автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.01, диссертация на тему:Исследование и моделирование плотности сетки скважин и системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений

рукописи

ЛАЗАРЕВА ВАЛЕНТИНА ГЕОРГИЕВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ПЛОТНОСТИ СЕТКИ СКВАЖИН И СИСТЕМЫ ЗАВОДНЕНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ

Специальность 05.13.01

Системный анализ, управление и обработка информации (нефтегазовая отрасль)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003052267

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего и профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Моделирования и управление процессами нефтегазодобычи».

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор, заслуженный работник Высшей школы Российской Федерации Кучумов Рашит Ямгитдинович

Официальные оппоненты

доктор физико-математических наук Родионов Сергей Павлович

кандидат технических наук Савастйн Михаил Юрьевич

Ведущая организация

ОАО «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности», г. Тюмень (СибНИИНП)

Защита состоится 12 апреля 2007 г., в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72, БИЦ, конференц-зал, каб. 46.

С диссертацией можно ознакомиться в Библиотечно-информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 12 марта 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Т.Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Открытие новых залежей нефти и уточнение геологического строения экономически нерентабельных нефтеносных объектов приводит к перераспределению запасов углеводородов. Для ввода таких пластов в промышленное освоение необходимо решать задачи обустройства и разработки месторождения, проектировать технологические процессы разработки и эксплуатации. При этом стратегически важное значение имеет выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения, которая должна обеспечить равномерную выработку запасов, достижение наибольшего коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистого дисконтированного дохода (ИРУ) при наименьших капиталовложениях. Аналитическое решение задачи выбора системы разработки в теории фильтрации основывается на множестве упрощающих предположений, не учитывающих все особенности геологического строения объекта, интерференцию скважин (В.Н. Щелкачёв, В.Д. Лысенко, В.П. Мангазеев, А.Н., С.Н. Закиров и др.).

На практике крупные месторождения разрабатываются по сформированной плотности сетки скважин и системе заводнения. Поэтому является актуальным и представляет интерес решение этой проблемы для низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, требуется систематизация и научное обоснование новых алгоритмов для выбора эффективной плотности сетки скважин и системы заводнения, учитывающих особенности геологического строения объекта разработки.

Цель работы. Обоснование и моделирование оптимальной плотности сетки скважин и эффективной системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений.

Основные задачи исследований.

1. Проанализировать системы разработки и систематизаровать применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов юрских отложений в Лангепасском районе, а также выявить особенности геологического строения и текущего состояния разработки юрских отложений Лас-Чганского и Урьевского месторождений.

2. Создать геолого - гидродинамическую модель и решить задачу о выборе системы заводнения гомогенной залежи.

3. Построить и адаптировать трехмерные гидродинамические модели пластов ЮВ Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и пласта ЮВ|' Урьевского месторождения.

4. Обосновать выбор плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и объекта ЮВ| Урьевского месторождения.

5. Исследовать затраты и прибыль при реализации различных вариантов разработки юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и пласта ЮВ/ Урьевского месторождения.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались путём сбора, обобщения и обработки геолого-промысловой информации, а также технологического и экономического анализа моделируемых вариантов разработки. Использовались методы математической статистики, трехмерного геологического и гидродинамического моделирования. Программные продукты: IRAP Reservoir Modelling System, PANTERRA, EUCLID, HISTORY+ и ТЕХСХЕМА.

Научная новизна работы.

1. Разработана новая схема моделирования для выбора оптимальной плотности сетки скважин, на базе детальной трехмерной геолого-технологической модели, в которой восстановлена и учтена прерывистая структура строения объекта по площади простирания и по разрезу.

2. Разработана новая схема выбора эффективной системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений нефтяных залежей, на основе 3D компьютерного моделирования, использования детальной геолого-гидродинамической модели и многовариантных гидродинамических и технико-экономических расчетов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выбора плотности сетки скважин на основе 3D моделирования детальной геолого-технологической модели.

2. Методика выбора системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений нефтяных месторождений.

3. Оптимизация многовариантных расчетов моделирования разработки низкопроницаемых юрских отложений.

Практическая ценность работы.

Использование системного анализа, предложенного алгоритма для выбора оптимальной плотности сетки скважин и формирования системы заводнения объекта, позволяет достичь наибольшие технологические показатели разработки низкопроницаемых расчлененных нефтяных коллекторов,а также коллекторов, обладающих небольшой долей контактных запасов, низкой активностью подошвенной и приконтурной воды.

Данный алгоритм использован при выборе плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Урьевского месторождения.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на XIII и XIV научно-практических конференциях молодых учёных и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развитииия газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2004, 2006); окружной межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвящённой 50-летию ТюмГНГУ (Нижневартовск, 2006); окружной межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвящённой 50-летию ТюмГНГУ (Сургут, 2006); общероссийской научной конференции 4-7 сентября 2006 г. (Сочи, Дагомыс).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 10 научных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 190 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, включая 55 рисунков, 25 таблиц и приложений на 65 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, основные защищаемые положения и их апробация.

В первом разделе проанализирована эффективность систем разработки и применяемых химических методов воздействия на пласты юрских отложений в Лангепасском районе, а также особенности геологического строения и текущего состояния разработки пластов ЮВ Центральной залежи Лас-Еганского и Урьевского месторождений.

Проведенный анализ систем разработки юрских отложений Лангепасского района показал, что для объектов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и небольшой долей контактных запасов эффективна реализация обращенной девятиточечной системы заводнения. Данная система успешно реализуется на Центральной залежи объекта ЮВ) Лас-Еганского месторождения.

Центральная залежь Лас-Еганского месторождения разрабатывается с 1987 г. по обращенной площадной девятиточечной системе заводнения с плотностью сетки скважин 25 га/скв. С 1999 года было увеличение добычи нефти и жидкости за счёт применения технологий гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Залежь эксплуатируется 62 добывающими и 24 нагнетательными скважинами. Остальные простаивают из-за высокой обводнённосгн продукции, низких нерентабельных дебетов по нефти, аварийного состояния скважин и скважинного оборудования.

За время разработки залежи на ней проводились различные геолого-технические мероприятия. Это позволило включить в работу низкопроницаемые пропластки с трудноизвлекаемыми запасами, улучшить характер выработки запасов нефти и, как следствие, увеличить нефтеотдачу.

Разработка юрских отложений Урьевского месторождения началась в 1986 г. по блоковой трёхрядной системе заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 425*425 м. В период 1988-2003 гг. эксплуатация залежи велась единичными скважинами, на естественном упруго-водонапорном режиме. Проведение ГРП позволило вовлечь в разработку недренируемые запасы. С 2004 года началось интенсивное разбуривание участка эксплуатационной сеткой. При бурении новых скважин был получен дебит по нефти - 24,6 т/сут, по жидкости - 27,3 т/сут при обводнённости 10%. Входные дебиты новых скважин превышают средние показатели по участку, но наблюдается их падение. Это является следствием быстрого снижения давления в окрестности этих скважин. В настоящее время залежь эксплуатируется 24 действующими скважинами.

Реализуемая система разработки не обеспечивает должного поддержаниия пластового давления в условиях существующих отборов жидкости. В связи с этим актуален вопрос о пересмотре реализуемой системы разработки.

Лас-Еганское и Урьевское месторождения имеют схожее геологическое строение.

Стратиграфический горизонт ЮВ| Лас-Еганского месторождения приурочен к верхней части васюганской свиты позднеюрского возраста. В составе его выделено два нефтенасыщенных пласта ЮВ|1 и ЮВ|2, разделенных между собой глинистой перемычкой толщиной от 3,2 м до

32,8 м. Залежь с северо-востока и юго-востока ограничивается линией замещения. Тип залежи - пластово-сводовая с элементами литологического экранирования.

