CC BY
0
2. технические науки
2.8. Недропользование и горные науки
2.8.4.
УДК 622.276.1/.8 001:
Желудков А. В., Мишагина В. Ф.
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 10.37493/2308-4758.2023.2.8
Филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
ФАКТОРНЫЙ АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ БУРЕНИЯ БОКОВЫХ СТВОЛОВ С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ
Введение.
Одним из направлений повышения нефтеотдачи пластов на поздних стадиях разработки зрелых месторождений является бурение боковых стволов с горизонтальными участками. Трудноизвлекаемые остаточные запасы нефти в основном сосредоточены в краевых зонах пластов с небольшими нефте-насыщенными толщинами и низкой проницаемостью. В статье эффективность бурения боковых горизонтальных стволов и полученная дополнительная добыча нефти проанализированы путем многофакторного анализа с учетом геологической неоднородности и технологических особенностей.
Материалы и методы
исследований. Эффективность полученных результатов при бурении боковых горизонтальных стволов зависит не только от выбора точки на карте нефтеносного пласта, но и от структуры остаточных трудноизвлекаемых запасов нефти и фильтрационно-емкостных свойств пласта. В статье представлен анализ полученных результатов пробуренных горизонтальных боковых стволов, размещение которых было проработано с учетом фациальной обстановки формирования пласта и геологической неоднородности.
Результаты исследований
и их обсуждение. Авторами проанализирована работа боковых горизонтальных стволов с момента их запуска, позволяющая определить зависимость эффективности их работы от совместной или раздельной эксплуатации пластов АВ^ и АВ2 с учетом геологических особенностей осадконакопления и различий фильтрационно-емкостных свойств. Для выбора скважин-кандидатов для зарез-ки бокового ствола выделены группы фаций континентального генезиса, с которыми связаны песчаные тела.
Выводы.
Ключевые слова:
Прослежена закономерность технологических параметров боковых вторых стволов от геологических особенностей, на основе факторного анализа сформированы направления по дальнейшим подходам к бурению БВС. Мониторинг фактических данных определил факторы, влияющие на эффективность входных технологических показателей работы скважин.
Боковой горизонтальный ствол (БГС), фильтрационно-емкос-тные свойства (ФЕС), дебит скважин, водонефтяной фактор (ВНФ), геолого-техническое мероприятие (ГТМ).
Branch of «LUKOIL-Engineering» «KogalymNIPIneft» in Tyumen
Factor Analysis of the Efficiency of Drilling Lateral Shafts with Horizontal Ending
One of the ways to increase oil recovery at the late stages of development of mature fields is the drilling of lateral shafts with horizontal sections. Hard-to-recover residual oil reserves are mainly concentrated in the marginal zones of formations with small oil-saturated thicknesses and low permeability. The article studies the efficiency of drilling lateral horizontal shafts and the resulting additional oil production by multifactor analysis with account of geological heterogeneity and technological features.
Materials and research
methods. The effectiveness of the results obtained when drilling lateral horizontal shafts depends not only on the choice of a point on the map of the oil reservoir, but also on the structure of the residual hard-to-recover oil reserves and the filtration and reservoir properties of the reservoir. The article presents an analysis of the obtained results of drilled horizontal lateral shafts, the placement of which was worked out with account of the facies conditions of formation and geological heterogeneity.
Research results and their
discussion. The authors analyzed the operation of lateral horizontal shafts from the moment of their launch, which makes it possible to determine the dependence of the efficiency of their work on the joint or separate operation of the AB^ and AB2 layers, taking into account the geological features of sedimentation and differences in filtration and capacitance properties. To select prospective wells for cutting the lateral trunk, groups of facies of continental genesis were identified, with which sand bodies are associated.
Conclusion. The dependency of technological parameters of the lateral second shafts on geological features is traced. On the basis of factor analysis directions for further approaches to the drilling of the UW are specified. Monitoring of the actual data determined the factors affecting the efficiency of the input technological indicators of the wells.
Key words: lateral horizontal shaft (BGS), filtration and capacitance properties (FES), well flow rate, oil and water factor (VNF), geological and technical event (GTM)
Zheludkov A. V., Mishagina V. F.
Introduction.
