WWW.DISUS.RU

БЕСПЛАТНАЯ НАУЧНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

 

Изучение и прогноз зон развития природной и техногенной трещиноватости пластов с целью повышения нефтеотдачи (на примере тюменского месторождения)

На правах рукописи

Коробейников Алексей Александрович

ИЗУЧЕНИЕ И ПРОГНОЗ ЗОН РАЗВИТИЯ ПРИРОДНОЙ
И ТЕХНОГЕННОЙ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПЛАСТОВ
С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

(на примере Тюменского месторождения)

Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведка

горючих ископаемых

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата геолого-минералогических наук

Тюмень, 2009

Работа выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) и в ОАО «СК «Черногорнефтеотдача»

Научный руководитель – доктор геолого-минералогических наук,

профессор Большаков Юлий Яковлевич,

Тюменский государственный нефтегазовый

университет (ТюмГНГУ)

Официальные оппоненты: – доктор геолого-минералогических наук,

профессор Ягафаров Алик Каюмович,

Тюменский государственный нефтегазовый

университет (ТюмГНГУ)

– кандидат геолого-минералогических наук

Александров Вадим Михайлович,

ОАО «Тандем»

Ведущая организация – Западно-Сибирский филиал

Института нефтегазовой геологии и геофизики

им. А.А. Трофимука сибирского отделения

Российской Академии Наук

(ЗСФ ИНГГ СО РАН)

Защита диссертации состоится 11 июня 2009 г. в 1400 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.05 при Тюменском государственном нефтегазовом университете (ТюмГНГУ) по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, институт геологии и геоинформатики, ауд. 113.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре Тюм ГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Отзывы, заверенные печатью учреждения в 2-х экземплярах, просим направлять по адресу: 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 56, ученому секретарю диссертационного совета. Факс – 8 (3452) 46-30-10,

e-mail: [email protected], [email protected]

Автореферат разослан 8 мая 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат геолого-минералогических наук Т.В. Семенова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. В последние годы в нефтегазовой геологии происходит коренная переоценка основ и принципов построения промыслово-геологических моделей залежей углеводородов. Это вызвано нарастающим несоответствием между реальным сложным геологическим строением разрабатываемых месторождений и традиционными геологическими представлениями о структуре залежей, пространственном распределении фильтрационно-емкостных свойств и характере насыщения продуктивных пород.

Выявляется все более значительная роль дизъюнктивной тектоники и трещиноватости пород в процессах образования залежей не только в плотных карбонатных породах, но и в песчаниках, традиционно относящихся к коллекторам порового типа.

В крупнейшем регионе нефтедобычи, каким является Западная Сибирь, роль блокового строения, а также природной и техногенной трещиноватости настолько значима, что их необходимо учитывать при разведке, подсчете запасов и обосновании технологии разработки залежей.

Модель трещиновато-пористой среды реализует фактическую динамику обводнения скважин, используя в качестве исходных данных результаты лабораторных исследований по функциям относительных фазовых проницаемостей и капиллярным кривым, а также оценки объемов и проницаемости трещин.

Цель работы. Разработка рекомендаций для эффективной выработки остаточных извлекаемых запасов Тюменского месторождения на основе изучения и прогноза зон развития природной и техногенной трещиноватости.

Основные задачи исследования.

  1. Уточнение структурно-тектонических особенностей строения площади, выявление и трассирование возможных зон тектонических нарушений, выделение зон дробления (разуплотнения) и трещиноватости.
  2. Оценка параметров техногенных зон трещиноватости (структура, азимутальное направление, размеры) и изучение пространственно-временного распределения техногенной трещиноватости по площади.
  3. Определение параметров (критическое давление разрыва пласта, качество нагнетаемой воды и режимы закачки нагнетаемой воды по петрофизическим данным, режимы работы добывающего фонда и пр.), способствующих образованию техногенной трещиноватости.
  4. Определение параметров оптимальной системы заводнения пласта ЮВ1.

Научная новизна.

