CC BY
3725.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
(технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2020-1-61-71
УДК 622.276.43
Сочетание технологий заводнения, водогазового воздействия и изменения направления фильтрационных потоков на рифовых месторождениях нефти
Д. А. Кузин, И. М. Сагитова, Ю. В. Зейгман, Д. К. Сагитов*
Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия *e-mail: sagitovdk@inbox.ru
Аннотация. Разработка рифовых месторождений осложнена высокой изменчивостью геолого-физических свойств коллектора по простиранию и разрезу, а также изменчивостью реологических свойств нефти в пределах залежи. Уровень взаимодействия скважин до их ввода в разработку непредсказуем. В подобных условиях организация эффективной системы воздействия на пласт сопряжена с решением множества уникальных в каждом конкретном случае технологических задач. На примере группы рифовых месторождений обобщен опыт внедрения систем воздействия различными агентами и их сочетаниями (вода, газ, водогаз). Показано, что исчерпание естественной пластовой энергии не является основанием для прекращения разработки изолированного участка рифовой залежи. Необходима оценка преимущественного направления фильтрации по истории разработки для формирования комплекса мероприятий с использованием полученной информации (изменение направления фильтрационных потоков, смена или сочетание вытесняющих агентов), в том числе и по участкам, состоящим лишь из двух скважин. Выделены особенности реакции добывающих скважин, дающие основание для применения потокоотклоняющих технологий.
Ключевые слова: рифовый массив; водогазовое воздействие; поддержание пластового давления; причины обводнения; фильтрационные потоки; режим истощения
Combination of water flooding, water-gas influence and changes in the direction of filtration flows in reef oil fields
Denis A. Kuzin, Idaliia M. Sagitova, Yury V. Zeigman, Damir K. Sagitov
Ufa State Petroleum Technological University, Ufa, Russia *e-mail: sagitovdk@inbox.ru
Abstract. The development of reef deposits is complicated by the high variability of the geological and physical properties of the reservoir along strike and section, as well as the variability of the rheological properties of oil within the reservoir. The level of interaction between wells before they are put into production is not predictable. In such conditions, the organization of an effective system of stimulation of the reservoir is associated with the solution of many unique in each case technological problems. Using the example of a group of reef deposits, the experience of introducing exposure systems by various agents and their combinations (water, gas, water-gas) is summarized. It is shown that the exhaustion of natural reservoir energy is not the basis for stopping the development of an isolated section of the reef deposit. It is necessary to assess the primary direction of filtra-
tion according to the development history for the formation of a set of measures using the information received (changing the direction of filtration flows, changing or combining displacing agents), including the information for areas consisting of only two wells. The reaction features of producing wells that provide the basis for the use of flow deflect technologies are highlighted.
Key words: reef massif; water-gas influence; reservoir pressure maintenance; water-cut factors; filtration flows; depletion mode
Введение
За всю историю добычи из Ишимбайской полосы рифовых массивов открыто и находится в разработке 20 газонефтяных и нефтегазовых месторождений. Данные месторождения связаны с рифовыми массивами сакмаро-артинского возраста нижней перми. Они имеют большой этаж нефтегазонос-ности, который варьируется от 100 до 500 метров. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 15 (Шамовское месторождение) до 440 метров (Старо-Казанковское месторождение). Нефти данных месторождений маловязкие от 1,25 до 4,4 мПа • с. Все месторождения разрабатывались на режиме истощения, со временем режим растворенного газа переходил в гравитационный. Однако на стадиях снижения добычи нефти на исследуемых месторождениях были предприняты попытки организации системы поддержания пластового давления (ППД) с помощью закачки воды в пласт с целью стабилизации энергетического состояния нефтенасыщенных пластов [1—3]. Также общей схожей чертой для всех рассматриваемых рифовых массивов является то, что все залежи, слагающие месторождения, подстилаются подошвенной водой и в нижней части имеют зону окисленной нефти (ЗОН), толщина которой в зависимости от месторождения изменяется от 8-12 до 28-50 метров.
