Повышение выработки остаточных запасов нефти из карбонатных коллекторов сложного строения

Гильманова Расима Хамбаловна; Махмутов Алмаз Аксанович; Мельников Марат Николаевич

НАУКИ О ЗЕМЛЕ

УДК 622.276.63

DOI 10.24412/1728-5283-2024-3-41-51

ПОВЫШЕНИЕ ВЫРАБОТКИ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ИЗ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ СЛОЖНОГО СТРОЕНИЯ*

ООО НПО «Нефтегазтехнология» г. Уфа, Российская Федерация

Разработка залежей нефти в карбонатных отложениях сложного геологического строения, с высоким содержанием ангидрита, гипса сопряжено рисками низкой эффективности применяемых геолого-технических мероприятий, направленных на повышение выработки остаточных запасов нефти. В связи с этим актуальным становится вопрос изучения геологического строения разрабатываемых объектов путем детального исследования минерального и литологического состава дальнейшим выявлением основных геологических факторов, влияющих на технологические показатели разработки. Одним из распространенных подходов изучения геологического строения является выделение в разрезе различных литолого-фациальных отложений, которые характеризуются отличительными особенностями емкостных и фильтрационных характеристик. В данной статье представлены результаты изучения геологического строения карбонатных коллекторов одного из нефтяных месторождений, которое тектонически приурочено к Южно-Татарскому своду. Отмечено, что одними из основными промышленно нефтеносными являются карбонатные отложения башкирского-серпуховского и турнейского ярусов, которые характеризуются сложным геологическим строением. Сложность геологического строения обусловлена неоднородным литологическим и минеральным составом, типом структуры порового пространства. При изучении геологического строения выполнено построение объемной минеральной модели. Отмечено, что при добыче нефти в пределах выбранного месторождения широко используется технология кислотной обработки скважин. В связи с этим выполнен анализ результатов проведения данной технологии с помощью характеристик вытеснения. Показано, что технология кислотной обработки имеет высокую долю «успешности» и может быть ис-

The development of oil deposits in carbonate deposits of complex geological structure, with a high content of anhydrite, gypsum, is associated with risks of low efficiency of applied geological and technical measures

* Для цитирования: Гильманова Р.Х., Махмутов А.А., Мельников М.Н. Повышение выработки остаточных запасов нефти из карбонатных коллекторов на основе детализации геологического строения и анализа технологических показателей разработки // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2024. №3. С. 41-51. DOI 10.24412/1728-5283-2024-3-41-51

Ключевые слова: карбонатный коллектор, геологическое строение, кавернозность, трещинова-тость, геолого-техническое мероприятие.

пользована при дальнейшем формировании адресных рекомендаций, направленных на повышение эффективности выработки остаточных запасов нефти.

INCREASING THE PRODUCTION OF RESIDUAL OIL RESERVES FROM CARBONATE RESERVOIRS OF COMPLEX STRUCTURE

Limited Liability Company Scientific Production Association «Neftegaztechnologiya» Ufa, Russian Federation

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2024, том 52, № 3(115) llllllllllllllllllllllllllllllllBU

aimed at increasing the production of residual oil reserves. In this regard, the issue of studying the geological structure of the objects being developed through a detailed study of the mineral and lithological composition and further identification of the main geological factors affecting the technological indicators of development becomes relevant. One of the most common approaches to studying the geological structure is the isolation of various lithological and facies deposits in the section, which are characterized by distinctive features of the reservoir and filtration characteristics. This article presents the results of studying the geological structure of carbonate reservoirs of one of the oil fields, which is tectonically confined to the South Tatar arch. It is noted that one of the main industrially oil-bearing carbonate deposits of the Bashkir-Serpukhov and Tournai tiers, which are characterized by a complex geological structure. The complexity of the geological structure is due to the heterogeneous lithological and mineral composition, the type of structure of the pore space. When studying the geological structure, a volumetric mineral model was constructed. It is noted that the technology of acid treatment of wells is widely used in oil production within the selected field. In this regard, the analysis of the results of this technology using displacement characteristics is performed. It is shown that the acid treatment technology has a high degree of "success" and can be used in the further formation of targeted _ Keywords: carbonate reservoir, geological"I recommendations aimed at improving the structure, cavernousness, fracturing, geological and efficiency of the production of residual oil technical event. reserves.