Стратиграфический горизонт ЮВ, Урьевского месторождения также приурочен к кровле васюганской свиты позднеюрского возраста. В составе горизонта выделено два пласта - ЮВ,' и ЮВ,2, разделённых глинистой перемычкой, минимальная толщина которой между подошвой пласта ЮВ/ и кровлей пласта ЮВ)2 составляет Юм. На основании этого предполагается наличие надёжного литологического экрана между нефтенасьнценным пластом ЮВ]1 и водонасыщенным пластом ЮВ12. Границы залежи обусловлены зонами глинизации, и только на западе водонефтяным контуром (ВНК). Тип залежи - структурно-литологический. Все пробуренные скважины на залежь вскрыли чистонефтяную зону.

Для юрских отложений рассматриваемых месторождений характерно резкое изменение коллекторских свойств в пределах исследуемой площади. В таблице 1 представлены некоторые геолого-физические характеристики пласта ЮВ11 в пределах моделируемых участков.

Продуктивный коллектор пласта ЮВ)2 Лас-Еганского месторождения представляет собой нерасчленённый пропласток, толщина которого изменяется от 1 м до 2,6 м. Залежь является водоплавающей.

Таблица 1

Геолого-физические характеристики пласта ЮВ|' в пределах моделируемых участков

Параметр Лае-Еганекое Урьевское

Диапазон изменения общей толщины, м. 15,6-32,8 7,4-16,5

Средняя общая толщина, м. 12 12,3

Диапазон изменения эффективной толщины, м. 0,6-17,9 0-13,0

Средняя эффективная толщина, м. 7 7

Диапазон изменения эффективной нефтенасыщенной толщины, м 0,6-17,9 1-12,4

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м. 6,9 6,8

Средняя пористость, % 15,5 16,0

Средняя нефтенасышенность ЧНЗ, д.ед. 0,47 0,67

Средняя нефтенасышенность ВНЗ, д.ед. 0,39 -

Средняя проницаемость, мкм2 0,006 0,003

Средняя песчанистость, д.ед. 0,47 0,46

Диапазон изменения коэффициента расчлененности, д.ед. 1-10 1-6

Средний коэффициент расчлененности, д.ед. 3.5 2,28

Давление насыщения нефти газом, МПа 12,9 11,0

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м' 0,833 0.83

Объемный коэффициент нефти, д.ед 1,21 1.23

Юрские отложения Урьевского и Лас-Еганского месторождения имеют схожее геологическое строение. Характеризуются низкими ФЕС, наличием зон замещения и небольшой долей контактных запасов. Эффективным методом ПНП является ГРП. На Лас-Еганском месторождении успешно реализуется обращенная девятиточечная система заводнения с плотностью сетки скважин 25 га/скв. На объекте ЮВ, Урьевского месторождения реализуемая система разработки в условиях существующих отборов не обеспечивает нужного поддержания пластового давления и наблюдается резкое снижение добычи нефти. Необходим пересмотр реализуемой системы разработки.

Второй раздел посвящен построению и адаптации фильтрационных моделей юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и пласта ЮВ |1 в районе 323 куста Урьевского месторождения.

Гидродинамические модели являются трёхмерными и описывают фильтрацию трёхкомпонентной жидкости в пористой среде. Адаптация моделей производилась в гидродинамическом симуляторе ТЕХСХЕМА. Математическая модель, описывающая фильтрацию жидкости, учитывает особенности геологического строения объекта моделирования и состоит из замкнутой системы уравнений. Интегрирование системы уравнений осуществлено численно по 1МРЕБ методу, с неявным расчетом пластовых давлений и явным расчетом насыщенностей. Выбор шага интегрирования по времени осуществляется автоматически, из условий устойчивости и сохранения баланса масс.

На границах области фильтрации, совпадающих с зонами замещения или глинизации, задано граничное условие II рода - непроницаемые границы. Во всей остальной области фильтрации задано граничное условие I рода - фиксированное пластовое давление.

Для гидродинамической модели Центральной залежи Лас-Еганского месторождения была проведена процедура масштабирования. После которой модель сохранила детальность геологического строения. Граничные условия на эксплуатационных скважинах заданы в давлениях на забое. Со второго года разработки залежи моделируется выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения объекта.

Для моделирования выбора эффективной плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Урьевского месторождения был выделен участок в районе 323 куста. Он выбран как типичный по признаку близости его проницаемости, пористости, песчанистости и насыщенности

к средним значениям по залежи. При трансформации геологической модели в фильтрационную сохранена детальность геологического строения. На эксплуатационных скважинах граничное условие задано в дебитах жидкости по сумме фаз. Адаптация фильтрационной модели осуществлялась на всю историю разработки.

При настройке фильтрационных моделей было обосновано задание функций относительной фазовой проницаемости, абсолютной проницаемости, начальной нефтенасыщенкости, остаточной водо и нефтенасыщенности.

Результаты адаптации моделей приведены в виде сопоставления фактических и расчетных технологических показателей разработки по скважинам.

В моделях восстановлена структура распределения запасов нефти за историю разработки.

В третьем разделе решена задача о выборе оптимальной системы заводнения гомогенной залежи антиклинального типа, на примере обращенной пятиточечной и обращенной девятиточечной системы заводнения. Научно обоснован и смоделирован выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и объекта Урьевского •шсторождения. Приведено экономическое обоснование показателей вариантов разработки залежей.

Ргшение задачи о выборе системы заводнения гомогенной чистонефтяной антиклинальной залежи показало, что наиболее полное извлечение запасов нефти происходит при реализации обращенной девятиточечной системы заводнения.

Для моделирования выбора эффективной плотности скважин и системы заводнения рассматриваемых объектов было обосновано давление на забое скважин. На Лас-Еганском месторождении расчеты проведены при давлении на забое добывающих скважинах - 17 МПа, нагнетательных скважин - 40 МПа. На Урьевском месторождении давления на забое добывающих скважинах - 14 МПа, на забое нагнетательных скважин изменяются в интервале от 42 МПа до 45 МПа. Юрские отложения являются низкопроницаемыми, из-за этого все скважины вводятся в разработку с проведением ГРП.

Выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений был осуществлен поалгоритму, изображенному на рисунке 1

Для обоснования выбора оптимальной плотности сетки скважин Центральной залежи была смоделирована трёхрядная блочно-замкнутая

система разработки залежи с плотностью сетки скважин 25, 36 и 49 га/скв. Скважины нагнетательных рядов вводятся под закачку без отработки на нефть. Добывающие скважины, замыкающие блоки, переводятся под закачку после обводнения более чем на 60 %. Гидродинамическое моделирование показало, что наиболее эффективный вариант разработки залежи при плотности сетки скважин 25 га/скв. В дальнейшем, на базе этого варианта, были смоделированы различные системы заводнения:

вариант 1.1 рассчитан на базе варианта 1 с изменением направления нагнетательных скважин на северо-запад - юго-восток. Скважины, замыкающие блоки, переводятся под закачку после обводнения более чем на 60 %;

вариант 1.2 моделирует разработку залежи по площадной обращенной пятиточечной системе заводнения;

вариант 1.3 моделирует разработку залежи по обращенной девятиточечной системе заводнения;

вариант 1.4 рассчитан на проектной сетке скважин и забойных давлениях без системы поддержания пластового давления.

Рис. 1. Схема для моделирования выбора оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений

По результатам моделирования эффективным способом разработки юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения является вариант с плотностью сетки скважин 25 га/скв и реализацией обращенной девятиточечной системой заводнения. Для этого варианта был дополнительно рассчитан подвариант 1.3.1, предусматривающий разработку залежи по обращенной девятиточечной системе заводнения, которая трансформируется в однорядную, после обводнения добывающих скважин более чем на 50 %.

В таблице 2 приведены основные технологические показатели моделируемых систем заводнения Центральной залежи. Реализуемая на промысле система разработки залежи совпала с наилучшей системой разработки по результатам гидродинамического моделирования.

