автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Совершенствование технологии разработки водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

ОБОСНОВАНИЕ ТЕМАТИКИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. ВВЕДЕНИЕ В ПРОБЛЕМАТИКУ.

1.2. ПОНЯТИЕ О ВОДОНЕФТЯНОМ КОНТАКТЕ.

1.3. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ ВНЗ И ИХ ТИПИЗАЦИЯ.

1.4. ОПЫТ РАЗРАБОТКИ ВНЗ.

1.5. ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО.

К РАЗРАБОТКЕ ВНЗ.

1.6. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЯВЛЕНИЯ.

КОНУСООБРАЗОВАНИЯ. V.

1.7. ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПРЕДОТВРАЩЕНИЮ КОНУСООБРАЗОВАНИЯ.

1.8. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМАТИКИ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ.

ГЛАВА 2. ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНЫХ ЗОН И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ.

2.1. ПОСТАНОВКА И АЛГОРИТМ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ МНОГОМЕРНОЙ.

ДВУХФАЗНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.

2.2. О НЕРАВНОМЕРНЫХ СЕТКАХ ПРИ РЕШЕНИИ ЗАДАЧ ДВУХФАЗНОЙ.

ФИЛЬТРАЦИИ ПРИ НАЛИЧИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ.

2.3. ОБОСНОВАНИЕ НОВОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА.

ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПРИ НАЛИЧИИ ПОДОШВЕННОЙ ВОДЫ.

2.4. ВЫЯВЛЕНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

СКВАЖИН ПРИ ЗАДАННОЙ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ.

2.5. ПЕРСПЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

ДЛЯ РАЗРАБОТКИ ВНЗ.

2.6. ИССЛЕДОВАНИЕ РАЗЛИЧНЫХ ВАРИАНТОВ РАЗРАБОТКИ И.

ДОР АЗР АБОТКИ ВНЗ.

2.7. О СТЕПЕНИ РИСКА ОСВОЕНИЯ ТОНКИХ ВНЗ СИСТЕМАМИ.

ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

2.8. ВЛИЯНИЕ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

НА ПОКАЗАТЕЛИ ИСТОЩЕНИЯ ВОДО-НЕФТЯНЫХ ЗОН.

ГЛАВА 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ.

СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ ВНЗ.

3.1. ВВОДНЫЕ ЗАМЕЧАНИЯ.

3.2. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ОПТИМАЛЬНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ.

РАЗРАБОТКИ ВНЗ.

3.3. ОСНОВНЫЕ ДОПУЩЕНИЯ ПРЕДЛАГАЕМОЙ МЕТОДИКИ.

ОПТИМИЗАЦИИ (РЕГУЛИРОВАНИЯ) РАЗРАБОТКИ ВНЗ.

3.4. АЛГОРИТМ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ УПРАВЛЕНИЯ.

ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ВНЗ.

3.5. ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧИ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ВНЗ.

Об актуальности тематики исследований. Практически все нефтяные месторождения нашей страны характеризуются наличием контурных или подошвенных вод. Опыт извлечения нефти из зон пласта, где присутствует контурная или подошвенная вода, свидетельствует о том, что здесь соответствующие показатели разработки являются менее благоприятными. Это проявляется в низких значениях коэффициентов нефтеизвлечения, низких дебитах скважин по нефти, высокой обводненности добываемой продукции. Все это сказывается на технико-экономических показателях добычи нефти.

В этой связи, с нашей точки зрения, актуальны исследования, посвященные повышению эффективности разработки водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой. Во-первых, это связано с тем, что к указанным зонам и залежам приурочены немалые запасы нефти. Во-вторых, нефтяная промышленность страны характеризуется значительной обводненностью продукции. По данным на 1994 г. добыча каждой тонны нефти сопровождалась отбором около 6 м пластовой и закачиваемой для поддержания давления воды [23]. Высокая обводненность продукции разрабатываемых месторождений является одним из главных негативных факторов добычи нефти в условиях рыночной экономики.