Введение
На сегодняшний день превалирующая часть зрелых месторождений Западной Сибири находятся на поздних стадиях разработки. Показатели выработки начальных извлекаемых запасов нефти отражают снижение уровня добываемой продукции из-за роста обводненности, значительный отбор запасов нефти с увеличением промытых зон и ростом неработающего фонда.
Запланированный уровень добычи нефти и более полная выработка остаточных запасов углеводородов поддерживается методами повышения нефтеотдачи, таким как бурение боковых стволов, являющийся наиболее эффективным геолого-техническим мероприятием. Для повышения эффективности бурения вторых стволов с горизонтальным окончанием необходимо учитывать различные геологические, технологические факторы.
Основные запасы нефти добыты наклонно-направленными скважинами. Учитывая геологические особенности объектов разработки, в частности объекта АВ1-2, который представлен двумя продуктивными пластами АВ13 и АВ2, значительно различающимися по ФЕС с обширными водонефтяными зонами, «окнами слияния», в полной мере реализовать потенциал данного объекта разработки базовой сеткой наклонно-направленных скважин не удалось, в связи с чем было принято решение о бурении боковых стволов с горизонтальным окончанием.
Материалы и методы исследований
Основным условием успешного размещения боковых горизонтальных стволов является предварительное тщательное изучение геологических условий залегания продуктивного пласта, фильтрационно-емкостных свойств пластов и объем остаточных запасов нефти. В процессе добычи нефти из месторождений с длительной историей разработки по различным причинам фронт вытеснения нефти распространяется неравномерно по всей площади пласта, в результате чего образуются нетронутые целики нефти. При планировании размещения БГС особое внимание уделяется анизотропии пласта как латеральной, так и горизонтальной, выявлению наличия слаборазобщенных подошвенных вод, расстоянию до ВНК, градиенту давления внутри залежи, обводненности про-
дукции окружающих скважин, проницаемости и трещиноватости и расчлененности пропластков. Рассмотрим опыт применения БГС на объект АВ1-2 Нивагальского месторождения.
Объект АВ1-2 представлен двумя продуктивными пластами: АВ13 и АВ2. Условно по объекту можно выделить 5 типов разреза (рис. 1). На рассматриваемом участке встречаются все представленные на рисунке 1 типы разрезов. Рассматриваемые БГС на участке анализа пробурены на все типы разреза. Так, пойменные (типы разрезов 1, 2, 3) и русловые отложения (типы разрезов 4, 5) пробурены как отдельно на пласты АВ^ и АВ2, так и совместно.
Объект АВ1-2 характеризуется неоднородным строением и невыдержанностью литологических разностей по площади, что связано прежде всего с фациальной изменчивостью осадков континентального и прибрежно-морского комплекса. Эти геологические условия в значительной мере влияют на эффективность эксплуатационного бурения, применяемых систем и технологий разработки.
Пласт АВ13 выдержан по площади, по разрезу имеет однотипное строение, расчлененность - 2,5, характеризуется ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, средняя проницаемость по участку 57 мД, по нефтенасыщенной части - 114 мД.
Пласт АВ!3 сформировался в мелководно-морских и прибреж-но-морских условиях, выделяются песчаники трансгрессивных баров пласта АВ!3.
Высокая фациальная изменчивость пласта АВ2 по площади и разрезу связана с условиями континентального осадконакопления. В отложениях поймы пласт АВ2 образован песчаниками русловых потоков, разрывных каналов, глинисто-алевритовых отложений с переслаиванием песчаников.
В пределах нижней части пласта АВ!3 выделяется песчаное тело по критерию: aps > 0,5 д. ед., отложения которого, вероятнее всего, сформировались в дельтовой обстановке (рис. 2). Его распространение дифференцировано по изучаемой площади. Зоны отсутствия песчаного тела, а также значения aps, близкие к граничному (0,5 д. ед.), картируются в основном в центральной части участка анализа, в котором границы тела устанавливаются достаточно уверенно.
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Факторный анализ эффективности бурения боковых стволов . Желудков А.В., Мишагина В.Ф.