  1. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов углеводородов на Тюменском месторождении.
  2. Разработана методика определения оптимальных параметров энергетического состояния пласта с целью эффективного применения методов повышения нефтеотдачи.
  3. Обоснованы геолого-промысловые критерии по оптимальному применению комплексного воздействия методами повышения нефтеотдачи в Широтном Приобье.

Защищаемые положения.

  1. Построение разломно-блочной модели позволило уточнить структурно-тектонические условия формирования изучаемой площади, а также установить размещение зон тектонических разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций.
  2. Установлен прежде неизвестный на Тюменском месторождении трещиновато-поровый тип коллекторов, что позволило оптимизировать на последней стадии разработки комплекс применяемых методов повышения нефтеотдачи с внедрением интегрированных методов увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и т.д.
  3. Выявлены закономерности размещения остаточных трудноизвлекаемых запасов на изучаемом месторождении, что позволило повысить качество геолого-промыслового обеспечения комплексных геолого-технологических мероприятий, за счет их адресного применения.

Практическая значимость работы.

Полученные в результате проведенной работы данные о напряженно-деформированном состоянии пласта ЮВ1 и закономерностях его изменения во времени расширили представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, а также позволили оценить влияние масштабной техногенной деятельности при разработке Тюменского месторождения, что явилось основой для принятия комплекса технических решений по эффективной доразработке объекта ЮВ1.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских, Международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях, семинарах и симпозиумах: Проблемы обработки и интерпретации геофизических исследований скважин (Тюмень, 2005 г.); Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири (Тюмень, 2005 г., 2006 г.); Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО (Ханты-Мансийск, 2005 г.); Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определение параметров для подсчета запасов нефти и газа (Тюмень, 2006 г.); Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна (Тюмень, 2007 г.); Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов (Казань, 2007 г.);

Основные положения диссертации опубликованы в 14 научных статьях, в том числе 3 статьи в журналах, рецензируемых ВАК РФ.

Эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в процессе трансформации порового коллектора в трещиновато-поровый уделялось большое внимание в работах следующих авторов: Медведский Р.И., Каналин В.Г., Боксерман А.А., Попов И.П., Апельцин Э.А., Бембель Р.М., Бодрягин А.В., Бриллиант Л.С., Гольф-Рахт Г.Д., Желтов Ю.П., Курчиков А.Р., Лебединец Н.П., Мартынов О.С., Митрофанов А.Д., Нежданов А.А., Петухов А.В., Репин В.И., Ханин А.А., Шпуров И.В., Ягафаров А.К. и многие другие.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, общим объемом 221 страница машинописного текста. Содержит 116 рисунков и 26 таблиц. Список использованной литературы включает 92 источника, в т,ч. 2 иностранных.

Диссертация выполнена в Тюменском государственном нефтегазовом университете и в ОАО «СК «Черногорнефтеотдача» под руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора Большакова Ю.Я., которому автор искренне признателен за поддержку и внимание при выполнении работы.

В своей работе автор пользовался помощью, советами и критическими замечаниями Попова И.П., Дорошенко А.А., Мясниковой Г.П., Белкиной В.А., Усенко Т.П., Митрофанова А.Д., Бодрягина А.В. Всем им автор выражает искреннюю благодарность.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первом разделе дается краткая характеристика геолого-физической модели среды, а также состояния разработки Тюменского месторождения, определяются основные проблемы разработки и структура остаточных запасов месторождений Западной Сибири находящихся на поздней стадии разработки.

В тектоническом отношении район работ расположен в центральной части Западно-Сибирской плиты. Объектом детального изучения является верхний (мезо-кайнозойский) структурно-тектонический этаж, с которым связаны все основные запасы углеводородов Западной Сибири.

Основным объектом разработки Тюменского месторождения является пласт ЮВ11, вскрытый на абсолютных отметках - 2601 2665 м. В среднем общая толщина пласта составляет 13,6 м. Эффективная толщина в среднем составляет 9,4 м. Пористость изменяется в интервале от 15,0 до 23,6%, проницаемость – от 1,0 до 607,9 мД.

Геолого-статистический разрез пласта ЮВ11 характеризует достаточно хорошую выдержанность песчаных пропластков в кровле. Середина и подошва пласта глинизируется частично или полностью.

