газовую шапку // Нефтяная промышленность, сер. Нефтепромысловое дело и транспорт нгфти, 1965, N2, с. 1-4.

49. Желтов Ю.В., Липовецкая И.П., Хавкин А.Я. Влияние вощо-стеонного состава породы-коллектора на эффзетизность вытеснения нефти лоли^зорными растворами // Нефтяная промышленность. сор.

Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985, N 6, с. 1-3.

50. Желтое Ю.В., Ахапкин М.Ю., Хавкин А.Я. Величина начальной нефтонасыщенности в газовых зонах нефтегазовых месторождений // Геология нефти и газа, 1987, N 6, с.31-34.

51. Березенцева И.Ф., Хавкин А.Я. Расчеты влияния параметров продуктивных зон на работу скважин залежи нефти баженовской свиты Салымсхого месторождения // Вопросы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений, 1987, Тр. ВНИИ, вып. 100, с. 91-96.

52. Желтоз Ю.В., Хавкин А.Я. О системном подходе к геолого-промысловсму изучению залежи нефти в баженовской свите Салынского месторождения // Изучение особенностей применения методов повышения нефтеотдачи пластов. Тр. ВНИИ, 1988, вып. 102, с. 13-16.

53. Березенцева И.Ф., Елецкая Т.И., Хавкин А.Я. Расчеты технологических показателей разработки объектов со случайным начальным дебитом скважин Н Повышение эффективности разработки трудноизвле-каемых запасов нефти, Тр. ВНИИ, 1988, вып. 103, с. 65-72.

54. Хавкин А.Я.,Ковалев А.Г., Ступоченко В.Е., Кузнецов В.В., При-клонский А.Ю., Дьяконов В.П., Галина ИЛ.. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами // Нефтяная прсм-ть, сер.Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, Обзор.информ, 1990, 60с.

55. Юсупова З.С., Хавкин А.Я., Куракина Н.М. Особенности компо-нентсотдгчи при разработке нефяных месторождений // Нефтяное хозяйство, 1990, N 10, с. 49-52.

56. Юсупова З.С., Хавкин А.Я., Куракина Н.М. Мрделирование многофазной многокомпонентной фильтрации а глиносодержащих коллекторах // Нефтяная пром-ть, сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, ЗИ, 1991, N 2, с. 25-30.

57. Забродин П.И., Хавкин А.Я., Чернышев Г.И. Радиометрические исследования особенностей фильтрации разноминерализованных зод в глиносодержащих коллекторах // Нефтяная пром-ть, сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1991, N 6,с.1-9.

58. Желтов Ю.В., Ковалев А.Г., Хаакин А.Я., Галина И.Л. О возможности глиноразрыва нефтяных пластов // Нефтяная лром-ть, сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи,ЭИ,1991. N 7, с. 12-19.

59. Хаакин А.Я., Чолоаская И.Д. Особенности гидродинамического

«

анализа разработки нефтегазовых залежей // Труды 2-й Всесоюзной школы-семинара 'Разработка месторхедений нефти и газа: Современное состояние^ проблемы, перспективы", Звенигород, 11-16 марта 1991, с.404-409.' '

60. Хавкин АЯ. Забродин П.И., Чернышоа Г.И. Радиометрические исследования особенностей вытеснения нефти в глиносодержащих коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторяедений, 1992, выл.2. с.20-23.

61. Хаакин А.Я., Чоловская И .Д. Гидродинамический анализ применения барьерного заводнения с оставлением 'сухого" поля И Теория и практика разработки малоэффективных нефтегазоконденсатных место-рожданий. Труды ВНИИ, вып.111,1991.С.50-61.

62. Сургучев МЛ., Желтов Ю.В., Максутов Р.А., Степанова Г.С., За-киров С.Н., Хазкин А.Я., Фаткуллин А.А Модификации газовых и комбинированных методов воздействия при разработке месторождения Текгш И Исследование различных методов воздейЬтвия на залежи месторождения Тенгиз, Труды ВНИИ, выл.114,1991, с.5-15.

63. Желтоз Ю.В., Хавкин А.Я. Геолого-гидродимамичесхая модель продуктивной толщи и технологические решения по разработке 'нефтяного месторождения Тенгиз // Исследования различных методоз воздействия на залехси месторождения Тенгиз, Труды ВНИИ, вып.114,1981,с.5-15.