На сегодня опубликовано немалое число работ, в которых вскрыты закономерности обводнения скважин и месторождений контурными и подошвенными водами. Выявлено влияние на эти процессы соотношения вязкостей нефти и воды, геологических особенностей строения месторождения, неоднородности коллекторских свойств, системы разработки, сетки скважин и т.д. [38]. Тем не менее, в настоящее время имеются объективные основания для постановки исследований с целью поиска путей повышения эффективности разработки водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой. Первая причина заключается в том, что известные теория и практика разработки рассматриваемого типа залежей базируются на использовании систем вертикальных эксплуатационных и нагнетательных скважин. Значительный прогресс в технике и технологии бурения горизонтальных скважин в последнее время позволяет исследовать результативность их применения в процессах добычи нефти из зон пласта с наличием контурной или подошвенной воды. Вторая причина связана со значительным прогрессом в области создания и использования численных алгоритмов и программ, а также современных мощных ЭВМ. В результате появилась возможность для постановки крупномасштабных математических экспериментов на элементах разработки при учете основных определяющих параметров и факторов.

Цель работы. Поиск путей повышения эффективности разработки водонефтя-ных зон (ВНЗ) и залежей нефти с подошвенной водой на основе адекватных математических экспериментов, отыскания оптимальных регулирующих воздействий на пласт и применения горизонтальных скважин.

Основные задачи исследований.

1. Обосновать параметры сеточной области, обеспечивающие контролируемую погрешность численного решения трехмерных (ЗБ) двухфазных (нефть-вода) задач теории фильтрации, применительно к исследуемым объектам разработки.

2. Найти альтернативный технологический режим эксплуатации горизонтальной скважины при наличии подошвенной воды, облегчающий составление проектных документов и выбор наилучшего варианта разработки.

3. Исследовать влияние различных геолого-промысловых параметров на показатели разработки водонефтяных зон при эксплуатации горизонтальных добывающих скважин в режиме заданной обводненности.

4. Выявить степень эффективности применения горизонтальных скважин при разработке ВНЗ, в том числе с малой нефтенасыщенной толщиной.

5. Предложить алгоритм решения задачи нахождения оптимальных динамик добычи нефти из горизонтальных скважин, дренирующих залежи нефти с подошвенной водой.

Методы решения поставленных задач. В качестве математической модели исследуемых фильтрационных течений принята система дифференциальных уравнений неустановившейся трехмерной двухфазной (нефть-вода) фильтрации. Для соответствующих математических экспериментов, вытекающих из поставленных целей, принят программный комплекс лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН, реализовавший современный алгоритм численного интегрирования указанных дифференциальных уравнений при заданных начальных и граничных условиях. В данный программный комплекс внесены алгоритмические дополнения, связанные со спецификой рассматриваемых задач. Искомые выводы и рекомендации получены на основе крупномасштабных (на элементах разработки) математических экспериментов при различных геолого-промысловых параметрах. Применительно к задаче регулирования разработки привлечены идеи методов теории оптимизации.

Научная новизна. По мнению автора она заключается в следующем. Доказана необходимость и целесообразность использования неравномерных сеток при моделировании процессов эксплуатации горизонтальных скважин при наличии подошвенной воды. Определены необходимые параметры таких сеток применительно к исследуемым задачам.

Обоснован новый технологический режим эксплуатации горизонтальных скважин, дренирующих водонефтяные зоны, что облегчает проведение прогнозных расчетов с целью выбора наилучшего варианта разработки. Применительно к данному технологическому режиму эксплуатации скважин при заданной обводненности продукции предложен и реализован соответствующий алгоритм решения ЗО двухфазных задач неустановившейся фильтрации.

Показана значительная эффективность применения горизонтальных скважин при разработке тонких ВИЗ, а также забуривания боковых горизонтальных стволов при той или иной степени обводненности добываемой продукции.

Предложена методика решения ЗБ двухфазных задач регулирования разработки водонефтяных зон в оптимизационной постановке, т.е. позволяющей максимизировать исходный функционал при соблюдении технологических ограничений в форме равенств и неравенств.

Практическая значимость работы. На основе многочисленных математических экспериментов доказана практическая пригодность нового технологического режима эксплуатации добывающих горизонтальных скважин при наличии подошвенной воды. Есть основания предполагать, что данный технологический режим эксплуатации найдет применение в практике составления проектных документов применительно к разработке водонефтяных зон и залежей нефти с подошвенной водой.

