Геотехнологические основы регулирования разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами

Ввод в разработку подобных месторождений невозможен без четкого представления геологического строения. Геологическое моделирование Степноозерского месторождения базировалось на переинтерпретации «старых» и вновь пробуренных скважин, определении геолого-физических параметров продуктивных пластов усовершенствованными методиками на современных программных комплексах, совмещении построенных структурных планов с результатами сейсморазведочных 3D работ. Созданная детальная геологическая модель позволила уточнить подсчетные параметры залежей (рисунок 5) и контуры нефтеносности.

В результате пересчета запасов и сопоставления их с утвержденными были выделены изменения. По двум пластам каширского горизонта изменения в запасах составили 16 и минус 19 %, в целом по горизонту уменьшились на 3%. Изменения запасов нефти по пяти пластам верейского горизонта составили от 52 (Верей-1) до 4 % (Верей-3), в целом -- 10 %. На 55 % изменились запасы нефти башкирского яруса. По четырем пластам бобриковского горизонта отличие вновь подсчитанных запасов и числящихся на балансе составляет от 17 (пласт Bb₀₁) до 59 % (пласт Bb₀₃₊₀₄), в целом 13 %. По залежам нефти турнейского яруса запасы уменьшились на 26,5 %.

На основании уточнения параметров сформирована геологическая модель месторождения, позволившая более точно представить его геологическое строение и структуру запасов нефти. По пересчету геологические запасы нефти на 12,51% больше, чем утверждено в Центральной комиссии по запасам (ЦКЗ) в 1999 г., и на 13,3 % больше запасов, состоящих на Государственном балансе, по промышленной категории С1. По категории С2 запасы увеличились на 8 %.

Рисунок 5 -- Распределение пористости в верей-башкирских продуктивных отложениях. Маёвское поднятие

Созданная детальная геологическая модель месторождения путем выполнения процедуры ремасштабирования перестроена в гидродинамическую. Необходимым условием для этого является максимально возможное сохранение характеристик залежей. Гидродинамическое моделирование позволяет неоднократно проимитировать различные сценарии разработки месторождения, получив при этом физически обоснованные данные о его эксплуатационной характеристике и представление о недоступных прямому изучению геолого-физических процессах, а также показатели, характеризующие влияние учтенных при идентификации факторов. Важным моментом при прогнозировании разработки подобных месторождений является выбор оптимальных технологий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.

На основании расчета, выполненного с помощью гидродинамической модели, был предложен наиболее оптимальный вариант расположения скважин, который заключается в широкомасштабном разбуривании выделенных объектов горизонтальными скважинами. При этом предусматривается проводка горизонтального ствола скважин длиной 200 м по основным горизонтам выделенных объектов -- бобриковскому и башкирскому, где нефтенасыщенная толщина не менее 8 м, а вертикальную часть ствола скважин в последующем предполагается использовать для эксплуатации вышележащих пластов.

Расчеты предложенного варианта, предусматривающего бурение 242 добывающих (в т. ч. 104 горизонтальных) и 110 нагнетательных проектных скважин, показали, что критическое значение обводенности (98 %) будет достигнуто при 19,8 % отбора нефти от начальных геологических запасов.

Наиболее полное извлечение запасов нефти на подобных месторождениях невозможно без рассмотрения оригинальных решений. Совместно с К. М. Федоровым обоснованы, промоделированы и рассчитаны несколько технологий воздействия на запасы нефти Степноозерского месторождения:

-- циклическое;

-- тепловое: импульсно-дозированное тепловое;

циклическое внутрипластовое полимерно-термическое.

Расчет параметров циклического воздействия производится с использованием двумерной по вертикальному сечению численной модели двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородном пласте.

Пример результатов расчетов темпа добычи нефти при обычном заводнении и применении циклического воздействия представлен на рисунке 6. Накопленная добыча нефти при заводнении и циклическом воздействии равна площади под соответствующими кривыми на этом рисунке. Разность накопленных объемов нефти при циклическом воздействии и заводнения составляет дополнительную добычу нефти от воздействия. Эта разность для всего этапа разработки приведена для различных периодов воздействия на рисунке 7, согласно которому, с ростом периода дополнительная добыча возрастает, достигая максимума при величине периода 10 сут, а затем падает до отрицательных величин. Таким образом, определен оптимальный период цикла и дополнительная добыча нефти для анализируемого объекта-полигона. Максимальное значение дополнительной добычи нефти (10000 т/га) соответствует 3,5 % прироста коэффициента нефтеотдачи участка, на котором проведено воздействие.

Опыт применения технологий по закачке теплоносителей в залежь показывает, что из-за изменчивых геолого-физических и физико-химических свойств пласта и насыщающего его флюида при его продвижении по пласту остаются целики нефти, кроме того, происходит потеря тепла при нагнетании.