Скважина 5765/К-479, Нивагальское Скважина 5250/К-762, Нивагальское
1 I1 I au ч вы a J • PUT^Il Г^ .. J-. 4ij|p . [ ju VJ 1 ■ IUI
j " » 1» u
та lat* 1 ■*! ■Ml iw IM 1*4 1» ; .li -IM |HU HC ■«4 Itn UPI-IE1 !"»" Lib ! J < l' "Tim Из IT; - i г* 1 № UM 'i?* HtL> In* 1 nu UM vs IBU 1* №! im i и ug щ RH }jfi
■¿с
АВ,3 + АВ2 пойма нефть с перемычкой АВ,3 + АВ2 пойма нефть с перемычкой
Скважина 5225/К-487, Нивагальское Скважина 5334/К-774, Нивагальское
АВ,3 + АВ2 пойма нефть без перемычки АВ,3 + АВ2 русло нефть с перемычкой
Скважина 6567/К-942, Нивагальское
Рисунок 1.
Типы разрезов пластов АВ13 и АВ2.
Figure 1. Types of sections of АВ!3 and АВ2 formations .
Апс, мВ:
Боковой ствол на пласт: О AB 1/3 О AB 1/3, AB 2 ф AB 2
Рисунок 2. Выкопировка с карты параметра оПс.
Figure 2 . Copying parameter апс from the map .
На участке анализа выделяются различные типы разрезов, что непосредственно имеет отражение при принятии решений о выборе ГТМ. Для выбора скважин-кандидатов для зарезки бокового ствола и обоснования мероприятий по формированию системы ППД в разрезе АВ2 выделено две группы фаций континентального генезиса, с которыми связаны песчаные тела. Это фации русел и поймы, распространение которых приведено на рисунке 3.
В условиях континентального осадконакопления нижележащий пласт АВ2 в высокой степени неоднороден, в связи с чем мощность глинистого раздела между пластами изменяется от 0 до 9 метров, в связи с чем встречаются многочисленные «окна слияния» коллекторов пластов АВ^ и АВ2, образуя единый гидродинамический резервуар (рис. 4).
При подборе скважины-кандидата для проведения бокового горизонтального ствола проводился многофакторный анализ участка. В данном анализе, помимо динамики технологических показателей работы скважин, энергетического состояния пласта и выработки запасов по разрезу и ПГИ, анализировались карты изохрон обводнения, карты компенсации добычи закачкой, карты влияния закачки с определением направления и силы корреляционных связей между скважинами.
Анализ выработки запасов по промыслово-геофизическим исследованиям пласта АВ^ показал, что при совместной эксплуатации с пластом АВ2 при наличии русловых отложений большая выработка идет из нижнего пласта (рис. 5, а). При совместной эксплуатации пластов АВ^ и АВ2 с отсутствием русловой части - основной вклад в выработку вносит верхний пласт (рис. 5, б). Таким образом, анализ данных ПГИ при совместной эксплуатации пластов АВ!3 и АВ2 показал, что пласт АВ!3 хорошо работает при раздельной эксплуатации, особенно трансгрессивный бар.
Исторически, начиная с 2006 года, по объекту АВ1-2 введено в эксплуатацию 114 боковых горизонтальных стволов с длиной горизонтального участка 200 м, основная часть которых (88 скважин) пробурена в Юго-Западной части объекта АВ1-2 месторождения (табл. 1).
В первую очередь вводились БГС на более продуктивный пласт АВ2. На дату анализа пробурено 18 боковых горизонтальных
Боковой ствол на пласт: О AB 1/3 О AB 1/3, AB 2 # AB 2
русло пойма
Рисунок 3. Выкопировка с карты русловых и пойменных отложений
пласта АВ2.
Figure 3 . Extraction from the map of channel and floodplain deposits of the AV2 formation .
Толщина глинистой перемычки, м
Боковой ствол на пласт: О AB 1/3 О AB 1/3, AB2 ф AB 2
Рисунок 4. Выкопировка с карты глинистой перемычки между пласта-
ми АВ13 и АВ2 Юго-Западного участка месторождения.
Figure 4 . Extraction from the map of the shale barrier between the AB,3 and AB2 formations .
Доля притока 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Наличие
Доля притока о 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0
Рисунок 5. Статистический разрез по работающим и принимающим
эффективным толщинам пласта АВ13 и АВ2 с учетом профиля притока/приемистости.
Figure 5 . Statistical section on the working and receiving effective thicknesses of the АВ-,3 and АВ2 formation, taking into account the inflow/intake profile .