Введение. Изучение геологического строения разрабатываемых объектов с целью повышения эффективности выработки остаточных запасов углеводородного сырья (УВС) является задачей актуальной и востребованной для нефтяной отрасли. Как правило, разрабатываемые объекты обладают высокой степенью геологической изученности. Следовательно, возникает задача комплексного анализа геолого-геофизических и промысловых данных. Так, на изучаемом месторождении выполнена детализация геологического строения карбонатных коллекторов и сформированы мероприятия по повышению выработки остаточных запасов нефти.

Изучаемое месторождение тектонически приурочено к Южно-Татарскому своду. Месторождение находится в длительной эксплуатации. Одними из основными промышленно нефтеносносны-ми являются карбонатные отложения башкирского-серпуховского (пласты A4, C1s) и турнейского (пласт B1) ярусов.

Наиболее распространенным способом увеличения нефтеотдачи карбонатных коллекторов в пределах рассматриваемого объекта является обработка призабойной зоны пласта раствором соляной кислотой HCl (СКО) [1]. Однако, ввиду неоднородности и сложности строения карбонатных коллекторов эффективность СКО зачастую не достигает прогнозных результатов. Поэтому, для повышения эффективности данной технологии актуальном становится изучение минерального состава и выявление некоторых особенностей геологического строения, которые являются

основой при формировании мероприятий по выработке остаточных запасов нефти.

Преобладающим типом породы башкирского яруса является органогенно-обломочный и орга-ногенно-детритовый известняк (фораминиферо-вых с детритом, криноидно-фораминиферовых, криноидно-брахиоподово-фораминиферовых, во-дорослево-фораминиферовых, криноидно-бра-хиоподовых и др. разностях). Основную массу составляют раковины фораминифер, фрагменты иглокожих (членики криноидей, иглы морских ежей), мшанок и водорослей, обломки, детрит и целые раковины брахиопод, остракод. Органогенные остатки и водоросли гранулированы, до-ломитизированы или перекристаллизованы, сложены, в основном, тонко-мелко-среднезернистым кальцитом, доломитом (рисунок 1). Из вторичных аутигенных минералов присутствуют кварц, халцедон, пирит, в отдельных образцах флюорит, гематит, гетит и глауконит. Глинистая составляющая пород незначительная и большей частью отсутствует, либо присутствует в количестве менее 5%.

В эффективной части серпуховского яруса доломиты белые, светло-серые и бурые от не-фтенасыщения, пористые, пористо-кавернозные и плотные, участками трещиновато-пористо-кавернозные, от средне- до крупно- и грубозернистых, местами известковистые и известковые реликтово-органогенные, с включением гнезд кальцита и сульфатов (ангидрита, гипса). Органические остатки представлены многочисленными одиночными кораллами, плохой сохран-

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2024, том 52, № 3(115) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII

А

ности - брахиоподами, фрагментами криноидей, фораминиферами. Размер каверн достигает 2-4 см (рисунок 2).

Нефтеносность турнейского яруса приурочена к верхнетурнейским отложениям - кизеловскому и черепетскому горизонтам, которые представлены известняками серыми плотными, крепкими, часто органогенно-обломочными, органогенно-детрито-выми, пористо-кавернозными и трещиноватыми, реже глинистыми, участками, переходящими в доломиты [2]. Коллекторами являются пористые, участками кавернозные разности известняков. Покрышкой служат глины, залегающие в подошвенной части бобриковского горизонта.

Изучаемые объекты характеризуются высокой степенью геологической изученности. Проведены

такие исследования керна, как рентгенострук-турный и рентгенодифрактометрические методы. Результаты данных исследований показали, что породы башкирского и серпуховского ярусов состоят из известняка, известняка доломити-зированного, доломита и гипса с небольшими включениями ангидрита (рисунок 3, таблица 1). Также результаты химического анализа установили, что содержание гипса носит не повсеместное распространение и чаще всего не превышает 5% от всей породы. В редких случаях наблюдаются прослои известняка с содержанием гипса до 30%. Содержание ангидрита в карбонатной породе редко превышает 3%, однако в единичных прослоях, содержание может достигать 22 %.

Рисунок 1 - Фотоснимок шлифа. Скважина № XXX9. Глубина 704,0 и 705,6 м

Рисунок 2 - Фотоснимок шлифа. Скважина № ХХХ9. Глубина 727,2 и 728,6 м.