Зона окисленной нефти — это участок пласта, который содержит неподвижную нефть. Порода в этой зоне заполнена густой окисленной нефтью, являющейся непроницаемым экраном для других флюидов. ЗОН в рифовых массивах располагается между нефтеносной зоной и водоносным горизонтом.
Объект и методы исследования. Экспериментальная часть
Всего было рассмотрено 13 месторождений Ишимбайской полосы, в которых закачка воды с целью ППД была организована в разное время. Самые первые попытки были предприняты на Старо-Казанковском нефтяном месторождении в 1955 году, где под нагнетание были переведены четыре добывающие скважины (рис. 1). Закачка воды проводилась вплоть до 1961 года, однако существенного эффекта не было замечено. Нагнетание осуществляли в три разные зоны пласта для выявления оптимальной технологии и применения ее в будущем.
Коллекторами в рифовых массивах Старо-Казанковского месторождения являются известняки и доломиты с первичной и вторичной пористостью смешанного порово-каверно-трещинного типа. Пористые разности пород распределены в теле массива в виде отдельных линз, связанных между собой каналами и трещинами.
По комплексу органических осадков известняки подразделяются на мшан-ковые, водорослевые, криноидные, фузулинидовые, коралловые, гидроактиноидные и брахиоподовые. Чаще всего в разрезах встречаются известняки с преобладанием двух или трех групп организмов.
! 1 Накопленный отбор воды, тыс.т
! 1 Накопленный отбор нефтн, тыс.т
ф Накопленная закачка, тыс.мЗ
(3 Накопленная закачка газа, млн.мЗ
Внешний контур нефтеносности
Рис. 1. Карта накопленных отборов и закачки Старо-Казанковского месторождения на карте начальных нефтенасыщенных толщин
Наиболее распространенными являются мшанковые, криноидные и водорослевые известняки, которые обычно слагают пласты, прослои и линзы пород-коллекторов. Особенностью рифовых известняков является отсутствие в примеси терригенного материала. Емкостные свойства карбонатных отложений как коллектора создаются за счет первичной и вторичной пористости, карста и трещин [4-6]. Тип коллектора каверново-поровый, а участками трещин-но-каверново-поровый.
По данным исследования кернового материала пористость была изучена при помощи 1 076 образцов из 47 скважин. Значение проницаемости установлено с помощью 173 образцов керна, отобранных из 36 скважин. По 701 образцу из 47 скважин пористость в среднем составляет 11,6 %, а проницаемость по 137 образцам из 32 скважин — 0,024 мкм2, при изменении в интервале 5,0-32,3 % и 0,0001-0,435 мкм2 соответственно (табл. 1).
Таблица 1
Диапазон фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов исследуемого нефтяного пласта
Параметр Пористость, % Проницаемость, мкм2
Диапазон изменений 5,0-32,3 0,0001-0,4350
Среднее значение 8,7 0,021
Закачка выполнялась под зону окисленной нефти, в водоносную часть массива, а также в нефтяную часть рифа [7-9]. Накопленная компенсация отборов закачкой по участкам составила 170-190 % [10]. По итогу было выявлено, что при нагнетании в поднефтяную часть рифа эффекта не было обнаружено, так как нет гидродинамической взаимосвязи между ЗОН и нефтяной частью пласта. При закачке в водоносную часть массива эффекта также не было. При закачке в нефтяную часть пласта можно было наблюдать постепенный рост пластового давления, однако роста дебитов нефти не было получено. Нагнетание в нефтяную часть массива привело к прогрессирующему обводнению сква-жинной продукции реагирующих добывающих скважин [11, 12]. Повторную попытку организации системы ППД на Старо-Казанковском месторождении произвели уже гораздо позже, в 1994 году — после того как закачка газа в нефтяную часть рифа больше не являлась рациональной, было организованно несколько участков нагнетания воды. Как 30-ю годами ранее, существенного эффекта данное мероприятие не принесло. Однако по истории разработки исследуемого месторождения можно сделать вывод об успешной организации системы закачки газа с целью поддержания пластового давления. За счет закачки газа удалось немного улучшить энергетическое состояние истощенных пластов и получить рост дебитов нефти [13-20].