стволов. По мере выработки запасов пласта АВ2, начиная с 2018 года, активнее стал вводится пласт АВ^ (рис. 6). На текущий момент на пласт АВ^ пробурен 41 БГС.
График зависимости накопленного водонефтяного фактора от фазовой проницаемости (рис. 7) показывает, что при наличии русловых фаций нижележащего пласта АВ2 происходит более интенсивное обводнение продукции скважин. Система ППД на данном участке не оказала влияния на текущее обводнение скважиной продукции, так как нагнетательные скважины в основном расположены в краевых приконтурных зонах на достаточном удалении от пробуренных БГС.
Сведенный на одну дату график динамики водонефтяного фактора (рис. 8) по боковым горизонтальным стволам также показывает прямую взаимосвязь фациального влияния наличия русловых или пойменных отложений.
Из всего вышесказанного следует, что наличие в разрезе объекта русловых отложений пласта АВ2 оказывает значительное влияние на работу БГС, что выражается в более интенсивном обводнении продукции скважин в течение первых шести месяцев эксплуатации, и как следствие, в снижении дебита нефти. На рисунке 9 приведена динамика изменения основных показателей работы скважин на различных пластах объекта АВ1-2.
Выводы
При многофакторном анализе мы учитывали фа-циальные особенности, мощность глинистой перемычки между пластами АВ13 и АВ2, зональную неоднородность. Мониторинг фактических данных с учетом многофакторного анализа показал, что накопленная добыча нефти боковых горизонтальных стволов объекта АВ1-2 месторождения будет выше, что приведет к более высоким стартовым показателям и снижению скорости обводнения в процессе эксплуатации. Апробация и полученный опыт позволит корректно оценить и активно продолжить внедрение на других месторождениях в аналогичных неоднородных коллекторах.
Таблица 1. ДИНАМИКА ВВОДА БОКОВЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ
НА ЮГО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОБЪЕКТА АВ,
ОБЪЕКТ 2006 2007 2009 2010 2011
АВ,3 Количество БС, шт. 2 2 1
Доп. добыча, тыс. т 13,0 51,5 6,3
Средний прирост дебита нефти, т/сут 27,1 42,1 12,2
Уд. дебит нефти, т/сут 7,4 14 3,3
АВ2 Количество БС, шт. 1 1 8 3 1
Доп. добыча, тыс. т 15,6 58,2 95,9 78,2 15,8
Средний прирост дебита нефти, т/сут 49,9 39,3 26,9 44,1 56,8
Уд. дебит нефти, т/сут 12,5 15,9 6,1 13,2 14,2
АВ,3 + АВ2 Количество БС, шт. 6
Доп. добыча, тыс. т 110,1
Средний прирост дебита нефти, т/сут 28,2
Уд. дебит нефти, т/сут 10,1
Сумма Количество БС, шт. 1 1 10 5 8
Доп. добыча, тыс. т 15,6 58,2 108,9 129,7 132,2
Средний прирост дебита нефти, т/сут 49,9 39,3 26,9 43,3 29,8
Уд. дебит нефти, т/сут 12,5 15,8 7,9 13,5 9,5
Table 1. Dynamics of the input of lateral horizontal shafts in the Southwestern part of the field of the AB1-2 object
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Итого
2 2 1 1 3 3 3 7 8 6 41
2,4 3,2 6,8 10,4 15,1 19,5 27,3 41,0 41,3 5,0 242,6
6,8 5,5 5 9,3 19,9 18,4 10,6 10,3 9,9 9,8 13,3
1,4 1,5 2,6 4,7 4,2 6,9 11,3 6,4 9,2 4,9 6,6
3 1 18
83,2 1 348,0
38,4 3,1 34,0
16,3 0,7 10,2
4 5 1 3 5 3 1 1 29
68,7 51,3 2,1 39,1 36,6 36,9 29,6 8,5 382,9
28,5 21,9 12,6 31,4 24,5 34,1 33,7 13,6 26,6
14,7 11,0 8,4 8,2 5,3 10,8 17,8 8,1 10,0
7 7 4 4 6 6 4 4 7 8 6 88
151,9 53,7 6,3 45,9 47,0 52,0 49,1 35,8 41,0 41,3 5,0 973,4
32,8 17,6 6,7 24,8 21,9 19,9 22,3 11,4 10,3 9,9 9,8 21,9
15,5 8,5 1,7 6,2 5,1 4,2 11,0 10,3 6,4 9,2 4,9 8,9
700
Добыча БГС АВ1/3 + АВ2 Добыча БГС АВ2 Добыча БГС АВ3 Базовая добыча
600
Рисунок 6. Динамика добычи нефти базового фонда и БГС Юго-За-
падного участка месторождения.
