2015-06-14
8550
Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска.
В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые месторождения Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лорьеганское (с востока), Ермаковское (с юга).
В Нижневартовском районе с 1968 года управлением «ЗапСибнефтегеофизика» проводятся детализационные работы с целью изучения периферийных участков Самотлорского, Мегионского, Ватинского, Аганского, Мыхпайского и других месторождений, непосредственно примыкающих к Самотлорскому месторождению.
Для изучения структуры пласта БВ8 на территории Сенченского поднятия использовались цифровые поля результатов обработки сейсмики по отражающиму горизонту БВ8 (сп 79/00-01г.3Д МОВ ОГТ м1:25000, исполнитель 3АО «Сейсмические технологии» г. Тверь, 2003г., «Геоид» г. Тюмень, 2002 г.). По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского поднятия намечается определенное выполаживание по сравнению с нижезалегающим горизонтом БВ10.
В стратиграфическом отношении пласт БВ8 Самотлорского месторождения залегает в кровельной части мегионской свиты нижнего мела. В его разрезе сосредоточены значительные запасы нефти, которые содержатся в пластах БВ80, БВ81, БВ82 и БВ83 [62].
Отложения пласта формировались в условиях шельфа после перерыва, связанного с отложением глин в кровле пласта БВ10. Отложения пластов БВ81-3 представляют собой генетически связанную толщу, сложенную отложениями потоковых фаций (простирание с юго-востока на северо-запад) и баровых тел. Особенность формирования разреза обусловлена постепенным перемещением области наиболее активной седиментации песчаных тел с юго-восточной половины месторождения в северо-западную, что, по-видимому, связано с тектоническим режимом. Песчанистость разреза высокая, залежь пластового типа. Наличие областей с пониженными эффективными толщинами и последующие тектонические процессы создали условия для формирования отдельных залежей нефти, положение которых контролируется замкнутыми изогипсами структур третьего и четвертого порядков, а положения ВНК – положением залежей на структуре второго порядка. Соответственно, в центральной части Самотлорского поднятия положения ВНК выше, чем в его краевых частях.
Продуктивными отложениями в пределах Сенченского купола являются васюганская свита верхнеюрского возраста, пласты БВ8 и БВ10 мегионской свиты нижнемеловой системы и пласты АВ11-2, АВ13 и АВ2-3 алымской свиты нижнемеловой системы.
Промышленная нефтеносность пласта БВ8 Самотлорского месторождения в пределах Сенченского купола была установлена при испытании и исследовании разведочных скважин. На участке моделирования пробурено 17 разведочных и 62 эксплуатационных скважин (рис. 3.2). Из них на пласт БВ8 опробовались только 4 скважины. Результаты опробования приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Результаты опробования разведочных скважин пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
| №№ скв. | Глубина перфорации,м | Абсолютная отметка,м | Результаты опробования |
| 1037Р | 2240-2246 | 2161.2-2167.2 | Qн=147.0 м3/сут |
| 1235Р | 2248-2250 | 2165.9-2167.9 | Qн=62.0 м3/сут |
| 1245Р | 2245-2247 | 2162.9-2164.9 | Qн=13.0 м3/сут |
| 1039Р | 2251-2254 | 2151.1-2160.1 | Qн=21.4 м3/сут |
Рис. 3.2. Структурная карта кровли пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
3.2.1.Капиллярная модель залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Отложения пласта БВ8 представлены переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов. Общая толщина пласта изменяется от 50 до 63 м. Эффективная толщина коллекторов изменяется от 25.9 до 44.5 м., средняя эффективная толщина – 32.6 м. Нефтенасыщенная толщина варьируется в пределах 0 – 19 м, средняя величина составляет 7.7 м.
Коллекторами являются песчаники серые с буроватым оттенком, мелкозернистые, алевритистые прослоями среднезернистые, полимиктовые, с глинистым цементом, в средней части разреза пласта БВ8 присутствуют прослои с карбонатным цементом, обогащенные углисто-слюдистым материалом, тонкими прерывистыми намывами, которыми подчеркивается горизонтальная и косая слоистость. Отмечаются прослои аргиллита темно-серого, плотного, алевролита и включения конкреций песчаников с карбонатным цементом. В разрезе наблюдаются включения растительных остатков.
Аргиллиты серые, темно-серые, алевритистые, плотные, хрупкие, скол неровный, раковистый, слюдистые. Наблюдаются включения и прослойки алевролита, слоистость тонкая, линзовидно-волнистая и горизонтально-волнистая, по напластованию улистый детрит. Встречаются включения обуглившихся растительных остатков.
Алевролиты серые, плотные, крепкие, мелкозернистые, слюдистые, с глинистым цементом, иногда встречается и глинисто-карбонатный. Наблюдается большое количество тонких прослоек и включений углисто-слюдистого материала, подчеркивающих горизонтальную и косую слоистость. В разрезе алевролитов отмечаются тонкие прослои аргиллита и песчаника. Имеются редкие включения растительных остатков.
Макронеоднородность отложений составляет: коэффициент песчанистости 0.6; коэффициент расчлененности в пределах Сенченского купола Самотлорского месторождения - 12.8.
Коллекторские свойства продуктивного пласта были изучены по данным лабораторных исследований керна, интерпретации материалов ГИС и гидродинамическим исследованиям скважин. Пределы изменения ФЭС и их средние значения по пласту БВ8 в целом приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2
Фильтрационно-емкостные свойства пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Размеры залежи нефти в пределах Сенченского поднятия в пласте БВ8 составляют 9.4 Х 6.1 км. Высота залежи достигает 25 м. Абсолютные отметки ВНК по территории залежи, несмотря на сравнительно высокую проницаемость, колеблются в диапазоне около 10 м. Причину такого распределения воды и нефти в пласте объяснить с позиции антиклинальной концепции нефтегазонакопления не представляется возможным. Поэтому, в подобных случаях при моделировании залежей геологи, в угоду антиклинальной концепции, зачастую вынуждены снабжать модель проблематичными экранами в виде разломов, зон выклинивания пласта коллектора, не подтвержденных ни данными бурения, ни сейсморазведки, или же прибегать к каким-либо другим вариантам, не обоснованным фактическим материалом.
