Анализ эффективности водогазового воздействия с учетом давления насыщения в условиях верхнеюрских отложений Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.276

И.А. Синцов1,2, e-mail: [email protected]; Н.С. Полякова1, e-mail: [email protected]

1 Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский государственный нефтегазовый университет (Тюмень, Россия).

2 ЗАО «ВНИИнефть-Западная Сибирь» (Тюмень, Россия).

Анализ эффективности водогазового воздействия с учетом давления насыщения в условиях верхнеюрских отложений

Данная статья посвящена оценке влияния соотношения давления насыщения и пластового давления на применение водогазового воздействия (ВГВ) в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи (МУН) для условий верхнеюрских коллекторов Западной Сибири. Для проведения моделирования процесса ВГВ использовался гидродинамический симулятор Tempest 7.0. Поскольку большинство месторождений Западной Сибири находится на стадии падающей добычи, применение такой технологии, как попеременная закачка воды и попутного нефтяного газа, может существенно увеличить конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Эксперименты по ВГВ на реальных месторождениях не всегда оказываются удачными, что связано с рядом причин, одной из которых является отсутствие учета соотношения давлений насыщения и пластового на момент проведения ВГВ. В работе рассмотрено два типа модели пластовой системы. Согласно первому, давление насыщения меньше пластового, поэтому пластовая система является недонасыщенной растворенным газом следовательно, пласт находится в таком состоянии, когда при закачке попутного нефтяного газа он будет растворяться в нефти при заданных термобарических условиях. По второму варианту коллектор является насыщенным газом, при давлении насыщения, равном пластовому. Все результаты расчета характеризуют центральный элемент. По результатам анализа установлено, что на эффективность водогазового воздействия оказывает значительное влияние исходное состояние пластовой системы. Для насыщенных газом коллекторов применение водогазового воздействия может оказаться неэффективным за счет быстрых прорывов газа. В то же время для коллекторов с низким значением давления насыщения, к которым относится большинство пластов верхнеюрских отложений Сургутского и Нижневартовского сводов, характеризующихся недонасыщенной пластовой системой, водогазовое воздействие может рассматриваться в качестве перспективного метода увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова: водогазовое воздействие, гидродинамическое моделирование, давление насыщения, насыщенный газом пласт, недонасыщенный газом пласт.

I.A. Sintsov1-2, e-mail: [email protected]; N.S. Polyakova1, e-mail: [email protected]

1 Oil-and-Gas-Field Development and Operation Department, Tyumen State Oil and Gas University (Tyumen, Russia).

2 VNIIneft - Zapadnaya Sibir CJSC (Tyumen, Russia).

Effectiveness analysis of WAG considering the saturation pressure in the conditions of the Upper Jurassic deposits

This article is devoted to assessing the impact of the ratio of the saturation pressure and reservoir pressure on the use of WAG as a tertiary EOR for the Upper Jurassic reservoir conditions of Western Siberia. For the simulation of WAG reservoir simulator used Tempest 7.0. Since the majority of fields in Western Siberia is at the stage of declining production, the use of such technologies as Alternate water injection and associated gas can substantially increase the ultimate recovery factor. Experiments on real WAG fields are not always successful, which is due to several reasons, one of which is the lack of consideration of the ratio of the saturation pressure and reservoir at the time of WAG.

The paper considers two types of pattern formation system. According to the first reservoir saturation pressure is less, so the reservoir system is undersaturated dissolved gas, hence the formation is in this state, when the injection of associated gas, it will be dissolved in the oil under specified conditions thermobaric. In a second embodiment of the collector it is saturated with gas at a pressure equal to the saturation of the reservoir. All the calculation results characterize the central element. The analysis found that the effectiveness of WAG has significant influence formation of the initial state. For saturated gas reservoirs application WAG may be ineffective due to rapid breakthroughs gas. At the same time for the

OIL AND GAS PRODUCTION

collectors with low saturation pressure, which include most of the Upper Jurassic strata of Surgut and Nizhnevartovsk arches characterized undersaturated reservoir system, WAG can be seen as a promising method for enhanced oil recovery.