С проблемой неэффективности закачки воды столкнулись еще на шести рифовых месторождениях. По ряду месторождений наблюдался небольшой эффект от закачки воды, однако прирост дебита по участкам закачки связан в основном с одновременным выводом из консервации нескольких добывающих скважин. Со временем дебиты нефти и на этих скважинах снизились до величин, которые были перед их выводом в бездействующий фонд.
Рис. 2. Карта текущих отборов жидкости и закачки воды на 2000 год (направление влияния скв. 258, Ново-Узыбашевский риф)
Однако на Столяровском, Ишимбайском и Ново-Узыбашевском месторождениях эффект от закачки был получен. На Ново-Узыбашевском месторожде-
нии закачка велась в два рифа: Ново-Узыбашевский и Табулдакский. По первому система ППД была организована с 1989 года по одному участку путем нагнетания в скв. 29УЗБ. Компенсация отборов в 1990-1993 гг. достигала 950 %. В 1980-е гг. проведены исследования процессов фильтрации индикаторными методами (скв. 117) на Ново-Узыбашевском рифе, подтвердившие гидродинамическую связь [21, 22] между добывающими и нагнетательными скважинами (рис. 2). С началом закачки отмечается резкий рост обводненности по добывающим скважинам первого ряда (рис. 3). В период остановки закачки обводненность не снизилась, добывалась привнесенная вода. Далее было организовано приконтурное заводнение в 2013 году переводом двух скважин — скв. 309 и скв. 334. Ближайшая реагирующая скв. 625г введена в 2016 году. Отборы по жидкости и динамика обводненности стабильны.
Рис. 3. Оценка изменений характеристик добывающей скв. 149 по жидкости и обводненности после начала закачки в нагнетательную скв. 258 (ПВЛГ — перевод на вышележащий горизонт)
На Табулдакском рифе Ново-Узыбашевского месторождения было организовано внутриконтурное заводнение в 1977 году. Результат заводнения — рост пластового давления до первоначального уровня и увеличение дебитов жидкости по добывающим скважинам при поддержании текущей компенсации 140-200 %. По состоянию на 01.11.2019 накопленный объем закачки — 9 570 тыс. м3, накопленная компенсация — 133 %, текущий уровень компенсации — 164 %. Подобный эффект получили на Столяровском (накопленный объем закачки — 1 506 тыс. м3; накопленная добыча нефти — 364 тыс. т) и Ишимбайском месторождениях (накопленный объем закачки — 2 265,9 тыс. м3; накопленная добыча нефти — 1 784,9 тыс. т)
Результаты. Обсуждение
По итогу проведенного анализа можно охарактеризовать систему ППД путем закачки воды в рифовые месторождения Ишимбайской полосы как низкоэффективную, так как незначительный эффект был получен только по трем
месторождениям из 13 исследованных. В основном заводнение либо не давало эффекта при закачке под ЗОН, либо эффект был отрицательным ввиду роста обводненности скважинной продукции в случае нагнетания в нефтеносную часть массива. Для данных месторождений можно порекомендовать водогазо-вое воздействие, учитывая схожесть их геологического строения и физико-химических свойств насыщающих флюидов. Также ввиду уже имеющегося опыта такого рода закачки на Старо-Казанковском месторождении в 2015 году и имеющегося в процессе положительного эффекта данное мероприятие может позволить повысить текущее пластовое давление и дебиты нефти в истощенных пластах. Закачка обычного сухого газа имеет сопутствующие риски, такие как прорывы газа к добывающим скважинам, большие капиталовложения, обусловленные высокой стоимостью компрессорного оборудования и необходимостью подготовки газа к закачке. Также закачка газа в проектных объемах требует значительных эксплуатационных затрат на покупку газа и экономически нецелесообразна. Закачка газа в меньших объемах не позволит достигнуть утвержденного значения коэффициента нефтеотдачи. Технология водогазово-го воздействия позволит компенсировать дополнительную покупку газа за счет закачки в пласт воды и достигнуть утвержденного значения коэффициента извлечения нефти.