Рисунок 6 -- Пример расчета темпов добычи нефти при заводнении (сплошная кривая) и циклическом воздействии (прерывистая кривая) на пластах нижнего карбона

Рисунок 7 -- Дополнительная добыча нефти при циклическом воздействии, приведенная к полному периоду воздействия.
Площадь расчетного участка 1000 м²

В целях повышения тепловой эффективности закачки горячей воды в нефтяной пласт для залежей Степноозерского месторождения предложены методы импульсно - дозированного теплового воздействия (ИДТВ) [В. И. Кудинов] и технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ) с добавлением в теплоноситель полимера [В. И. Кудинов]. Для снижения тепловых потерь в условиях Степноозерского месторождения при моделировании были проведены расчеты циклического теплового воздействия в двух вариантах: с применением обычных насосно-компрессорных труб (НКТ) в нагнетательных скважинах и оборудованных теплоизолированными трубами. Прогнозирование проводилось до момента закачки двух поровых объемов жидкости. В качестве конечного прироста коэффициента вытеснения нефти принимается значение при типовой прокачке двух поровых объемов жидкости.

Расчеты показали, что максимальный прирост коэффициента извлечения нефти по залежам среднего карбона и нижнего карбона получен от циклического полимерно-теплового воздействия с теплоизолированными НКТ и составил 19 и 12 % соответственно.

Геолого-технологические особенности выбора способа разработки крупных месторождений

Методический подход к разработке крупных месторождений определяется особенностями геологического строения. При выборе основных принципов используется опыт эксплуатации схожих месторождений. Вместе с тем должны разрабатываться и внедряться новые решения с учетом современных технологий и способов добычи полезных ископаемых. К одному из таких решений, позволяющих обеспечить высокие показатели разработки, можно отнести новые предложения по разработке и очередности проведения работ на продуктивных залежах крупных месторождений северной части Башкирского свода (месторождения севера Башкортостана и юга Пермского края).

Месторождения характеризуются неравномерной выработкой запасов нефти. Выделяются залежи, по которым от начальных извлекаемых запасов отобрано более 70 %. Остаточные запасы в таких залежах относятся к категории трудноизвлекаемых и сосредоточены, как правило, в «ловушках», приуроченных к кровельной части локальных поднятий высокопродуктивных горизонтов, и в линзах. Кроме того, практически все залежи нефти имеют обширную водонефтяную зону.

По результатам геолого-технологического анализа выработки и совместного анализа карт остаточных запасов, обводненности, нефтенасыщенных толщин, распространения продуктивных пластов и свойств коллекторов отмечены следующие особенности разработки месторождения:

1 По залежам нефти каширо-верейского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Разработка залежей характеризуются падением дебитов по нефти и ростом обводненности. Наименьшей выработкой запасов, от 1 до 5 % от НГЗ, характеризуются залежи пластов В₃В₄ верейского горизонта, эксплуатирующиеся единичными скважинами.

2 По залежам башкирского яруса отмечается активный рост обводненности продукции, особенно в скважинах, находящихся в обширных водонефтяных зонах (ВНЗ) и в зонах, прилегающих к фронту нагнетания с высокой послойной неоднородностью. Наиболее эффективно вырабатываются запасы с высокой плотностью сетки скважин, с благоприятными коллекторскими характеристиками и высокими начальными запасами нефти. Значительная разница в текущих коэффициентах извлечения нефти для отдельных залежей объясняется различием в сроках ввода активных запасов в разработку. Кроме того, по отдельным месторождениям, где башкирский ярус представлен двумя пластами Бш₁ и Бш₂, отмечается неравномерная их выработка, обусловленная совокупностью геологических и технологических факторов: отношение запасов чисто нефтяных зон (ЧНЗ) к запасам площади нефтеносности для Бш₁ составляет 0,7, для Бш₂ -- 0,2; плотность сетки скважин Бш₁ -- 25-42 га/скв.; залежи Бш₂ -- 36-60 га/скв.

3 Ввиду значительной изменчивости геолого-физических характеристик пластов ТТНК, выработка запасов нефти по продуктивным пластам неравномерная. Среди продуктивных пластов достаточно высокой выработкой характеризуется бобриковский горизонт: пласты Бб₁ и Бб₂. По всем пластам бобриковского и тульского горизонтов слабо вырабатываются запасы в ВНЗ. Высокая вариация геолого-физических характеристик продуктивных пластов повлияла на продуктивность отдельных участков залежи, что предопределило наличие зон с существенными остаточными запасами. Недостаточный фонд эксплуатационных скважин, слабая разбуренность залежей обусловили выделение участков залежей, не вовлеченных в разработку. По залежам ТТНК необходимо вовлечение в разработку невыработанных и незадействованных участков продуктивных пластов за счет бурения скважин и проведения мероприятий по воздействию на обводненные пласты продуктивного горизонта.

4 Залежи турнейского яруса характеризуются слабой выработкой. Не вовлеченной в разработку остается значительная часть запасов нефти. Высокие значения текущих КИН по скважинам наблюдаются в хорошо дренируемых зонах с высоким значением проницаемости, пористости и удельных геологических запасов. Рост обводненности отмечается в скважинах, находящихся в зоне влияния нагнетательной скважины.