04. Юсупова З.С., Хавкин АЯ., Куракина Н.М. Влияние деформация каялеегора на эффектиБнзсть разработки месторождение Тенп.з // йс-слодозание различных методов воздействия на залгжи цесторождокая Тенгиз, Труды ВНИИ, вып.114, 1991, с.85-92.

GS.Uzupovc Z.S., Havkin A. Ye., Kurakina N.M. Simulation of multicomponent nitration for day-containing reservoirs // Flow through porous

media: Fundamentals and reservoir engineering applications. Proceeding of the international conference, Moscow, 21-26 September, 1992, pp.P56-P59.

66. Havkin A.Ya„ Zabrodin P.I., Chernishov G.I. Radioactive stadies of two-phase filtration in porous media //Flow though porous media: Fundamentals and reservoir engineering applications. Proceeding of the international conference, Moscow, 21-26 September, 1992, p. P88-P91.

67. Хавкин А.Я., Юсупова 3.C., Гержа Л.И., Абрукина Л.Н., Куракина Н.М., Тер-Оганезова B.C. Особенности заводнения низкопроницаемых глиносодержащих пластов разминералиэоваиными водами IIНТИС, Нефтепромысловое дело, 1992, № 8, с. 12-18.

68. Хавкин А.Я.. Забродин П.И., Чернышев Г.И., Табакаева Л,С., Балакин В.В., Руженцева Т.Н., Вихлянцева Н.Б. Экспериментальные исследования особенностей разработки слоистонеоднородных глкносо-. держащих пластов //Нефтяная пром-ть, Э.И., сер. Разработка нефтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1992, N 9, с. 2-11.

69. Хавкин А.Я., Симкин Э.М., Погосян А.Б., Стремовский Э.В. Экспериментальные исследования особенностей применения вибровоздействия в глиносодержащих нефтяных пластах // Нефтепромысловое дело, НТИС ВНИИОЭНГ, 1992, N 10, с. 26-28. •

? 70. Гомзикоз В.К., Хавкин А.Я. Влияние пористости коллектора на коэффициент извлечения нефти и газа // Нефтяное хозяйство, 1992, N 3, с.4-16. . '.-V

71. Желтев Ю.В., Малофеев Г.Е.,Хавкин А.Я., Толстой Л.А., Мо-скоацеа О.А., Погонищев В.И. Вероятностно-статистический подход к проектированию разработки баженовский сэиты Салымского месторождения //Нефтяное хозяйство, 1993, №3, с. 21-23.

72. Хавкин А.Я.. Чернышев Г.И., Забродин П.И. Разработка методики радиоизотопных исследований многофазной фильтрации на объемных моделях нефтяного пласта//ВНИИОЭНГ, Сер. Нефтепромысловое дело, 1SS3, iai, c.14-18.

73.. Лосин В.И., Дюнии А.Г., Хавкмн А.Я. Изменение физико-хкшчгеккх свойств водных растворов под влиянием электромагнитного

поля //Журнал физической химии, 1993, т. 67, N 7, с. 1561-1562.

74. Хавкин А.Я., Чернышев Г.И., Ожерельев А.В. Экспериментальные исследования изменения структуры пороаого пространства при вытеснении нефти -из глиносодержащих пластов // Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет, честь И, Тр. ВНИИнофть, вып. 117,1993, с. 100-105.

75. Хаакин А.Я., Юсупова З.С., Куракина Н.М. Особенности динами-kvi показателей разработки низкопроницаемых глиносодоржащих пластов И Неучно-исслодовательскзя и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет, честь II, Тр. ВНИИнефть, вып. 117,1S93, с. 181-184.

78. Хззкин А.Я., Погосян А.Б., Стремовский Э.В. Исследования эффективности вибровоздействия в глиносодержащих киллетсрсх при применении щелочи // Нефтяная пром-ть, Э.И., сер. Разработка нзфтяных месторождений и методы повышения нефтеотдачи, 1893, N 7, с. 1-4.

77. Степанова Г.С., Хавкин А.Я., Бокша О.А., Губхинг Г.Ф., Ненарто-йич ТЛ. Применение термоноустойчизых сгантое для повышения прио-muctüctи нагнетательных сквгх&н И üсфтепоо~ьгелcec¿ дало, Н7ИС ВНИИОЭНГ, 1SS3, N 9, с. 20-22.