Figure 6 . Dynamics of oil production of the base fund and BGS of the South-Western section of the field .
Наличие русловых фаций пласта АВ2
45
40 у = 0,4869е00189х /
35
30 f
25 • A
20 ВНФ • у = • • • 9,3165е00043х
15 • • "И
10 у = 2,6981е00039х
5 •• A a • ..... ............
0 - T«........ •Zu Проницаемость, мД
0 100 200 300 400
Наличие пойменных фаций пласта АВ2
45
40 у = 2,5071е00107х .•'
35 • /
•
30 • •
25
20
е
X m
*
у = 6,0305е0
10 ............. у = 2,387е0 0023х
5
0 ....... Проницаемость, мД
1 ••• 1 0 100 1 200 1 1 300 400
15
Рисунок 7. Зависимость накопленного ВНФ от проницаемости по бо-
ковым горизонтальным стволам на Юго-Западной части месторождения объекта АВ1-2.
Figure 7 . Dependence of accumulated GNF on permeability along lateral horizontal shafts in the Southwestern part of the field of the АВ1-2 object.
20
Наличие русловых фаций пласта АВ2
20
....... -
Jr ,
/X/
г V
•••
•V
И I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I г~ 3 5 7 9 11 1315171921 2325 271921 2325 271921 232547 4951 53555759
Наличие пойменных фаций пласта АВ2
И ~W1 ~~1 I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I I г~ 1 3 5 7 9 11 1315171921 2325271921 2325271921 232547 4951 53555759
-•- АВ 13
АВ 2
-•- АВ 1-2
Рисунок 8. Динамика ВНФ, сведенная на одну дату по БГС Юго-Запад-
ного участка месторождения.
Figure 8 . The dynamics of GNF, reduced to one date by the BGS of the South-Western section of the field .
15
10
5
0
10
5
0
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Факторный анализ эффективности бурения боковых стволов . . Желудков А.В., Мишагина В.Ф.
40
30
20
Ь £ й Ь
И Х
Пласт ABi3
I I I I I I I I I I I I I I I г 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Месяц
80
Пласт AB2
70
60
50
40
30
20
"1 I I I I I I I I I I I I I I I I Г 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Месяц
10
0
10
0
60
50
40 30
20 10
Пласт AB1-2
S ь
S9
"1 I I I I I I I I I I I I I I I I Г 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
Месяц
Обводненность, АВ 1/3
Дебит нефти АВ 1/3
Дебит житкости АВ 1/3
Рисунок 9. Динамика дебита нефти, жидкости и обводненности по БГС
Юго-Западного участка месторождения, по пластам эксплуатации.
Figure 9 . Dynamics of oil, liquid and water flow rate for the BGS of the South-Western section of the field, by layers of operation .
0
Библиографический список
1. Алексеев В . П . Атлас субаквальных фаций нижнемеловых отложений Западной Сибири (ХМАО-Югра) . Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2014. 284 с .
2 . Амон Э . О . , Алексеев В . П . , Глебов А .Ф ., Савенко В .А. ,
Федоров Ю . Н Стратиграфия и палеогеография мезозой-ско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь) / под ред . В . П . Алексеева . Екатеринбург: Изд-во УГГУ, 2010 . 257 с .
3 . Бадретдинов И .А., Карпов В . Г. Классификация мето-
дов увеличения нефтеотдачи (экономический подход) // Нефтегазовая геология . Теория и практика [Электронный ресурс] . URL: http://www. ngtp. ги/ (дата обращения: 20 04 2023)
4 . Бакиров Д .Л . , Подкуйко П . П ., Бабушкин Э . В ., Фаттахов
М М Обеспечение безаварийной проводки горизонтальных боковых стволов в интервалах залегания неустойчивых пород // Нефтяное хозяйство . 2011. № 8 . С . 46-49.