Рис. 4. Оценка реакции на закачку в нагнетательную скв. 279 добывающих скважинах первого ряда (Старо-Казанковское месторождение)
Промысловые испытания технологии закачки водогазовой смеси были реализованы в 2015 году на одном из участков Старо-Казанковского месторождения (рис. 4). В ходе реализации закачки была отмечена реакция на ближайшем окружении нагнетательной скв. 279 в виде повышения пласто-
вого давления и увеличения дебита жидкости на 10-20 %, прорывов воды также не было обнаружено.
По результатам проведенных испытаний зафиксировано, что водогазовое воздействие эффективно в качестве метода ППД. В течение года на добывающих скважинах в ближайшем окружении повысились дебиты, увеличилось пластовое давление, снизился газовый фактор, не произошло прорывов воды. Безводный период после начала воздействия составил полтора года. За этот период осуществлялись как смена соотношения закачиваемых флюидов, так и изменение объемов отбора жидкости и ее компенсации. Через два месяца после прорыва воды водогазовое воздействие было остановлено. Попытки стабилизировать обводненность возвратом на естественный режим дали незначительный положительный эффект.
Выводы
• Залежи нефти, представленные рифовыми отложениями, даже в пределах одного геологического массива характеризуются высокой изменчивостью как форм залегания, так и фильтрационно-емкостных свойств.
• В условиях высокой начальной разрозненности запасов нефти и отсутствия информации о гидродинамической связи коллекторов по простиранию организация системы ППД не представляется возможной.
• В процессе разработки на естественных режимах истощения собирается информация об особенностях взаимодействия скважин, что в будущем, после соответствующей обработки, ляжет в основу решений о формировании системы воздействия на пласт, содержащий остаточные запасы нефти в условиях пониженного пластового давления.
• Выбор вытесняющего агента играет определяющую роль при формировании системы воздействия на изначально разрозненные и истощенные в процессе отборов на естественных режимах запасы нефти. Сочетание положительных свойств таких агентов, как вода и углеводородный газ, на примере нескольких участков рифового массива характеризуется оптимистичными прогнозами.
• Формы сочетания агентов возможны различные: последовательная закачка оторочек воды и газа, непрерывная закачка водогазовой смеси или циклическое водогазовое воздействие.
• Опыт применения водогазового воздействия на скв. 279 Старо-Казанковского месторождения показал чувствительность технологии к изменению соотношения объемов закачки воды и газа.
• Прекращение водогазового воздействия [23-27], после прорыва воды к одной из реагирующих добывающих скважин первого ряда через почти два года закачки, привело к снижению отборов жидкости и постепенному снижению обводненности, что указывает на возможность в будущем организации мероприятий по изменению направлений фильтрационных потоков с целью увеличения охвата воздействием.
Библиографический список
1. Особенности разработки с газовым воздействием рифового массива Грачевского месторождения / О. Н. Малец [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 4. - С. 36-39.
2. EOR Potential of the Michigan Silurian Reefs Using CO2 / B. Toelle [et al.] // SPE Symposium on Improved Oil Recovery (Tulsa, Oklahoma, 20-23 April, 2008). - 2008. - Available at: https://doi.org/10.2118/113843-MS.
3. Перспективы добычи нефти и увеличения нефтеотдачи на истощенных рифовых месторождениях Предуральского прогиба Башкортостана / И. А. Исхаков [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - С. 49-54.
4. Моделирование процессов нефтеизвлечения из анизотропного пласта при различных режимах разработки залежи / Н. И. Хисамутдинов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - № 1. - С. 5-7.