5 По залежам нефти пласта Д₁ пашийского горизонта невыработанной остается значительная часть запасов нефти, относящаяся как к незадействованным зонам, так и к зонам работающих скважин. Залежи водоплавающие, литологически экранированы. Действие естественного режима проявляется в упругости флюида и продвижении краевых или подошвенных вод. Поэтому разработка залежей характеризуется падением дебитов по нефти и резким ростом обводненности.

Таким образом, основные объекты (тульские и бобриковские) разрабатываются достаточно активно. Слабая выработка запасов объектов среднего карбона, турнейского яруса и девона обусловлена незавершенностью создания системы разработки (слабая разбуренность залежей, редкая сетка скважин и недостаточное количество нагнетательных скважин).

С целью обоснования наиболее рациональной системы разработки по отдельным месторождениям выполнено геологическое и гидродинамическое моделирование. Геологическое моделирование предполагает выполнение следующих этапов: структурное моделирование, создание 3D геологической сетки, осреднение скважинных данных на сетку, литологическое моделирование, петрофизическое моделирование, подсчет объемов нефтенасыщенных пород, подсчет запасов.

Начальные геологические запасы нефти по отдельным залежам рассчитывались объемным методом. Расхождение запасов нефти при моделировании с запасами, полученными при подсчете запасов, составляют 0,05 %. Максимальное отличие отмечается по пласту Бб₁ -- 15,6 %, по остальным пластам -- не превышает 3%.

Этап создания цифровых фильтрационных моделей начинается после создания адресной геолого-математической модели и проведения анализа геолого-технологической информации и данных геофизического контроля объектов разработки, так как от качества представления эксплутационного объекта в конечном итоге зависят результаты расчетов. В процессе преобразования геологической модели в гидродинамическую были учтены особенности геологического строения месторождения, сетка скважин. Моделирование эксплутационных объектов в зависимости от физико-химических и геологических свойств выполняются по уравнениям двухфазной или трехфазной изотермической фильтрации в сжимаемой пористой среде. Для моделей использовалась полностью неявная схема вычислений. После построения и экспертизы гидродинамических моделей залежей нефти рассматриваются несколько вариантов эффективной выработки запасов нефти. Также следует отметить и то, что для достижения высоких значений КИН и обеспечения более полного вовлечения в активную разработку рентабельных запасов нефти требуется обоснование дополнительных мероприятий.

Для крупных месторождений севера Башкирского свода, которые характеризуются участками слабой выработки запасов нефти, эффективная разработка залежей возможна при выполнении следующих условий:

--бурение дополнительных скважин или боковых стволов в зонах с высокими остаточными запасами нефти;

--возврат на верхние объекты скважин, выполнивших назначение на нижних объектах;

--перевод под закачку добывающих скважин;

--ввод из консервации и бездействия скважин с оптимизацией режимов работы.

С учетом вышеуказанных задач и рекомендаций по эксплуатационным объектам месторождений предложен вариант разработки, где предусматривается разбуривание выделенных объектов вертикальными скважинами. При этом предлагается размещение скважин по горизонтам, по которым имеется обширная водонефтяная зона с небольшой нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта 2-3 м и в которых содержится значительная доля запасов. К таким объектам относятся продуктивные пласты каширского и верейского горизонтов, а также терригенная толща нижнего карбона.

Среди принципиальных решений по организации оптимальных условий выработки запасов нефти можно выделить:

-- объединение в один объект разработки, но с раздельной закачкой воды в каждый пласт продуктивных пластов КВ₁ и В₃В₄ каширо-верейского горизонта, характеризующихся значительной разностью проницаемости пластов В₃В₄ (0,115 мкм²) и КВ₁ (0,066мкм²). Обосновано это и тем, что пласты часто совпадают в плане и находятся на небольшом расстоянии друг от друга (20 м). Пласты характеризуются сходными параметрами. Кроме того, площадь нефтеносности КВ₁ превосходит площадь по пласту В₃В₄. Что касается фильтрационных свойств пласта, то современные технологии позволяют в подобных условиях вести совместную разработку пластов с высокой эффективностью, например, используя способ отдельно раздельной эксплуатации пластов;

-- опережающий ввод в разработку наиболее продуктивных участков, т.е. при бурении скважин на запасы промышленных категорий проводить одновременное вскрытии и опробование пластов категории C₂ с целью перевода их в более высокие категории. Преимущество данного подхода заключается в увеличении уровней добычи нефти, сокращении сроков эксплуатации залежей, увеличении объема геолого-технологической информации, уточнения геологического строения и запасов углеводородов;

-- применение большого объема ОПЗ и третичных МУН для повышения уровней добычи нефти на месторождении. Третичные МУН подобраны с учетом геолого-физических характеристик залежей, возможности их применения на различных стадиях разработки. Исходя из анализа, применяемых на юге Пермской области и северо-западе Башкортостана МУН, целесообразно использовать следующие технологии: для терригенных коллекторов -- комплексная вязко-упругая система нагнетания с одновременной обработкой призабойной зоны добывающих скважин суспензией модифицированного дисперсного кремнезема; для карбонатных -- закачка реагента КАРФАС для повышения нефтеотдачи пластов с одновременной интенсификацией добычи реагентом ЗСК и закачка биополимера БП-92.