5 . Гилязов РМ . Бурение нефтяных скважин с боковыми ство-
лами М : Недра-Бизнесцентр, 2002 255 с
6 . Девольд Х . Справочник по добыче нефти и газа . Введение
в добычу нефти и газа . АББ АТПА Нефть и газ . Осло, 2006 . 82 с
7 . Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями
при заводнении . Методы проектирования, осуществления и мониторинга, позволяющие оптимизировать темпы добычи и освоения запасов: Москва, 2001. 144 с .
8 . Дэйк Л . П . Практика разработки месторождений (Исправ-
ленное издание) Развитие нефтегазовой науки Оксфорд, Англия: Эльзевир, 1994. С . 445-450.
9 . Желудков А. В ., Мишагина В .Ф . Анализ бурения боковых
горизонтальных стволов по пласту ЮВ11 на примере одного из месторождений Западной Сибири (научная статья) // Наука . Инновации . Технологии . 2022 . № 1. С . 7-20 .
10 . Иванов В . А ., Храмова В .Г. , Дияров Д . О . Структура поро-
вого пространства коллекторов нефти и газа М : Недра, 1974.97 с .
11 Ковешников А Е Литология и особенности формирования кембрийских отложений в Юго-Восточной части Западно-
№ 2 , 2023
209
Сибирской геосинеклизы // Известия ТПУ. 2014 . Т. 325. № 1. С . 16-27 .
12 . Лысенко В .Д ., Грайфер В . И . Рациональная разработка
нефтяных месторождений . М .: Недра-Бизнесцентр, 2005 . 607 с
13 . Лысенко В . Д . Разработка нефтяных месторождений: Тео-
рия и практика . М: Недра, 1996 . 367 с .
14 . Муромцев В . С . Электрометрическая геология песчаных
тел - литологических ловушек нефти и газа . Л . : Недра, 1984.260 с .
15 Нескоромных В В Направленное бурение и основы кер-нометрии . Иркутск: изд . ИрГТУ, 2010 . 328 с .
16 . Ровинский М . В ., Реймер В . В ., Овчинникова Е . И ., Мишаги-
на В . Ф . Повышение эффективности разработки низкопродуктивных коллекторов Алымской свиты на примере пласта АВ13 Урьевского месторождения // Нефтепромысловое дело . 2021. № 12 (636) . С . 19-24 .
17 Сучков Б М Горизонтальные скважины Москва-Ижевск, 2006 424 с
18 . Шпильман В . И ., Змановский Н . И ., Подсосова Л . Л . Текто-
ническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты / изд . НАЦ РН ХМАО в 1998 г ; ред . 1:2 000 000 . Тюмень: НАЦ РН ХМАО, 1998 .
19 . Шенбергер В . М . Техника и технология строительства бо-
ковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие . Тюмень: ТюмГНГУ, 2007 . 496 с .
20 . Яртиев А . Ф . , Хакимзянов И . Н ., Петров В . Н . , Идиятуллина
З . С . Совершенствование технологий по выработке запасов нефти из неоднородных и сложнопостроенных коллекторов Республики Татарстан: монография . Казань: Их-лас, 2016 . 189 с .
References
1. Alekseev V. P. Atlas of subaqual facies of Lower Cretaceous deposits of Western Siberia (KhMAO-Yugra) . Yekaterinburg: Publishing house of UGSU, 2014. 284 p . (In Russ .) .
2 . Amon E . O . , Alekseev V. P., Glebov A . F., Savenko V.A ., Fedo-rov Yu . N . Stratigraphy and paleogeography of the Mesozo-ic-Cenozoic sedimentary cover of the Shaimsky oil and gas
bearing region (Western Siberia); edited by V. P. Alekseev. Yekaterinburg: Publishing house of UGSU, 2010 . 257 p . (In Russ . ) .
3 . Badretdinov I . A ., Karpov V. G . Classification of methods for in-
creasing oil recovery (economic approach): Moscow, Oil and gas Geology. Theory and practice [Electronic resource] . URL: http://www. ngtp . ru/ (accessed 20 .04 .2023) . (In Russ . ) .
4 . Bakirov D . L ., Podkuiko P. P. , Babushkin E .V., Fattakhov M . M .