Практический интерес представляет выполненный анализ влияния разных геолого-физических параметров на показатели разработки водонефтяных зон при эксплуатации скважин в режиме заданной обводненности добываемой продукции.

Предложенный алгоритм регулирования разработки позволит улучшать показатели добычи нефти из рассматриваемых объектов эксплуатации.

Выполненные исследования дают основания для устранения риска от использования горизонтальных скважин для разработки тонких водонефтяных зон.

Практически значимыми представляются выводы о целесообразном подходе к разработке водонефтяных зон или трансформации системы их разработки на основе вертикальных скважин за счет бурения дополнительных горизонтальных стволов.

Внедрение результатов исследований. Результаты выполненных исследований использованы при составлении Проекта разработки многопластового Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения Тюменской области. Применительно к пласту БТ10 удалось показать на отсутствие значительного риска при бурении горизонтальной скважины на водонефтяную зону малой толщины.

Апробация работы. Работа докладывалась на научных семинарах лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН, в РАО Газпром на секции разработки при обсуждении Проекта разработки Яро-Яхинского месторождения (1997 г.), а также на 2-м международном семинаре "Горизонтальные скважины" г. Москва, (1997 г.).

Публикации. По итогам работы опубликовано 6 статей, в том числе 3 работы без соавторов.

Благодарности. Автор выражает искреннею благодарность проф. С.Н. Закиро-ву за научное руководство, д.т.н. А.И. Брусиловскому, к.т.н. Э.С. Закирову, к.т.н. А.И. Ермолаеву и к.т.н. В.И. Пискареву за помощь при численном моделировании исследуемых задач и решении задач регулирования разработки, а также коллективу лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН за поддержку при выполнении настоящей работы.

Выполненные в настоящей работе исследования позволяют сделать следующие выводы и заключение.

1. При разработке водонефтяных зон и водоплавающих залежей нефти значимыми являются процессы конусообразования. Численное исследование соответствующих фильтрационных процессов сталкивается с проблемой корректного моделирования добывающих скважин. В работе показано, что использование равномерных сеток при прогнозировании показателей разработки ВНЗ может приводить к значительным погрешностям. Поэтому для исследования соответствующих многомерных задач признается целесообразным применение неравномерных сеток, которые позволяют более корректно учитывать формирующиеся депрессионные воронки и вызываемые ими процессы конусообразования.

2. Показано, что применение горизонтальных скважин при разработке ВНЗ характеризуется значительными достоинствами в показателях добычи нефти. При этом они дают возможность осуществлять извлечение нефти при эксплуатации скважин на режимах критических безводных дебитов.

3. Предложен и обоснован новый технологический режим эксплуатации скважин при наличии подошвенной воды. Он предусматривает добычу нефти при заданной степени обводненности продукции скважины. Такой режим конкретизирует расчетные варианты, облегчает выбор наилучшего значения водонефтяного фактора (на основе технико-экономических расчетов). Ориентация на такой режим эксплуатации скважин позволяет с большей научностью подходить к обоснованию системы обустройства промысла. Предложенный режим облегчает проблему обоснования оптимальных текущих и суммарных объемов попутно добываемой воды. Полезными для практики могут явиться результаты исследований по влиянию геолого-физических и технологических факторов на показатели добычи нефти при заданной обводненности продукции скважин. Для выполнения соответствующих математических экспериментов алгоритмически и программно реализован учет эксплуатации скважин при заданной степени обводненности добываемой продукции.

4. На основе гидродинамических расчетов показано, что практически отсутствует риск использования горизонтальных скважин при освоении тонких ВНЗ.

Опасность не попадания на нужную высотную отметку или искривление ствола скважины не оказывает негативного влияния на величину КИН, хотя может приводить к определенному росту накопленного объема попутно добываемой пластовой воды.

5. Математические эксперименты дали возможность исследовать влияние времени начала использования горизонтальных скважин или забуривания горизонтальных стволов на эффективность освоения ресурсов ВНЗ. Оказывается, наилучшие результаты достигаются при использовании горизонтальных скважин с самого начала разработки. Забуривание же горизонтального ствола из вертикальной скважины тем эффективнее, чем раньше реализуется данное технологическое мероприятие. При этом оставление или ликвидация вертикального ствола практически не сказывается на конечных показателях разработки (для рассмотренных исходных данных).

