ВВЕДЕНИЕ ……………………………………………………………………………………………… 4
1 ПРОБЛЕМА ПРИМЕНЕНИЯ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ
ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ В МОДЕЛИРОВАНИИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ
ВОДОЙ …………………………………………………………………………………………………………… 11
1.1 Анализ особенностей методов определения и представления
относительных фазовых проницаемостей ………………………………………………………… 13
2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ АППРОКСИМАЦИИ ОТНОСИТЕЛЬНОЙ
ФАЗОВОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ …………………………………………………………………….. 30
2.1 Изучение возможности повышения эффективности аппроксимации
результатов экспериментальных исследований непрерывного изменения
объемного содержания нефти и воды в дренируемой области ………………………….. 30
2.2 Программа «Фаза». Назначение и применение. Обработка результатов
исследования керна с помощью программы «Фаза» …………………………………………. 48
3 ИССЛЕДОВАНИЕ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ……………………………………………………………………………………….. 56
3.1 Особенности применения моделей двухфазного непоршневого
вытеснения нефти водой при исследовании процесса разработки месторождений
……………………………………………………………………………………………………………………….. 56
3.1.1 Модель Раппопорта–Лиса ………………………………………………………………. 56
3.1.2 Модель Бакли-Леверетта. Определение основных технологических
показателей …………………………………………………………………………………………………….. 63
3.2 Разработка новой модели вытеснения ……………………………………………….. 76
4 ПРАКТИЧЕСКАЯ АППРОБАЦИЯ МОДИФИЦИРОВАННОЙ
МОДЕЛИ ………………………………………………………………………………………………………… 92
4.1 Сравнение решений по модели Бакли-Леверетта и модифицированной
модели…………………………………………………………………………………………………………….. 92
4.2 Расчет параметров разработки на примере Приобского
месторождения ……………………………………………………………………………………………… 101
4.3 Сопоставление аналитической и цифровой гидродинамической модели с
фактическими показателями разработки Приобского месторождения …………….. 110
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ……………………………………………………………………………………. 122
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ ……………….. 124
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………………………………………………………………….. 128
ПРИЛОЖЕНИЕ ……………………………………………………………………………………. 139

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель,
задачиисследования,научнаяновизнаипрактическаязначимость
диссертационной работы, определены основные защищаемые положения.
В первом разделе выполнен обзор и анализ известных теоретических,
лабораторныхиэкспериментальныхработвобластипостроенияи
аппроксимаций фазовых проницаемостей.
Наиболее известными способами описания экспериментальных данных
ОФП являются методы Кори и Стоуна, которые основаны на простых функциях
степенного закона с эмпирическим параметром степени. Значения остаточной
нефтенасыщенности, начальной водонасыщенности не рассматриваются как
регулируемые и изменяемые параметры. Эти методы охватывают лишь 5–15 %
всего диапазона исследования. Аналогичные кривые семейства ОФП, в той или
иной степени, имеют и другие аппроксимации, рассмотренные в разделе.
На основании проведенного анализа автором сделан вывод о том, что
рассмотренныестепенныемоделиимеютограниченныйинтервал
применимости, за пределами которого наблюдаются значительные отклонения.
Кроме того, переменные в аппроксимациях не всегда имеют физический смысл,
то есть не соблюдается размерность слева и справа от равенства. Далее,
семейство кривых ОФП имеет вогнутую форму, для получения выпуклой части
требуются специальные построения. Важность зависимостей ОФП заключатся в
том, что они часто являются исходными параметрами для расчетов показателей
разработки и используются при численном моделировании.
Во втором разделе рассматриваются лабораторные методы исследований
керна, предлагается новая методика аппроксимации относительной фазовой
проницаемости, приводится аналитический вывод аппроксимации ОФП
кубической параболой с перегибом (КПП).
Выявлено, что при отсутствии прямых определений ОФП на образцах
кернаизучаемойзалежидлярасчетовтехнологическихпоказателей
используютсяэмпирическиеформулыилиданные,полученныедля
одновозрастных отложений близлежащих месторождений. При этом выбор той
или иной формулы для определения фильтрационных характеристик часто
осуществляется на основе аналогов, а значения рассчитанных относительных
проницаемостей при последующей настройке модели не всегда достоверно
отражают динамические процессы, происходящие в пласте.
Использование данных об ОФП, полученных не для условий изучаемого
пласта, приводит к значительным ошибкам в гидродинамических расчетах,
поскольку на динамику добычи нефти существенное влияние оказывает
индивидуальный характер течения несмешивающихся жидкостей в пористых
средах. В работах Н. Н. Михайлова показано, что сложное взаимодействие
между породой и фильтрующимися через нее жидкостями даже при совпадении
литолого-физических и структурно-генетических типов пород предопределяет
своеобразие относительных проницаемостей в каждом конкретном случае.