Таблица 2

Основные технологические показатели систем заводнения Центральной залежи пластов ЮВ Лас-Еганского месторождения

вариант 1.1

вариант 1.2

вариант 1.3

вариант 1.3.1

Проектный уровень добычи нефти, тыс.т/год

598,9 | 736,4 | 715,7 Проектный уровень добычи жидкости, тыс.т/год

981,8

847,5 1311,8

835,4 | 1275 Проектный срок разработки, лет

30 1 30 30 30

Накопленная добыча нефти за проектный срок разработки, тыс.т.

5 939,5 | 5922,6 | 6717,7 | 7 363,4 Накопленная добыча жидкости за проектный срок разработки, тыс.т.

16044,5 | 21 045,5 | 20195,4 Закачка воды за проектный срок разработки, тыс.м3 22270,0 I 24103,0 I 23 010,0

23 531,5 31 506,0

Среднегодовая обводнённость к концу проектного периода, %

90,7 | 95,2 | 90,7 Фонд добывающих скважин для бурения, шт.

152 | 110 ] 155 Фонд нагнетательных скважин для бурения, шт.

52 | 94 | 49 Коэффициент извлечения нефти, %

23,4 I 23,3 I 26,5

94,4

119

85

29,0

Для выбора эффективной системы разработки юрских отложений Урьевского месторождения был применен данный алгоритм. Анализ результатов проведенных гидродинамических расчетов показал, что эффективна разработка залежи по плотности сетки скважин 18 га/скв. В таблице 3 приведены основные технологические показатели по моделируемым системам заводнения. Наибольшее извлечение запасов нефти достигается при разработке объекта по варианту 1.3.

Таблица 3

Основные технологические показатели систем заводнения пласта ЮВ(' Урьевского месторождения в районе 323 куста

вариант 1.1 вариант 1.2 вариант 1.3 вариант 1.3.1 вариант 1.4

Проектный уровень добычи нефти, тыс.т/год

374,4 554,9 551,6 551,6 197,5

Проектный уровень добычи жидкости, тыс.т/год

534,0 745,5 736,6 806,9 208,8

Проектный срок разработки, лет

31 31 31 31 31

Накопленная добыча нефти за проектный срок разработки, тыс.т.

5 373,6 5 589,5 6 371,9 6 154,1 1 567,1

Накопленная добыча жидкости за проектный срок разработки, тыс.т.

12229,6 14 325,0 15 480,3 15 598,8 1 659,8

Закачка воды за проектный срок разработки, тыс.м

16 865,0 18 345,0 20 706,0 21 271,0 0

Среднегодовая обводнённость к концу проектного периода, %

88,43 86,42 90,19 90,59 6,26

Фонд добывающих скважин для бурения, шт.

90 100 112 73 155

Фонд нагнетательных скважин для бурения, шт.

62 53 43 82 0

Коэффициент извлечения нефти, %

18,36 19,07 21,64 20,93 5,83

На рисунке 2 представлена динамика добычи нефти и обводненности по смоделированным плотностям сетки скважин, на рисунке 3 представлены эти показатели по вариантам заводнения.

500

н

о §

к

Н -

■в»

и Я ее в-3 ю

«100

400

: 300

¡200

Добыча нефти

■ вариант 1

■ вариант 2

• вариант 3 л- <

Обводненность"

я*

.-О

<г

2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035

Годы

Рис 2. Динамика добычи нефти и обводненности по смоделированным плотностям сетки скважин

2005 2008 2011 2014 2017 2020 2023 2026 2029 2032 2035

Годы

Рис. 3. Динамика добычи нефти и обводненности по смоделированным вариантам

заводнения

Проведенные экономические расчеты показали, что чистый дисконтированный доход и наибольшая добыча нефти на залежи Урьсвского месторождения будет достигнут при разработки по плотности сетки скважин 18 га/скв и реализации обращенной девятиточечной системы заводнения.

Как с точки зрения экономической эффективности, так и с точки зрения полноты выработки запасов для Лас-Еганского и Урьевского месторождений лучшим является вариант, предусматривающий разбуривание участков по проектной сетке 500x500 м и 425x425 м соответственно и формировании системы заводнения по варианту 1.3.

В 2005-2006 гг. на юрских отложениях Урьевского месторождения началось формирование обращенной девятиточечной системы заводнения с плотностью сетки скважин 18 га/скв, сформировано 9 элементов разработки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

I. Разработан алгоритм моделирования выбора оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений с низкопроницаемыми коллекторами нефтяных залежей, учитывающий все известные особенности геологического строения объекта, интерференцию скважин.

2. Пласты юрских отложений Урьевского и Лас-Еганского месторождения имеют неоднородное строение и характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Проведенный анализ геолого-промысловой информации объекта К®1 Лас-Еганского месторождения указывает на эффективность реализуемой обращенной девятиточечной системы заводнения. Предлагается использовать данную систему разработки для юрских отложений Урьевского месторождения.

3. Построенные и адаптированные трехмерные гидродинамические модели Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и юрских отложений Урьевского месторождения позволили восстановить структуру распределения запасов углеводородов.

4. Смоделированы варианты разработки юрских отложений Лас-Еганского и Урьевского месторождений, а также исследованы затраты и прибыль при их реализации. Проведенный анализ показал, что с технологической и экономической точки зрения на Лас-Еганском месторождении эффективна реализация обращенной девятиточечной системы заводнения с плотностью сетки скважин 25 га/скв, на Урьевском месторождении - обращенной девятиточечной системы заводнения с плотностью сетки скважин 18 га/скв.

5. Результаты решения модельной задачи о выборе эффективной системы заводнения показали удовлетворительную сходимость на качественном уровне, с решением данной задачи для реального объекта со схожими средними фильтрационно-емкостными свойствами.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Лазарева В.Г. Модельная задача расстановки добывающих и нагнетательных скважин в руле палеореки / Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири // Сборник научных трудов СИБНИИНП. - Тюмень. Изд-во «СибНИИНП», 2003. - С. 9-12.

2. Лазарева В.Г. Обоснование охвата вытеснением залежи для трехмерной фильтрационной модели / О.Н. Пичугин, В.Г. Лазарева // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тезисов докладов XIII науч.-практ. конф. молодых учёных и специалистов ТюменНИИгипрогаз г.Тюмень 17-21 мая 2004. - Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004. - С. 107-109.

3. Лазарева В.Г. О выборе системы разработки юрских отложений для литологически экранированных залежей на примере центральной залежи Лас-ёганского месторождения / Р.Я. Кучумов, В.Г. Лазарева // Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях: Материалы региональной науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых специалистов, посвящ. 50-летию ТюмГНГУ. г.Нефтеюганск 30-31 марта 2006. - Тюмень, изд-во Вектор Бук, 2006. С. 73-75.

4. Лазарева В.Г. Внутриконтурное заводнение низкопроницаемой чистонефтяной залежи обращенной девятиточечной и пятиточечной системой расстановки скважин/ Р.Я. Кучумов, В.Г. Лазарева // Роль молодежи в развитии инновационных технологий в научных исследованиях: Материалы региональной науч.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых специалистов, посвящ. 50-летию ТюмГНГУ г.Нефтеюганск 30-31 марта 2006. - Тюмень, изд-во Вектор Бук, 2006. -С. 75-77.

5. Лазарева В.Г. Выбор системы разработки чистонефтяной антиклинальной залежи / Р.Я. Кучумов, В.Г. Лазарева // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной науч.-техн. конф., посвящ. 50-летию ТюмГНГУ г. Сургут 21-22 апреля 2006 - Тюмень, изд-во Вектор Бук, 2006. - С. 122-123.

6. Лазарева В.Г. Выбор рациональной системы заводнения синклинальной чистонефтяной залежи / Р.Я. Кучумов, В.Г. Лазарева // Инновации и эффективность производства: Материалы региональной науч.-техн. конф., посвящ. 50-летию ТюмГНГУ г.Сургут 21-22 апреля 2006 - Тюмень, изд-во Вектор Бук, 2006. - С. 124-125.