Рассмотренные особенности геологического строения, геолого-технологического анализа, геолого-гидродинамического моделирования и принципиальные решения по организации дальнейшей эксплуатации месторождения рекомендуется учитывать при планировании разработки месторождений севера Башкирского свода.

В четвертой главе изложены научно-методические основы выполнения геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения МУН (на примере технологий микробиологического воздействия).

Предложенный комплексный подход заключается:

1) в детальном изучении геологического строения участков внедрения с выделением особенностей гидродинамического взаимодействия между реагирующими скважинами;

2) геолого-технологическом анализе разработки участков внедрения;

3) геолого-технологическом и геолого-статистическом анализе эффективности применения МУН с оценкой выработки запасов нефти на участках внедрения и расчетов экономической целесообразности;

4) разработке геолого-технологических критериев успешного внедрения МУН;

5) прогнозировании технологической эффективности применения МУН.

На основании вышеуказанной методологии был выполнен комплексный геолого-технологический анализ применения микробиологических методов на различных месторождениях Волго-Уральской НГП (Арланское, Таймурзинское, Ромашкинское, Москудьинское).

Пласты объектов исследования по геолого-физическим и физико-химическим параметрам различны. В настоящее время объекты внедрения МУН Арланского, Таймурзинского, Ромашкинского и Москудьинского месторождений находятся на завершающей стадии разработки и характеризуются высокой выработанностью.

Для решения задач по оптимизации параметров микробиологического воздействия, достижения высоких технико-экономических показателей эффективности мероприятий необходимо установление научно обоснованных условий применимости рассматриваемого МУН.

Анализ геологического строения, геолого-физических характеристик с построением структурных карт, блок-схем участков воздействия, карт распределения проницаемости, пористости, нефтенасыщенных толщин по пропласткам, а также анализ запасов нефти на основании усовершенствованной методики позволил оценить возможность применения метода увеличения нефтеотдачи и выявить гидродинамическую связь между скважинами.

Выполненный геолого-технологический анализ по участкам воздействия позволил установить особенности изменения показателей добычи нефти, жидкости, обводенности, темпа отбора, водонефтяного фактора, коэффициента использования запасов. Сравнительный анализ характера поведения этих показателей необходим при анализе динамики во время наблюдения эффекта.

По исходным геолого-физическим и технологическим параметрам скважин микробиологического воздействия выполнен статистический анализ с использованием метода главных компонент и регрессионного анализа, при выполнении которого использовались 28 добывающих скважин Таймурзинского месторождения и 14 -- Юсуповской площади.

С помощью процедуры группирования выделили четыре группы реагирующих скважин: 1) с отрицательным эффектом; 2) с относительным эффектом до 0,09; 3) с относительным эффектом 0,1; 4) с эффектом более 0,2.

Геолого-статистические зависимости позволили определить факторы, оказывающие влияние на эффективность проведения работ. Последняя оценивалась как: 1) дополнительная добыча нефти от комплексного биовоздействия(DQ, т); 2) относительный эффект, как отношение дополнительной добычи нефти от микробиологического воздействия на фактическую добычу за период наблюдения эффекта(Dq, доли ед.); 3-4) коэффициенты вариации обводненности (V_f2) и дебита (V_q2) после воздействия. Влияющими факторами являются: 1) доля продуктивных пропластков (Npl, доли ед.); 2) коэффициент песчанистости (Кpch.); 3) вскрытая эффективная толщина пропластков (hvsk., м); 4) общая толщина пропластков (h, м); 5) эффективная нефтенасыщенная толщина пропластков (h_ef, м); 6) средневзвешенный коэффициент пористости по толщине (m, %); 7) средневзвешенный коэффициент нефтенасыщенности по толщине (Knn, %); 8) коэффициент вариации обводненности до биовоздействия (V_f1); 9) коэффициент вариации дебита до биовоздействия (V_q1), 10) геологические запасы нефти по зоне дренирования скважины, определенные по методике Ковалева (Qbal, т); 11) удельные геологические запасы на скважину, исчисленные от геологических запасов нефти по очагу воздействия (DQbal, доли. ед.); 12) текущий КИН в зоне дренирования скважины (KIN, доли. ед.); 13) доля накопленной добычи нефти от извлекаемых запасов (DQn, доли. ед.) (извлекаемые запасы приняты по участку); 14) расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами (L, м); 15) плотность пластовой воды (r, г/см³).

В регрессионном анализе участвовали скважины, которые в осях главных компонент не выбивались из общей совокупности.