5. Сарваретдинов Р. Г., Сагитов Д. К. Использование геолого-математической модели пласта при сопоставлении средних значений пористости и проницаемости различных по неоднородности пластов // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - № 10. - С. 15-20.
6. Классификация участков залежей на геологические тела в деформированных структурах пласта и унификации схем размещения скважин для гидродинамического моделирования / Н. И. Хисамутдинов [и др.] // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2012. - № 6. - С. 54-59.
7. Нигматуллин Э. Н., Акчурин Х. И., Ленченкова Л. Е. Обоснование механизма гелеобразования в растворах полисиликатов натрия при действии кислот [Электронный ресурс] // Нефтегазовое дело. - 2012. - № 2. - С. 375-382. - Режим доступа: http://ogbus.ru/article/view/obosnovanie-mexanizma-geleobrazovaniya-v-rastvorax-polisilikatov-natriya-pri-dejstvii-kislot.
8. Fattakhov I. G., Bakhtizin R. N. Regulation ranks of associated water production decrease [Электронный ресурс] // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 5. - С. 213-219. - Режим доступа: https://www.elibrary.ru/item.asp?id= 17998419.
9. Пат. 2299977 РФ. Способ добычи нефти на поздней стадии разработки нефтяной залежи, подстилаемой водой / Хисамутдинов Н. И., Владимиров И. В., Тазиев М. М., Сагитов Д. К., Алексеев Д. Л., Буторин О. И.; опубл. 27.05.07.
10. Сагитов Д. К., Хальзов А. А., Лепихин В. А. Оперативная коррекция компенсации отборов закачкой на нефтяных месторождениях // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. -С. 26-28.
11. Сагитов Д. К. Накопление «визуального опыта» с целью дальнейшего прогнозирования процесса обводнения скважин на основе статистического моделирования // Нефтепромысловое дело. - 2005. - № 12. - С. 30-35.
12. Fattakhov I. G. The identification technique of oil well water invasion ways // Oil and Gas Business. - 2011. - Issue 3. - P. 160-164.
13. Водогазовое воздействие — перспективный метод увеличения нефтеотдачи месторождений с карбонатными коллекторами / Р. В. Вафин [и др.] // Нефтепромысловое дело. -2005. - № 1. - С. 38-42.
14. Шувалов А. В., Самигуллин И. Ф., Сулейманов А. А. Опытно-промышленные работы в ОАО «АНК Башнефть», связанные с внедрением газового и водогазового воздействия // Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - 2008. - № 7. - С. 239-241.
15. Андреев В. Е., Иксанова И. А. Перспективы применения технологии водогазового воздействия в карбонатных коллекторах Урало-Поволжья // Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения). - Уфа, 2012. - С. 136-141.
16. Современные представления об интенсификации добычи нефти из неоднородных обводненных карбонатных коллекторов / А. В. Лысенков [и др.] // Сервисные услуги в добыче нефти: материалы науч.-техн. конф. - Уфа: УГНТУ, 2014. - С. 92-96.
17. Особенности и перспективы разработки карбонатных коллекторов / А. В. Лысен-ков [и др.] // Сервисные услуги в добыче нефти: материалы науч.-техн. конф. - Уфа: УГНТУ, 2014. - С. 97-102.
18. Комплексный подход к разработке дизайна кислотных обработок скважин им. Р. Требса / А. Е. Фоломеев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 8. - С. 72-75.
19. Исследование совместимости пластовых флюидов и рабочих агентов для предотвращения осложнений при кислотных обработках в условиях Могдинского месторождения / Л. И. Гильмутдинова [и др.] // Инновации и наукоемкие технологии в образовании и экономике: материалы VI Междунар. науч.-практ. конф. / Отв. ред. К. Ш. Ямалетдинова. - 2017. -С. 118-126.