7. Лазарева В.Г. Использование трехмерного гидродинамического моделирования для выбора оптимальной системы разработки объекта на примере Урьевского месторождения, объект ЮВ| // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тезисов докладов XIV науч.-практ. конф. молодых учёных и специалистов ТюменНИИгипрогаз г. Тюмень 25-28 апреля 2006. - Тюмень, ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2006. - С. 80-82.

8. Лазарева В.Г. Некоторые аспекты, которые необходимо учитывать в гидродинамическом симмуляторе при адаптации работы скважин на историю разработки // Успехи современного естествознания. -2006.-№11.-С. 65-66.

16 П/

9. Лазарева В.Г. Систематизация основных положений, необходимых для принятия решения при выборе системы разработки нефтяной залежи // Успехи современного естествознания. - 2006. -№11.-С. 66-67.

10. Лазарева В.Г., КучумовР.Я. Моделирование выбора системы разработки низкопродуктивных коллекторов юрских отложений с использованием программных продуктов IRAP RMS, ТЕХСХЕМА и HISTORY+ // НТЖ. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2007. - №1. - С. 35-39.

Подписано к печати У. j .200_г. Бум. писч. № 1

Заказ Уч.- изд. л. 1.2

Формат 60x84 '/Усл. печ. л. 1.2 Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

Введение

1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ЦЕНТРАЛЬНОЙ ЗАЛЕЖИ 8 ПЛАСТОВ ЮВ ЛАС-ЕГАНСКОГО И УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

1.1. Анализ систем разработки и применяемых химических 8 методов на объекте ЮВ1 месторождений Лангепасского района

1.2. Геологическое строение Центральной залежи объекта 15 ЮВ] Лас-Еганского месторождения

1.3. Геологическое строение объекта ЮВ] Урьевского 21 месторождения

1.4. Анализ текущего состояния разработки юрских 34 отложений Центральной залежи Лас-Еганского и Урьевского месторождений

1.4.1. Анализ текущего состояния разработки юрских 34 отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения

1.4.2. Анализ текущего состояния разработки пласта 40 ЮВ/ Урьевского месторождения

Выводы по разделу

2. ПОСТРОЕНИЕ И АДАПТАЦИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСИХ 47 МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖИ ОБЪЕКТА ЮВ, ЛАС-ЕГАНСКОГО И УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Математическое описание модели фильтрации флюида в 47 поровом пространстве в программе «ТЕХСХЕМА»

2.2. Построение и адаптация гидродинамической модели

Центральной залежи объекта ЮВ] Лас-Еганского месторождения

2.3. Построение и адаптация гидродинамической модели 62 пласта ЮВ/ Урьевского месторождения в районе 323 куста

Выводы по разделу

3. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ И

ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВАРИАНТОВ

РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА ЮВ! ЗАЛЕЖИ ЛАС-ЕГАНСКОГО И

УРЬЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ

3.1. Решение модельной задачи о выборе системы заводнения 74 однородной залежи антиклинального типа

3.2. Обоснование расчёта технологических показателей 76 разработки Центральной залежи объекта ЮВ] Лас-Еганского месторождения

3.3. Расчет экономических показателей вариантов разработки 86 Центральной залежи юрских отложений Лас-Еганского месторождения

3.4. Обоснование расчёта технологических показателей 92 разработки пласта ЮВ/ Урьевского месторождения

3.5. Расчет экономических показателей вариантов разработки 106 участка Урьевского месторождения пласта ЮВ/

Выводы по разделу

Актуальность работы. Открытие новых залежей нефти и уточнение геологического строения экономически нерентабельных нефтеносных объектов приводит к перераспределению запасов углеводородов. Для ввода таких пластов в промышленное освоение необходимо решать задачи обустройства и разработки месторождения, проектировать технологические процессы разработки и эксплуатации. При этом стратегически важное значение имеет выбор оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения, которая должна обеспечить равномерную выработку запасов, достижение наибольшего коэффициента извлечения нефти (КИН) и чистого дисконтированного дохода (Т^У) при наименьших капиталовложениях. Аналитическое решение задачи выбора системы разработки в теории фильтрации основывается на множестве упрощающих предположений, не учитывающих все особенности геологического строения объекта, интерференцию скважин (В.Н. Щелкачёв, В.Д. Лысенко, В.П. Мангазеев, С.Н. Закиров и др.) [56-59, 43-65, 78-98, 103-104, 143-144].

На практике крупные месторождения разрабатываются по сформированной плотности сетки скважин и системе заводнения. Поэтому является актуальным и представляет интерес решение этой проблемы для низкопроницаемых коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами, требуется систематизация и научное обоснование новых алгоритмов для выбора эффективной плотности сетки скважин и системы заводнения, учитывающих особенности геологического строения объекта разработки.

Цель работы. Обоснование и моделирование оптимальной плотности сетки скважин и эффективной системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений.

Основные задачи исследований.

1. Проанализировать системы разработки и систематизаровать применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов юрских отложений в

Лангепасском районе, а также выявить особенности геологического строения и текущего состояния разработки юрских отложений Лас-Еганского и Урьевского месторождений.

2. Создать геолого - гидродинамическую модель и решить задачу о выборе системы заводнения гомогенной залежи.

3. Построить и адаптировать трехмерные гидродинамические модели пластов ЮВ Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и пласта ЮВ/ Урьевского месторождения.

4. Обосновать выбор плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и объекта ЮВ] Урьевского месторождения.

5. Исследовать затраты и прибыль при реализации различных вариантов разработки юрских отложений Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и пласта ЮВ/ Урьевского месторождения.

Методы решения задач. Поставленные задачи решались путём сбора, обобщения и обработки геолого-промысловой информации, а также технологического и экономического анализа моделируемых вариантов разработки. Использовались методы математической статистики, трехмерного геологического и гидродинамического моделирования. Программные продукты: IRAP Reservoir Modelling System, PANTERRA, EUCLID, HISTORY+ иТЕХСХЕМА.

Научная новизна работы.

1. Разработана новая схема моделирования для выбора оптимальной плотности сетки скважин, на базе детальной трехмерной геолого-технологической модели, в которой восстановлена и учтена прерывистая структура строения объекта по площади простирания и по разрезу.

2. Разработана новая схема выбора эффективной системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений нефтяных залежей, на основе 3D компьютерного моделирования, использования детальной геологогидродинамической модели и многовариантных гидродинамических и технико-экономических расчетов.

Основные защищаемые положения.

1. Методика выбора плотности сетки скважин на основе ЗБ моделирования детальной геолого-технологической модели.

2. Методика выбора системы заводнения низкопроницаемых юрских отложений нефтяных месторождений.

3. Оптимизация многовариантных расчетов моделирования разработки низкопроницаемых юрских отложений.

Практическая ценность работы.

Использование системного анализа, предложенного алгоритма для выбора оптимальной плотности сетки скважин и формирования системы заводнения объекта, позволяет достичь наибольшие технологические показатели разработки низкопроницаемых расчлененных нефтяных коллекторов, а также коллекторов, обладающих небольшой долей контактных запасов, низкой активностью подошвенной и приконтурной воды.

Данный алгоритм использован при выборе плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений Урьевского месторождения.

Апробация работы. Основные результаты диссертационной работы докладывались: на XIII и XIV научно-практических конференциях молодых учёных и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развитииия газовой промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2004, 2006); окружной межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Нижневартовск, 2006); окружной межвузовской студенческой научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства», посвящённой 50-летию ТюмГНГУ (Сургут, 2006); общероссийской научной конференции 4-7 сентября 2006 г. (Сочи, Дагомыс).

Публикации. По теме диссертационного исследования опубликовано 10 научных работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 190 наименований. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, включая 55 рисунков, 25 таблиц и приложений на 65 страницах.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

На основании исследований сделаны выводы и рекомендации:

1. Разработан алгоритм моделирования выбора оптимальной плотности сетки скважин и системы заводнения юрских отложений с низкопроницаемыми коллекторами нефтяных залежей, учитывающий все известные особенности геологического строения объекта, интерференцию скважин.