Представление эмпирических зависимостей значений относительной
фазовой проницаемости от насыщенности в виде аналитических функций,
аппроксимируемыхквадратичнойпараболой,частоиспользуетсяв
практических расчетах. Но такая функция является только вогнутой и не
учитываетвыпуклостивверхнихчастяхкривыхотносительных
проницаемостей.

Рисунок 1 – Классическое представление зависимости ОФП
Для учета таких особенностей поведения kв и kн, как на представленном
графике, предлагается создание новой функции ОФП в виде кубического
уравнения:
k в s   A1  B1  s  C1  s 2  D1  s 3 .(1)
Это уравнение ОФП для воды содержит четыре неизвестных — A1, B1, C1
и D1. Значения этих неизвестных находим из системы четырех уравнений с
постоянными коэффициентами по экспериментальным данным, в результате
получаем коэффициенты вида:
A1  D1  sсв3  C1  sсв2  B1  sсв ;B1  3  D1  sсв2  2  C1  sсв ;
3  D1 sпред  sсв 2  k мах в
C1 D1 
;
sпред sсв 
3,

где sсв – связанная водонасыщенность; kmax в – максимальное значение
относительнойфазовойпроницаемостиповоде;sпред–предельная
водонасыщенность, при которой нефть перестает фильтроваться.
Аналогично получим ОФП для нефти
k н s   A2  B2  s  C2  s 2  D2  s 3 .(2)
Коэффициенты соответственно:
A2   B2  sпред  С2  sпред3
 D2  sпред ;B2  2  С2  sсв  3  D2  sсв2 ;
3  D2 sпред  sсв 2  k мах н
C2 D2 
;
sпред  sсв 
3,

где sпред – предельная водонасыщенность, при которой нефть перестает
фильтроваться (sпред = 1 – sон); kmaxн– максимальное значение относительной
проницаемости по нефти; sk max н – значение водонасыщенности kmax н.
Известно, что данные об относительных проницаемостях обычно
получают при лабораторных исследованиях кернов. Однако данные могут
отсутствовать, и в этом случае используют различные приближенные формулы,
зависящие от процессов, происходящих в пласте. Одни формулы используются
для пропитки, другие – для дренирования. Известны также модифицированные
уравнения для вытесняющей и вытесняемой фаз, но, несмотря на то, что имеются
аппроксимации кубическими полиномами, они являются только вогнутыми. В
аппроксимации кубической параболой с перегибом эти недостатки устранены.
Рисунок 2 – Функции ОФП для пласта АС10-12 Приобского месторождения
Преимущества аппроксимации КПП заключаются в том, что она
универсальна и имеет физически обоснованное построение, так как:
– аппроксимирует как лабораторные данные по исследованию керна, так и
промысловые данные по определению относительной фазовой проницаемости,
интерпретированные в характерные координаты;
– не только интерполирует полученные данные в пределах минимального
и максимального значений, но и экстраполирует за их пределами;
– дает возможность строить зависимость ОФП как для ячейки модели, так
и для всего элемента разработки;
– минимизирует количество исследований для построения кривой ОФП
без потери качества информации.
Полученная аппроксимация легла в основу разработанного программного
продукта «Фаза». В разделе приведено его описание, назначение, алгоритм
принятия решения и применение. Для вычисления коэффициентов A, B, C и D,
по методу наименьшего среднеквадратичного отклонения, программный
продукт «подбирает» как максимальные значения ОФП по воде и нефти, так и
соответствующие им водонасыщенности автоматически в окончательном
варианте. Программный продукт «Фаза» рассчитывает точки начала и окончания
двухфазной фильтрации, строит функцию, аппроксимирующую лабораторные
данные. Для построения аппроксимации ОФП по воде определяются точки
sсв – связанная вода и kmax в – максимальная ОФП воды. Для построения
аппроксимации ОФП по нефти определяются точки sон – остаточная
нефтенасыщенность,kmax н–максимальнаяОФПнефти,sk max н–
водонасыщенность kmax н.
«Фаза» позволяет обработать данные по флюиду, который был исследован
на керне, будь то углеводороды либо вода, и построить соответствующие
зависимости ОФП. Основная функция программы заключается в подборе таких
значений переменных, при которых среднеквадратичное отклонение между
лабораторными данными и аппроксимирующей функцией будет минимальным.
Для этого в программный продукт загружаются результаты лабораторных
опытов в цифровом формате. По окончании работы программа выдает значения
критических точек, значения среднеквадратичного отклонения, коэффициентов
A, B, C, D кубической функции, а также в окне программы строится сама
функция и отображаются лабораторные данные, ранее загруженные, для того,
чтобы показать их сходимость и наложение.