20. Theory and Practice of Acidizing High Temperature Carbonate Reservoirs of R. Trebs Oil Field, Timan-Pechora Basin / A. E. Folomeev [et al.] // SPE Russian Oil and Gas Exploration
& Production Technical Conference and Exhibition (Moscow, 14-16 October). - 2014. - Available at: https://doi.org/10.2118/171242-MS.
21. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации / Д. К. Сагитов [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. - С. 35-36.
22. Частотный анализ взаимовлияния соседних скважин по изменению объемов закачки и обводненности продукции по истории эксплуатации / С. Х. Абдульмянов [и др.] // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 11. - С. 20-24.
23. О закачке ПДС в карбонатные коллектора на опытном участке Балкановского месторождения / Ш. А. Гафаров [и др.] // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: сб. науч. тр. - Уфа: УГНТУ, 1999. - С. 27-33.
24. Абызбаев И. И., Андреев В. Е. Прогнозирование эффективности физико-химического воздействия на пласт // Нефтегазовое дело. - 2005. - № 3. - С. 167-176.
25. Владимиров И. В., Альмухаметова Э. М., Велиев Э. М. Условия эффективного применения заводнения горячей водой при разработке послойно неоднородных по проницаемости пластов с высоковязкой нефтью // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 9. - С. 62-65.
26. Изучение физико-химических свойств гелеобразующей системы на основе алюмосиликатов / Л. Е. Ленченкова [и др.] // Разработка и совершенствование методов увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов (теория и практика): сборник. - Уфа: Гилем, 1998. - С. 192-195.
27. Способы оценки эффективности формирования системы заводнения на объекте Западно-Усть-Балыкского месторождения / В. А. Проскурин [и др.] // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2013. - № 6. - С. 36-38.
References
1. Malets, O. N., Turdymatov, A. N., Gaysin, D. K., & Pestretsova, N. G. (2007). Features of development with gas impact of Grachevskoye deposit reef massif. Oil Industry, (4), рр. 36-39. (In Russian).
2. Toelle, B., Pekot, L. J., Harrison, W. B., Barnes, D., & Grammer, G. M. (2008). EOR Potential of the Michigan Silurian Reefs Using CO2. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, Oklahoma, 20-23 April. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/113843-MS
3. Iskhakov, I. A., Gabitov, G. Kh., Gajnullin, K. Kh., Lisovsky, N. N., Lozin, E. V., Safo-nov, E. N., & Yagafarov, Yu. N. (2003). Prospects of an oil recovery and production rate increase on depleted reef fields in the Preduralskiy flexure of Bashkortostan. Oil Industry, (4), рр. 49-54. (In Russian).
4. Hisamutdinov, N. I., Vladimlrov, I. V., Sagitov, O. K., & Abdulmyanov, S. H. (2010). Modeling of oil recovery from anisotropic layer under various regimes of deposit (CO) development. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, (1), рр. 5-7. (In Russian).
5. Sarvaretdinov, R. G., & Sagitov, D. K. (2008). Ispol'zovanie geologo-matematicheskoy modeli plasta pri sopostavlenii srednikh znacheniy poristosti i pronitsaemosti razlichnykh po neodnorodnosti plastov. Automation, telemechanization and communication in the oil industry, (10), pp. 15-20. (In Russian).
6. Khisamutdinov, N. I., Sagitov, D. K., Shaislamov, V. Sh., & Listik, A. R. (2012). Classification of deposits' sectors for geological bodies in formations' deformed structures and standardization of schemes of wells' placement for hydrodynamic modeling. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, (6), рр. 54-59. (In Russian).
7. Nigmatullin, E. N., Akchurin, Kh. I., & Lenchenkova, L. E. (2012). The explanation mechanism of gelation in sodium polysilicate solutions ith acids effect study. Neftegazovoye delo, (2), рр. 375-382. (In Russian). Available at: http://ogbus.ru/article/view/obosnovanie-mexanizma-geleobrazovaniya-v-rastvorax-polisilikatov-natriya-pri-dejstvii-kislot
8. Fattakhov, I. G., & Bakhtizin, R. N. (2011). Regulation ranks of associated water production decrease. Neftegazovoye delo, (5), pp. 213-219. (In English). Available at: https://www. elibrary. ru/item.asp?id= 17998419
9. Khisamutdinov, N. I., Vladimirov, I. V., Taziev, M. M., Sagitov, D. K., Alekseev, D. L., & Butorin, O. I. Sposob dobychi nefti na pozdney stadii razrabotki neftyanoy zalezhi, podstilae-moy vodoy. Pat. 2299977 RF. Published: 27.05.07. (In Russian).