Keywords: WAG, hydrodynamic simulation, saturation pressure, saturated gas reservoir, undersaturated gas reservoir

В последние годы в мировой практике для интенсификации выработки труд-ноизвлекаемых запасов нефти все большее применение находит относительно новая технология повышения нефтеотдачи пласта - водогазовое воздействие. В условиях Западно-Сибирского нефтегазового региона с его значительными ресурсами природного газа и наличием месторождений, удовлетворяющих геолого-физическим условиям применения водогазового воздействия, промышленное внедрение метода может существенно увеличить коэффициент извлечения нефти. В статье рассматривается метод попеременного нагнетания попутного нефтяного газа и воды, поскольку он в большей степени подходит для геолого-физических и географических условий Западной Сибири. ВГВ способствует увеличению как коэффициента охвата, так и коэф-

фициента вытеснения. Попеременную закачку рабочих агентов выполняют нагнетанием газа и воды в пласт небольшими чередующимися оторочками (5% начального нефтенасыщенного по-рового объема и менее). При нагнетании вытесняющих агентов необходимо, чтобы в пласте соблюдались такие условия, при которых возможно обеспечение полноты вытеснения нефти путем взаимной смешиваемости закачиваемого газа и находящегося в пласте флюида, то есть необходимо не только соблюсти определенные термобарические условия, но и иметь представление о состоянии насыщенности пластовой системы на момент проведения ВГВ. По результатам обзора литературных источников [1, 2, 4, 8], посвященных применению ВГВ, выявлено, что недостатком всех проектов по водогазовому

воздействию является отсутствие учета соотношения давления насыщения и пластового давления на момент проведения ВГВ. Стоит отметить, что нет и четкого представления об объемах и времени нагнетания вытесняющих агентов, выбора стадии разработки для применения ВГВ.

В работе рассмотрен вопрос применения ВГВ в условиях верхнеюрских отложений в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи. Верхнеюрские пласты являются перспективными объектами для проведения ВГВ, что подтверждается как небольшим опытом применения ВГВ, так и публикациями с освещением данных гидродинамического моделирования метода для условий Западной Сибири. Важной особенностью верхнеюрских коллекторов в пределах Нижневартовского и Сургутского сводов является низкое

№ No. Соотношение количества дней вода/газ The ratio of the days number -water/gas Соотношение приемистостей вода, м3/сут. -газ, тыс. м3/сут. Injection capacity - water ratio 0.5 m3/day -gas, ths m3/day Накопленная добыча нефти, тыс. т Cumulative oil production, ths t Время работы скважин до выбытия Well operation time up to disposal

Насыщенный газом пласт Gas saturated reservoir

1 60/60 400-200 29,60 9 мес.

2 60/60 400-100 24,99 1 год

3 90/30 400-200 27,21 1 год

4 90/30 400-100 29,30 3 года

5 105/15 400-100 32,23 3,5 года

Недонасыщенный газом пласт Gas undersaturated reservoir

1 60/60 400-200 55,39 2 года

2 60/60 400-100 56,14 2 года

3 90/30 400-200 63,99 4 года

4 90/30 400-100 75,11 9 лет

5 105/15 400-200 75,21 9 лет

6 105/15 400-80 72,42 10 лет

Ссылка для цитирования (for citation):

Синцов И.А., Полякова Н.С. Анализ эффективности водогазового воздействия с учетом давления насыщения в условиях верхнеюрских отложений // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 40-45.

Sintsov I.A., Polyakova N.S. Effectiveness analysis of WAG considering the saturation pressure in the conditions of the Upper Jurassic deposits (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 4, pp. 40-45.

Таблица 1. Результаты многовариантного моделирования ВГВ на однородной модели пласта

Table 1. Results of multi-option modeling the water-gas influence (WGI) on the homogeneous reservoir model

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016

41

Таблица 2. Результаты применения ВГВ в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи для насыщенного и недонасыщенного газом

коллекторов

Table 2. Results of WGI use as tertiary EOR methods for gas saturated and undersaturated header

№ Вариант Накопленная добыча, тыс. т Cumulative production, ths t

No. Option Недонасыщенный пласт Undersaturated reservoir Насыщенный пласт Saturated reservoir

Заводнение с первого года эксплуатации + ВГВ Water flooding from the first year of operation + WGI

1 Заводнение с 1-го года + ВГВ со 2-го года Water flooding from year 1 + WGI from the year 2 60,583 29,983

2 Заводнение с 1-го года + ВГВ с 3-го года Water flooding from year 1 + WGI from year 3 60,65 30,900

3 Заводнение с 1-го года + ВГВ с 4-го года Water flooding from year 1 + WGI from year 4 60,196 32,073