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

I 2024, том 52, № 3(115)^^^^ИППППППП 43

Рисунок 3 - Дифрактограмма образца керна Таблица 1 - Результаты дифрактограммы

Номер образца Глубина, м Минеральный состав, %

Calcite Dolomite Albite Gypsum Anhydrite Pyrite Quartz

91 719,00 6,0 62,0 30,0 следы следы

Из практики известно, что одним из важнейших факторов, влияющих на эффективность технологии СКО пласта, является сульфатизация. Связано это с тем, что процессы сульфатизации снижают пористость и проницаемость горных пород.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы предпочтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислотами. При обработках сульфатосодержащих карбонатных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислотные составы вводить присадки хлористого кальция или поваренной соли, а также сульфатов калия и магния. Эти присадки снижают скорость растворения сульфатосодержащих коллекторов и предупреждают выпадения гипса или безводного сернокислого кальция.

Ангидриты предпочтительно обрабатывать солянокислотными растворами, содержащими 6-10% вес. азотнокислого калия [3].

Методы исследований. Результаты исследования керна позволили выявить, что форменные элементы известняков (сгустки, комки, водоросли, органические остатки) сцементированы мелко-, средне-, крупнозернистым кальцитом, доломитом, местами сульфатами (гипс, ангидрит).

В связи с этим, ввиду достаточного неоднородного геологического строения выполнено постро-

ение объемной минеральной модели. При этом, основные минералы, выявленные при изучении керна, послужили основой последующего расчета матрицы констант, используемые для непрерывного расчета соответствующих компонент объемной модели [4, 5].

Расчет модели производился с помощью метода статистического моделирования, основанного на решении системы линейных уравнений [6]:

где .' - показания кривых ГИС, линейно связанные с объемным содержанием каждой слагающей его компоненты;

' . - теоретическое значение параметра i для минерала j; . . - объемное содержание минерала j; .. . - количество объемных компонент, участвующих в расчете.

Так, для изучаемого объекта выполнено построение объемной минеральной модели с учетом таких компонент, как кальцит, доломит, гипс и ангидрит [7] (рисунок 4). Результаты данного построения использованы при построении карты «эффективной карбонатности» [8, 9].

А

Рисунок 4 - Планшет ГИС (скважина ХХХ8)

Также в пределах выбранного месторождения выполнена оценка технологической эффективности КО. Данная оценка проведена с помощью характеристик вытеснения (ХВ) [10].

На рисунке 5 приведен пример использования ХВ для оценки показателей работы добывающей скважины ХХ3, которая эксплуатирует пласт В1.

ЕдЗЕ&О_I L |__

m -—"— t -

Mtqiioiini ч№ут яки г ч^фтк и Sftyr

--ПровсДсииЛ ГТМ -Начало SiitaHifD ПфОЦЦД

--Ялчига псрктодл ГТН Osramdjuct периода от Г"1"Н

Оби едиешюс тк СКОПДО» 6ct4V<T4 ЯЧЙЩН

iTiMt я л* «1М ММ» ■ ■ № liiair

Рисунок 5 - График оценки количества дополнительно добытой нефти в результате проведения КО

Из практики известно, что базовый (аппрокси-мационный) участок, на основании которого рассчитываются показатели работы скважины "без КО", необходимо ограничить либо резкими изменениями в дебитах скважины, либо изломом кривой характеристики вытеснения. Как видно из рисунка 5, на выбранном аппроксимационном участке соотношение дебитов жидкости и нефти

достаточно хорошо описывается выбранной характеристикой вытеснения [11, 12].

На рисунке 6 приведен график эксплуатационных данных скважины с рассчитанными показателями работы скважины "без КО" - аппрок-симационная ХВ "без КО", и графическим отображением величины дополнительно добытой нефти.

Рисунок 6 - График оценки эффекта по характеристике вытеснения Он - ln(QJ

Результаты исследований.

На основании рисунка 6, можно отметить, что таким вышеописанным способом проведена

Как видно из таблицы 2, технология КО характеризуется положительной технологической эффективностью. Удельная дополнительная добыча нефти для турнейского яруса равна 4,47 т/м/мес, для серпуховских отложений - 5,47 т/м/мес и для башкирского - 1,75 т/м/мес [13]. Поэтому для повышения выработки остаточных запасов сформированы рекомендации на базе данной технологии КО. Выбор скважин для проведения КО выполнен

оценка технологической эффективности рассматриваемой технологии КО. Результаты приведены в таблице 2 [13].