Эффективность проведения комплексного биовоздействия определена нами по зависимостям:

q = -0,483+0,364kpch+0,028h+0,015Knn-0,024V_q1 -0,034KIN+0,14Qn+0,001L;

Q = -0,327 + 0,107Npl + 0,0744kpch + 0,025hvsk -0,0156m + 0,002Knn + +0,234V_f1 - 0,009V_q1- 0,010KIN;

V_f2= -0,281-0,0845Np +0,462kpch+0,042h-0.014V_q1 - 0,031KIN +0,113Qn;

V_q2 = 1,443 - 1,154Npl + 0,251V_q1.

Эффективность внедрения избыточного активного ила (ИАИ) определяется по зависимостям:

Q = 0,355 + 0,585- 0,0203hef + 0,019KIN - 0,039Knn - 0,311Kpch + 0,112m - _1,379Qbal + 1,569Qn;

V_q2 = 0,914 - 0,436 + 0,005f - 0,05hvsk + 1,31KIN - 0,05 Knn - 0,002L + 0,05m - _1,49Npl - 0,45Qbal;

V_f2 = 1,1+0,001f-0,005hvsk+0,14KIN-0,01Knn -0,0005L - 0,46Qbal +0,44Qn.

Выполненное в диссертации обобщение результатов исследований внедрения биокомплексной технологии и закачки избыточного активного ила, а также анализ полученных статистических зависимостей позволили определить условия эффективного применения МУН:

-- коэффициент проницаемости не менее 0,04 мкм²;

-- эффективная толщина пласта 1,5-7,0 м;

-- обводненность добываемой продукции более 80 % (при вариации обводненности не более 25 %);

-- коэффициент выработанности извлекаемых запасов не более 0,9.

Анализ эффективности применения микробиологических методов, выполненный на шести участках Таймурзинского месторождения и на двух участках Юсуповской площади, показал, что дополнительная добыча нефти по очагам воздействия Таймурзинского месторождения составила 2765 т нефти, на Юсуповской площади -- 2309 т.

Выполненный геолого-технологический и геолого-статистический анализ применения биовоздействия на Ромашкинском месторождении по вышеуказанной методике показал его эффективность. Так, в период с 1999 по 2003 гг. на месторождении добыто более 32 тыс. т дополнительной нефти.

Прогнозирование применения рассматриваемых микробиологических методов проводилось на выделенных в одну группу объектах ТТНК, эксплуатирующихся с заводнением: Манчаровское, Менеузовское, Андреевское, Чермасанское, Карача-Елгинское, Шелкановское и Саитовское месторождения. В результате использования данных технологий дополнительная добыча нефти может составить по воздействию: биокомплексному -- 28588 т (за восемь мес.); избыточным активным илом -- 57253 т (за двенадцать мес.).

Таким образом, предлагаемая методология выполнения геолого-технологического анализа применения методов увеличения позволит наиболее объективно оценивать эффективность МУН, выявить причины отсутствия или низких результатов ОПР, предложить мероприятия по совершенствованию технологии проведения ОПР и их дальнейшего промышленного использования.

Основные результаты исследований

1 Проведенный анализ структуры запасов нефти с использованием современных критериев оценки ТрИЗ по 387 месторождениям нефти Волго-Уральской НГП показал, что доля ТрИЗ от начальных геологических запасов нефти по терригенным коллекторам в крупных геоструктурных элементах составляет около 50 %. В карбонатных коллекторах минимальное значение доли ТрИЗ равно 65 % от НГЗ. Рост доли ТрИЗ только за счет критерия выработанности запасов (КИЗ более 70 %) составляет 20%. Всего рост доли ТрИЗ для залежей Урало-Поволжья составляет не менее 44%.

2 Разработана методика классификации продуктивных объектов, учитывающая объем и качество геолого-физической и технологической информации. Использование методики к классификации объектов увеличивает точность выделения однородных групп, в пределах которых можно обоснованно рекомендовать и прогнозировать успешные технологии выработки запасов нефти.

3 Классификация 1427 продуктивных объектов месторождений Волго-Уральской НГП (Башкортостан, Татарстан, Пермский край) по геолого-физическим параметрам пластов и физико-химическим свойствам флюидов позволила выделить классы _ однородные группы, определить центры группирования и ближайшие к ним объекты-полигоны для разработки геотехнологических рекомендаций и мероприятий по повышению эффективности их выработки.

4 Сформулированы, расширены и дополнены геотехнологические основы регулирования разработки объектов с различными категориями ТрИЗ, включающие:

-- уточнение геологической модели залежи, основанное на дифференциации и структурировании запасов углеводородов, переинтерпретации или пересмотре геофизических и геохимических материалов с учетом характеристики месторождения;

--выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на эффективность разработки продуктивного объекта по результатам геолого-статистического моделирования;

--прогноз показателей разработки месторождения с обоснованными рекомендациями по использованию методов повышения нефтеотдачи с применением геолого-гидродинамической модели залежи и полученных геолого-статистических зависимостей.