4 Заводнение с 1-го года + ВГВ с 5-го года Water flooding from year 1 + WGI from year 5 55,654 29,418

Заводнение со второго года эксплуатации + ВГВ Water flooding from the second year of operation + WGI

5 Заводнение со 2-го года+ ВГВ с 3-го года Water flooding from year 2+ WGI from year 3 63,947 31,708

6 Заводнение со 2-го года+ ВГВ с 4-го года Water flooding from year 2+ WGI from year 4 64,107 33,591

7 Заводнение со 2-го года + ВГВ с 5-го года Water flooding from year 2 + WGI from year 5 63,608 34,927

давление насыщения по отношению к пластовому, то есть пластовые системы преимущественно недонасыщены газом.

На Новогоднем месторождении в 20062007 гг. применение ВГВ на поздней стадии разработки месторождения оказалось неэффективно [7], поскольку к моменту проведения опытно-промыш-

ленных работ по водогазовому воздействию состояние пластовой системы значительно отличалось от начального: обводненность действующего фонда составляла 80-90%, при этом пластовая система являлась изначально насыщенной [6], в пользу чего свидетельствовало то, что давление насыщения было почти равно пластовому.

При выборе объекта для проведения на нем опытно-промышленных работ по ВГВ стоит придерживаться определенных критериев [3]. Высокая неоднородность снижает эффективность ВГВ за счет быстрых прорывов вытесняющих агентов по высокопроницаемым пропласткам. Пластовая температура - еще один критерий подбора скважин - кандидатов для проведения ВГВ. С повышением температуры выше 70 °С растет эффективность нефтеиз-влечения за счет выноса нагнетаемым газом компонентов остаточной нефти. Однако для ВГВ более критичным является предупреждение образования кристаллогридратов, в том числе в пласте, поэтому температура должна быть выше температуры гидратообра-зования. Важным условием является недонасыщенность пластовой системы углеводородным газом, величина давления насыщения должна быть ниже пластового на 25-50% и более. Одной из главных целей работы являлась оценка того, как влияет соотношение давления насыщения и пластового давления на эффективность водогазового воздействия для условий верхнеюрских коллекторов Западной Сибири.Полученные

Е Е

^ = ä-g

х ai х > ш '.р

40 35 30 25 20 15 10

* Е

1 ---

/

/

S*

/

4 6

Годы разработки Years of development

10

12

■ Заводнение со 2 года + ВГВ с 3 года

Water flooding from year 2 + WGI from year 3 ' Заводнение со 2 года + ВГВ с 4 года Water flooding from year 2 + WGI from year 4

Заводнение со 2 года + ВГВ с 5 года Water flooding from year 2 + WGI from year 5 - — Заводнение со 2 года Water flooding from year 2

Рис. 1. Изменение накопленной добычи нефти при применении ВГВ для насыщенного газом пласта

Fig. 1. Changing the cumulative oil production for the application of WGI for gas saturated reservoir

OIL AND GAS PRODUCTION

о

h-'Jh

=t 4-

58

DQ

vo s

О -м

0,95 0,85

Годы разработки Years of development

' Обводненность Water content

Газовый фактор Gas ratio

sc о

-е-'-ё

Рис. 2. Изменение обводненности и газового фактора для насыщенного газом пласта Fig. 2. Change of the water-cut and gas ratio for the gas saturated reservoir

80

z В

60

о •J3

I 20

* £

8

10 11 12

Годы разработки Years of development

- Заводнение со 2 года + ВГВ с 3 года Water flooding from year 2 + WGI from year 3 Заводнение со 2 года + ВГВ с 4 года Water flooding from year 2 + WGI from year 4

— Заводнение со 2 года + ВГВ с 5 года

Water flooding from year 2 + WGI from year Б ■ — Заводнение со 2 года Water flooding from year 2

Рис. 3. Изменение накопленной добычи нефти при применении ВГВ для недонасыщенного газом пласта

Fig. 3. Changing the cumulative oil production for the application of WGI for gas undersaturated reservoir

решения могут быть масштабированы и на отложения других возрастов и в других регионах со схожими условиями залегания.