на основе результатов изучения геологического строения. Для этого построены карты «эффективной карбонатности», которые показывают однородные области с низкой расчлененностью и с минимальными вторичными включениями, с содержанием чистого известняка в частности и карбонатности в целом, выше среднего [8] (рисунок 7).

Таблица 2 - Результаты оценки технологической эффективности

Пласт в, А4

Общее кол-во 187 2 39

Кол-во успешных ОПЗ 80 2 17

Процент успешности, % 43 100 44

Дополнительная добыча нефти, т среднее значение 223,79 80,19 113,63

диапазон 2,81...1565,97 76,23.84,14 1,93.541,09

Удельная дополнительная добыча, т/м/мес. среднее значение 4,47 5,47 1,75

диапазон 0,01.19,02 4,01.6,.93 0,02.7,78

Средняя продолжительность эффекта от проведенного ОПЗ, мес. среднее значение 5,5 2,5 5,9

диапазон 2.14 2.3 3.10

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2024, том 52, № 3(115) ||||||||||||||||||||||||| 1111111 ЕЯ

Рисунок 7 - Карта мероприятий по повышению выработки остаточных запасов нефти

А

Из рисунка 7 видно, что зоны повышенной карбонатности в большинстве случаев характеризуются высокой плотностью остаточных извлекаемых запасов нефти [14, 15]. Следовательно, скважины, которые находятся в зоне повышенной «эффективной карбонатности» и высокой плотности остаточных извлекаемых запасов, рассматривались в качестве рекомендаций для проведения технологии КО. Выводы:

1. На основании разработанной методики построения карты «эффективной карбонатности» с дальнейшим совмещением с картой остаточных извлекаемых запасов нефти выбраны скважины-кандидаты для проведения СКО

2. Проведена прогнозная оценка потенциального технологического эффекта предложенных рекомендаций с учетом особенностей геологического строения и технологических показателей разработки для изучаемых карбонатных отложений.

3. Подробно показан методический подход, направленный на повышение выработки остаточных запасов нефти из объектов сложного геологического строения с использованием рассматриваемой технологии СКО.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Хабибрахманов А.Г., Махмутов А.А., Хисамут-динов Н.И., Мухлиев И.Р., Сагидуллин Л.Р. Экспериментальное и численное исследования влияния трещиноватости коллектора на технологические показатели разработки залежи // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2018. № 4. С. 5155.

2. Панина О.В., Донцова О.Л. Карбонатные отложения Северо-Алексеевского месторождения Прикаспийской нефтегазоносной провинции // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. Т. 49. № 4. С. 50-56. DOI 10.24412/1728-5283-2023-4-50-56.

3. Андриасов Р. С., Мищенко И. Т., Петров А. И. и др. «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений», М.: Недра, 1983.

4. Сафиуллин И.Р., Махмутов А.А., Миннуллин А.Г., Бакиров И.И., Салихов М.М., Мухлиев И.Р. Способ построения палеофациальной модели продуктивных пластов путем автоматизиро-

ванной обработки данных ГИС // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2017. № 5. С. 16-19.

5. Аминева Г.Р., Бурикова Т.В., Мирнов Р.В., Ниг-матзянова А.М. Критерии выделения петрофи-зических типов пород методами ГИС в разрезе отложений среднего карбона нефтяных месторождений северо-западной части Башкортостана // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2020. Т. 35. № 2. С. 26-35. DOI: 10.24411/1728-5283-2020-10203

6. Гильманова Р.Х., Сарваретдинов Р.Г., Махмутов А.А., Корнев Е.В., Янкин А.Б. Использование геостатистических методов при изучении геологического строения сложных объектов нефтедобычи // Нефтяная провинция. 2020. № 1 (21). С. 1-16.

7. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом. Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ "Тверьгеофизика", 2003. 258 с.

8. Мельников М.Н., Сагитов Д.К., Фирсов В.В., Кузнецов М.А., Попов А.Ю. Альтернативный метод оценки карбонатности с целью повышения успешности соляно-кислотных обработок на примере Сорочинско-Никольском месторождении // Нефтепромысловое дело. М.:ВНИИ-ОЭНГ. 2011. №4. С. 20-24.