Анализ неоднородности проводился в соответствии с классификацией строения типов пластов: 1. Гидродинамически связанный коллектор (ГСК); 2. Распространение гидродинамически связанного и прерывистого коллекторов (ГСК+ПК); 3. Прерывистый коллектор (ПК); 4. Сильно прерывистый коллектор (СПК). Пласт в целом относится к первому типу строения коллектора. В соответствии с предложенной классификацией была построена зональная карта пласта ЮВ11 (рис. 1).

Объект ЮВ1 является основным объектом разработки (извлекаемые запасы объекта составляют 60% от извлекаемых запасов всего месторождения). По состоянию на 1.07.2005 г. на объекте ЮВ1 числится 122 скважины, из них 91 добывающая и 31 нагнетательная.

 Зональная карта пласта ЮВ11 Тюменского месторождения Всего с-2 Рис. 1. Зональная карта пласта ЮВ11 Тюменского месторождения

Всего с начала разработки объекта ЮВ1 на 1.07.2005 г. добыто 5856 тыс.т нефти, что составляет 95,4% от НИЗ. Текущий КИН 42,8%. Динамика основных показателей разработки представлена на рисунке 2. В настоящее время разработка объекта находится на завершающей стадии. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой составляет 85%.

Освоение системы ППД сопровождалось неоправданным наращиванием объемов нагнетаемой в пласт воды, что способствовало быстрому обводнению и выбытию из эксплуатации добывающих скважин.

 Динамика показателей разработки объекта ЮВ1 В настоящее время-3 Рис. 2. Динамика показателей разработки объекта ЮВ1

В настоящее время действующий фонд добывающих скважин составляет 46% от общего фонда скважин. Основную часть бездействующего фонда (44%) составляют высокообводненные скважины.

Анализ состояния разработки Тюменского месторождения, сопоставление проектных и фактических показателей свидетельствуют о необходимости корректив в области проектных решений с целью их адаптации к существующим геологическим условиям. Уточнению подлежат оставшийся к бурению проектный фонд, проектные уровни добычи нефти и жидкости, проектные решения в области реализации системы ППД и др.

Во втором разделе описан тип коллектора пласта ЮВ11 Тюменского месторождения в начальный и текущий периоды разработки, установлены основные факторы трансформации в процессе разработки порового типа коллектора в трещиновато-поровый, приведена характеристика комплексного проявления природной и техногенной трещиноватости и существующих при данных условиях проблем нефтеизвлечения.

 График КПД скважины 332 пласта ЮВ11 Тюменского месторождения На-4 Рис. 3. График КПД скважины 332 пласта ЮВ11 Тюменского месторождения

На современном этапе разработки кривые восстановления и падения давления приобрели вид ломаной из трех звеньев. КВД и КПД такой конфигурации на скважинах Тюменского месторождения являются бесспорным диагностическим признаком среды с двойной пористостью (рис. 3).

Результаты промыслово-гидродинамических исследований, а также математический анализ работы добывающих скважин свидетельствуют о вполне вероятном наличии в породах продуктивного пласта ЮВ11 Тюменского месторождения трещиноватости, которая оказывает большое влияние на показатели его разработки.

Следует отметить, что наличие в пласте естественных трещин значительно облегчает образование техногенных трещин.

В третьем разделе на основе существующих данных дистанционных методов установлено наличие природной трещиноватости на Тюменском месторождении, составлена разломно-блочная модель пласта ЮВ11, достоверность которой подтверждается данными эксплуатации скважин.

Установлено, что территория исследований находится в сложной структурно-тектонической обстановке, в зоне разрывов, сжатий и горизонтально-сдвиговых деформаций, что, вероятно, имело большое влияние на формирование структурных планов и процессов нефтегазонакопления.

Условные обозначения: Структурно-тектоническая карта по кровле-5Условные обозначения: Рис. 4. Структурно-тектоническая карта по кровле пласта ЮВ11 с элементами геодинамики с учетом гравимагнитных данных. Тюменское месторождение

С целью изучения природной трещиноватости Тюменского месторождения были обработаны и переинтерпретированы данные дистанционного зондирования земной коры, данные гравиметрических и магнитометрических исследований, сейсмические данные по отражающим горизонтам, такие как структурные карты и временные разрезы. Результатом данного изучения является разломно-блочная модель пласта ЮВ1 Тюменского месторождения (рис. 4).