Для воспроизведения картины влияния модели пластовой системы на эффективность ВГВ использовался программный комплекс Tempest, в котором создана универсальная гидродинамическая модель верхнеюрского коллектора, в литологическом отношении представленная переслаиванием глин и песчаников при общей мощности пласта 8,5 м, глубина залегания пород - 2600 м. Основные геолого-физические характеристики залежи получены на основе усредненных средневзвешенных параметров верхнеюрских отложений месторождений, приуроченных к Нижневартовскому своду: пористость - 0,16 д. ед.; проницаемость - 0,025 мкм2; пластовая температура - 91 °С; начальное пластовое давление - 26 МПа. Заданы PVT-свойства нефти и газа, начальная нефтенасыщенность составляет 0,63 д. ед., плотность нефти в поверхностных условиях равна 843 кг/м3. В модели внесены значения относительных фазовых проницаемостей (ОФП) флюидов и капиллярных давлений, полученные по обобщенным зависимостям более 30 месторождений верхнеюрских отложений. Система разработки - обращенная пятиточечная [5], расстояние между скважинами - 500 м, размер модели -100х100х17 ячеек.

Всего было рассмотрено два варианта модели. Согласно первому, давление насыщения меньше пластового и равно 12 МПа, поэтому пластовая система является недонасыщенной растворенным газом. Следовательно, пласт находится в таком состоянии, когда при закачке попутного нефтяного газа он будет растворяться в нефти при заданных термобарических условиях. По второму варианту коллектор является насыщенным газом, давление насыщения равно пластовому и составляет 26 МПа. Все результаты расчета характеризуют центральный элемент. На первом этапе на однородной модели было рассчитано несколько вариантов с различным соотношением закачки вытесняющих агентов как по времени, так и по объему (табл. 1).

Для коллектора с низким давлением насыщения накопленная добыча в среднем вдвое больше по сравнению с коллектором, насыщенным газом. Для дальнейшего анализа ВГВ был выбран оптимальный вариант со следующими параметрами: соотношение ограничений приемистости вода - 400 м3/сут., газ - 100 тыс. м3/сут., соотношение времени закачки воды и газа - 90/30 дней. Все показатели накопленной добычи характеризуют центральный элемент. Период расчета составил 10 лет. Поскольку в дальнейшем рассматривалась стохастическая модель пласта, значения проницаемости варьирова-

лись от 10 до 60 мД, при этом средняя проницаемость по объекту составила 25,5 мД. Значения начальной нефтена-сыщенности и пористости были взяты послойно; начальный газовый фактор - 143 м3/м3.

Поскольку большая часть месторождений Западной Сибири находится на 3-й стадии разработки, актуальным является внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи, применение которых повышает эффективность вытеснения нефти. Применение ВГВ в данном случае может существенно увеличить конечную накопленную добычу за счет сочетания полезных

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016

43

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

ВГВ WGI

Нефтенасыщенность Oil saturation

Заводнение Flooding

!

Рис. 4. Кубы нефтенасыщенности. Сравнение ВГВ и заводнения Fig. 4. Oil saturation cubes. Comparison of WGI and flooding

свойств газа и воды. При моделировании процесса ВГВ в качестве третичного МУН для более адекватного сопоставления результатов дополнительно проведен анализ применения заводнения.

Рассмотрено несколько вариантов. Во-первых, залежь в течение 1-2 лет работала на естественном режиме, что позволило сполна использовать упругие силы, а также вовлечь в разработку застойные зоны. Во-вторых, период применения заводнения перед ВГВ варьировался в пределах 1-5 лет. По результатам многовариантного моделирования получены следующие результаты (табл. 2).

Для насыщенной газом пластовой системы в результате внедрения ВГВ на третий и четвертый год после заводнения, которому предшествовал режим истощения, накопленная добыча увеличивается незначительно на 0,6 (0,19 тыс. т) и 4% (2,07тыс. т) соответственно (рис. 1). После работы пласта на естественном режиме с последующим применением заводнения на второй год происходит восстановление пластового давления, резко увеличивается отбор флюида за счет большего охвата пласта разработкой, что на графиках накопленной добычи отмечается нелинейной зависимостью.

Пластовая система становится насыщенной растворенным газом до предела, и при закачке оторочки газа не происходит его растворения в полном объеме, что ведет к выбытию центрального элемента по высокому газовому фактору (рис. 2). В то же время по сравнению с базовым вариантом заводнения наблюдается наибольший прирост добычи 8% (3,41 тыс. т) при применении ВГВ с 5-го года после заводнения. Временной промежуток, характеризующий эффект применения ВГВ, составляет 3-4 года. Применение водогазового воздействия в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи для пласта с низким значением давления насыщения, характерным для большинства месторождений верхнеюрских отложений, показано на рисунке 3.