9. Мельников М.Н. Методика подбора скважин для проведения кислотных обработок в карбонатных отложениях // Материалы VI Международной научно-практической конференции «Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике» 7 апреля 2017 г., г. Уфа. Уфа: РИЦ БашГУ. 2017. С. 143-148.

10.Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Махмутов А.А., Торопчин О.П., Тупицин А.М., Ян-кин А.Б. Некоторые способы извлечения вязкой нефти из карбонатных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 4. С. 28-31.

11. Дубинский Г.С. Технологии воздействия на карбонатный коллектор с целью ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2020. Т. 34. № 1. С. 48-58. DOI: 10.24411/1728-5283-2020-10106.

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

12.Дубинский Г.С., Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Устенко И.Г., Шамов Н.А., Фаттахов И.Г. Анализ

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ / __

' 2024, том 52, № 3(115) IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII 111111|БЭ

результатов опытно-промысловых работ по интенсификации притока нефти из карбонатов с применением комплексного воздействия // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2017. Т. 25. № 4. С. 67-77.

13. Сафиуллин И.Р., Торопчин О.П., Тупицин А.М., Гильманова Р.Х., Янкин А.Б. Выделение участков для нестационарного заводнения по коэффициенту взаимодействия скважин на Байту-ганском месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2018. № 11. С. 72-76.

14.Хисамутдинов Н.И., Гильманова Р.Х., Махмутов А.А., Лощева З.А., Бакиров И.И., Егоров А.Ф., Миннуллин А.Г. Изучение эффективности извлечения нефти из карбонатных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 5. С. 31-36.

15. Полежаев В.О., Гимаев Р.Д., Жданов Л.М. Методика подбора скважин-кандидатов «Автовыбор ГТМ» для проведения геолого-технических мероприятий // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. 2023. Т. 48. № 3. С. 15-21. DOI 10.24412/1728-5283-2023-3-15-21.

R E F E R E N C E S

1. Khabibrakhmanov A.G., Makhmutov A.A., Khi-samutdinov N.I., Mukhliev I.R., Sagidullin L.R. Experimental and numerical studies of the effect of reservoir fracturing on technological indicators of deposit development // Automation, telemechanization and communication in the oil industry. 2018. No. 4. pp. 51-55. (In Russian)

2. Panina O.V., Dontsova O.L. Carbonate deposits of the Severo-Alekseevsky deposit of the Caspian oil and gas province // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2023. Volume 49. No. 4. pp. 50-56. DOI 10.24412/17285283-2023-4-50-56. (In Russian)

3. Andriasov R. S., Mishchenko I. T., Petrov A. I. and others. "Reference guide to the design, development and operation of oil fields", Moscow: Nedra, 1983. (In Russian)

4. Safiullin I.R., Makhmutov A.A., Minnullin A.G., Bakirov I.I., Salikhov M.M., Mukhliev I.R. A method for constructing a paleofacial model of productive formations by automated GIS data processing // Automation, telemechanization and

communication in the oil industry. 2017. No. 5. pp. 16-19. (In Russian)

5. Amineva G.R., Burikova T.V., Mirnov R.V., Nigmatzyanova A.M. Criteria for the identification of petrophysical rock types by GIS methods in the context of deposits of the middle carboniferous oil fields of the Northwestern part of Bashkortostan // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2020. Volume 35. No. 2. pp. 26-35. DOI: 10.24411/1728-5283-202010203. (In Russian)

6. Gilmanova R.H., Sarvaretdinov R.G., Makhmutov A.A., Kornev E.V., Yankin A.B. The use of geostatistical methods in the study of the geological structure of complex oil production facilities // Oil Province. 2020. No. 1 (21). pp. 1-16. (In Russian)

7. Petersile V.I., Poroskuna V.I., Yatsenko G.G. Methodological recommendations for calculating geological reserves of oil and gas by the volumetric method. Moscow-Tver: VNIGNI, NPC Tvergeofizika, 2003. 258 p. (In Russian)

8. Melnikov M.N., Sagitov D.K., Firsov V.V., Kuznetsov M.A., Popov A.Yu. An alternative method for assessing carbonate content in order to increase the success of hydrochloric acid treatments on the example of Sorochinsko-Nikolskoye field // Nefteprofilovoe delo. M.:VNIIOENG. 2011. No.4. pp. 20-24. (In Russian)