10. Sagitov, D. K., Khalzov, A. A., & Lepikhin, V. A. (2012). Prompt correction of compensation of liquid removals by means of water injection in oil fields. Oilfield Engineering, (1), pp. 26-28. (In Russian).
11. Sagitov, D. K. (2005). Nakoplenie "vizual'nogo opyta" s tsel'yu dal'neyshego prognozi-rovaniya protsessa obvodneniya skvazhin na osnove statisticheskogo modelirovaniya. Oilfield Engineering, (12), pp. 30-35. (In Russian).
12. Fattakhov, I. G. (2011). The identification technique of oil well water invasion ways. Oil and Gas Business, (3), pp. 160-164. (In English).
13. Vafin, R. V., Zaripov, M. S., Taziev, M. M., Chukashev, V. N., Butorin, O. I., Vladimi-rov, I. V., & Sagitov, D. K. (2005). Vodogazovoe vozdeystvie - perspektivnyy metod uvelicheniya nefteotdachi mestorozhdeniy s karbonatnymi kollektorami. Oilfield Engineering, (1), pp. 38-42. (In Russian).
14. Shuvalov, A. V., Samigullin, I. F., & Suleymanov, A. A. (2008). Opytno-promyshlennye raboty v OAO "ANK Bashneft' ", svyazannye s vnedreniem gazovogo i vodogazovogo vozdeyst-viya. Geologiya, poleznye iskopaemye i problemy geoekologii Bashkortostana, Urala i sopre-del'nykh territoriy, (7), pp. 239-241. (In Russian).
15. Andreev, V. E., & Iksanova, I. A. (2012). Perspektivy primeneniya tekhnologii vodoga-zovogo vozdeystviya v karbonatnykh kollektorakh Uralo-Povolzh'ya. Neftegazovye tekhnologii i novye materialy (problemy i resheniya), pp. 136-141. (In Russian).
16. Lysenkov, A. V., Yakubov, R. N., Antipin, Yu. V., & Chebotarev, A. V. (2014). Sovre-mennye predstavleniya ob intensifikatsii dobychi nefti iz neodnorodnykh obvodnennykh karbonat-nykh kollektorov. Servisnye uslugi v dobyche nefti: Materialy nauchno-tekhnicheskoy konferentsii. Ufa, Ufa State Petroleum Technological University Publ., pp. 92-96. (In Russian).
17. Lysenkov, A. V., Yakubov, R. N., Maksimov, E. A., & Sakhibgareev, A. K. (2014). Osobennosti i perspektivy razrabotki karbonatnykh kollektorov. Servisnye uslugi v dobyche nefti: taterialy nauchno-tekhnicheskoy konferentsii. Ufa, Ufa State Petroleum Technological University Publ., pp. 97-102. (In Russian).
18. Folomeev, A. E., Vakhrushev, S. A., Sharifullin, A. R., Lendoenkova, L. E., Nabiullin, R. M., & Fedorov, A. I. (2014). Integrated approach to well acidizing design on R.Trebs oil field (Timan-Pechora Basin). Oil Industry, (8), pp.72-75. (In Russian).
19. Gil'mutdinova, L. I., Voloshin, A. I., Shadrina, P. N., Komkov, A. A., Folomeev, A. E., & Lenchenkova, L. E. (2017). Issledovanie sovmestimosti plastovykh flyuidov i rabochikh agen-tov dlya predotvrashcheniya oslozhneniy pri kislotnykh obrabotkakh v usloviyakh Mogdinskogo mestorozhdeniya. Innovatsii i naukoemkie tekhnologii v obrazovanii i ekonomike. Materialy VI Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii, pp. 118-126. (In Russian).