С помощью разработанного программного комплекса было обработано
более 50 лабораторных опытов по исследованию ОФП на кернах месторождений
Западно-Пылинское, Нижне-Шапшинское, Вареягское, Вынгапуровское и
Пальяновской площади. Продукт показал эффективность аппроксимации
кубической параболой с перегибом, в сравнение с методами обработки Кори,
Наара–Гендерсона, Эфроса–Кундина–Куранова, Стоуна, Чень Чжун-Сяна,
Курбанова–Куранова,Хасанова–Булгаковой,Горбунова,Лоумланда–
Эбельтофта–Томаса.
В третьем разделе рассмотрены известные методики расчета процесса
разработки нефтяных месторождений с учетом непоршневого вытеснения нефти
водой, основанные на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей.
КлассическимимоделямидвухфазнойфильтрацииБакли-Левереттаи
Раппопорта-Лисапредполагаютсязависимостифункцийфазовых
проницаемостей и капиллярного давления только от величины насыщенности.
Модель Раппопорта-Лиса отличается учетом капиллярного «скачка» давления,
которое задается в виде эмпирической функции насыщенности. Капиллярные
силы оказывают заметное влияние на процесс вытеснения только при малых
размерах области фильтрации и низких скоростях движения жидкостей.
Действие капиллярных сил проявляется в основном вблизи фронта вытеснения,
где велики градиенты насыщенностей, приводящих к «размытию» фронта
вытеснения нефти водой. Поэтому при их учете «скачок» насыщенности в
модели Раппопорта-Лиса отсутствует, а насыщенность изменяется непрерывно.
На основании изучения положительных и отрицательных сторон
существующих моделей предложен новый подход интерпретации производной
функции Бакли-Леверетта, позволяющий получить профиль распределения
водонасыщенности в пласте, как в методе Раппопорта-Лиса. Из производной
функции Бакли-Леверетта f ′(s) построим монотонно возрастающий профиль
распределения функции s(x;t) с таким условием, что водонасыщенность с
наименьшим значением оказывается в начале границы вытеснения, а следующая
по величине осуществляет движение только после неё.
Для модифицированной модели распределения водонасыщенности введем
обозначение L(s) и запишем её уравнение в виде
Lsi   f ‘ sП   sign  sП  si   f ‘ sП   f ‘ si ,(3)
где s = s(x, t) – функция от двух переменных, а sign(sП – s) — определяет знак:
если sП – s > 0, то sign(sП – s) = 1; если sП – s = 0, то sign(sП – s) = 0; если sП – s < 0, то sign(sП - s) = -1. Применение полученной модификации приводит к необходимости введенияновыхуравненийдляпостроенияпрофиляраспределения насыщенностей в системе координат, связанной с движущимся фронтом или границей вытеснения. Рисунок 3 – Модифицированное распределение водонасыщенности L(s) в приведенных координатах Для расчета автомодельного распределения координаты необходимо использовать приведенное расстояние вида: xs  xs   L( s )(4) QЗ t  / mhb где x(s) – расстояние между скважинами или рассматриваемым блоком пласта; QЗ(t) – количество воды, закачанной на момент времени t; для определения в приведенныхкоординатахрасположениясвязаннойипредельной водонасыщенности учитываем равенства xsсв   Lsсв   f ' sП   1  f ' sП   0  2 f ' sП  xsпред   Lsпред   f ' sП   1   f ' sП   0  0 . Положение координаты x(s) зависит от скорости, т.е. f ′(s). В начале оси координат значение водонасыщенности полагаем равным sпред = const, т.е. f ′(s) = 0, а на границе вытеснения – s=sсв=const, такое представление f ′(s) удовлетворяет граничным условиям. По аналогии с кинематикой, в этом случае, параметр s соответствует времени, а движение происходит с переменной скоростью. Сначала скорость возрастает от нуля и достигает максимального значения, затем уменьшается до нуля. Тогда зная полное время движения, определим, что на расстоянии x скорость равнялась v(x), а скорости соответствует f ′(s). Важной задачей при решении уравнений становится определение времени достижения фронта или границы заводнения к галерее добывающих скважин, темсамымобозначаетсянаступлениеводногопериодаразработки месторождения и начала активного роста обводненности в скважине добываемогофлюида. Длярасчетавременибезводногопериода для модифицированной модели необходимо определить количество закачиваемой воды QЗ(t), соответствующей достижению x(sсв) до добывающей скважины, которое зависит от объема порового пространства рассматриваемого объекта. Начало водного периода характеризуется достижением x(sсв+1) к добывающей скважине, а по мере роста в ней si = sсв+n будет увеличиваться обводненность σ, равная f (si), т.е. значению функции Бакли-Леверетта при соответствующей si. В отличие от классической модели со «скачком» насыщенности, расчетная обводненность скважины по модифицированной модели наступает раньше ввиду особенности профиля распределения при заводнении. Однако, при достижении «скачка» к линии отбора величина σ возрастает до 80-85 %, по модифицированной модели величины σ и sпл будут ниже на 15-20 % при равных значения QЗ(t), т.