2. Пласты юрских отложений Урьевского и Лас-Еганского месторождения имеют неоднородное строение и характеризуются низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Проведенный анализ геолого-промысловой информации объекта K)Bi Лас-Еганского месторождения указывает на эффективность реализуемой обращенной девятиточечной системы заводнения. Предлагается использовать данную систему разработки для юрских отложений Урьевского месторождения.

3. Построенные и адаптированные трехмерные гидродинамические модели Центральной залежи Лас-Еганского месторождения и юрских отложений Урьевского месторождения позволили восстановить структуру распределения запасов углеводородов.

4. Смоделированы варианты разработки юрских отложений Лас-Еганского и Урьевского месторождений, а также исследованы затраты и прибыль при их реализации. Проведенный анализ показал, что с технологической и экономической точки зрения на Лас-Еганском месторождении эффективна реализация обращенной девятиточечной системы заводнения с плотностью сетки скважин 25 га/скв, на Урьевском месторождении - обращенной девятиточечной системы заводнения с плотностью сетки скважин 18 га/скв.

5. Результаты решения модельной задачи о выборе эффективной системы заводнения показали удовлетворительную сходимость на качественном уровне, с решением данной задачи для реального объекта со схожими средними фильтрационно-емкостными свойствами. внк чнз гис

Кп

Кпр

Кво

Кн

ФЕС

ПС альфаПС

ВНЗ

2В

ЗБ

НИЗ

ТИЗ

ЭЦН

ШСН а.о. Н

ВН

КИН

ГРП

ППД

РУТ

КНС

УЭЦН

УШСН скс кмэ

Галка-терм-ИХН

ПАА

ОФП

ОПЗ

ПКВ

Список условных сокращений водонефтяной контур чистонефтяная зона геофизические исследования скважин коэффициент открытой пористости, % коэффициент абсолютной проницаемости, мДр коэффициент остаточной водонасыщенности, % коэффициент начальной нефтенасыщенности,% фильтрационно-ёмкостные свойства кривая ПС кривая альфа ПС водонефтяная зона двухмерная трёхмерная начальные извлекаемые запасы текущие извлекаемые запасы электроцентробежный насос штанговый струйный насос абсолютная отметка, м нефть нефть и вода коэффициент извлечения нефти гидравлический разрыв пласта поддержание пластового давления давление, объем, температура Компрессорно-насосная станция установка электроцентробежного насоса установка штангового струйного насоса смешанный струйный насос кислотная микроэмульсия ■ термогель «Галка» полиакрил амид относительная фазовая проницаемость обработка призабойной зоны ПАВ-кислотное воздействие вэдс Волокнистый эмульсионно-дисперсионный состав

КПАС кислотный поверхностно-активный состав

Их количество ячеек по оси абсцисс

Ыу количество ячеек по оси ординат

Иг количество ячеек по оси аппликат

Ыхуг суммарное количество ячеек

Эх размер ячейки по оси абсцисс

Оу размер ячейки по оси ординат

Эг размер ячейки по оси аппликат

СГРП самопроизвольный гидроразрыв пласта

ЫРУ чистый дисконтный доход, млн.руб

ОПР опытно-промышленные работы

РГФ российский государственный фонд

1. Абдулмазитов Р.Г., Емельянова Г.Г., Гавура В.Е., Муслимов Р.Х., Полуян И.Г. Оценка потерь нефти от разряжения сетки скважин // Нефтяное хозяйство. 1989. - №3. - С. 21-25.

2. Абдулмазитов Р.Г., Рамазанов Р.Г. и др. Влияние плотности сетки скважин на нефтеизвлечение на примере месторождений Татарии. -М.: ВНИИОЭНГ, 1990. 55 с.

3. Америка Л.Д., Приходько В.Я. Методические рекомендации по экономической оценке технологических вариантов разработки нефтяных месторождений / Материалы совещания в г.Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 532544.

4. Анализ разработки Урьевского месторождения (ТФ ООО «КогалымНИПИнефть», протокол ТО ЦКР по ХМАО № 610 от 26.04.2005 г.).

5. Анализ разработки Нивагальского месторождения (ТФ ООО «КогалымНИПИнефть», протокол ТО ЦКР по ХМАО № 611 от 26.04.2005 г.).

6. Анализ разработки Лас-Еганского месторождения (ТФ ООО «КогалымНИПИнефть», протокол ТО ЦКР по ХМАО № 612 от 26.04.2005 г.).

7. Анализ разработки Покамасовского месторождения (ТФ ООО «КогалымНИПИнефть», протокол ТО ЦКР по ХМАО № 671 от 26.04.2005 г.).

8. Арешев Е.Г., Белянин Г.Н., Демушкин Ю.И., Тай Ч.К. Основные проектные решения и совершенствование разработки залежи нефти месторождения Белый Тигр // Нефтяное хозяйство. 1996. - №7. -С. 24-26.

9. Ахмедов A.M., Мамедов М.К., Гусейнов А.Н., Набиев Г.И., Саркисян Б.М. Оптимальные условия размещения нагнетательных скважин в разрезающем ряду // Нефтяное хозяйство. 1966. - №1. -С. 44-47.

10. Аширов К.Б., Боргест Т.М., Анисимов П.А. О необходимости внедрения новых технологий разработки залежей углеводородов // Геол., геофиз. и разработка нефтяных месторождений. 1997. -№12. -С. 13-17.

11. Баренблат Г.И., Ентов В.М., Рыжиков В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 208 с.

12. Барков СЛ., Лубенец Ю.Д., Дрампов Р.Т., Сташок Ю.П., Толстой И.В. Энерготехнологическая оценка показателей разработки пласта БС10 Федоровского месторождения / М.: Тр. СургутНИПИнефть,1997.-С. 266-280.

13. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Кульпина Н.М., Тверковкин М.В., Графутко С.Б. Гидродинамическое обоснование применения горизонтальных скважин в неоднородных анизотропных коллекторах / Тр. ГАНГ им. Губкина. М.: ГАНГ, 1996. - Вып. 243. -С. 175-189.

14. Бочаров В.А. Разработка нефтяных пластов в условиях проявления начального градиента давления. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. -250с.

15. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., Чернов Ю.Я., Никулин Б.В., Закиров Э.С. Оценка дренируемых запасов / В кн.: Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. -М.: Наука, 2000. С. 237-245.

16. Базив В.Ф., Лисовский H.H. Вопросы отбора жидкости при разработке нефтяных месторождений / Сб. Проектирование и разработка нефтяных месторождений: Материалы науч.-практ. конф. г.Москва, ЦКР, 6-8 апр. 1999 г. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1999.-С. 67-84.

17. Базив В.Ф., Мальцев С.А., Устимов С.К. Изменение коэффициента извлечения нефти в связи с ограничением отбора жидкости // Нефтяное хозяйство. 1988. - №4. С. 27-29.

18. Баишев Б.Т., Буракова C.B., Чоловский В.И. Сравнительная оценка показателей работы рядных и площадных систем воздействия // Нефтяное хозяйство. 1987. - №10. - С. 39,43-45.

19. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. Сравнительный анализ разработки нефтяных месторождений Башкортостана / Материалы совещания в г. Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОНГ, 1996. - С. 104-116.

20. Баймухаметов К.С., Викторов П.Ф., Гайнуллин К.Х., Крашенинников Ю.Н., Лозин Е.В. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1996. - №2. - С. 24-27.

21. Баймухаметов К.С., Еникеев В.Р., Сыртланов А.Ш., Якупов Ф.М. Геологическое строение и разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Уфа: Китап, 1993. - 280 с.

22. Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Гоголашвили Т.Л., Прокошев H.A. Перспективный способ интенсификации выработки запасов нефти из низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2000. -№11.-С. 12-15.

23. Басниев К.С., Кочина И.Н., Макимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. - 415 с.