Между тем, изучение капиллярных характеристик продуктивного пласта БВ8 Сенченского купола позволило выявить реальные причины колебаний отметок ВНК на изученной площади, а также оценить мощность переходной водо-нефтяной толщи, ее форму и определить в пределах залежи площадь распространения чисто нефтяной толщи, из которой при прочих благоприятных условиях можно получать 100% нефти.
В залеже нефти пласта БВ8 Сенченского купола значения капиллярных давлений начала фильтрации изменяются в пределах от 10 до 95 кПа.
Различие капиллярных характеристик пласта определило неравномерность по вертикали положения поверхности ВНК в период формирования залежи. На участках распространения мелкопоровых пород, охарактеризованных повышенными значениями капиллярных давлений, нефть смогла вытеснить воду в меньшем объеме, чем из относительно крупнопоровых разностей коллекторов.
Как известно, по высоте залежь состоит из нескольких зон с разной насыщенностью пород-коллекторов и с разными промысловыми характеристиками. Строение и размеры этих зон, развитых по вертикали залежи нефти, определяются физико-химическими или капиллярными микропроцессами в продуктивных пластах. На этом микроуровне по высоте залежи выделяют три зоны: а) зона, из которой получают безводную нефть, т.е. чисто нефтяная зона; б) переходная водонефтяная зона; в) зона, дающая 100% воды. В связи с тем, что в нефтегазовой геологии пластово-сводовую залежь на макроуровне подразделяют на чистонефтяную (ЧНЗ) и водонефтяную (ВНЗ) зоны, выделенные по вертикали залежи, на микроуровне чистонефтяные и переходные водонефтяные зоны в данной работе принято называть толщами: чистонефтяная толща (ЧНТ) и переходная водонефтяная толща (ПВНТ).
На месторождениях, приуроченных к гидрофобным коллекторам, ПВНТ отсутствует в связи с тем, что в нефтенасыщенную часть пласта вода поступить не может вследствие противодействия капиллярных сил. Однако, в числе песчаных коллекторов, развитых в платформенных формациях, превалируют преимущественно гидрофильные разности, хотя мера их гидрофильности и изменяется в широких пределах. Поэтому на месторождениях, открытых в платформенных нефтегазоносных областях, переходные ВНТ зачастую достигают значительных размеров и содержат существенные запасы нефти. В некоторых случаях, в частности в Западной Сибири, мощность ПВНТ на отдельных месторождениях составляет несколько десятков метров.
В связи с вышеизложенным, знания о строении ПВНТ имеют существенное значение как для подсчета запасов нефти, так и для определения оптимальной системы разработки месторождения.
На основе данных о капиллярных давлениях смещения для пласта БВ8 Сенченского купола была рассчитана, согласно А.А.Ханину [49], высота возможного капиллярного поднятия пластовой воды, и составлена карта мощности водонефтяной толщи (рис. 3.3). В пределах Сенченского купола в пласте БВ8 мощность ПВНТ при прочих благоприятных условиях может изменяться от 4 до 35 и более метров, тогда как высота этой водоплавающей залежи не превышает 25 м. Очевидно, что на участках, где толщина ПВНТ превышает высоту залежи, чистонефтяная толща отсутствует. Залежь на этих участках представлена только водонефтяной толщей.
Для выявления положения и формы чистонефтяной толщи, были расчитаны разности высоты залежи и капиллярного поднятия воды, на основе чего была составлена схема строения нефтяной залежи (рис. 3.4, рис. 3.5, рис. 3.6). Из нее следует, что чистонефтяные толщи в пределах залежи, где высота последней превышает высоту капиллярного поднятия воды, находятся на трех участках. Наиболее крупная из них занимает северо-восточную часть северного поднятия, осложняющего Сенченский купол.
 |
Рис. 3.3. Карта капиллярного поднятия воды в залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
|
Рис. 3.4. Схема строения нефтяной залежи в пласте БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Остальные две чистонефтяные толщи имеют небольшие площади распространения и расположены в пределах центрального локального поднятия, осложняющего Сенченский купол.
В связи с тем, что рассматриваемая нефтяная залежь является водоплавающей, переходная водонефтяная толща, обусловленная капиллярным поднятием воды, имеет распространение по всей площади залежи. В том числе она находится и под чистонефтяными зонами.
Таким образом, по площади распространения переходная водонефтяная толща превосходит суммарную площадь чистонефтяных толщ. Из этого следует, что на большей части площади залежи и, прежде всего, на её периферийных участках на любой стадии разработки в продукции добывающих скважин всегда будет присутствовать вода в том или ином количестве.
Высота основной чистонефтяной толщи, находящейся на северо-востоке Сенченского купола, изменяется от 0 до 17 м, а на других участках не превышает 5 м.
Используя схему распределения по высоте залежи чистонефтяной и переходной водонефтяной толщ (рис. 3.5, рис 3.6) был построен трехмерный параметр начальной нефтенасыщенности, фрагменты из которого показаны на рисунках 3.7, 3.8 и 3.9. В пределах распространения ЧНТ нефтенасыщенность пласта БВ8 изменяется от 65% до 78%. В переходной водонефтяной толще нефтенасыщенность пласта изменяется от 0% до 65%.
Данные для построения капиллярной модели нефтяной залежи Сенченского купола Самотлорского месторождения приведены в таблице 3.3.
 |
Рис. 3.5. Распределение ЧНТ и ВНТ по высоте залежи в пласте БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза АА
 |
Рис. 3.6. Распределение ЧНТ и ВНТ по высоте залежи в пласте БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза ВВ
Рис. 3.7. Фрагмент трехмерного параметра нефтенасыщенности пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения, построенного с учетом капиллярных характеристик пласта
 |
 |
Рис. 3.8. Характер нефтенасыщенности пласта БВ8 залежи нефти Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза АА
 |
Рис. 3.9. Характер нефтенасыщенности пласта БВ8 залежи нефти Сенченского купола Самотлорского месторождения по линии профильного разреза ВВ
Таблица 3.3
Характеристика залежи нефти в пласте БВ8 Сенченского купола
3.2.2. Анализ разработки залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола в связи с её капиллярной моделью
Разработка пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения начата в 1993 году с работы разведочной скважины №1037Р. За период разработки с 1993 года по март 2006 года добыто 9031,4 тыс. т жидкости, из которых 5093,4 тыс. т нефти.