78. Хавкин А.Я., Еороновский В.Р., Абрукина Л.Н., Гср:;:а Л.И., Куракина Н.М. Расчеты влияния геолого-техкологоческих фгктсроэ на нефтеотдачу пластоз // Геология, геофизика и разработка нзфтякых месторождений, 1993, N 10, с.47-49.

7S, Лесин В.И., Дюкин' А.Г..Хазкин А.Я.,' Чвркышвэ Г.И. Особенности применена» магнитной обработка*. згкачиааэмых вгентоэ для повышения приемистости нефтяных пластов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1803, N 11-12, c.3S-43.

80. Муслимоз Р.ХЧ Хусаинооа АЛ, Хгзгшн АЛ'.Гергзг П.И., АЗ румяна il.H. Оценка технологической зффокпшносто разработки труднокзвя-э-казыых sanacos нефти // Нефтяноэ хозяйстве, 1994, N5, с.23-27.

81. Хавкин АЯ., Лесин В.И., Дздюн А.Г. Проблзыы водолодгот&зки при освоении кизхопроиицаемых глинистых пластоз // Тезисы докладов Мождуисродной конференции "Проблемы комплексного освоения запасов

4-5

нефти и природных битумов (добыча и переработка}*. Kaa»ííb, Татарстан, Россия, 4-3 октября 1S94r., с.288.

82. Балакин В.В., Воропанез В.Е.,Хавкин А.Я. Особенности современных технологий разглинизации призгбойных зон скважин а низкопроницаемых глиносодержащих коллекторах // Геология, геофизика и paspa- . Сотка нефтяных месторождений, 1994, N 2, с.31-35.

33. Хавкин А.Я., Ефимова С.А. Влияние вибрации на подвижность цэлича остаточной нефти// Геология, геофизика и разработка нефтяных изсторождений, 1935, N 2, с.46-48.

84. Хавкин А.Я., Хайдина М.П., Никифоров И.Л. Расчеты влияния структуры перового пространства на относительные фазовые проницаемости и нефтеотдачу // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1935, N 1, с.53-50.

85. Хавкин А.Я..Чернышев Г.И., Ходаков В.П. Установка визуализации движения флюидов при моделировании процессов вытеснения нефти // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. М..ВНИИОЭНГ, 1994, вып.8, с.4-6.

83. Хавкин А.Я., Воронозскнй В.Р., Абрукина Л.Н., Гзржа Д.И., Тгба-кгеза Л.С. Особенности обработок призабойных зон екзажнн з низкопрс-ницгзмых плдстех // Нгфтянсз хозяйство, 1994, N 11-12, с.42-44.

37. Хазккн А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных р-с~о-реэ в глиносодержанцих коллекторах // Нефтяное хозяйство, 1G36, N 3, с.35-33.

S8. Рььхкх В.М., Хавкин А.Я. Влияния краезых условий на вид азто-модолькых движений активной принеси в перистой среде // Физичзскоэ и (язтематическоо моделирование мзханшмоз нефтегазоотдачи, М., Наука, 19-31, с,27-35.

09. Хавкин А.Я., Балакин В.В., Табаетева Л.С. Экспериментальные мсспадозания эффективности разглинизацкм призабойных зон crbeswh // Нефтепромысловое дело, НТО ВНИИОЗНГ, 1ÜS4, Гй 7-G, с. 7-8.

80. - Хавкин А.Я., Хгйдинз М.П., Ииййфороэ ИЛ. Расчеты влияния размеров дисперсных афегг-тоа на относительные фазевыз прокицав-

моста-и нефтеотдачу // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1995, N 5, с.41 -45.

91. Турецкая Ф.Д., Хавкин А.Я. Численное исследование двумерных задач вытеснения нефти растворами активных примесей Л Современные проблемы и математические методы теории фильтрации, Тезисы докладов всесоюзного семинара, М., 1984, с.104-105.

92. Сорокин A.B., Хавкин А.Й., Акинчин B.C., Ельцов Ю.А. Применение гетерогенных газожидкостных смесей Для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин И Геология, геофизика и разработка неф1шых месторождений, 1996, N 5, с.35-36.

03. Хавкин АЛ., Гомзиков В.К. Определение коэффициента извлечения нефти для низкопроницаемых пластов // Нефтяное хозяйство, 1996, N7, с.39-41.

Соискатель AJUüjbkhh

117305, Москва, Профсоюзная,65 Институт проблем управления