к. раньше произошел прорыв воды, и отбор осуществляется из пласта воды системы поддержания пластового давления. Таким образом, представленная трактовка модели функций Бакли- Леверетта и ее производной имеет большое практическое значение для поиска локализаций невыработанных запасов нефти на различных участках залежей в зависимости от показателей закачки, для рекомендаций по проведению мероприятий повышения нефтеотдачи пластов. В четвертом разделе рассматривается применение новых аппроксимаций ОФП и математической модели непоршневого вытеснения. На примере расчета показателей элемента однорядной системы разработки и участка Центрального участка № 1 Южной лицензионной территории объекта АС10-12 Приобского месторождения по классической модели Бакли-Леверетта и модифицированной доказывается утверждение о том, что введение скачка водонасыщенности на фронте вытеснения существенно снижает прогнозируемый коэффициент охвата пласта вытеснением. Были построены модельные показатели распределения водонасыщенности в пласте от нагнетательной скважины в добывающую на основе модели Бакли- Леверетта и модифицированной модели. Получены проектные показатели: дебиты нефти и жидкости, обводненность, КИН, годовые и накопленые показатели добычи нефти и жидкости. Дополнительно проведено сопоставление аналитической и цифровой гидродинамическоймоделисфактическимипоказателямиразработки Приобского месторождения. Исходными для фильтрационной модели служат статические цифровые геологические модели и дополнительные данные, характеризующие движение флюидов в пластах-коллекторах. На завершающей стадии создается фильтрационная модель как численное решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов в залежи. Для сравнительного анализа в столбцах таблицы 1 отражены параметры, полученные для гидродинамической модели с МОФП и модели Стоуна, а также приведены фактические показатели, полученные по промысловым данным. Таблица 1 – Основные технологические показателей Годовая добычаГодовая добыча Обводненность, % Годнефти, тыс. т.жидкости, тыс. т. МОФПСтоунаФактМОФПСтоунаФактМОФПСтоунаФакт 200318,8319,43518,6919,2619,5919,433,060,793,79 200419,5521,08719,7321,1021,4521,288,111,697,24 200519,0720,78418,7621,7422,0821,9112,955,8714,38 200618,6620,79418,7522,1522,4922,3216,427,5415,99 200718,2420,49117,9722,1822,5122,3518,368,9719,56 200817,4020,75017,7622,9323,2723,1024,6710,8323,10 200915,5620,50616,2322,9023,2223,0632,5111,6929,64 201014,6720,01714,5122,9223,2423,0836,4413,8737,14 201112,9519,37712,6322,6622,9722,8243,2315,6444,63 Накопленная добычаНакопленная добыча Закачка воды, Компенсация отбора Годнефти, тыс. т.жидкости, тыс. т.тыс. м3закачкой, % МОФПСтоунаФактМОФПСтоунаФактМодельФактМОФПСтоунаФакт 200318,8319,43518,6919,2619,5919,4321,9021,90104,65105,95105,30 200438,3840,52338,4240,3641,0440,7023,9723,97104,89106,10105,50 200557,4561,30757,1862,1063,1262,6124,6024,60104,70105,94105,32 200676,1182,10175,9384,2585,6184,9325,1125,11105,11106,32105,71 200794,35102,59293,91106,43108,12107,2825,0025,00104,71105,90105,30 2008111,75123,342111,67129,36131,39130,3825,9925,99105,49106,62106,06 2009127,31143,847127,90152,26154,61153,4425,9125,91105,50106,65106,07 2010141,98163,864142,41175,18177,85176,5225,8125,81105,18106,27105,72 2011154,94183,241155,04197,84200,82199,3325,5125,51105,32106,39105,86 Из приведенной таблицы видно, что практически равные показатели годовой и накопленной добычи жидкости, закачки воды, а также фактические показатели по этим данным не гарантируют совпадение по остальным. Показатели годовой и накопленной добычи нефти, обводненность имеют значительные отличия. Сопоставление фактических и расчетных текущих и накопленных показателей добычи нефти и жидкости, средняя обводненность добывающих скважин приведены на рисунке 4. Как видно из представленных зависимостей, адаптированная модель модифицированных относительных фазовых проницаемостей с достаточной точностью описывает фактические показатели разработки рассматриваемого участка Приобского месторождения. ОФП по модели Стоуна прогнозные показатели добычи нефти оказались значительно выше фактических, а обводненность продукции гораздо ниже. Представленные графики позволяют сравнить и оценить реальную эффективность технологии заводнения в зависимости от выбранных ОФП. Рисунок 4 – Графики фактических и расчетных текущих и накопленных показателей добычи нефти и жидкости, средняя обводненность, отклонений от фактических показателей 3D моделирование процесса заводнения как инструмент оценки его эффективности, так и поиска остаточных подвижных запасов во многом зависит от целого ряда факторов, поэтому пренебрежение даже небольшими изменениями ОФП окажет существенное влияние. Результаты исследования подтвердилинаибольшуюэффективностьпрогнозированиямоделис применением модифицированных относительных фазовых проницаемостей по новым предложенным зависимостям. Даже при сильном упрощении расчетных схем обводнения пластов и скважин по сравнению с реальными условиями решение задач оказывается очень сложным. Поэтому выводы аналитических методов исследований обводнения нефтеносных пластов и скважин являются достаточно ценными, в том числе и для тестирования численных моделей. Такимобразом,используяосновныепоказателиразработкипо центральным скважинам (добывающей и нагнетательной), учитывающие основные характеристики галерейного