С увеличением работы пласта на естественном режиме перед заводнением накопленная добыча нефти увеличивается, при этом переход между двумя режимами от естественной работы залежи к применению системы ППД соответствует на графике изгибу с последующей стабилизацией линий, что связано с резким отбором нефти при вовлечении в разработку зон пласта, охваченных заводнением. По результатам моделирования отмечено,что наилучшие показатели достигнуты при применении ВГВ на второй год после заводнения, максимальный прирост добычи флюида в данном случае составил 8,2% (4,8 тыс. т). С дальнейшим увеличением времени заводнения перед ВГВ уменьшается положительный эффект от ВГВ. Так, при водогазовом воздействии на пласт на 3-й год после заводнения (с 5-го года эксплуатации) прирост накопленной добычи составляет уже 7,3%. С применением технологии ВГВ после заводнения происходит увеличение коэффициента вытеснения,и в разработку начинают вовлекаться плохо проницаемые участки коллектора, в поровом пространстве которых идет замещение нефти газом. При этом нефтенасыщен-ные зоны вырабатываются более равномерно по сравнению с применением чистого заводнения, что видно на кубах нефтенасыщенности (рис. 4). На первой стадии разработки залежи на естественном режиме происходит

27

25

23

21

19

g Л

17

15

6 8 Годы разработки Years of development

10

12

14

Рис. 5. Изменение пластового давления для пласта с низким значением давления насыщения Fig. 5. Change of the reservoir pressure for the reservoir with low saturation pressure values

44

№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

OIL AND GAS PRODUCTION

падение пластового давления до 16 МПа (рис. 5), с последующим применением заводнения наблюдается процесс его восстановления. При закачке газа наблюдается резкое увеличение пластового давления, что связано с увеличением объема газонефтяной смеси, тем самым помимо упроводонапорного режима свое влияние оказывет режим растворенного газа. Таким образом, на эффективность во-догазового воздействия оказывает значительное влияние исходное состояние пластовой системы. Для насыщенных газом коллекторов применение водогазового воздействия может оказаться неэффективным за счет быстрых прорывов газа. Однако эффект от ВГВ наблюдается в течение 3-4 лет и прирост накопленной добычи

может составлять от 1-8% в зависимости от того, на какой год после заводнения вводить ВГВ. Наибольший прирост в 8% показал вариант с применением ВГВ на 5-й год с начала разработки. В целом показатели по накопленной добыче при применении ВГВ сопоставимы с результатами по заводнению, однако ВГВ в данном случае не является оптимальным вариантом в связи с большими затратами на обустройство месторождения технологическим оборудованием.

В то же время для коллекторов с низким значением давления насыщения, к которым относится большинство пластов верхнеюрских отложений, ВГВ является эффективным методом увеличения нефтеотдачи, поскольку сочетает в себе как полезные свойства газа (уве-

личение коэффициента вытеснения за счет растворения газа в нефти), так и полезные свойства воды (увеличение коэффициента охвата), вследствие чего возможно увеличение коэффициента нефтеотдачи по сравнению с чистым заводнением. При этом применять ВГВ можно после заводнения, однако период заводнения не должен быть слишком большим. Увеличение нефтеотдачи за счет ВГВ возможно в пределах 10% для условий верхнеюрских коллекторов по сравнению с обычным заводнением. Рекомендуемый вариант применения ВГВ в качестве третичного метода увеличения нефтеотдачи - продолжительная работа пласта на естественном режиме в сочетании с заводнением с последующим применением ВГВ на 2-й год после заводнения.

References:

1. VasiLyev V.I., GibaduLLin N.Z., Lozin Ye.V., etc. Survey of the efficiency of the oil-well gas utilization by injection into the producing reservoirs [IssLedovanie jeffektivnosti utiLizacii neftjanogo gaza zakachkoj v produktivnye plasty]. Neftjanoe hozjajstvo = OiL facility, 2004, No. 8, pp. 76-78.

2. Lozin Ye.V., ShuvaLov A.V. Redevelopment of oil fields applying gas technologies [Dorazrabotka neftjanyh mestorozhdenij s primeneniem gazovyh tehnoLogij]. Vestnik CKR Rosnedra = BuLLetin of the CentraL DeveLopment Committee of the FederaL Agency for SubsoiL Usage, 2008, No. 2, pp. 20-28.