5 Обоснованы и предложены способы регулирования разработки месторождений, характеризующихся: высокой вязкостью нефти, сложным геологическим строением, слабой геологической изученностью, высокой выработанностью запасов нефти, значительной площадью нефтеносности, обширной ВНЗ и слабовыработанными залежами нефти в карбонатных коллекторах.

6 Разработаны научно-методические основы геолого-технологического анализа и прогнозирования эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи, которые заключаются в совместном геолого-технологическом анализе и многоуровневом геолого-статистическом моделировании разработки участков внедрения, в определении критериев успешного применения МУН и прогнозирования их технологической эффективности.

Основные результаты диссертационной работы отражены в следующих печатных работах

1 Андреев, В. Е. Структура запасов и перспективы увеличения нефтеотдачи месторождений Дюртюлинской группы с применением микробиологических методов / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Л. Н. Загидуллина, И. М. Назмиев, Ш. Х. Султанов // Матер. 3-й Междунар. конф. по химии нефти.-- Томск, 1997.-- С. 32-34.

2 Нугайбеков, А. Г. Состояние разработки и выработки трудноизвлекаемых запасов нефти в карбонатных коллекторах Ново-Елховского месторождения / А. Г. Нугайбеков, Н. Ш. Хайрединов, Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, Ш. Х. Султанов, А. З. Нафиков // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.-- Уфа, 1998.-- С. 32-41.

3 Султанов, Ш. Х. Особенности геологического строения и структура запасов юго-западной части Бирской седловины / Ш. Х. Султанов, И. М. Назмиев // Нефть и газ: Проблемы добычи, транспорта, хранения и переработки: межвуз. сб./ УГНТУ.--Уфа, 1998.-- С. 128-139.

4 Андреев, В. Е. Геолого-статистический анализ разработки нефтяных месторождений Дюртюлинской группы Башкортостана / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, И. М. Назмиев, Ш. Х. Султанов // Матер. 2-й Региональной науч.-практ. конф (Кремсовские чтения) «Актуальные проблемы геологии нефти и газа».-- Ухта, 1999.-- С. 355-358.

5 Хатмуллин, Ф. Х. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений северо-запада Башкортостана / Ф. Х. Хатмуллин, И. М. Назмиев, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Л. Н. Загидуллина, Ш. Х. Султанов. -- М.: ВНИИОЭНГ, 1999.-- 284 с.

6 Султанов, Ш. Х. Критериальный анализ применимости биотехнологий в условиях месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш. Х. Султанов, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, И. М. Назмиев, Л. Н. Загидуллина // Матер. науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти». - Томск, 1999. - С.78-79.

7 Султанов, Ш. Х. Прогнозирование технологической эффективности применения микробиологических методов воздействия на пласт / Ш. Х. Султанов, В. Е. Андреев, Ю.А. Котенев, И. М. Назмиев, Л. Н. Загидуллина // Матер. науч.-практ. конф. «Добыча, подготовка и транспорт нефти».-- Томск, 1999.-- С .78-79.

8 Шакиров, А. Н. Геолого-статистическое моделирование применения технологий ограничения водопритоков и интенсификации добычи нефти на объектах бобриковского горизонта Республики Татарстан /А. Н. Шакиров, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. Х. Султанов, А. П. Чижов // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.-- Уфа, 2000.-- Вып. 2.-- С. 103-112.

9 Андреев, В. Е. Геолого-технологическое обоснование водоизоляционных работ на месторождениях с карбонатными коллекторами юга Пермской области / В. Е. Андреев, Ш. А. Шамсан, Ш. Х. Султанов // III конгресс нефтепромышленников России: тр.-- Уфа, 2001.-- С. 5-8.

10 Федоров, К. М. Геолого-математическое моделирование применения методов увеличения нефтеотдачи на Степноозерском месторождении / К. М. Федоров, А. Н. Шакиров, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. Х. Султанов, Д. Н. Хайрединова // Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.-- Уфа, 2001.-- Вып. 3.-- С. 126-143.

11 Назмиев, И.М. Сравнительный анализ разработки объектов разработки НГДУ «Чекмагушнефть» в выделенных группах /И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов, В.Е. Андреев Ю.А. Котенев// Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.-- Уфа, 2001.-- Вып. 3.-- С. 154-166.

12 Назмиев, И.М. Статистическая классификация эксплуатационных объектов НГДУ «Чекмагушнефть» по технологическим показателям разработки /И.М. Назмиев, Ш.Х. Султанов, В.Е. Андреев Ю.А. Котенев// Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения: тр./ НИИнефтеотдача АН РБ.-- Уфа, 2001.-- Вып. 3.-- С. 167-175.

13 Шакиров, А. Н. Особенности выбора технологии эксплуатации нефтяного месторождения в условиях сложного геологического строения /
А. Н. Шакиров, О. З. Исмагилов, Ю. А. Котенев, Н. Ш. Хайрединов,
К. М. Федоров, Ш. Х. Султанов // Тр. 3-й Всерос. науч.-техн. конф. «Моделирование и управление процессом нефтяной и газовой добычи».--Тюмень, 2002.-- С. 48-52.