вытеснения нефти водой, численное моделирование процесса разработки участка Южной лицензионной территории Приобского месторождения показало, что даже при недостаточном количестве исходных данных и большой неопределенности можно создать адекватную технологическому процессу модель, которая достаточно точно выполнит прогноз основных показателей. ЗАКЛЮЧЕНИЕ 1. В результате исследования проведен анализ и обобщен опыт применения аппроксимации ОФП и моделей двухфазного непоршневого вытеснения нефти водой, на основе которого сделаны выводы о том, что: - ограничена область применения рассмотренных моделей ОФП; - кривые ОФП рассмотренных методов являются только вогнутыми, что вызывает большие погрешности вблизи критических точек двухфазной фильтрации; - применение нормированных величин позволяет выявить общность или различие ОФП, но при переходе к единой системе единиц измерения проницаемости возникают значительные отличия; - непосредственное применение модели Бакли-Леверетта приводит к неоднозначности скорости распределения водонасыщенности в пласте, для решения которого вводят математическое понятие «скачек» водонасыщенности; - решение по модели Раппопорта-Лиса сильно усложняется, приходится вводить различные упрощения, проводить линеаризацию дифференциального уравнения в частных производных второго порядка и необходимо решать только численно. 2. Разработана аппроксимация относительной фазовой проницаемости кубической параболой с перегибом. Она позволяет: использовать при построении ОФП статистические зависимости начальных нефтенасыщенностей, остаточных водо- и нефтенасыщенностей от проницаемости пород, полученных обобщениемгеофизической,керновой,лабораторнойипромысловой информации; минимизировать объемы лабораторных потоковых экспериментов. Результатыобработкиэкспериментальныхданныхпоказывают,что предложенная аппроксимация адекватно описывает поведение ОФП во всем доступном диапазоне изменения насыщенностей. 3. Разработан программный продукт «Фаза» для обработки лабораторных данных по определению ОФП. Описан алгоритм работы программы. Опыт применения программы «Фаза» при построении функций ОФП различных месторожденийЗападнойСибирипоказалвысокуюэффективность аппроксимации кубической параболой. С его помощью было обработано 50 лабораторных исследований керна, полученные результаты приведены в разделе 2. Среднеквадратичное отклонение аппроксимацией кубической параболой было в несколько раз меньше чем у других методов. 4. Разработана модель двухфазного непоршневого вытеснения, устраняющая неоднозначность в определении скорости вытеснения и при распределении водонасыщенности по модели Бакли-Леверетта. Модифицированная модель позволяет: - использовать в расчетах весь интервал насыщенностей при двухфазной фильтрации; - обосновать ранее обводнение добывающих скважин; - повысить коэффициент охвата пласта заводнением, тем самым учесть запасы нефти, не вовлеченные процессом заводнения в сравнении с классической моделью Бакли-Леверетта. 5. Проведенотестирование модифицированноймодели дляусловий Приобского месторождения. В результате, проектные показатели, рассчитанные по модифицированной модели, показали лучшее согласование с фактическими показателями, чем по классической модели Бакли-Леверетта. Особенно выделяется показатель обводненность скважины, в момент достижения фронта вытеснениявдобывающуюскважинупомоделиБакли-Леверетта обводненность скважины возрастает в несколько раз, хотя фактически такого не происходит. По модифицированной модели отклонение между расчетным показателем обводненности и фактическим составляет не более 10%. Полученные результаты показывают, что новая модель адекватно описывает фактические проектные показатели и имеет лучшую сходимость. При продолженииматематическогомоделированияКИНполученныйпо модифицированной модели будет выше утвержденного на 4,1 %.

Актуальность темы исследования
Одними из важнейших исходных данных для создания гидродинамических
моделей являются функции относительных фазовых проницаемостей (ОФП),
зависящие от коэффициента насыщенности пласта флюидами. Функциями
фазовых проницаемостей определяется картина двухфазного течения при
исследовании процесса вытеснения нефти водой. При этом наиболее часто
функции ОФП определяются в результате экспериментальных исследований на
образцах керна. Для аппроксимации результатов экспериментальных исследований
в литературе было предложено множество аналитических зависимостей, имеющих
свои ограниченные интервалы применимости. При этом качество аппроксимации
экспериментальных точек существующими зависимостями бывает часто
неудовлетворительным, что приводит к существенным погрешностям при
описании процессов разработки. Наряду с этим в самих моделях многофазной
фильтрации часто необходимо учитывать непоршневой характер вытеснения
нефти водой. Для этого в практической деятельности используются алгоритмы
модификации относительных фазовых проницаемостей, позволяющие учесть
неоднородное строение пластов в моделях процесса заводнения. При этом в самих
алгоритмах есть ряд параметров, однозначное определение которых
затруднительно или невозможно.