Средний дебит скважин по нефти за первый квартал 2006 года составил 45,4 т/сут, жидкости - 181,5 т/сут, средняя обводненность достигла 75%.
В пределах Сенченского купола пробурено 59 эксплуатационных скважин, из которых две скважины ликвидированы. В действующем фонде на пласт БВ8 на первый квартал 2006 года находится 37 добывающих скважин, из которых 33 скважины дают нефть, и 4 скважины остановлены. В пределах рассматриваемого участка расположено девять нагнетательных скважин.
По дебитам нефти восемь добывающих скважин относятся к числу малодебитных с дебитами до 10 т/сут при обводненности более 50%. У 63% скважин от общего фонда дебиты нефти изменяются в пределах 10-110 т/сут. Их обводненность составляет от 0% до 92%. Девять скважин работают с дебитами нефти более 110 т/сут. Восемь из них имеют обводненность меньше 60%.
По дебитам жидкости действующий фонд скважин распределяется следующим образом. С дебитами менее 60 т/сут работает 41% скважин и характеризуется обводненностью от 0 до 65%. У скважин, имеющих дебит более 60 т/сут. и составляющих 58% от действующего фонда, обводненность изменяется от 0 до 97%. Таким образом добывающие скважины действующего фонда достаточно резко различаются по дебитам и обводненности. Все они эксплуатируются механизированным способом.
Динамика основных текущих и накопленных показателей разработки приведена в таблице 3.4 и на рисунке 3.10.
Таблица 3.4
 |
Динамика основных технологических показателей разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
 |
Рис. 3.10. Динамика основных технологических показателей разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Рис. 3.11. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.03.2006
Рис. 3.12. Карта накопленных отборов пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.03.2006
Карты текущего состояния разработки и накопленных отборов для пласта БВ8 Сенченского купола приведены на рисунках 3.11 и 3.12 соответственно.
Ввод нагнетательных скважин на объект БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения начат с июля 2003 года. К 2006 году их количество составило 9 штук. В зонах максимальных отборов жидкости в настоящее время имеется область пониженного пластового давления. При начальном пластовом давлении равном 22,5 МПа на этом участке пластовое давление не превышает 14МПа. На периферийных участках пластовое давление составляет не менее 20МПа. Это может свидетельствовать о проявлении водонапорного режима.
Имеющиеся материалы позволяют проследить по времени, по мере бурения и ввода добывающих скважин в эксплуатацию, динамику их обводнения в зависимости от нахождения этих скважин в пределах чистонефтяной или переходной водонефтяной толщ, выделенных на основе изучения капиллярных характеристик залежи (рис. 3.13 – 3.17).
Разработка пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения начата в 1993 году вводом в эксплуатацию поисковой скважины №1037П. Скважина попала в переходную водонефтяную толщу и в первые же дни эксплуатации при дебите нефти 6,1 т/сут. имела обводненность 55% (рис. 3.13).
Скважина №1237-2Р, введенная в разработку в июле 1995 г., попала в чистонефтяную толщу. Дебит нефти составлял 71,2 т/сут при обводненности 0% (рис. 3.14).
На 1.01.1998 г в чистонефтяной толще эксплуатировалось три скважины №№1235П, 1237Р и 1237-2Р. Дебиты нефти изменяются от 56,7 т/сут до 106,5 т/сут, обводненность скважин не превышает 4% (рис. 3.15).
Скважина №61407, попавшая в водонефтяную толщу, с первых же дней своей работы при дебите нефти 33 т/сут. характеризовалась повышенной обводненностью – более 16% (рис. 3.16).
Рис. 3.13. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.11.1993 (начало разработки)
Рис. 3.14. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.08.1995
Рис. 3.15. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.01.1998
Рис. 3.16. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.09.1998
На карте текущих отборов на 1.01.2000 г обводненность скважин, пробуренных в водонефтяной толще, на первых этапах их эксплуатации уже достигала 48% (скважина №60037). В скважине №29970, пробуренной на этом же участке залежи в конце 1999 года, но попавшей в чистонефтяную зону, обводненность через год работы не превышала 8% при дебите нефти 55,6 т/сут (рис. 3.17).
В последующие годы тенденция меньшей обводненности скважин на начальном этапе их эксплуатации в пределах чистонефтяных толщ, как правило, сохранялась. Но ко второй половине 2004 года эта картина несколько нарушилась, что связано с подтоками подошвенных вод к забоям добывающих скважин. К настоящему времени (март 2006 года) восемь скважин, расположенных в пределах водонефтяной толщи, в связи с высокой обводненностью переведены в нагнетательные (рис. 3.11).
Рис. 3.17. Карта текущего состояния разработки пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения на 01.01.2000
На рисунке 3.18 представлен график сравнения динамики обводненности скважин, находящихся в чистонефтяной и в переходной водонефтяной толще за период с 1993 по 2006 год. Из данного графика следует, что обводненность скважин, которыми эксплуатируется переходная водонефтяная толща, изменяется со временем хаотически от 8% до 63% и имеет максимальные значения на первой стадии разработки месторождения. Обводненность скважин, находящихся в чистонефтяных зонах, со временем закономерно увеличивается от 0% до 77%. Рост обводненности скважин, расположенных в чистонефтяных толщах, обусловлен поднятием
 |
подошвенных вод в процессе разработки залежи.
Рис. 3.18. График сравнения динамики обводненности скважин, находящихся в ЧНТ и ПВНТ. Пласт БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
В таблицах 3.5 и 3.6 приведены основные технические показатели разработки на первые месяцы работы вводимых в эксплуатацию скважин до 2004 года, расположенных в чистонефтяных и переходных водонефтяных толщах.
Таблица 3.5
 |
Состояние разработки на первый месяц работы скважин, пробуренных в ЧНТ. Пласт БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Таблица 3.6
 |
Состояние разработки на первый месяц работы скважин, пробуренных в ВНТ. Пласт БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
 |
На основе этих данных были построены графики сравнения начальных дебитов нефти и обводненности скважин, пробуренных в ЧНТ и ВНТ (рис. 3.19, 3.20).