6. Предложена упрощенная методика решения задачи оптимизации процесса регулирования разработки ВНЗ вЗ Б многофазной постановке. Задача заключается в отыскании наилучшей зависимости от времени дебита скважины по нефти, которая максимизирует величину дисконтированной накопленной добычи нефти при соблюдении технологических ограничений в виде неравенств и равенств. Предложенный алгоритм позволяет избегать необходимость численного решения многомерной сопряженной краевой задачи, к чему приходится прибегать при использовании современных методов теории оптимального управления.

7. Некоторые результаты выполненных исследований внедрены при проектировании процесса разработки пласта БТ 10 многопластового нефтегазоконден-сатного месторождения Западной Сибири (справка о внедрении прелагается).

1. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений. Азерб.гос.изд.нефт. и научно-техн.лит., Баку, 1960, 255с.

2. Абасов М.Т., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю. Влияние капиллярных и гравитационных сил на конфигурации контактов в залежах нефти и газа. ДАН СССР, том 312, N3, 1990, с.668-671.

3. Абызбаев И.И., Сергеев В.Б., Чепайкин А.И., Лукьянов З.М., Халикова Г.К. О выработке водонефтяных зон на Арланском месторождении. Нефтепромысловое дело, №9, 1983, с. 11-12.

4. Абызбаев И.И.,Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа, "Китап", 1994, 180с.

5. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Изд. Недра, 1982, 407 с.

6. Абрамов Ю.С. О пространственном движении границы раздела двух весомых вязких жидкостей в пористой среде. МЖГ, №1, 1968.

7. Баишев Б.Т., Манаева Л.Б. О типизации нефтяных месторождений по характеру водо-нефтяных зон пластов. Труды ВНИИнефть, вып. 54, Изд. Недра, 1968, с. 147-155

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

9. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Изд. Недра, 1993, 415с.

10. Ю.Берщанский Я.М., Кулибанов В.Н., Мееров М.В., Першин О.Ю. Управление разработкой нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1983, 309с.

11. П.Борисов Ю.П., Пилатовский В.И., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. Изд. Недра, 1964, 154с.

12. Вахитов Г.Г. Решение задач подземной гидродинамики методом конечных разностей. Труды ВНИИНефть, вып. X, Гостоптехиздат,1957, с.53-87.

13. Вахитов Г.Г. Разностные методы решения задач разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1970, 248с.

14. Галин Л.Г. Некоторые задачи неустановившегося движения грунтовых вод. ПММ, т. XV, вып. 6, 1951.

15. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Коллектив авторов. Том 2. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция. Москва, ОАО ВНИИОЭНГ, 1996, 350с.

16. Глумов И.Ф., Фазлыев Р.Т., Хаммадеев Ф.М., Муслимов Р.Х., Юдин В.М. Повышение эффективности разработки водонефтяных зон путем закачки в пласт осадкообразователей. Нефт. хозяйство, №7, 1975, с.34-36.

17. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. Изд. Недра, 1989,160с.

18. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Изд. Недра, 1969, 190с.

19. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. Изд. Наука, 1995, 523с.

20. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю., Шведов В.М. Взаимодействие залежей газа и нефти с пластовыми водами. Изд. Недра, 1991, 189с.

21. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. Изд. Недра, 1985, 149 с.

22. Данилов В.Л. О движении водонефтяного контакта в пласте при упруго-водонапорном режиме.// Известия Казанского фил. АН СССР Сер. Физико-математических и техн. наук, 13, 1959, с. 117-124

23. Ентов В.М., Туревская Ф.Д. Гидродинамическое моделирование разработки неоднородных нефтяных пластов. МЖГ, №6, 1995, с.87-94.

24. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. Изд. "Недра", 1976,247с.

25. Исайчев В.В., Казаков В.А., Андреев B.J1. Влияние степени вскрытия на эффективность эксплуатации скважин водонефтяной зоны горизонта АВ4.5 Самотлор-ского месторождения. Нефтепромысловое дело, №2, 1993, с8-11.

26. Карпычев В.А. О конусе подошвенной воды в двухслойном пласте. Инженерный журнал, т. II, вып.4, 1962.