Для моделирования процесса вытеснения нефти водой кривые ОФП требуют
скрупулезной настройки и взвешенной аппроксимации, чего в практике проектных
НИИ не наблюдается. Наличие множества моделей ОФП порождает
неоднозначность результатов моделирования, определённых для ограниченного
диапазона изменения насыщенностей фаз, и как следствие, ведет к
неэффективному управлению процессом выработки запасов. Очевидно, что при
проектировании необходимо применение такой модели ОФП, использование
которой в известных гидродинамических симуляторах, приводило бы к
минимизации отклонений расчетных и промысловых данных во всем диапазоне
насыщенностей фаз без введения огромного количества адресных адаптационных
(«ручных») коэффициентов, изменяющихся во времени, как это делается в
настоящее время.
Методические погрешности определяются с применением математической
модели исследовательной (измерительной) процедуры. Количественная оценка их
характеристик выполняется на основе имитационного моделирования измеряемого
объекта. Поэтому, построение математической модели основного физико-
технологического процесса разработки месторождения, позволяющей произвести
достаточно полный анализ ряда значимых факторов и повышения точности
прогнозов, является актуальным. Известно, что при исследовании процесса
распределения водонасыщенности в пласте со временем с применением модели
Бакли-Леверетта появляется неоднозначность получаемых результатов.
Устранение этой проблемы с целью описания процессов заводнения моделями,
согласующимися с историей разработки и позволяющими их дальнейшее
прогнозирование, является актуальной и востребованной проблемой.
Степень разработанности темы исследования
Начало исследованиям в области двухфазной фильтрации было положено в
классических трудах отечественных и зарубежных авторов. Среди них особо
следует отметить работы И. Бакли, Г. И. Баренблатта, М. Леверетта,
Л. С. Лейбензона, М. Маскета, А. Х. Мирзаджанзаде.
В работах ученых К. С. Басниева, А. П. Крылова, Н. Н. Михайлова,
М. М. Саттарова, А. П. Телкова, Д. Уолкотта, М. М. Хасанова И. А. Чарного,
В. Н. Щелкачева, Д. А. Эфроса и др. нашли свое отражение исследования
особенности фильтрации многофазных систем.
Проблеме устранения «скачка» водонасыщенности были посвящены труды
А. Т. Горбунова, С. И. Грачева, Ю. П. Желтова, Г. Б. Кричлоу, Б. Б. Лапука, С.В.
Степанова, Х. Л. Стоуна, А. П. Телкова, и др. Отдельным блоком следует выделить
вопросы моделирования, рассмотренные в работах Х. Азиза, Г. Т. Булгаковой,
В. М. Добрынина, И. С. Закирова, Р. Д. Каневской, А. Т. Кори, Э. Сеттари, А.В.
Стрекалова, М. М. Хасанова, А.Б. Шабарова.
При всем том количестве работ, рассматривающих процесс двухфазной
фильтрации, не обеспечивается, с достаточной точностью, соответствие расчетных
моделей и практически получаемых результатов. Известная неоднозначность
насыщенностей, возникающая вблизи границ двухфазной фильтрации, приводит к
снижению достоверности при оценке эффективности охвата пласта процессом
заводнения. Учитывая существующие методы, возникает необходимость в
совершенствовании описания процессов многофазных систем.
Цель исследования
Повышение эффективности добычи нефти с применением заводнения путем
обоснования и внедрения адекватной технологическому процессу модели
двухфазного непоршневого вытеснения нефти водой и метода определения
относительной фазовой проницаемости, позволяющие прогнозировать и оценивать
распределение водонасыщенности в пласте.
Основные задачи исследования
1. Исследование существующих теорий двухфазной фильтрации и анализ
результатов практического применения моделей непоршневого вытеснения нефти
водой.
2. Выявление и оценка факторов, влияющих на достоверность моделей
двухфазного непоршневого вытеснения.
3. Разработка и исследование альтернативного метода описания
относительных фазовых проницаемостей, основанного на применение кубической
функции.
4. Разработка и исследование математической модели двухфазного
непоршневого вытеснения нефти водой на основе предложенного метода
определения ОФП.
5. Апробация модели двухфазного непоршневого вытеснения и методики
определения параметров ОФП при математическом моделировании процессов
заводнения.
Объект и предмет исследования
Объектом исследования является процесс вытеснения нефти водой из пласта;
предметом – методика определения ОФП и построение модели двухфазного
непоршневого вытеснения с целью повышения достоверности оценки выработки
запасов нефти.