Рис. 3.19. График сравнения начального среднего дебита нефти скважин, находящихся в ЧНТ и ВНТ. Пласт БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
 |
Рис. 3.20. График сравнения начальной обводненности скважин, находящихся в ЧНТ и ВНТ. Пласт БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
Из этих материалов следует, что средний дебит нефти скважин, пробуренных в чистонефтяной толще, на начало их работы составлял 109,4 т/сут, что в три раза превышает начальный средний дебит нефти скважин, пробуренных в ВНТ. При этом средняя обводненность скважин в чистонефтяной толще в пять раз меньше средней обводненности скважин в переходной водонефтяной толще.
Таким образом, составление карт чистонефтяных и переходных водонефтяных толщ на основе изучения капиллярных характеристик продуктивных пластов может быть полезным при размещении добывающих скважин с целью оптимизации системы разработки и уменьшения степени обводненности добывающих скважин.
Кроме рассмотренных аспектов данные о капиллярных давлениях также могут быть использованы с целью наиболее оптимального размещения нагнетательных скважин.
В настоящее время в России более 95% добычи нефти идет с использованием метода заводнения [14]. При этом средняя обводненность добывающих скважин составляет 82%. На некоторых месторождениях Западной Сибири, например Талинском, произошло катастрофически быстрое обводнение, и в настоящее время в добываемой жидкости содержится всего лишь 5% нефти.
В.П. Гавриловым (2005) рассмотрены негативные стороны метода заводнения, определяющие резкое снижение коэффициента нефтеотдачи. В частности, к ним относятся форсированный нерегулируемый отбор флюидов из продуктивного пласта и шаблонное применение метода заводнения. В результате за контуром вытеснения остаются значительные объемы активных запасов нефти.
К одному из видов шаблонного подхода к методу заводнения можно отнести его применение без учета поверхностно-молекулярных свойств пород продуктивных пластов, т.е. их смачиваемости.
Согласно свойству жидкостей и газов самопроизвольно занимать положение и форму, при которых их капиллярная энергия достигает минимального значения, в гидрофильном коллекторе нефть занимает относительно крупные поры, охарактеризованные сравнительно низкими значениями капиллярных давлений, а вода – мелкопоровое пространство. Нагнетаемая же в преимущественно гидрофобный коллектор вода занимает относительно крупнопоровые каналы или сверхкапиллярные трещины, по которым быстро проходит к добывающим скважинам, нарушая монолитность залежи нефти. Именно такое явление наблюдается при разработке обычным методом заводнения залежи нефти в шеркалинской свите Талинского месторождения.
По устному сообщению И.И. Нестерова (2005), на нефтепромыслах Западной Сибири на один кубометр добытой нефти в среднем приходится около 7 м3 закачанной в пласт воды. Не исключено, что столь значительное превышение объема вытесняющего агента над добычей, отчасти обусловлено отсутствием в проектах разработки капиллярно-гравитационных моделей залежей, на основе которых можно с большей оптимальностью производить расстановку нагнетательных и добывающих скважин. Поскольку в гидрофильном коллекторе воде энергетически выгодно занимать относительно мелкопоровое пространство, охарактеризованное повышенными капиллярными давлениями, то нагнетаемая на таких участках вода не сможет вытеснить нефть из участков распространения крупнопоровых коллекторов. Это невозможно так как в этом случае воде необходимо преодолеть капиллярное давление. В результате нагнетаемая в пласт вода обойдет мелкопоровые участки пласта по пути наименьшего сопротивления и, в частности, может удалиться за контур нефтеносности. Следовательно, за фронтом вытеснения в относительно крупнопоровых разностях пород-коллекторов остаются «целики» нефти, размеры которых определяются характером микронеоднородности продуктивного пласта.
Таким образом, нагнетательные скважины для наиболее эффективного вытеснения нефти следует размещать на участках пониженных капиллярных давлений, а не формально по какой-либо равномерной геометрической сетке. Основанием для их расстановки может являться карта капиллярных давлений смещения (давления начала фильтрации).
Однако, некоторые специалисты по разработке нефтяных залежей придерживаются мнения о том, что нагнетательные скважины следует размещать на участках пониженной проницаемости охарактеризованных высокими значениями капиллярных давлений. Тем не менее следует отметить, что это противоречит закону природы, который описан уравнением Юнга-Лапласа. Отчасти такое суждение возникло как результат исследования процессов вытеснения нефти из образцов пород в кернодержателе. В этом случае насыщенный образец представляет собой систему, в которой вода имеет ограниченную степень свободы и может продвигаться только в одном направлении – от торца к торцу образца, что не соответствует реальным условиям недр. В пласте-коллекторе, представляющем раскрытую систему, вода может выбирать пути наименьшего сопротивления и обходить участки, где ей противодействуют капиллярные силы.
Также при лабораторных исследованиях создаются перепады давления и скорости фильтрации, резко отличные от тех, что имеются на межскважинном пространстве. Кроме того, из-за высоких скоростей и малых размеров образца, как правило, не успевает проявиться эффект смачиваемости.
В прискважинных зонах на линии нагнетания за счет высоких репрессий возникают зачастую турбулентные потоки и число Рейнольдса «зашкаливает». Поэтому характер течения жидкости в прискважинной зоне должен резко отличаться от течения воды и нефти на удаленном межскважинном пространстве.
Описанная особенность заводнения коллекторов в межскважинном пространстве, в частности, хорошо прослеживается в залежи пласта БС10 на юге Восточно-Моховой площади Федоровского месторождения [6].
Пласт БС10 Федоровского месторождения делится на две пачки. Верхняя пачка представлена частым переслаиванием коллекторов и неколлекторов. Глинистая перемычка между пачками в отдельных скважинах достигает 15 метров и лишь иногда сокращается до 2-3 м. При близких значениях эффективных толщин нефтенасыщенные толщины нижней пачки намного меньше эффективных, так как эта пачка приурочена к водонефтяной зоне и значительная её часть находится ниже ВНК. Верхняя же пачка практически не имеет контакта с пластовыми водами (за исключением узких краевых зон вблизи контура нефтеносности). Коэффициент проницаемости верхней пачки изменяется от 0,01 до 2,0 мкм2. При этом капиллярное давление смещения составляет от 6 до 100 кПа. Обводненность продукции в скважинах достигает в среднем 86,3%.
Залежь пласта БС10 разбуривалась в два этапа. Основной фонд пробурен в 1978-1982 г.г. В 1989-1991 годах было пробурено 112 скважин уплотняющего фонда, основная масса которых расположена ближе к стягивающим рядам, чем к нагнетательным.