14 Котенев, Ю. А. Особенности выработки запасов высоковязких нефтей в условиях сложного геологического строения месторождения / Ю. А. Котенев, А. Н.Шакиров, О. З.Исмагилов, Ш. Х.Султанов, Р. Ф. Гайнетдинов, Н. Ш. Хайрединов //12-й Европейский симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов. Освоение трудноизвлекаемых запасов нефти»: тр.-- Казань.-- 2003.-- С. 53.

15 Shakirov, A. N. Develop of thermal recovery schemes for Stepnozerskoe oil field / A. N. Shakirov, V. E. Andreev, Yu. A. Kotenev, Sh. H. Sultanov, S. S. Badretdinov // SPE International improved oil recovery conference in Asia in pacific.-- Kuala Lumpur, Malaysia, 2003. - Р.68-69.

16 Андреев, В. Е. Классификация залежей высоковязких нефтей методом главных компонент / В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, Ш. Х. Султанов, В. Ш. Мухаметшин // Междунар. науч.-практ. конф. «Научные основы и практика переработки руд и техногенного сырья. Геология и разведка месторождений и техногенных образований»: тр. / Уральской гос. горно-геол. акад.-- Екатеринбург, 2003.-- С. 512-514.

17 Султанов, Ш. Х. Особенности разработки мелких месторождений нефти на естественных режимах / Ш. Х. Султанов, А. Ю. Котенев // II Всерос. науч.-практ. конф.: тр.-- Самара, 2003.-- С.132-133.

18 Султанов, Ш. Х. Перспективы извлечения высоковязких нефтей в сложных геологических условиях Степноозерского месторождения /
Ш. Х. Султанов, М. Ю. Котенев // II Всерос. науч.-практ. конф.: тр.-- Самара, 2003.-- С.133-134.

19 Котенев, Ю. А. Перспективы освоения трудноизвлекаемых запасов высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / Ю. А. Котенев,
В. Е. Андреев, Ш. Х. Султанов, К. М. Федоров, В. Р. Скляров, О. З. Исмагилов // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-- 2005.-- № 1.-- С. 15-20.

20 Султанов, Ш. Х. Перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах Красноярско - Куединского месторождения / Ш. Х. Султанов, Д.И. Варламов, О. Н. Блинова // VI Конгресс нефтепромышленников России. Секция В "Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов": тр.-- Уфа, 2005.-- С. 26-31.

21 Султанов, Ш. Х. Анализ структуры запасов нефти на месторождениях Башкирского свода, Бымско-Кунгурской и Верхнекамской впадины (Респ. Башкортостан) / Ш. Х. Султанов, Т. З. Нгуен // Междунар. конф. «Новые технологии повышения нефтеотдачи при разработке месторождений высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах»: тр.-- Ижевск, 2006. -- С. 146-147.

22 Султанов, Ш. Х. Классификация продуктивных пластов месторождений севера Башкортостана по геолого-физическим характеристикам / Ш. Х. Султанов, Т. З. Нгуен, Р. М. Каримов, В. Е. Андреев // Междунар. науч.-практ. конф. «Ашировские чтения».-- Самара, 2006. -- С. 63-64.

23 Султанов, Ш. Х. Решение прикладных задач с использованием искусственных интеллектуальных систем / Ш. Х. Султанов, Д. И. Варламов // Матер. VI Междунар. конф. «Химия нефти и газа».-- Томск: Институт Химии нефти СО РАН, 2006. -- С. 243-244.

24 Султанов, Ш. Х. Совершенствование систем воздействия на объекты нефтедобычи при помощи искусственных интеллектуальных систем / Ш. Х. Султанов, Д. И. Варламов// Технологии ТЭК.-- 2006.-- № 6.-- С. 70-75.

25 Варламов, Д. И. Оптимизация системы разработки объектов на поздней стадии с помощью нейросетевого моделирования // Д. И. Варламов, Ш. Х. Султанов // Матер. Всерос. науч.-практ. конф «Большая нефть XXI века» / АГНИ.-- Альметьевск, 2006. - С.232_234.

26 Нугайбеков, Р. А. Сравнительный анализ применения искусственных нейросетей и метода главных компонент при классификации эксплуатационных объектов и прогноза их добычи / Р. А. Нугайбеков, Ш. Х. Султанов, Д. И. Варламов, А. В. Чибисов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».-- № 10.-- 2007.-- С. 70-73.

27 Султанов, Ш. Х. Современные критерии дифференциации запасов нефти по степени сложности извлечения и анализ структуры запасов месторождений Волго-Уральской НГП / Ш. Х. Султанов, В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев, А. А. Альмухаметов // НТЖ «Нефтегазовое дело».-- Т. 5, вып. 2.-- 2007.-- С. 15-19.