Научная новизна выполненной работы
1. Разработана новая методика аппроксимации ОФП кубической
параболой, которая позволяет интерпретировать весь диапазон насыщенностей при
двухфазной фильтрации на основе научно-обоснованных статистически
зависимостей начальных и остаточных нефетеводонасыщенностей от
проницаемости пород.
2. Разработана новая математическая модель двухфазного непоршневого
вытеснения нефти водой на основе научно-обоснованого устранения
неоднозначности в определении скорости движения фаз и распределения
насыщенностей. Она позволяет обосновать причины раннего обводнения скважин,
повысить точность определения прогнозного коэффициента охвата пласта
заводнением и оценить запасы, не вовлеченные процессом вытеснения.
Теоретическая значимость работы
Исследования, проведенные в диссертации, позволяют расширить
представления о закономерностях в области двухфазной фильтрации нефти и воды,
дополняя интерпретациями в виде кубических уравнений при описании
зависимостей относительных фазовых проницаемостей и теоретически
обосновывая связи с основными показателями разработки модифицированной
математической модели, исполняющую объяснительную и прогнозную роль.
Практическая значимость работы
1. Разработана новая методика, позволяющая повысить точность
аппроксимации лабораторных данных по исследованию ОФП на величину
относительного среднеквадратичного отклонения от 1,5 до 4,2 в зависимости от
метода интерпретации.
2. На основе результатов диссертационной работы получены патент на
изобретение «Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения» и
разработаны два программных продукта, позволяющие производить построение и
вычисление функций ОФП по нефти и по воде.
3. Разработана и апробирована, на Центральном участке Южной
лицензионной территории Приобского месторождения, математическая модель
двухфазного непоршневого вытеснения нефти водой, позволяющая обосновать
происхождение раннего обводнения добывающих скважин, повышающая точность
определения основных прогнозных показателей разработки
от 10 до 50%.
Методология и методы исследования
Проведение анализа и синтеза, теоретического исследования и
математического моделирования изучаемых процессов, графоаналитические
подходы и методы. Широко применялись методы численного моделирования
пластовых систем с обобщением результатов промысловых данных при создании
новых способов учёта зависимостей ОФП продуктивных пластов.
Положения, выносимые на защиту
1. Комплексный подход при формировании начальной фазовой
проницаемости по нефти в фильтрационной модели с использованием
промысловой и керновой информации.
2. Построение функций относительных фазовых проницаемостей для
нефти и воды, и их применение в новой модели двухфазного непоршневого
вытеснения.
3. Построение математической модели распределения
водонасыщенности в пласте при непоршневом вытеснении.
4. Сравнительный анализ классической модели Бакли-Леверетта и
модифицированной модели на примере Приобского месторождения.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
Диссертационная работа автора по направленности решаемых задач
соответствует паспорту специальности 25.00.17 (2.8.4.) – Разработка и

1. В результате исследования проведен анализ и обобщен опыт
применения аппроксимации ОФП и моделей двухфазного непоршневого
вытеснения нефти водой, на основе которого сделаны выводы о том, что:
– ограничена область применения рассмотренных моделей ОФП;
– кривые ОФП рассмотренных методов являются только вогнутыми, что
вызывает большие погрешности вблизи критических точек двухфазной
фильтрации;
– применение нормированных величин позволяет выявить общность или
различие ОФП, но при переходе к единой системе единиц измерения
проницаемости возникают значительные отличия;
– непосредственное применение модели Бакли-Леверетта приводит к
неоднозначности скорости распределения водонасыщенности в пласте, для
решения которого вводят математическое понятие «скачек» водонасыщенности;
– решение по модели Раппопорта-Лиса сильно усложняется, приходится
вводить различные упрощения, проводить линеаризацию дифференциального
уравнения в частных производных второго порядка и необходимо решать только
численно.
2. Разработана аппроксимация относительной фазовой проницаемости
кубической параболой с перегибом. Она позволяет: использовать при построении
ОФП статистические зависимости начальных нефтенасыщенностей, остаточных
водо– и нефтенасыщенностей от проницаемости пород, полученных обобщением
геофизической, керновой, лабораторной и промысловой информации;
минимизировать объемы лабораторных потоковых экспериментов. Результаты
обработки экспериментальных данных показывают, что предложенная
аппроксимация адекватно описывает поведение ОФП во всем доступном диапазоне
изменения насыщенностей.
3. Разработан программный продукт «Фаза» для обработки лабораторных
данных по определению ОФП. Описан алгоритм работы программы. Опыт
применения программы «Фаза» при построении функций ОФП различных
месторождений Западной Сибири показал высокую эффективность высокую
эффективность аппроксимации кубической параболой. С его помощью было
обработано 50 лабораторных исследований керна, полученные результаты
приведены в разделе 2. Среднеквадратичное отклонение аппроксимацией
кубической параболой было в несколько раз меньше чем у других методов.