Анализ насыщения пласта в уплотняющих скважинах на момент их бурения показал, что обводнение прослоев верхней пачки пласта БС10 за счет нагнетаемых вод произошло, в основном, вблизи от нагнетательных рядов. Здесь обводнение относительно мелкопоровых пород пласта в межскважинном пространстве происходит как по всему разрезу, так и по нижней части верхней пачки. Иногда обводнение происходит и по кровельной части пласта, если она представлена мелкопоровой фацией с относительно высокими значениями капиллярных давлений (скв. №7509). В относительно крупнопоровых фациях нефтенасыщенность практически не изменилась.
Анализ обводнения пласта по линиям, расположенным вкрест простирания нагнетательных рядов, показывает, что в зонах стягивания прорыв нагнетаемых вод происходит по сложным траекториям в виде языков обводнения. При этом прорыв нагнетаемых вод отмечается в скважинах уплотняющего фонда независимо от их местоположения в рядах скважин. Так в скв. №7529 отмечено обводнение пласта, а в скв. №7527 - нет, хотя последняя расположена ближе к нагнетательному ряду, чем скв. №7529.
Значительное снижение насыщения произошло в скважинах расположенных в зонах пониженной проницаемости, охарактеризованных сравнительно высокими значениями капиллярных давлений. Прогнозирование местонахождения этих целиков возможно путем составления капиллярных моделей залежей. Капиллярные модели, составленные в начальную стадию разработки залежи, могут быть использованы для проведения технологических мероприятий, направленных на предотвращение образования в пласте этого вида остаточной нефти. За основу построения капиллярной модели может быть принято капиллярное давление смещения, соответствующее давлению начала фильтрации.
В пределах пласта БВ8 Сенченского купола значения капиллярных давлений смещения изменяются от 10 до 95 кПа (рис. 3.21). Их распределение по площади залежи достаточно пестрое.
На двух небольших учасках на северо-востоке внешнего контура залежи капиллярные характеристики пласта свидетельствуют о хорошей сообщаемости залежи с законтурной областью. В связи с этим здесь достаточно эффективно может быть применено законтурное заводнение. Как известно, механизм вытеснения нефти при этом близок механизму, который создаёт природный водонапорный режим.
В связи с пестротой капиллярных характеристик пласта по территории залежи, в качестве внутриконтурного заводнения следует использовать избирательное и очаговое заводнение и исключить размещение нагнетательных скважин по равномерной геометрической сетке. При этом для нагнетания в пласт воды необходимо выбирать участки, охарактеризованные пониженными значениями капиллярных давлений.
Благоприятные точки для эффективной работы нагнетательных скважин при разработке залежи пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения приведены на карте капиллярных давлений (рис. 3.21).
Карты капиллярных давлений смещения могут быть также использованы для обеспечения относительно плавного продвижения фронта «нефть-вода» к забоям добывающих скважин путем создания пропорциональной этому параметру репрессии в нагнетательной скважине, находящейся на соответствующем участке продуктивного пласта.
Рис. 3.21. Карта капиллярных давлений начала фильтрации в залежи нефти пласта БВ8 Сенченского купола Самотлорского месторождения
3.3. Залежь нефти с трудноизвлекаемыми запасами пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения
Как известно [47], геолого-технологическая структура запасов нефти России на 35% состоит из традиционных запасов, то есть тех, которые можно рентабельно разрабатывать хорошо отработанными технологиями, и на 65 % - из трудноизвлекаемых запасов нефти, характеризующихся одним или несколькими осложняющими разработку факторами. 28% общих запасов нефти находятся в низкопроницаемых коллекторах, а 22% составляют остаточные запасы нефти в заводненных зонах. Десятки процентов запасов нефти отнесены к месторождениям со сложным геологическим строением.
В группу залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами следует также отнести залежи, приуроченные к гидрофобным коллекторам и к коллекторам со смешанной смачиваемостью.
По данным [47] в 2010 году в России планируется добыть 70% нефти из залежей с трудноизвлекаемыми запасами.
Очевидно, что при разработке залежей нефти с трудноизвлекаемыми запасами особое значение приобретают различные мероприятия воздействия на пласт, приводящие как к увеличению конечной нефтеотдачи, так и к увеличению текущих отборов нефти.
Как известно, в зависимости от режима разработки месторождения, методы воздействия на пласт подразделяют на первичные, вторичные и третичные.
Согласно данным А.Я. Хавкина (2002 г.), по применяемым средствам методы воздействия на пласт могут быть разделены на:
· уточнение системы разработки (уплотнение сетки скважин, группирование объектов и пластов);
· гидродинамические (цикличность, изменение направлений потоков, изменение депрессии в добывающих и репрессии в нагнетательных скважинах);
· технические (гидроразрыв, бурение горизонтальных и наклонно-направленных скважин, зарезка боковых стволов, перфорация);
· химические (ПАВ, полимеры, щелочи, кислоты, эмульсии, соли, гели, силикаты);
· газовые (углекислый, углеводородный и дымовой газы, азот, водогазовые смеси, пены);
· тепловые (горячая вода, пар, внутрипластовое горение, термогенерирующие агенты);
· физические (магниты, вибротехнологии, электровоздействие);
· биологические (на основе биотехнологий).
При необходимости могут также применяться различные комбинации вышеперечисленных средств.
Все указанные мероприятия направлены на преодоление противодействия капиллярных сил вытеснению нефти, поэтому капиллярные и капиллярно-гравитационные модели нефтяных залежей могут служить полезным подспорьем для решения подобных задач.
Капиллярно-гравитационные модели нефтяных залежей могут быть использованы с целью наиболее оптимального размещения добывающих и нагнетательных скважин, что поможет повысить конечную нефтеотдачу и снизить количество нагнетаемой в пласт непроизводительной воды. Таким образом, капиллярно-гравитационные модели могут быть использованы при уточнении системы разработки залежей на любой стадии их разработки. Для гидрофильных пород-коллекторов, как было указано выше, для решения этой задачи могут быть использованы карты капиллярного давления смещения (давления начала фильтрации). Для пород со смешанной смачиваемостью и гидрофобных могут быть полезны карты капиллярно-гравитационного отношения.