Выделено четыре системы дизъюнктивных нарушений:

1) северо-западная - региональная;

2) северо-восточная - региональная;

3) субмеридиональная - локальная; 4) субширотная - локальная.

Построенная разломно-блочная модель дифференцирована по геологическим и эксплуатационным параметрам, на основании чего были выделены 4 участка месторождения:

  1. Южная часть месторождения (участок 1), контролируемая разломом 8-8 формировалась в активной геодинамической обстановке и характеризуется повышенной трещиноватостью блоков. Участок характеризуется резким обводнением скважин (с 5% до 80% за 2 года). Дебит жидкости изменяется от 1 до 192 т/сут.
  2. Центральная часть месторождения (участок 2 на северо-востоке центральной части месторождения), контролируемая разломами 8-8 и 10-10, формировалась в более спокойной геодинамической обстановке по сравнению с южной частью месторождения. Рост обводненности на участке составляет с 0% до 95% за 9 лет. Дебит жидкости изменяется от 23 до 176 т/сут.
  3. Центральная часть месторождения (участок 3 в зоне разуплотнения), контролируемой разломом 13-13, формировалась в более спокойной геодинамической обстановке по сравнению с южной частью месторождения. Территория участка является сложнопостроенной, в зоне пересечения региональных разломов отмечается усиление трещиноватости. Закономерность динамики обводненности выражена не достаточно четко. Дебит жидкости изменяется от 18 до 284 т/сут.
  4. Северная часть месторождения (участок 4) формировалась в самой спокойной геодинамической обстановке по сравнению с центральной и южной частями. Рост обводненности скважин имеет плавный характер (с 2% до 90% за 7 лет). Дебит жидкости изменяется от 4 до 77 т/сут.

В четвертом разделе установлено наличие техногенной трещиноватости пласта ЮВ11 Тюменского месторождения, оценено влияние как фильтрационно-емкостных свойств горных пород, так и техногенных трещин на процесс обводнения продукции, определены условия трещинообразования и на основе трассерных исследований проведена оценка работы нагнетательных и добывающих скважин в условиях наличия природной и техногенной трещиноватости.

Обнаружена четкая приуроченность максимального обводнения скважин к зонам совместного распространения гидродинамически связанного и прерывистого коллекторов (ГСК+ПК).

Анализ карт накопленной добычи жидкости и нефти показал, что на долю высокодебитных скважин, составляющих 19% от общего фонда приходится 37% обьема добычи нефти, в то время как низкодебитные скважины (48%) дали только 17% добытой нефти, т.е. одна высокодебитная скважина дает в среднем в 5 раз больше нефти, чем обычная (поровая) скважина.

Приведенные данные подтверждают сделанный ранее автором вывод о развитии трещиновато-пористого типа коллектора пласта ЮВ11, а также о том, что контрастные фильтрационно-емкостные свойства пород не являются главным фактором увеличения продуктивности скважин.

К техногенным причинам возникновения высокой обводненности относятся следующие факторы:

1. Работа системы ППД пласта ЮВ1.

2. Межпластовые перетоки при наличии ЗКЦ.

3. Перетоки из скважин объекта ЮВ1 при наличии гидродинамических окон в глинистой перемычке между пластами ЮВ11 и ЮВ12.

4. Применение ГРП в добывающих и нагнетательных скважинах.

5. Форсированный отбор жидкости при высокой депрессии.