20. Folomeev, A. E., Sharifullin, A. R, Vakhrushev, S. A., Murinov, K. Yu., Akimkin, A. V., Lenchenkova, L. E.,... Federov, A. I. (2014). Theory and Practice of Acidizing High Temperature Carbonate Reservoirs of R. Trebs Oil Field, Timan-Pechora Basin. SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition. Moscow, 14-16 October. (In English). Available at: https://doi.org/10.2118/171242-MS
21. Sagitov, D. K., Saflullin, I. R., Lepikhin, V. A., & Arzhilovsky, A. V. (2012). Assessment of cross impact of production and injection wells with the help of application of method of pattern recognition by history of their operation. Oilfield Engineering, (1), pp. 35-36. (In Russian).
22. Abdulmyanov, S. Kh., Sagitov, D. K., Safiullin, I. R., & Astakhova, A. N. (2012). Frequency analysis of adjoining wells interference causing change of volumes of water injecting and product water-flooding performed on the basis of operational history. Oilfield Engineering, (11), pp. 20-24. (In Russian).
23. Gafarov, Sh. A., Gazizov, A. Sh., Kabirov, M. M., & Sultanov, V. G. (1999). O zakachke PDS v karbonatnye kollektora na opytnom uchastke Balkanovskogo mestorozhdeniya. Razrabotka i ekspluatatsiya neftyanykh mestorozhdeniy: sbornik nauchnykh trudov. Ufa: Ufa State Petroleum Technological University Publ., pp. 27-33. (In Russian).
24. Abyzbaev, I. I., & Andreev, V. E. (2005). Prognozirovanie effektivnosti fiziko-khimicheskogo vozdeystviya na plast. Neftegazovoye delo, (3), pp. 167-176. (In Russian).
25. Vladimirov, I. V., Almuhametova, E. M., & Veliyev, E. M. (2016). Conditions of the effective use of hot water flooding for development of heavy oil deposits with non-uniform permeability. Oil Industry, (9), pp. 62-65. (In Russian).
26. Lenchenkova, L. E., Luk'yanova, N. Yu., Mukhametzyanova, R. S., Ganiev, R. R., & Fakhretdinov, R. N. (1998). Izuchenie fiziko-khimicheskikh svoystv geleobrazuyushchey sistemy na osnove alyumosilikatov. Razrabotka i sovershenstvovanie metodov uvelicheniya nefteotdachi trudnoizvlekaemykh zapasov (teoriya i praktika): sbornik. Ufa: Gilem Publ., 1998, pp. 192-195. (In Russian).
27. Proskurin, V. A., Khisamutdinov, N. I., Antonov, M. S., & Sagitov, D. K. (2013). Some techniques applied for assessment of water-flooding system efficiency and formation at one of the objects of Western Ust-Balyk field. Automation, telemechanization and communication in the oil industry, (6), рр. 36-38. (In Russian).
Сведения об авторах
Кузин Денис Александрович, магистрант, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Сагитова Идалия Минибаевна, специалист в области разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Зейгман Юрий Вениаминович, д. т. н., профессор, заведующий кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа
Сагитов Дамир Камбирович, д. т. н., доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газонефтяных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, email: sagitovdk@inbox.ru
Information about the authors
Denis A. Kuzin, Master's Student, Ufa State Petroleum Technological University
Idaliia M. Sagitova, Specialist in the Development and Operation of Oil and Gas Fields, Ufa State Petroleum Technological University
Yury V. Zeigman, Doctor of Engineering, Professor, Head of the Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Ufa State Petroleum Technological University
Damir K. Sagitov, Doctor of Engineering, Associate Professor at the Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Ufa State Petroleum Technological University, e-mail: sagitovdk@inbox.ru