В качестве примера капиллярно-гравитационной модели были рассмотрены условия вытеснения нефти из залежи пласта ЮС2 тюменской свиты на одном из участков Восточно-Сургутского месторождения. Согласно современным представлениям эта залежь нефти относится к сложнопостроенным с трудноизвлекаемыми запасами.
Восточно-Сургутское месторождение находится на территории Нефтеюганского и Сургутского районов Ханты-Мансийского автономного округа.
Поисковое бурение на Восточно-Сургутской площади началось в 1976 г. В 1977 г. скважиной №28 в пласте ЮС1 васюганской свиты открыта залежь нефти. Из интервала 2835,0-2844,2 м пласта ЮС1 дебит притока нефти через 2 мм штуцер составил 20,2 м3/сут. Основная на месторождении залежь, приуроченная к пласту ЮС2 тюменской свиты, открыта в 1978 г. скважиной №56.
В соответствии со схемой районирования территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Восточно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность района, одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, установлена в широком стратиграфическом диапазоне: от среднеюрских (тюменская свита) до барремских отложений включительно. Месторождения района в большинстве своем многопластовые.
В пределах Сургутского нефтегазоносного района выделено пять нефтегазоносных комплексов: нижне-среднеюрский, верхне-юрский, баженовский, ачимовский и неокомский.
На Восточно-Сургутском месторождении промышленная нефтегазоносность установлена в нижне-среднеюрском, верхне-юрском, ачимовском и неокомском комплексах. Из баженовских глин (пласт Ю0) в скв. №27 получен приток воды дебитом 17,2 м3/сут.
Нижне-среднеюрский нефтегазоносный комплекс залегает на эродированной поверхности доюрского основания. Перекрыт он глинистой покрышкой нижневасюганской подсвиты. В разрезе комплекса на территории месторождения залежь нефти выявлена в пласте ЮС2. Залежь неантиклинальная. Её размеры составляют около 11х46 км. Продуктивный пласт имеет сложное строение. В его составе выделяется три пропластка: ЮС23, ЮС22, ЮС21. Пласты представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. В разрезе присутствуют прослои и линзы угля. В изобилии встречается растительный детрит. Это может указывать на низкую степень гидрофильности пород и возможное присутствие гидрофобных разностей. О последнем может также свидетельствовать низкая водоудерживающая способность пород (менее 30 %), отмеченная на участках скважин №№29, 90, 91, 95 и др. Открытая пористость и проницаемость пласта меняется по территории месторождения, в пределах 6-24,8% и от 0,01 до 258 мД соответственно. В составе пласта в пределах месторождения выделено 3 литолого-фациальные зоны [60]. На стыках этих зон должны присутствовать капиллярные барьеры различной силы, что может существенно осложнять разработку нефтяной залежи.
Сложное строение продуктивной толщи, резко изменчивые коллекторские свойства и контрастные значения капиллярных давлений на контактах разнородных фаций определили прихотливую форму заполнения ловушки нефтью и водой. При практически непрерывном распространении пород-коллекторов зачастую наблюдается несоответствие в распределении воды и нефти принципам антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. Так, в некоторых случаях вода в пласте залегает гипсометрически выше нефти. Внешний контур нефтеносности не согласуется со структурой кровли пласта и на большей части своего периметра пересекает её стратоизогипсы. В центральной части залежь нефти с запада экранируется водоносными породами, что установлено скважинами №51 и №52 Сургутской разведочной площади. При этом абсолютные отметки водонасыщенной части пласта составляют 2730-2800 м, тогда как на востоке залежи нефтеносным пласт является на абсолютных отметках около 2945 м (район скважин №№70, 71 и др.). Таким образом, разность отметок ВНК по контуру нефтеносности составляет около 150 м. Очевидно, что с запада залежь экранируется за счет более высоких капиллярных давлений в барьерной фации, представленной сравнительно мелкопоровыми породами, содержащими гравитационную воду.
Пласт опробован в 43 скважинах. Результаты опробования пласта ЮС2 Восточно-сургутского месторождения приведены в таблице 3.7. Притоки нефти различной интенсивности получены в 39 скважинах. В трех скважинах получены притоки воды. Из одной скважины притока не получено. Дебиты нефти изменяются в пределах от 0,5 м3/сут. при динамическом уровне 1170 м (скв. №62) до 25,9 м3/сут при 6 мм штуцере (скв. 42). Газовый фактор варьирует от 1,8 м3/м3 (скв. №167) до 82,9 м3/м3 (скв. №35). Пластовое давление в пласте ЮС22 изменяется от 28 МПа (скв. №166) до 34,3 МПа (скв. №189). Пластовая температура равна 810С – 930С.
Основным нефтепродуктивным объектом Восточно-Сургутского месторождения является пласт ЮС2. В остальных продуктивных пластах содержатся небольшие разобщенные залежи нефти.
Основная залежь нефти, приуроченная к пласту ЮС2, имеет сложное строение. Её контуры не подчиняются современной структуре пласта, в связи с чем наблюдаются значительные колебания отметок ВНК.
3.3.1.Капиллярно-гравитационная модель залежи нефти пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения
В пределах изученного участка Восточно-Сургутского месторождения абсолютные отметки кровли пласта ЮС2 изменяются от минус 3100 до минус 2780 м (рис. 3.22), то есть диапазон изменения гидростатических давлений может достигать 30 кг/см2 и более. Пласт ЮС2 представлен пачкой чередующихся песчаных и глинистых прослоев, залегающих в кровле тюменской свиты. Общая толщина пачки достигает 22 м. Число песчаных прослоев изменяется от двух до трех.
Песчаники полимиктовые, плохо отсортированные, характеризуются высокой удельной поверхностью (300 см-1 и более), в цементе присутствует хлорит. Песчаники являются первично преимущественно гидрофильными. Однако степень их гидрофильности невысока, что, прежде всего, обусловлено сравнительно низким содержанием кварца (до 45%). Кварц, как известно, характеризуется весьма высокой степенью гидрофильности и его содержание в породе существенно регулирует ее смачиваемость. Высокая удельная поверхность и содержание в цементе хлорита делает песчаную породу весьма предрасположенной к гидрофобизации за счет адсорбции как растворенных в воде нафтеновых кислот, так и полярных компонентов нефти.
Косвенной характеристикой смачиваемости породы-коллектора может являться ее водоудерживающая способность. Так в пласте ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения остаточная водонасыщенность изменяется от 17.9 – 50.1% (скв. №95) до 59.1 – 68.1% в скважине №41 (таблица 3.8).