27. Каушанский Д.А. Новые биотехнические и физико-химические технологии воздействия на нефтяные пласты. Нефтяное хозяйство, №11,1997, с.47-51.

28. Колганов В.И., Сургучев M.JL, Сазонов В.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. Изд. Недра, 1965, 264с.

29. Комаров B.J1. Выделение эффективных мощностей и переходной зоны водо-нефтяных пластов. Труды УфНИИ, Уфа, 1969.

30. Крылов А.И., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чар-ный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. Гостопттехиздат, 1948, 416с.

31. Курбанов А.К. Об эксплуатации подгазовых нефтяных залежей. Изд. ВУЗов, сер. Нефть и газ, №6, 1958, с.

32. Курбанов А.К., Садчиков П.Б. О совместной добыче нефти и воды из залежей нефти с подошвенной водой и газовой шапкой. Сб. Добыча нефти. Изд. Недра, вып.24, 1964.

33. Курбанов А.К., Ланитина A.A., Король М.М. Экспериментальное изучение заводнения нефтяного пласта с подошвенной водой. Нефт. хозяйство, № 1, 1967, с.46-48.

34. Курбанов А.К., Кац P.M., Шерстняков В.Ф., Кундин A.C. Исследование влияния анизотропии на конусообразование в подгазовых залежах нефти с подошвенной водой. Труды ВНИИнефть, вып.75. Изд. Недра, 1981, с. 63-68.

35. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1948.

36. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. Нефтяное хозяйство, №5. 1961.

37. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. Газовая промышленность, №2. 1961, с8-12.

38. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных и газовых месторождениях. Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

39. Лапук Б.Б. Использование методов ядерной геофизики при решении некоторых вопросов разработки нефтяных и газовых месторождений. Сб. Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений. Гостоптехиздат, 1963.

40. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. Изд. ВНИИОЭНГ, 1993. 69с.

41. Леви Б.И., Санкин В.М. Эффективность полимерного заводнения водонеф-тяных зон. Нефт. хозяйство, №4, 1984, с.44-47.

42. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1965.

43. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1976, 264с.

44. Маскет М. Течение однородной жидкости через пористую среду. Гостопте-хизат, 1949, 628с.

45. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Гостоптехиздат, 1953, 607.

46. Медведский Р.И., Кряквин А.Б., Балин В.П., Юшков Ю.Ф. Современные и перспективные способы эксплуатации газоконденсатонефтяных месторождений Западной Сибири. Обзор.инф. Изд. ВНИИГазпром, 1980.

47. Мирчинк М.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Желтов Ю.В., Рыжик В.М., Чубанов О.В., Кисиленко Б.Е., Ентов В.М., Гурбанов P.C., Качалов О.Б., Иванов В.А. Физико-геологические проблемы повышения нефтегазоотдачи пластов. Изд. Недра, 1975, 232с.

48. Муслимов Р.Х., Шавалиев A.M., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. T. I, Изд. ВНИИОЭНГ, 1995, 490с.

49. Палатник Б.М., Пискарев В.И. Применение схемы повышенной точности для моделирования двухфазной фильтрации.// ЖВМ и МФ, 1996, т.36, № 11, с. 115125.

50. Пермяков И.Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. Гос-топтехиздат, 1959, 213с.

51. Плотников A.A. Условия формирования гидродинамических ловушек газа. Изд. Недра, 1976, 150с.

52. Полубаринова-Кочина П.Я. О динамике грунтовых вод при поливах. ПММ, т.XV, вып.6, 1951, С95-108.

53. Ручкин A.A., Мосунов А.Ю., Горбунова Е.И., Новожилов В.Г. Особенности выработки запасов и методика планирования работ по ограничению притоков воды в массивной залежи пласта АВ4.5 на поздней стадии разработки. Нефт. хозяйство, №10, 1997, с.58-61.

54. Савченко В.П. Формирование, разведка и разработка месторождений газа и нефти. Изд. Недра, 1977.

55. Саттаров М.М., Андреев Е.А., Юпочарев B.C., Панова Р.К., Тимашев Э.М. Проектирование разработки крупных нефтяных месторождений. Изд. Недра, 1969, 237с.

56. Саттаров М.М., Полудень И.А., Мамедова Г.Н. Пути повышения эффективности использования фонда добывающих скважин. Нефт. хозяйство, №7,1986, сЗ-8.