28 Чижов, А. П. Группирование объектов разработки месторождений Бирской седловины / А. П. Чижов, Ш. Х. Султанов, Р. И. Вафин, А. Г. Нугайбеков // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».-- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2007.-- Вып. 2(68).-- С. 16-21.

29 Малец, О. Н. Использование статистических методов обработки геологической информации для объективной и качественной классификации продуктивных пластов / О. Н. Малец, А. Н. Турдыматов, Ш. Х. Султанов,
В. Е. Андреев, Ю. А. Котенев // НТЖ «Нефтепромысловое дело».-- № 2.-- 2008.-- С.4-7.

30 Султанов, Ш. Х. Комплексный геолого-технологический анализ разработки нефтяных месторождений, характеризующихся различными геолого-физическими и физико-химическими условиями пластовых систем /
Ш. Х. Султанов, В. Е. Андреев, Ю. А Котенев, Н. Ш. Хайрединов //НТЖ «Нефтегазовое дело».-- 2008.-- Т. 6, вып. 1.-- С. 22-28.

31 Султанов, Ш. Х. Методика классификации залежей нефти с использованием статистических методов / Ш. Х. Султанов //НТЖ «Нефтегазовое дело».-- 2008.-- Т. 6, вып. 1.-- С. 17-21.

32 Хайрединов, Н. Ш. Перспективы разработки мелких месторождений, характеризующихся слабой геологической изученностью / Н. Ш. Хайрединов, Р. А. Нугайбеков, О. В. Каптелинин, Ш. Х. Султанов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».-- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2008.-- Вып. 3(73). -- С. 17-22.

33 Султанов, Ш. Х. Особенности геологического строения мелких месторождений в пределах южной внешней и внутренней бортовых зон Актаныш-Чишминского прогиба / Ш.Х. Султанов, Чжу Юнъин, А.И. Сатаров // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ -- Уфа, 2008.-- Вып. 5.-- С. 22-25.

34 Султанов, Ш. Х. Состояние выработки запасов нефти крупных многопластовых месторождений в условиях сложного геологического строения / Ш. Х. Султанов, А. Ю.Котенев, Д.И. Варламов //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ -- Уфа, 2008.-- Вып. 5.-- С. 109-113.

35 Султанов, Ш. Х. Повышение эффективности выработки запасов высоковязкой нефти мелких месторождений в условиях слабой геологической изученности / Ш. Х. Султанов, О.В. Каптелинин, Чжу Юнъин, А.И. Саттаров //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ -- Уфа, 2008.-- Вып. 5.-- С. 119-121.

36 Султанов, Ш. Х. Повышение эффективности разработки крупных месторождений не основе адекватной геологической модели / Ш. Х. Султанов, М. Ю. Котенев, Д.И. Варламов, О.Н. Блинова //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ -- Уфа, 2008.-- Вып. 5.-- С. 148-151.

37 Султанов, Ш. Х. Решение задач классификации при помощи систем искусственного интеллекта/ Ш. Х. Султанов, Д.И. Варламов, А.В. Чибисов //Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и газа: тр. / ЦХИМН АН РБ -- Уфа, 2008.-- Вып. 5.-- С. 228-231.

38 Султанов, Ш. Х. Дифференцированная оценка доли трудноизвлекаемых запасов нефти продуктивных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции по результатам их классификации / Ш.Х. Султанов // Матер. науч.-техн. семинара «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья». -- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2009.-- С. 27_28.

39 Султанов, Ш. Х. Уточнение геологического строения мелких месторождений нефти с целью подготовки их к разработке / Ш.Х. Султанов // Матер. науч.-техн. семинара «Актуальные вопросы нефтегазовой отрасли в области добычи и трубопроводного транспорта углеводородного сырья». -- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2009.-- С. 29_31.

40 Султанов, Ш. Х. Особенности геолого-технологического анализа разработки и выбора способа эксплуатации крупных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш.Х. Султанов // VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. _ Уфа: Изд-во «Монография», 2009. _ С. 9-13.

41 Султанов, Ш. Х. Изменение доли трудноизвлекаемых запасов нефти месторождений восточной части Урало-Поволжья в зависимости от геолого-физических характеристик продуктивных толщ / Ш.Х. Султанов // VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. _ Уфа: Изд.-во «Монография», 2009. _ С.14-17.

42 Султанов, Ш. Х. Оптимизация системы разработки мелких месторождений по результатам изучения геологического строения залежей нефти / Ш.Х. Султанов, О.В. Каптелинин // VIII Конгресс нефтепромышленников России. Секция А «Проблемы ресурсно- и энергосбережения в технологиях освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов»: научные труды. _ Уфа: Изд-во «Монография», 2009. _ С.35-42.

43 Султанов, Ш. Х. Системный подход к разработке крупных нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Ш.Х. Султанов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов».-- Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2009.-- Вып. 1(75). -- С. 15-20.

44 Султанов, Ш. Х. Метотехнология системного анализа разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов / Ш. Х. Султанов.-- Уфа: Монография, 2009.-- 204 с.

Размещено на Allbest.ru