Столь широкий диапазон колебания этого параметра свидетельствует о резкой пространственной изменчивости смачиваемости пород, слагающих пласт, и о присутствии в его составе как гидрофильных, так и гидрофобных разностей.
 |
Рис. 3.22. Структурная карта кровли зонального интервала ЮС21 Восточно-Сургутского месторождения
 |
Рис. 3.23. Карта капиллярных давлений в пласте ЮС21 Восточно-Сургутского месторождения
 |
Рис. 3.24. Карта капиллярно-гравитационного отношения в пласте ЮС21 Восточно-Сургутского месторождения
На карте капиллярных давлений в пласте ЮС2/1 Восточно-Сургутского месторождения (рис. 3.23) выделяются три зоны относительно низких капиллярных давлений. Одна из них пересекает залежь нефти в северо-восточном направлении (скв. №90Р, №78Р). В её пределах находится участок, разбуренный рядами эксплуатационных скважин. Вторая зона пониженных капиллярных давлений расположена в северной части рассматриваемого участка (скв. №№42Р, 55Р, 56Р). Третья зона, наименьшая по площади, занимает юго-восточную часть залежи (скв. №65Р).
Карта капиллярно-гравитационного отношения залежи нефти пласта ЮС2 Восточно-Сургутского месторождения (рис. 3.24) в общих чертах имеет сходство с картой капиллярных давлений, что обусловлено незначительным размахом глубин залегания пласта в пределах месторождения. Участки пониженных значений КГО в основном соответствуют зонам пониженных капиллярных давлений.
Наиболее высоким резервуарным потенциалом характеризуется северная и центральная части рассмотренного участка, ограниченные изолинией 0.35. Породы коллекторы являются сравнительно крупнопоровыми и в меньшей мере предрасположены к гидрофобизации. Во всяком случае, степень их гидрофильности высокая, что подтверждается достаточно высокой водоудерживающей способностью пород, составляющей от 59,1% до 68,1% (скв. №41). Следовательно, в пределах этой части Восточно-Сургутского месторождения может оказаться достаточно эффективным обычный способ заводнения. Однако, следует иметь ввиду, что на участках, охарактеризованных минимальными значениями КГО, при разработке методом заводнения могут остаться достаточно большие объемы нефти, окруженные относительно мелкопоровыми породами, насыщенными водой. Во избежание таких последствий на этих участках в процессе разработки можно рекомендовать очаговое заводнение.
Южная часть изученного участка Восточно-Сургутского месторождения характеризуется высокими значениями КГО. Это может свидетельствовать, во-первых, о распространении здесь низкопроницаемых пород-коллекторов и, во-вторых, о присутствии слабо гидрофильных, или даже гидрофобных, разностей. Последнее косвенно подтверждается тем, что водоудерживающая способность песчаников пласта ЮС2 здесь составляет от 17,9% (скв. 95) до 22,6% - 31,5%(скв. №91). Таким образом, в южной части рассмотренного участка разработка залежи путем обычного заводнения не принесет желаемых результатов, поскольку нефтеотдача при традиционном методе вытеснения нефти здесь вряд ли превысит 5% [52].
Для повышения эффективности извлечения нефти на этом участке можно рекомендовать применение вытесняющего флюида, который бы в большей мере, чем вода, смачивал поверхность породы-коллектора. В частности, к таким агентам могут быть отнесены различные водогазовые смеси, дымовые газы, азот и др. [45].
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Аббасов М.Т., Борисов Ю.П., Боксерман А.А., Желтов Ю.П. Результаты и перспективы развития исследований в области повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи. //Развитие и совершенствование систем разработки нефтяных месторождений. - М.: Наука. - 1989. - с.15-53.
2. Атлас геология и нефтегазоносность Ханты-мансийского автономного округа.//Государственное предприятие ХМАО “Научно-аналитический центр рационального недропользования имени В.И. Шпильмана.” –г. Ханты-Мансийск. – 2004.-с.148.
3. Барков С.Л., Каналин В.Г., Дорошенко А.А., Белкина В.А. /Геолого-промысловые методы изучения нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Тюмень, Вектор-бук, 1999.
4. Баулин В.В., Белопухова Е.Б., Дубиков Г.И., Шмелев Л.М. /Геокрилогические условия Западно-Сибирской низменности. М., Наука, 1967.
5. Большаков Ю.Я. Теория капиллярности нефтегазонакопления. - Новосибирск. Наука.- 1995.- 182с.
6. Большаков Ю.Я., Дорошенко А.А., Большакова Е.Ю. / Влияние капиллярных сил на образование целиков нефти в межскважинном пространстве при разработке залежей методом заводнения // Материалы научно-практической конференции «Нефтегазоносность и оптимальные методологические решения поиска, разведки и разработки месторождений углеводородов в пределах Западно-Сибирской плиты», Тюмень, 2003 г. //.
7. Бочкарев В.С., Латыпова З.А., Тихомирова В.В. Палеотектонический анализ истории развития Уренгойского мегавала с целью определения времени формирования залежей нефти и газа в Западной Сибири. //Труды ЗапСибНИГНИ. – 1978 – Вып. 133 – с. 78-90.
8. Бочкарев В.С. Становление молодых платформ и ранние этапы их развития //Новые материалы по геологии и нефтегазносности Западно-Сибирской низменности. Тюмень, 1972.
9. Быков Н.Е. Справочник по нефтепромысловой геологии. – М., Недра, 1981.
10. Брадучан Ю.В. Региональные стратиграфические подразделения мезозоя Западной Сибири //Основные проблемы геологии Западной Сибири. Тюмень, 1985. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 200.
11. Вашуркин А.И, Свищев М.Ф., Ложкин Г.В. Повышение нефтеотдачи нефтегазовым воздействием на пласт. -Нефтепромысловое дело, 1977, №9.
12. Геология и нефтегазоносность Нижневартовского района. Тр. ЗапСибНИГНИ, вып. 83, Тюмень, 1974 // Ред. Нестеров И.И.
13. Варламов И.П. Основные итоги изучения новейшей тектоники равнин Сибири в связи с их нефтегазоносностью. //Геоморфология. – 1983. - №3 – с. 13-22.
14. Гаврилов В.П. Концепция продления «нефтяной эры» России. Геология нефти и газа, 2005, №1, с. 53-59.