24. Батурин А.Ю., Селезнёва Л.А., Булычев E.H., Мужев Д.В. О некоторых вопросах проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2004. - №2. -С. 32-37.

25. Блох С.С., Груздева М.А., Кузьков В.А. Результаты исследования влияния систем разработки нефтяных месторождений на их обводнение // Нефтяное хозяйство. 1983. - №9. - С. 53-55.

26. Булыгин В.Я., Булыгин Д.В. Имитация разработки залежей нефти. -М.: Недра, 1990.-244с.

27. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов. М.: Гостоптехиздат, 1963.-216 с.

28. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

29. Геология и разработка крупнейших уникальных нефтяных инефтегазовых месторождений России / Коллектив авторов. М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - Т. 1, т. 2. - 352 с.

30. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г., Черных В.А. Теоретические основы применения горизонтальных скважин / М.: Юбилейный сб. тр. «50 лет газопроводу Саратов-Москва», том 2, 1996.-С. 71-82.

31. Горбунов А.Т. Стратегия добычи нефти / Проектирование и разработка нефтяных месторождений: Материалы науч.-практ. конф. г.Москва, ЦКР, 6-8 апр. 1999г.- М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1999.-С. 136-142.

32. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Эффективность объединения нефтяных пластов в эксплуатационный объект на Енорусскинском месторождении // Нефтяное хозяйство. 2001. - №5. - С. 56-60.

33. Грайфер В.И., Лысенко В.Д. Проблемы промышленной эксплуатации экономически эффективной разработки малопродуктивных нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. -2003.-№9.-С. 45-47.

34. Грайфер В., Лысенко В.Д. Эффективная разработка малопродуктивных нефтяных месторождений // Технологии ТЭК. -2004. №2. - С. 46-50.

35. Гузеев В.В., Садыков М.Р., Пустовалов М.Ф., Печёркин М.Ф., Криволапов В.И. Реализация проектных решений с учётом особенностей геологического строения разрабатываемых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2004. - №6. - С. 26-31.

36. Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков A.M. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. -С. 12-15.

37. Давыдов A.B. Определение эффективности расчётных вариантов разработки нефтяных залежей: Сб. науч. тр. Всерос. нефтегаз НИИ, 2004.-№131.-С. 18-21.

38. Денисов С.Б. Системы моделирования месторождений и их роль в процессах освоения и разработки месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. 1998.- №12.- С. 14-19.

39. Денн С.О. О строении и рациональной разработке сложных продуктивных проектов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. -С. 60-63.

40. Дзюба В.И., Никитин В.Т., Минликаев В.З., Баймухаметов Т.К., Чиняев В.В. Моделирование разработки нефтяных месторождений /

41. Материалы совещания в г.Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 424-433.

42. Дополнительная записка к технологической схеме разработки Jlac-Еганского месторождения, «ТатНИПИнефть», 1987.

43. Дополнение к технологической схеме разработки Лас-Еганского месторождения, «ТатНИПИнефть», 1988.

44. Ентов В.М., Туревская Ф.Д. Гидродинамическое моделирование разработки неоднородных нефтяных пластов // Механика жидкости и газа. 1995. - №6. - С. 87-94.

45. Ерёмин H.A., Сурина В.В., Басниева И.К., Елисенко Е.Д. Интегрированный подход к проектированию разработки месторождений углеводородов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №3. - С. 48-50.

46. Закиров И.С. Совершенствование разработки нефтегазовых залежей со слоисто-неоднородными коллекторами: Дис. . канд. техн. наук. ИПНГ РАН и ГАНГ им. Губкина, 1996.

47. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, 1998. -628 с.

48. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С., Огнев A.A. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

49. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей. М.: ИРЦ Газпром, 1996. - 51 с.

50. Закиров С.Н., Закиров Э.С. Регулирование разработки месторождений природных углеводородов // Газовая промышленность. 1997. - №7. - С. 68-71.

51. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах // Газовая промышленность. 1996. - №5-6. - С. 71-73.

52. Закиров Э.С. Горизонтальные и вертикальные скважины в системах поддержания пластового давления в слоисто-неоднородных коллекторах // Газовая промышленность. 1996. - №7-8. - С. 55-57.

53. Закиров Э.С. К эффективной разработке слоисто-неоднородных коллекторов // Геология нефти и газа. 1996. - №9. - С. 38-42.

54. Закиров Э.С., Закиров С.Н., Закиров И.С. Методы теории оптимального управления при разработке месторождений нефти и газа / Материалы совещания по разработке нефтяных месторождений в г. Альметьевск, июнь 2000.

55. Закиров Э.С. Трёхмерные многофазные задачи проектирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. -М.: Грааль, 2001.-302 с.

56. Закиров С.Н., Джафаров И.С., Басков В.Н., Баганова М.Н., Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Обоснование технологии доразработки месторождения с резко неоднородными коллекторами. М.: Грааль, 2001.-98 с.

57. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М.: 2004.

58. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин Ю.И. Нефтепромысловая геология: Учеб. для вузов. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. -414 с.

59. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 2000. - 207 с.

60. Карцев A.A., Вагин С.Б., Шугрин В.П., Брагин Ю.И. Нефтегазовая геология. АПП Джангар, 1996. - 222 с.

61. Кокорин A.A., Заболотнов А.Р. Особенности разработки юрских залежей нефти нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта//Нефтяное хозяйство.-1997. №10. - С. 54-57.

62. Комплексные лабораторные литолого-петрофизические исследования керна, шлама и физико-химические анализы проб пластовых флюидов из скважин месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз», отчет о НИР, книги 1, 2, Когалым, «КогалымНИПИнефть», 2002 г.

63. Костюченко С.В., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск, 2000. - 244с.

64. Курганов Д.В. Анализ чувствительности моделей пластовых систем к погрешностям в исходных данных // Вестник СамГУ. Естественнонаучная серия. Самара: СамГУ, спец. выпуск, 2002. -С. 57-70.

65. Кутырев Е.Ф. Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. -1998.-№11.-С. 23-27.

66. Лебединец Н.П. О плотности сетки скважин // Нефтяное хозяйство. -2001.-№6.-С. 54-55.

67. Лебединец Н.П. О составляющих коэффициента извлечения нефти и показателях плотности сетки скважин // Нефтяное хозяйство. -2005.-№12.-С. 46-47.

68. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Принципы выбора сетки скважин на нефтяной залежи // Сб.: Влияние плотности сетки скважин и их размещения на нефтеотдачу пластов. М.: ВНИИОЭНГ, 1968. -178 с.

69. Лысенко В.Д. Оптимизация разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1991.-300 с.

70. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993.-240 с.

71. Лысенко В.Д. Определение рациональной плотности сетки скважин на нефтяной залежи // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. - №3. - С. 73-76.

72. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. М.: Недра, 1996. - 200 с.

73. Лысенко В.Д. Критерий рациональности разработки нефтяной залежи // Нефтяное хозяйство. 1998. - №1. - С. 40-44.

74. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000. - 517 с.

75. Лысенко В.Д. О разработке небольшой нефтяной залежи при естественном законтурном заводнении // Нефтепромысловое дело. -2000. №8-9.

76. Лысенко В.Д. О порядке проектирования системы разработки нефтяного месторождения//Нефтепромысловое дело.-2000. №8-9.

77. Лысенко В.Д. Аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождения (часть I) // Нефтяное хозяйство. 2000. -№7.-С. 51-54.

78. Лысенко В.Д. Аналитическая методика проектирования разработки нефтяных месторождений (часть II) // Нефтяное хозяйство. 2000. -№8. - С. 47-50.

79. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2001. - №2.

80. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: Недра, 2001. - 562 с.

81. Лысенко В.Д. К проблеме создания математической модели разработки нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. -2002.-№3.-С. 48-49.

82. Лысенко В.Д. Проблемы оптимизации разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2003. - №4. - С. 88-91.

83. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: Недра, 2003. - 638 с.

84. Лысенко В.Д. Проблемы проектирования рациональной разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2004. - №7. -С. 4-12.