3. Migunova S.V., Mukhametshin V.G., KhazigaLeeva Z.R. DeveLopment and research of technoLogy of water-gas infLuence on Jurassic deposits oiL reservoirs [Razrabotka i issLedovanie tehnoLogii vodogazovogo vozdejstvija na neftjanye pLasty jurskih zaLezhej]. RMA ProfessionaL, Saint-Petersburg, 2010, 638 pp.

4. Sintsov I.A., ALeksandrova A.A. EvaLuating the effectiveness of the water and gas injection appLying the hydrauLic fracturing and horizontaL weLLs in oiL-saturated shaLe of the Western Siberia [Ocenka jeffektivnosti primenenija zakachki vody i gaza s primeneniem gidrorazryva pLasta i gorizontaL'nyh skvazhin v neftenasyshhennyh sLancah Zapadnoj Sibiri]. TehnoLogii nefti i gaza = OiL and gas technoLogies, 2011, No. 5, pp. 55-57.

5. Sintsov I.A., Yevdokimova A.S., KovaLev I.A. AnaLysis of the fLooding system intensity for the upper Jurassic oiL reservoir recovery [AnaLiz vLijanija intensivnosti sistemy zavodnenija na nefteotdachu verhnejurskih koLLektorov]. Territorija «NEFTEGAZ» = OiL and Gas Territory, 2014, No. 11, pp. 58-61.

6. Sintsov I.A., PoLyakova N.S. Water-gas infLuence (WGI) use anaLysis taking into account the saturation pressure on the exampLe of the Novogodneye deposit [AnaLiz primenenija vodogazovogo vozdejstvija (VGV) s uchetom davLenija nasyshhenija na primere Novogodnego mestorozhdenija]. Works of IX InternationaL scientific and technicaL conference «Innovative technoLogies in the oiL and gas industry» [Trudy IX Mezhdunarodnoj nauchno-tehnicheskoj konferencii «Innovacionnye tehnoLogii v neftegazovoj otrasLi»]. Tyumen State OiL and Gas University, 2015, pp. 68-72.

7. Sintsov I.A. Comparison of the effectiveness of geoLogicaL and technicaL measures for the conditions of the upper Jurassic reservoirs in Western Siberia [Sravnenie jeffektivnosti primenenija geoLogo-tehnicheskih meroprijatij dLja usLovij verhnejurskih pLastov Zapadnoj Sibiri]. SPE Conference Paper, 2014, 171231-RU.

8. Stepanova G.S. Gas and water-gas methods of infLuence on oiL reservoirs [Gazovye i vodogazovye metody vozdejstvija na neftjanye pLasty]. GasoiL PRESS, Moscow, 2006, 230 pp.

Литература:

1. Васильев В.И., Гибадуллин Н.З., Лозин Е.В. и др. Исследование эффективности утилизации нефтяного газа закачкой в продуктивные пласты // Нефтяное хозяйство. 2004. № 8. С. 76-78.

2. Лозин Е.В., Шувалов А.В. Доразработка нефтяных месторождений с применением газовых технологий // Вестник ЦКР Роснедра. 2008. № 2. С. 20-28.

3. Мигунова С.В., Мухаметшин В.Г., Хазигалеева З.Р. Разработка и исследование технологии водогазового воздействия на нефтяные пласты юрских залежей. СПб.: НПО «Профессионал», 2010. 638 с.

4. Синцов И.А., Александров А.А. Оценка эффективности применения закачки воды и газа с применением гидроразрыва пласта и горизонтальных скважин в нефтенасыщенных сланцах Западной Сибири // Технологии нефти и газа. 2011. № 5. С. 55-57.

5. Синцов И.А., Евдокимова А.С., Ковалев И.А. Анализ влияния интенсивности системы заводнения на нефтеотдачу верхнеюрских коллекторов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2014. № 11. С. 58-61.

6. Синцов И.А., Полякова Н.С. Анализ применения водогазового воздействия (ВГВ) с учетом давления насыщения на примере Новогоднего месторождения // Труды IX Международной научно-технической конференции «Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли». Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. С. 68-72.

7. Синцов И.А. Сравнение эффективности применения геолого-технических мероприятий для условий верхнеюрских пластов Западной Сибири // SPE Conference Paper. 2014. 171231-RU.

8. Степанова Г.С. Газовые и водогазовые методы воздействия на нефтяные пласты. М.: Газойл ПРЕСС, 2006. 230 с.

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016

45