15. Геокриология СССР. Западная Сибирь. //Под редакцией Э.Д. Ершова, М., «Недра», 1989, с. 454.
16. Гиматудинов Ш.К, Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра.- 1982.- с. 310.
17. Гиматудинов Ш.К. Нефтеотдача коллекторов. – М. Недра, 1970.
18. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - М.: Недра.- 1986.- с. 608.
19. Граусман А.А. Закономерности изменения поровых коллекторов при погружении.- Якутск.- 1984.- с. 136.
20. Гуревич А.Е., Капченко Л.Н., Кругликов Н.М. Теоретические основы нефтяной гидрогеологии. – Л.: Недра, 1972. – с. 271.
21. Дорошенко А.А., Никашкин А.М. Использование дискретно-непрерывных моделей при изучении зависимостей между свойствами геологических объектов//Методы автоматизированной оценки пористости и водонасыщенности в терригенных коллекторах. - Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1987.
22. Еременко Н.А., Желтов Ю.П., Рыжик В.М., Мартос В.Н. и др. Извлечение нефти из выработанных залежей после их переформирования. - М.: ВНИИОЭНГ.- 1978.- с. 59.
23. Еременко Н.А., Михайлов И.М., Яковлев Б.М. Роль гидравлических сил в сохранении несводовых залежей нефти и газа. //Поисково-разведочные работы на нефть и газ. – М., 1978. – Вып. 17. – с. 36-48.
24. Ермаков В.И., Кирсанов А.Н., и др. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера. М. «Недра», 1995, с. 464.
25. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Головский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М. Недра, 1997.
26. Каталог литолого-стратиграфических разбивок разрезов поисково-разведочных скважин/ Ханты-Мансийский автономный округ /Под редакцией Гришкевича В.Ф., Теплякова Е.А. – Ханты-Мансийск, 2000. – с. 432.
27. Конторович А.Э. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири., М.:Недра. – 1975. – с. 679.
28. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. -М.: Недра, 1974. – с. 192.
29. Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Геотермия нефтегазоносных областей Западной Сибири. – М. Недра, 1987 – с. 134.
30. Леворсен А. Геология нефти и газа. – М.: Мир, 1970. – с. 488.
31. Мкртчян О.М., Филина С.И. Особенности строения пласта Ю2 Западной Сибири и размещения в нем залежей нефти и газа //Геология нефти и газа. – 1985, №3.
32. Мясникова Г.П, Шпильман В.И. Методы выявления перспективных зон и месторождений нефти и газа.//Учебное пособие. Тюмень,, 1995, с.125.
33. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. – М.: Недра, 1976. – с. 183.
34. Нестеров И.И., Курчиков А.Р., Ставицкий Б.П. Соотношения современных и максимальных палеотемператур в осадочном чехле Западно-Сибирской плиты //Изв. АНСССР. Сер. Геол. – 1982 - №2. – с. 112-120.
35. Никашкин А.М., Ясович Г.С., Ногожельская В.В. Особенности строения и нефтеносности пласта Ю2 юго-восточного склона Сургутского свода// Тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1983, вып.183.
36. Никифорова К.В. Общепланетарные климатические колебания. //Бюл. комиссии по изучению четвертичного периода. – 1989. - №56. – с. 37-48.
37. Плавник Г.И., Шпильман А.В. Новые объекты оценки потенциальных ресурсов углеводородов в нижнемеловых отложениях Западной Сибири. /Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа. (Четвертая научно-практическая конференция). Под ред. Карасева В.А, Ахпателова Э.А., Волкова В.А. – Ханты-Мансийск, 2001, с. 108-113.
38. Разживина Л.С. Особенности строения и условия формирования пластов Ю2-3 Восточно-Сургутского месторождения //Геофизические методы локального прогноза нефтегазносности Западной Сибири. Сб. научн. тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1989.
39. Рудаков Г.В. Вопросы физико-химии нефти и коллекторов: Тр. Гипротюменьнефтегаз. Тюмень, 1971. – Вып. 25. – 141 с.
40. Региональные стратиграфические схемы мезозойских отложений Западно-Сибирской равнины. Тюмень, 1991.
41. Рыбак В.К. Влияние неотектоники на изменение положения ВНК залежей нефти Красноленинского свода. //Тектоника Западной Сибири. – Тюмень, 1987. – с. 126-129.
42. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. – Л.: Недра, 1989. – 260 с.
43. Балабанов В.Т., Голубев В.Н., Девяткин В.Н. и др. Тепловое поле недр Сибири – Новосибирск: Сибирское отделение, 1987. – с.196.
44. Соколовский А.П. Обоснование нефтеносности пласта Ю2 в пределах Сургутского свода //Выбор объектов нефтегазопоисковых работ на базе общегеологических и палеографических критериев. - Сб. научн. тр. ЗапСибНИГНИ. – Тюмень, 1983 вып. 183.
45. Трифонов А.С. Водогазовое воздействие применительно к условиям полимиктовых коллекторов Западной Сибири. Нефтепромысловое дело. М., 1992, №2.
46. Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты под ред. Шпильмана В.И, Змановского Н.И., Подсосовой Л.Л. 1998.
47. Хавкин А.Я. О классификации технологий воздействия на нефтяные пласты. //Наука и технология углеводородов, 2002, №1, с. 40-49.
48. Хавкин А.Я. Извлекаемые и трудноизвлекаемые запасы нефти. ТЭК, 2002, №2, с. 38-39.
49. Ханин А.А. Породы-коллекторы нефти и газа и их изучение. - М.: Недра. - 1969.- с. 366.
50. Хафизов Ф.З. Повышение эффективности разведки залежей крупных нефтегазоносных комплексов. - Л.: Недра. Ленингр. отд-ние РАН. – 1991. – с. 264.
51. Шпильман В.И. Количественный прогноз нефтегазонсности. М., Недра, 1982, с. 215.
52. Haung E.T.S., Holm L.W. Effect of WAG injection and rock wettability on oil recovery during CO2 flooding // SPE Reservoir Eng. – 1988 – Vol.3. - № 1. - p.119-129.
53. Jennings J.B. Capillary Pressure Technigues: Application to Exploration and Development Geology //AAPG Bull/ - 1987. - Oct. - Vol. 71. - p.1196-1209.