57. Сергеев В.Б. Влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу водонефтя-ных зон залежей Арланского месторождения. Нефтяное хозяйство, №2, 1985, с 23-28.

58. Сливнев В.Л. Математическое моделирование процессов конусообразования при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Изд. ИРЦ Газпром, 1995.

59. Солдатов Е.П., Клещенко И.И., Телков А.П. Технология направленного воздействия на прискважинную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти в условиях подтягивания конуса воды. Нефтепромысловое дело, №6,1996, с.5-7.

60. Способ разработки водоплавающих газовых и газоконденсатных месторождений. Патент РФ, приоритет от 24.10.96 (Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е.).

61. Способ разработки нефтегазовой залежи. Патент РФ №2081306 от 27.06.95 (Закиров С.Н., Коноплева И.И.).

62. Способ разработки нефтегазовых залежей. Патент РФ, приоритет от 19.04.96 (Закиров С.Н., Закиров И.С.).

63. Способ разработки нефтегазовых месторождений. Патент РФ, приоритет от 05.02.96 (Закиров С.Н., Закиров И.С.).

64. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Под редакцией Гиматутдино-ва Ш.К. Изд. Недра, 1983, 463с.

65. Султанов С.А. Контроль за заводнением нефтяных пластов. Изд. Недра, 1974, 223с.

66. Сучков Б.М., Зеленин A.A. Обработка призабойной зоны пластов, подстилаемых подошвенной водой. Нефтяное хозяйство, №7, 1986, с.44-47.

67. Телков А.П., Русских В.Н. Оценка анизотропии пласта по промысловым данным и определение предельных безводных дебитов. Татарская нефть, №6, 1962.

68. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. Изд. Недра, 1965, 163с.

69. Толстов Ю.Г. Применение метода электрического моделирования физических явлений к решению некоторых задач подземной гидравлики. Журнал техн. физ., т12, вып. 10, 1942, с20-25.

70. Цыбульский Г.П., Теплов Ю.А. Экспериментальное исследование совместного притока к скважине воды и нефти. Издв. Казан.фил. АН СССР. Сер. физ-мат. и техн. наук, №13, 1959.

71. Цынкова O.E., Мясникова H.A., Баишев В.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. Изд. Недра, 1993.

72. Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и под-газовых нефтяных месторождениях. Труды совещания по развитию НИР в области вторичных методов добычи нефти. Баку, 1953.

73. Чарный И.А., Астрахан Д.И., Власов A.M., Филинов М.В. Хранение газа в горизонтальных и пологопадающих пластах. Изд. Недра, 1968, 300с.

74. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследование двух- и трех-компонентной фильтрации в нефтяных пластах. Казань, изд-во Казанского ун-та, 1990, 147с.

75. Щелкачев В.Н., Золоев М.Т., Михайловский Н.К. Некоторые особенности перемещения границы между нефтью и водой при законтурном заводнении в полого-залегающих пластах. Труды МНИ им. Губкина, вып. 12, Гостоптехиздат, 1953, с. 126139.

76. Юдин В.М, Муслимов Р.Х., Хаммадеев Ф.М. Разработка водонефтяных зон с разной характеристикой в условиях заводнения пластов (на примере Ромашкинско-го месторождения). Нефт. хозяйство, № 5,1974, с.32-36.

77. Юльметьев Т.И. О неравномерных сетках в задачах двухфазной фильтрации. Нефтепромысловое дело №7-8. 1998.

78. Юльметьев Т.И. Влияние геолого-физических факторов на показатели истощения водонефтяных зон. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе. №6, 1998.

79. Юсуфзаде Х.Б., Дурмишьян А.Г. Пути рациональной разработки газокон-денсатного месторождения Бахар. Нефт. хозяйство, №1, 1975.

80. Якупов Ф.М., Карпушин В.З., Ованесов М.Г., Золоев О.Т. Интенсификация выработки нефти из водонефтяных зон длительно разрабатываемых залежей. Геология нефти и газа, №7, 1984, с 32-35.

81. 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, 18-20 Nov. 1996.

82. Boyun Guo, Molinard J. E., Lee R.E. A general solution of gas/water coning problem for horizontal wells. Paper SPE 25050 presented at EUROPEC. Cannes, Nov. 1618, 1992.