C целью оценки давления открытия (смыкания) техногенных трещин, а также определения влияния величины давления нагнетания (забойного давления) на общую приемистость, работающую толщину, коэффициент охвата и профиль приемистости пласта ЮВ11 были выполнены специальные ПГИС на разных режимах:

    1. Во всех исследованных скважинах отмечается увеличение приемистости пласта ЮВ11 с увеличением давления нагнетания. При этом при превышении порогового значения давления нагнетания (117-127 атм.) интенсивность роста приемистости кратно возрастает, что обусловлено раскрытием в призабойной части пласта ЮВ11 техногенных трещин, образовавшихся в результате целенаправленного или самопроизвольного гидроразрыва.
    2. При увеличении забойного давления происходит увеличение работающей (по фильтру) толщины. Однако, при давлениях, близких к критическим (390-401 атм.), часто наблюдается уменьшение работающих толщин, что вероятно обусловлено вытеснением из работы трещинами порового коллектора.

Проведенный комплекс индикаторных исследований позволил определить объёмы каналов низкого фильтрационного сопротивления (НФС), их проницаемость, направленность и скорость фильтрации закачиваемой по каналам НФС воды.

 Условные обозначения: Роза-диаграмма приведенных скоростей-7 Условные обозначения:  Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора,-8 Рис. 5. Роза-диаграмма приведенных скоростей перемещения индикатора, совмещенная со структурной картой кровли пласта ЮВ11 Тюменского месторождения

Анализ трассерных исследований показал:

  1. В процессе проведения трассерных исследований не во всех исследуемых скважинах обнаружены поступления трассера (рис. 5). Это свидетельствует о том, что вытеснение нефти закачиваемой жидкостью происходит разновременно и разнонаправленно как по трещинам, так и по поровой матрице породы.
  2. Скорость и концентрация поступающего в добывающие скважины трассера различается более чем на порядок, что свидетельствует о том, что при вытеснении нефти существенное участие принимает система техногенных трещин.
  3. По характеру реагирования скважин можно сделать вывод о том, что пачки “а” и “b” пласта ЮВ11 существенно неоднородны, в них имеются зоны резкого изменения коллекторских свойств, непроницаемые экраны и т.д.
  4. Небольшая толщина глинистого раздела и наличие зон слияния между пачками “а” и “b” пласта ЮВ11 на большей части площади месторождения позволяет сделать вывод о том, что пласт ЮВ11 является единой гидродинамической системой.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Полученные в результате проведенных работ данные о напряженно-деформированном состоянии пласта ЮВ11 и закономерностях его изменения во времени уточняют представления о природе естественных деформационных процессов, протекающих в верхней части земной коры, и влиянии масштабной техногенной деятельности при разработке Тюменского месторождения. Данные о фактическом состоянии динамически напряженных зон и участков развития природной и техногенной трещиноватости рекомендуется использовать при проектировании дальнейшей эффективной доразработке объекта ЮВ1 и разработке объектов БВ101-2 и БВ11 в следующих направлениях:

1. Обоснование и оптимизация систем разработки сложно построенных залежей углеводородов (бурение вторых стволов, горизонтальное бурение, проведение ГРП);

2. Обоснование размещения добывающих и нагнетательных скважин (уточнение размещения высокодебитных скважин, сокращение высокообводненных, низкодебитных и сухих скважин);

3. Оптимизация давления нагнетания (формирование системы ППД и мероприятий по нагнетательному фонду по всей площади).

Разработанная программа геолого-технологических мероприятий включает следующие основные положения:

  1. При размещении эксплуатационных скважин следует учитывать влияние от закачки нагнетательных скважин в добывающие в зависимости от гипсометического уровня.
  2. Нагнетательные скважины, расположенные в пределах области природной трещиноватости, следует переводить на циклический режим работы с обоснованно подобранной длительностью циклов.
  3. В области разуплотнения горных пород добывающие скважины также следует переводить на циклический режим работы в соответствии с технологией нестационарного адресного воздействия на пласт.
  4. Оптимизация выработки запасов предусматривает:
  • Мероприятия, направленные на интенсификацию добычи нефти в кровельных участках залежи путем проведения ремонтно-изоляционных работ, бурения боковых стволов, ГРП и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин;
  • Оптимизацию системы заводнения с целью создания замкнутых систем воздействия на отдельные линзы ГСК;
  • Восстановление системы заводнения целенаправленного воздействия на различные пачки пласта ЮВ11 путем оптимизации перфорации нагнетательных скважин.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ

  1. Контроль выработки запасов на основе комплексирования результатов индикаторных исследований и определений оптических свойств флюида // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – М., 2009 – №1 – с. 57–62. (В соавторстве: Никитин А.Ю., Митрофанов А.Д., Бодрягин А.В., Куприянов Ю.Д.)/
  2. Коррекция процесса разработки объекта ЮВ1 Западно-Могутлорского месторождения на основе проведения комплексных гидродинамических (трассерных) и дистанционных исследований // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений – М., 2009 – №2 – с. 42–52. (В соавторстве: Бахтияров Г.А., Митрофанов А.Д., Бодрягин А.В., Куприянов Ю.Д.).
  3. Эффективность применения потокоотклоняющих технологий на Талинской площади Красноленинского месторождения по результатам трассерных исследований // Нефтепромысловое дело – М., 2009 – №2 – с. 17–21. (В соавторстве: Лоскутов К.Ю., Буйнов Е.С., Трясин Е.Ю., Никитин А.Ю., Бодрягин А.В.).

Список публикаций по теме диссертации:

  1. Анализ режимов закачки воды в пласт ЮВ1 Тюменского месторождения для выявления оптимальных давлений нагнетания // Горные ведомости - Тюмень, 2007 – №3 – с. 48–61. (В соавторстве: Бодрягин А.В., Титов А.П. и др.).
  2. Влияние режимов закачки нагнетаемой воды на ФЕС терригенных пластов // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» – Тюмень, 2007 – с. 112–112. (В соавторстве: Абрамов А.С., Титов А.П. и др.).
  3. Использование геолого-геофизических данных для выявления природной и техногенной трещиноватости пласта ЮВ1 Тюменского месторождения // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» – Тюмень, 2006 – с. 147–148. (В соавторстве: Титов А.П., Никитин А.Ю. и др.).
  4. Использование гидродинамических методов для выявления техногенной трещиноватости пласта ЮВ1 Тюменского месторождения // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» – Тюмень, 2006 – с. 137–143. (В соавторстве: Титов А.П., Юсупов К.С. и др.).
  5. Комплексирование геолого-промысловых данных для эффективного применения интегрированных МУН (ИМУН) на поздней стадии разработки месторождений // Горные ведомости – Тюмень, 2007 – №11 – с. 46–55. (В соавторстве: Боксерман А.А., Курчиков А.Р. и др.).
  6. Комплексирование гидродинамических исследований для выявления оптимальных параметров разработки пласта ЮВ1 Тюменского месторождения // Горные ведомости – Тюмень, 2007 – №1 – с. 40–53. (В соавторстве: Бодрягин А.В., Юсупов К.С. и др.).
  7. Комплексный анализ гидродинамических и геолого-геофизичеких данных для выявления условий возникновения техногенной трещиноватости пласта ЮВ1 Тюменского месторождения // Материалы 10-й геофизической научно-практической конференции Евро-Азиатского геофизического общества (НИЦ ТюменьОЕАГО) «Эффективность использования данных геофизических исследований при обосновании модели залежи углеводородов и определениии параметров для подсчета запасов нефти и газа» – Тюмень, 2006 – с. 188–193. (В соавторстве: Бодрягин А.В., Маркелов В.Б. и др.).
  8. Определение природной трещиноватости пласта ЮВ1 Тюменского месторождения на основе существующих данных дистанционных методов // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» – Тюмень, 2007 – с. 155–159. (В соавторстве: Мартынов О.С., Титов А.П. и др.).
  9. Применение интегрированных методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений // Материалы научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» – Казань, 2007 – с. 404–407. (В соавторстве: Курчиков А.Р., Бодрягин А.А. и др.).
  10. Применение интегрированных методов увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений // Интервал – Тюмень, 2007 – №12 – с. 46–49. (В соавторстве: Курчиков А.Р., Бодрягин А.В. и др.).
  11. Эффективность проведения ГРП в зависимости от ФЕС пласта // Материалы V-й Всероссийской научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского Мегабассейна» – Тюмень, 2007 – с. 124–130. (В соавторстве: Бодрягин А.А., Титов А.П.).


 




<
 
2013 www.disus.ru - «Бесплатная научная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.