Ensuring trouble-free wiring of horizontal lateral shafts in the intervals of occurrence of unstable rocks: Oil industry. 2011. No . 8 . P. 46-49 . (In Russ . ) .
5 . Gilyazov R . M . Drilling of oil wells with side shafts . M .: Nedra-
Businesscenter, 2002 . 255 p . (In Russ .) .
6 . Devold H . Handbook of oil and gas production . Introduction to
oil and gas production . ABB ATPA Oil and Gas . Oslo, 2006 . 82 p . (In Russ .) .
7 . Walcott D . Development and management of deposits during
flooding . Methods of design, implementation and monitoring to optimize the rate of production and development of reserves: Moscow, 2001. 144 p . (In Russ . ) .
8 . Dake L . P. The practice of field development (Revised edi-
tion) . Development of oil and gas science 36 . Oxford, England: Elsevier, 1994 . P. 445-450. (In Russ .) .
9 . Zheludkov A .V., Mishagina V. F. Analysis of drilling of lateral
horizontal shafts along the SE11 formation on the example of one of the deposits of Western Siberia (scientific article): Science Innovations Technologies 2022 No 1 P 7-20 (In Russ )
10 . Ivanov V.A ., Khramova V. G ., Diyarov D . O . Structure of the pore space of oil and gas reservoirs . M . : Nedra, 1974 . 97 p . (In Russ )
11. Koveshnikov A . E . Lithology and features of the formation of Cambrian deposits in the Southeastern part of the West Siberian geosyneclise: Proceedings of TPU . 2014 . Vol . 325, No . 1: Planet Resources . P. 16-27 . (In Russ .) .
12 . Lysenko V. D ., Greifer V. I . Rational development of oil fields .
Moscow: Nedra-Businesscenter LLC, 2005 . 607 p . (In Russ .) .
13 . Lysenko V. D . Development of oil fields: Theory and practice .
M: Nedra, 1996 . 367 p . (In Russ .) .
211
№ 2, 2023
14 . Muromtsev V. S . Electrometric geology of sand bodies - litho-
logical traps of oil and gas . L . : Nedra, 1984 . 260 p . (In Russ .) .
15 . Neskoromnykh V. V. Directional drilling and fundamentals of
core measurement . Irkutsk: publishing house of IrSTU, 2010 . 328 p . (In Russ .) .
16 . Rovinsky M . V. , Reimer V. V., Ovchinnikova E . I ., Mishagina V. F.
Improving the efficiency of the development of low-productive reservoirs of the Alym formation on the example of the AB13 formation of the Uryevsky field: Oilfield business . 2021. No . 12 (636) . P. 19-24 . (In Russ .) .
17 . Suchkov B . M . Horizontal wells, Moscow-Izhevsk, 2006 . 424 p .
(In Russ )
18 . Shpilman V. I ., Zmanovsky N . I . , Podsosova L. L. Tectonic map
of the central part of the West Siberian plate / ed . NATS RN KhMAO in 1998; ed . 1:2 000 000. Tyumen: National Research Institute of KhMAO, 1998. (In Russ . ) .
19 . Schoenberger V. M . Technique and technology of construction
of side shafts in oil and gas wells: Textbook . Tyumen: TSOGU, 2007 . 496 p . (In Russ .) .
20 . Yartiev A . F., Khakimzyanov I. N . , Petrov V. N . , Idiyatullina Z . S .
Improvement of technologies for the development of oil reserves from heterogeneous and complex reservoirs of the Republic of Tatarstan: monograph . Kazan: Ikhlas, 2016 . 189 p . (In Russ )
Поступила в редакцию 12.12.2022, принята к публикации 20.04.2023.
Информация об авторах
Желудков Антон Викторович — начальник отдела, филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г Тюмени . ZheludkovAV@tmn . lukoil . com
Мишагина
Виктория Федоровна — ведущий инженер, филиал «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г Тюмени . MishaginaVF@tmn . lukoil . com
Information about the authors
Anton V. Zheludkov — head of department, Branch of LUKOIL-En-gineering KogalymNIPIneft in Tyumen . ZheludkovAV@tmn . lukoil . com
Victoria
F. Mishagina — leading engineer, Branch of LUKOIL-Engi-neering KogalymNIPIneft in Tyumen . MishaginaVF@tmn . lukoil . com