85. Лысенко В.Д. Критерий рациональности // Нефтепромысловое дело. 2004. - №8. - С. 10-18.

86. Лысенко В.Д. Аналитическая методика, детерминированная математическая модель и аналогии при проектировании разработки нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. 2004. -№11. -С. 6-13.

87. Лысенко В.Д. Коэффициент сетки и предельное разряжение сетки скважин // Нефтепромысловое дело. 2005. - №2. - С. 4-7.

88. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2005. - 608 с.

89. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело. -2001.-№3. С. 47-49.

90. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Путиведъ, 2000. - 208 с.

91. Максимов В.М. Новые подходы в теории разработки нефтегазовых месторождений / В кн.: Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. М.: Изд-во Наука, 2000. -С. 165-172.

92. Малых И.Г., Ильин H.H. Автоматизация работ по анализу текущего состояния разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1996. - №11. - С. 59-60.

93. Мангазеев В.П., Кошовкин И.Н. Внедрение компьютерных технологий для решения задач геологии и разработки месторождений // Нефтяное хозяйство. 1996. - №11. - С. 64-66.

94. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. -Гостоптехиздат, 1953. 606 с.

95. Медведев Н.Я. Геологическое обоснование комплекса технологий для разработки газонефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. -1996.-№6.-С. 26-28.

96. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Батурин Ю.Е., Юрьев А.Н. Принципы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений / М.: Тр. СургутНИПИнефть, 1997. - С. 133-146.

97. Медведев Н.Я., Юрьев А.Н., Батурин Ю.Е.: Методы и результаты проектирования и разработки нефтегазовых залежей Сургутского района с обширными подгазовыми зонами. / Материалы совещания в г. Альметьевске,сент. 1996.-Изд-воВНИИОЭНГ, 1996.-С. 352-364.

98. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Изд-во Нефть и газ, 1996.- 190 с.

99. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пепеляев Р.В., Степанов В.П. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом совокупности технико-экономических критериев // Нефтяное хозяйство. 2003. - №11. - С. 59-61.

100. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пепеляев Р.В., Степанов В.П. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учётом технико-экономических критериев // Нефтяное хозяйство. 2003. - №6. - С. 52-54.

101. Муромцев B.C. Электрометрическая геология песчаных тел -литологических ловушек нефти и газа. Л.: Недра, 1984. - 260 с.

102. Мусин М.Х., Ювченко Н.В. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин / Материалы совещания в г.Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 501-515.

103. Муслимов Р.Х. Особенности разработки нефтяных месторождений в условиях рыночной экономики // Нефтяное хозяйство. 1996. -№12.-С. 10-16.

104. Муслимов Р.Х., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И., Сулейманов Э.И., Хисамов Р.Г. Геологическое строение и разработка Бавлинского нефтяного месторождения. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996. - 440 с.

105. Муслимов Р.Х., Галеев Р.Г., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т., Абдулмазитов Р.Г., Юсупов И.Г. О комплексной системе разработки трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефтяное хозяйство. 1996. -№6. - С. 23-25.

106. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Абдулмазитов Р.Г., Иванов А.И. Экспериментальная разработка Бавлинского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. 1996. - №12. - С. 28-30.

107. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Г., Фазлыев Р.Т., Хакимзянов И.Н., Волков Ю.А. Системы разработки нефтяных месторождений с горизонтальными скважинами / Материалы совещания в г.Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996.-С. 254-278.

108. Мухаметзянов А.Р. Пути повышения эффективности разработки нефтяных месторождений Ноябрьского региона // Нефтепромысловое дело. 1999. - №6. С. 20-23.

109. Обобщение результатов внедрения гидроразрыва пластов с целью оценки приращения извлекаемых запасов при их применении вразбуриваемых площадях ТПП «Лангепаснефтегаз», «СибНИИНП», 2001.

110. Протокол ЦКР № 1033 по рассмотрению технологической схемы разработки Лас-Еганского нефтяного месторождения от 13 июля 1983 г.

111. Протокол ЦКР № 1243 по рассмотрению дополнительной записки по совершенствованию системы заводнения Лас-Еганского нефтяного месторождения от 26 февраля 1987 г.

112. Протокол ЦКР № 1863 по рассмотрению технологической схемы разработки Лас-Еганского нефтяного месторождения от 19 июля 1995 г.

113. Проектирование и разработка нефтяных месторождений / Материалы науч.-практ. конф. г. Москва, ЦКР, 6-8 апр. 1999 г. М.: Изд-во ВНИИОЭНГ, 1999. - 402 с.

114. Сазонов Б.Ф. Плотность сетки скважин и её динамика в процессе разработки залежи // Нефтяное хозяйство. 2000. -№12. - С. 26-28.

115. Сатаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. -М.: Изд-во ВНТИЦентр, 1991.

116. Севостьянов Д.В., Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации технологических показателей разработки нефтяных месторождений / Докл. Томск, гос. ун-та систем упр. и радиоэлектрон, 2004. №2. - С. 87-93.

117. Словарь по геологии нефти и газа. JL: Недра, 1988. - 679 с.

118. Стрижёв И.Н., Кочнин С.Е. Метод учёта реального механизма вытеснения нефти из малопродуктивного неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. 2003. - №10. - С. 104-105.

119. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под редакцией проф. Ш.К. Гиматудинова. М.: Изд-во Недра, 1983,-463 с.

120. Технологическая схема разработки Лас-Еганского месторождения, «ТатНИПИнефть», 1983 г.

121. Технологической схема разработки Урьевского месторождения «ТатНИПИнефть», 1989 г.

122. Технологическая схема разработки Лас-Еганского месторождения, «ТатНИПИнефть», Бугульма, 1994 г.

123. Хавкин А .Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами. МО МАНПО, 2000. - 525 с.

124. Хасанов М.М., Краснов В.А., Карачурин Н.Т., Мананов Т.Ф., Латыпов А.Р., Байков В.А. Автоматизация процессов проектирования и моделирования разработки месторождений НК «ЮКОС» // Нефтяное хозяйство. 2003. - №10. - С. 92-95.

125. Чоловский И.П., Тимофеев В.А., Брагин Ю.И. Методы геолого-промыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. 2-е изд. Элита: АПП «Джангар», 1996.

126. Шаламов М.А. Особенности обоснования извлекаемых запасов нефти в неоднородных коллекторах с использованием пакетов гидродинамического моделирования // Нефтяное хозяйство. 2004. -№12.-С. 26-28.

127. Шандрышн А.Н., Комин М.А. Влияние нарушений сетки скважин на эффективность разработки нефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. - С. 53-54.

128. Шахвердиев А.Х. Оптимизация системы поддержания пластового давления при заводнении залежей // Нефтяное хозяйство. 2001. -№3. - С. 42-44.

129. Шовкринский Г.Ю., Гавура В.Е., Казаков В.А., Ли А.А., Исайчев В.В.: Особенности и проблемы разработки нефтяных залежей, приуроченных к недонасыщенным коллекторам. / Материалы совещания в г.Альметьевске, сент. 1995. Изд-во ВНИИОЭНГ, 1996.-С. 454-484.

130. Щелкачёв В.Н. Сравнительный анализ нефтедобычи по странам и разработки нефтяных месторождений отечественных и зарубежных. М.: Нефть и газ, 1996. - 112 с.

131. Щелкачев В.Н. Важнейшие принципы нефтеразработки. М.: Нефть и газ, РГУ им. И.М. Губкина, 2004.

132. Al-Shidhani S., Al-Bimani A., Van der Bok J., A-Saadi K., Schoepfer P.: Horizontal wells rejuvenate the mature Yibal field. Paper SPE 37059 presented at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technplpgy, Calgary, Nov. 18-20, 1996.

133. Aziz K., Arbabi S., Deutch C.V.: «Why Is It So Difficult to Predict the Performance of non-Conventional Wells». / Paper SPE 37048 presented at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Canada, 18-20 Nov., 1996.