9. Melnikov M.N. Methodology for selecting wells for acid treatments in carbonate deposits // Materials of the VI International Scientific and practical Conference "Innovations and high-tech technologies in education and economics" April 7, 2017, Ufa. Ufa: RIC BashSU - 2017. pp. 143-148. (In Russian)

10. Khisamutdinov N.I., Gilmanova R.H., Makhmutov A.A., Toropchin O.P., Tupitsin A.M., Yankin A.B. Some methods of extracting viscous oil from carbonate reservoirs // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2018. No. 4. pp. 28-31. (In Russian)

11. Dubinsky G.S. Technologies of impact on the carbonate reservoir in order to limit water inflow and intensify oil production // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2020. Volume 34. No. 1. pp. 48-58. DOI: 10.24411/1728-5283-2020-10106. (In Russian)

12. Dubinsky G.S., Andreev V.E., Kotenev Yu.A., Ustenko I.G., Shamov N.A., Fattakhov I.G. Analysis of the results of pilot field work to intensify

ВЕСТНИК АКАДЕМИИ НАУК РБ /

' 2024, том 52, № 3(115) lllllllllllllllllllllllllllllllll

А

the inflow of oil from carbonates using complex effects // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2017. Volume 25. No. 4. pp. 67-77. (In Russian)

13. Safiullin I.R., Toropchin O.P., Tupitsin A.M., Gilmanova R.H., Yankin A.B. Allocation of sites for non-stationary flooding by the coefficient of interaction of wells at the Baytugan field // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. M. 2018. No. 11. pp. 72-76. (In Russian)

14. Khisamutdinov N.I., Gilmanova R.H., Makhmutov A.A., Loscheva Z.A., Bakirov I.I., Egorov

доктор технических наук, профессор, директор,

ООО НПО «Нефтегазтехнология», г.Уфа, ул. Революционная, 96/2, 450087, г. Уфа, Российская Федерация эл. почта: Gilmanova_RH@npongt.ru ORCID: 0009-0003-5176-609X

доктор геолого-минералогических наук, профессор АН РБ, заместитель директора по науке, ООО НПО «Нефтегазтехнология», г.Уфа, ул. Революционная, 96/2, 450087, г. Уфа, Российская Федерация ORCID: 0009-0004-3694-5484 эл. почта: makhmutov_aa@mail.ru

заведующий сектором геологического моделирования,

ООО НПО «Нефтегазтехнология», г.Уфа, ул. Революционная, 96/2, 450087, г. Уфа, Российская Федерация ORCID: 0009-0006-3846-3862 эл. почта: melnikov@npongt.ru

A.F., Minnullin A.G. Studying the efficiency of oil extraction from carbonate reservoirs // Geology, geophysics and development of oil and gas fields. 2017. No. 5. pp. 31-36. (In Russian) 15. Polezhaev V.O., Gimaev R.D., Zhdanov L.M. Method of selection of candidate wells "Avtovybor GTM" for geological and technical measures // Bulletin of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan. 2023. Volume 48. No. 3. pp. 15-21. DOI 10.24412/1728-5283-2023-315-21. (In Russian)

Doctor of Technical Sciences, Professor, Director,

LLC NPO «Neftegaztechnologiya» Ufa, Revolutsionnaya str., 96/2, 450087, Ufa, Russian Federation e-mail: Gilmanova_RH@npongt.ru ORCID: 0009-0003-5176-609X

Doctor of Geological and Mineralogical Sciences,

Professor of the Academy of Sciences of the

Republic of Bashkortostan,

Deputy Director for Science,

LLC NPO «Neftegaztechnologiya»

Ufa, Revolutsionnaya str., 96/2,

450087, Ufa, Russian Federation

ORCID: 0009-0004-3694-5484

e-mail: makhmutov_aa@mail.ru

Head of the Geological Modeling Sector, LLC NPO «Neftegaztechnologiya» Ufa, Revolutsionnaya str., 96/2, 450087, Ufa, Russian Federation ORCID: 0009-0006-3846-3862 e-mail: melnikov@npongt.ru

Increasing the Production of Residual oil Reserves from Carbonate Reservoirs of Complex Structure

Текст научной работы на тему «Повышение выработки остаточных запасов нефти из карбонатных коллекторов сложного строения»