83. Bucley S.E., Leverett M.C. Mechanism of Fluid Displacement in Sands.// Trans., AIME, 1942, v. 146, p. 107-116

84. Chaperon I. Theoretical study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates. Paper SPE 15430 presented at the SPE Annual Conference and Exhibition. New Orleans, Oct. 5-8, 1986.

85. Chen G., Tehrani D.H., Peden J.M. Calculation of well productivity in a reservoir simulator. Paper SPE 29121 presented at the 13th Symposium on reservoir simulation, San Antonio, Febr. 12-15, 1995.

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

87. Erkann S. On the protection against coning provided by horizontal barriers of limited lateral extent. Paper presented at the 6th European JOR-Symposium in Stavanger, Norway. May 21-23, 1991.

88. Hang B.T., Ferguson W.I., Kydland T. Horizontal wells in the water zone: the most effective way of the tapping oil from thin oil zones? Paper SPE 22929 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Oct. 6-9, 1991.

89. Harten A. High Resolution Schemes for Hyperbolic Conservation Laws.// J. Comp. Phys., v49, pp. 357-393(1983)

90. Hussen J.E., Dalland M. Foam barriers for oil rims: gas blockage at reservoir conditions. Paper presented at the 6th European JOR-Symposium in Stavanger, Norway, May 21-23, 1993.

91. Joshi S.D. Horizontal well technology. Pen Well Publishing Company. Tulsa, 1991, 535p.

92. 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, 18-20 Nov., 1996.

93. Lake W. Larry. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall. 1989. 504c

94. Lien S.C., Seines Knut, Havig S.D., Kydland T. The first long-term horizontalwell test in theTroll thin oil zone. JPT, №8, 1991.

95. Muskat M., Wyckoff R. An approximate theory of water-coning in oil production. Trans, of AIME, Petr. Dev. Technol., vol 114, 1935.

96. Peaceman D.W. Peaceman D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation. SPEJ, June 1978, p. 183-194.

97. Peaceman D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator. Paper SPE 21217 presented at the 11th SPE Symposium on Reservoir Simulation. Anaheim, Febr. 17-20, 1991.

98. Patel R., Tang J., Batycky J. Oil re-injection to mitigate solvent coning. Jour. Canad. Petr. Eng. №2, 1997, c.49-55

99. Ponting, D.K.: "Corner Point Geometry in Reservoir Simulation". Proceedings of the Joint IMA/SPE Conference on the Mathematics of Oil Recovery, Cambridge, Julyl989.

100. Ramirez F.M. Application of optimal control theory to enhanced oil recovery. Elsevier Scientific Publishing Comp., 1987, 243p.

101. Renard G., Palmgren CI., Gadelle C., Lesage J., Zaitoun A., Carlay Ph., Chauvetean G. Preliminary study of a new dynamic technique to prevent water coning. Paper presented at the 8th European JOR-Symposium in Vienna, May 15-17, 1995.

102. Rubin B., Blunt M.J. High-Order Implicit Flux Limiting Schemes for Black Oil Simulations.// SPE 21222

103. Shirman E.J., Wojtanowicz. Water coning reversal using downhole water sink-theory and experimental study. Paper SPE 38792 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. San Antonio, Oct. 5-8, 1997.

104. Singhal A.K. Water and gas coning/cresting: a technology overview. Jour. Canad. Petr. Eng., №4, 1996, p 56-62.

105. 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 SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Denver, Oct.6-9, 1996.

106. Weiping Yang, Watterbarger R. A. Water coning calculations for vertical and horizontal wells. Paper SPE 22931 presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, Oct. 6-9, 1991.

107. Wennemo S.E., B0e 0., Olsen G. Production experience boosts further oil development on the Troll field. Paper presented at the 9th European Symposium on JOR. The Hague, Oct 20-22, 1997.

108. Yeung K., Faroug Ali S.M. Waterfloading reservoirs with a water leg using the dynamic blocking process. Journ. Canad. Petrol. Technol., .№ 7, 1995, p. 50-57.

109. Yeung K., Faroug Ali S.M. How to waterflood reservoirs with a water leg. Journ. Canad. Petrol. Technol., № 1, 1994.