134. Aziz K., Wong Т.: «Considerations in the Development of Multipurpose Reservoir Simulation Models». // First and Second Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989, p. 44-208.

135. Baces P.A., Douglas W.R., Rasmussen C.J., Tracy K.F.: Horizontal wells in Yemen make a marginal field economic. Paper SPE 37058 presented at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technology. Calgary. Nov. 18-20,1996.

136. Bcecroft W.J., Mani V., Wood A.R., Rusinek 0.: Evaluation of depressurization, Miller field, North Sea. Paper SPE 56692 presented at the ATCE, Houston, Texas, 3-6 Oct, 1999.

137. Besson J.: «Performance of slanted and horizontal wells on an anisotropic medium». / Paper presented at Europe -90. The Hague, Oct. 22-24, 1990.

138. Blizzard B.: «Multilateral-technology advances continue». // JPT, №7, 1999, pp. 47-48.

139. Carles T., Guemene J.M., Corre B., Vincent G., Dubrule O. Experience with the Quantification of Subsurface Uncertainties, paper SPE 68703. -Aberdeen, 1996.- 18p.

140. Chen G., Tehrani D.H., Peden J.M.: «Calculation of well productivity in a reservoir simulator». // Paper SPE 29212 presented at the 13-th SPE Symposium on reservoir simulation.San Antonio, Febr. 12-15,1995.

141. Christensen J.R., Stenby E.H., Skauge A.: Review of WAG field experience. // SPE Res. Eval. And Eug., April, 2001, p. 97-106.

142. Davies J.: «Dual ESP production/injection well at Wytch Farm». // SPE Review, issue 99, Dec. 1997, pp. 16-19.

143. De Ghetto G., Kassack Ch.: Control of water and gas conding by dynamic pressure barrier: application to a carbonate reservoir. Paper presented at the 8th European IOR- Symposium in Vienna, May 15-17, 1995.

144. Dietrich J.K., Kuo S.S.: «Predicting horizontal well productivity». // JCPT, №6, 1996, pp. 42-48.

145. Fulko G.J.: Miscible gas injection in the Pouder River basin. // JPT, №1,2000, pp.46-49.

146. Gaddy D.E., Moritis G., True W.R.: OTC technical program underscores technological advances offshore. // OGI, May 19, 1997.

147. Harstand H., Teufel L.W., Lorenz J.C.: Drainage efficiency in naturally fractured tight gas sandstone reservoirs. Paper SPE 39974 presented at the 1998 SPE Gas Technology Symposium, Calgary, 15-18 March, 1998.

148. He N., Reynolds A.C., Oliver D.S. Three-Dimensional Reservoir Description from Multiwell Pressure Data, paper SPE 36509. Denver,1996. 17p.

149. Henriques A., Jourdan C.A.: Management of sweep-efficiency by gas-based IOR methods. Paper SPE 36843 presented at EUROPEC 98, Milan, 22-24 Oct., 1996.

150. Hermansen H., Thomas L.K., Sylte J.E., Aasboe B.T.: Twenty five years of Ekofisk reservoir management. Paper SPE 38927 presented at the SPE ATCE, San Antonio, 5-8 Oct., 1997.

151. Hussen J.E., Dalland M.: Foam barriers for oil rims: gas blockage at reservoir conditions. Paper presented at the 6th European IOR -Symposium in Stavanger, Norway, May 21-23,1991.

152. Ibragimov A.I., Baganova M.N, Nekrasov A.A.: «Predicting productivity of the horizontal well inside limited reservoirs». / Paper presented at the 9-th European Symposium on IOR, The Hague, 20-22 Oct., 1997.

153. Joshi S.D.: Horizontal wells: successes and failures. // JCPT, vol., 33, №3, 1994.

154. Joshi S.D., Ding W.: horizontal well application: reservoir management. Paper SPE 37036 presented at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 18-20, 1996.

155. Kabiz M., McKezie P., Connell C., O'Sullivan T.: A gas-injection technique to develop rim oil. // JPT, №4, 1999, p. 93-94.

156. Knott D.: Norway's development prospect list grows through old field reworkings and new fields. // OGJ, Aug. 17, 1998, p. 80-86.

157. Kuo J.C., Elliot D., Luna-Melo J., De Leon-Perz J.B.: World's largest N2 generation plant starts up for Cantarell reservoir pressure maintenance. //OGJ, Mar. 12,2001, p. 41-47.

158. Kyte D.G., Meehan D.N.: horizontal spacing depletion and infill potential in the Austin Chalk. Paper SPE 36721 presened at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 18-20,1996.

159. Lamier G.H.: Low-cost short-radius re-entry horizontal drilling program revitalizes Aging Northen Michigan Niagaran oil fields. Paper SPE 36482 presented at the 2-nd International Conference on Horizontal Well Technology, Calgary, Nov. 18-20,1996.

160. Landa J.L., Kamal M.M., Jenkins C.D., Home R.N. Reservoir Characterization Constrained to Well Test Data: A Field Example, paper SPE 36511. Denver, 1996. - 20p.

161. Mc Guire P.L., Redman R.S., Mathews W.L., Carhart S.R.: Unconventional miscible EOR experience at Prudhoe Bay. Paper SPE 39628 presented at the SPE/DOE IOR Symposium. Tulsa, 19-22 Apr., 1998.

162. Mc Intyre F.J., Hunter B., See D., Wong F., Fong D.: Redeveloping mature miscible flood reservoirs with horizontal wells: a summary of six years of experience. // JCPT, №3, 1996, p. 54-62.

163. Mullane T.J., Churcher P.L., Tottrup P., Edmunds A.C.: Actual versus predicted horizontal well performance, Weyburn Unit, S.E. Saskatchewan. // JCPT, №3, 1996, p. 24-30.

164. Murray W. Class Notes OR343-Nonlinear Programing. Stanford: University press, 1996. - 361 p.

165. Putra E., Fidra Y., Schechter D.S.: Use of experimental and simulation results for estimating critical and optimum water injection rates in naturally fractured reservoirs. Paper SPE 56431 presented at the ATCE, Houston, 3-6 Oct, 1999.

166. Simms G.J., Hedberg R.L., Dwyer J.P., Flecker M.J.: Rebirth of a 30 year old, offshore Gulf of Mexico field using horizontal drilling in ultra thin oil reservoirs. Paper SPE 36691 presented at the ATCE, Denver, 6-9 Oct., 1996.

167. Sorgnesand S.: Reservoir management of the Oseberg field during eight years' production, Paper SPE 38555 presented at the 1997 Offshore Europe Conference, Aberdeen, 9-12 Sept, 1997.

168. Stevens S.H., Gale J.: Geologic C02 sequestration may benefit upstream industry. // OGJ, May 15, 2000.

169. Sognesand S.: Evalution of Oseberg horizontal wells after four years production. Paper SPE 36864 presented at EUROPEC 96/ Milan, 22-24 Oct, 1996.

170. Thakur S.C, Bally K, Therry D, Simon L.: Performance of horizontal wells in a thin oil zone between a gas cap and aquifer. Paper SPE 36752 presented at the ATCE, Denver, 6-9 Oct, 1996.

171. Uland M.J, Tinker S.W, Caldwell D.H.: «3D reservoir characterization for improved reservoir management». / Paper SPE 37699 presented at the SPE ATCE, San Antonio, 5-8 Oct, 1997.

172. Verbruggen R, Pannett S, Stone G. Understanding Reserves Uncertainties in a Mature Field by Reservoir Modelling, paper SPE 77896. Las Vegas, 1999.-24 p.

173. Vigrass L.W., Vigrass R.G.: horizontal wells in the Rose-bank Alida Beds pool, Saskatchewan. //JPCT, №3, 1996, p. 44-53.

174. Vikane E., Samsonsen B., Lorentzen K.E.: Through- tubing infill drilling increases oil recovery. Paper SPE 39358 presented at the IADC/SPE Drilling Conference, Dallas, 3 6 March, 1998.