4. Разработана модель двухфазного непоршневого вытеснения,
устраняющая неоднозначность в определении скорости вытеснения и при
распределении водонасыщенности по модели Бакли-Леверетта.
Модифицированная модель позволяет:
– использовать в расчетах весь интервал насыщенностей при двухфазной
фильтрации;
– обосновать ранее обводнение добывающих скважин;
– повысить коэффициент охвата пласта заводнением, тем самым учесть
запасы нефти не вовлеченные процессом заводнения в сравнении с классической
моделью Бакли–Леверетта.
5. Проведено тестирование модифицированной модели для условий
Приобского месторождения. В результате, проектные показатели, рассчитанные по
модифицированной модели, показали лучшее согласование с фактическими
показателями, чем по классической модели Бакли-Леверетта. Особенно выделяется
показатель обводненность скважины, в момент достижения фронта вытеснения в
добывающую скважину по модели Бакли-Леверетта обводненность скважины
возрастает в несколько раз, хотя фактически такого не происходит. По
модифицированной модели отклонение между расчетным показателем
обводненности и фактическим составляет не более 10%. Полученные результаты
показывают, что новая модель адекватно описывает фактические проектные
показатели и имеет лучшую сходимость. При продолжении математического
моделирования КИН полученный по модифицированной модели будет выше
утвержденного на 4,1 %.
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

b – ширина пласта.
f(s) – функция Бакли-Леверетта.
f’(s) – производная функции Бакли-Леверетта.
g – текущий градиент давления.
gнн – начальный градиент давления для нефти.
gнв – начальный градиент давления для воды.
G – геологические запасы нефти.
Eн+в – эмпирический параметр по нефти в присутствии воды.
Eв+н – эмпирический параметр по воде в присутствии нефти.
kн – относительная проницаемость породы по нефти.
kв – относительная проницаемость породы по воде.
kвф – относительная проницаемость породы для вытесняющей фазы.
kн+в – относительная проницаемость по нефти в системе только с нефтью и
водой.
kн+св – относительная проницаемость по нефти при связанной
водонасыщенности.
kв+он – относительная проницаемость по воде при остаточной
нефтенасыщенности.
kmax в – максимальное значение относительной проницаемости по воде.
kmax н – максимальное значение относительной проницаемости по нефти.
kфаз н – фазовая проницаемость по нефти.
kфаз в – фазовая проницаемость по воде.
kабс – абсолютная проницаемость.
kабс в – абсолютная проницаемость по воде при однофазной фильтрации.
K – приведенная площадь.
l – расстояние между нагнетательной и добывающей скважиной.
L – характерный размер (например, расстояние между скважинами или
галереями).
Lн+в – эмпирический параметр по нефти в присутствии воды.
Lв+н – эмпирический параметр по воде в присутствии нефти.
L(s) – модифицированная функция Бакли-Леверетта.
m – коэффициент пористости.
µн – вязкость нефти.
µв – вязкость воды.
µ0 – отношение вязкости воды к вязкости нефти.
M – коэффициент относительной подвижности.
h – толщина пласта.
Рн – давление нефти.
Рв – давление воды.
Рср – среднее давление.
P – перепад давления.
p – давление в фазах.
П = Рср/P — приведенное давление.
rк – радиус пласта.
rфв – радиус фронта вытеснения.
sв – текущая водонасыщенность.
sскв – обводненность продукции скважины.
sкр – критическая водонасыщенность, при которой начинается либо
заканчивается двухфазная фильтрация.
sкр н, sкр в – водонасыщенность, при которой функция kн(s) или kв(s) имеет
точку перегиба.
sон – водонасыщенность при остаточной нефтенасыщенности.
sсв – связанная водонасыщенность, начиная с которой вода приобретает
подвижность.
sфв – водонасыщенность на фронте вытеснения.
sпред – предельная водонасыщенность, при которой нефть перестает
фильтроваться.
sk max н – значение водонасыщенности kmax н.
∆s – изменение водонасыщенности пласта.
t – время.
t* – время достижения фронта вытеснения к добывающей скважине.
Tн+в – эмпирический параметр по нефти в присутствии воды.
Tв+н – эмпирический параметр по воде в присутствии нефти.
qн – дебит нефти.
qв – дебит воды.
Qн – объем накопленной добычи нефти.
Qбал – объем балансового запаса нефти в залежи.
Qзак – объем закачанной в пласт воды.
Qн* – объем нефти добытой в безводный период.
Qзак* – объем закачанной воды в пласт, при достижении фронта вытеснения к
добывающей скважине.
Vп – объем пор пласта.
V – приведенный объем.
∆x – длина элемента пласта.
xфв – координата фронта вытеснения.
x – координата водонасыщенности в пласте.
x0 – начальная координата водонасыщенности в пласте.
x – координата водонасыщенности в пласте в приведенной величине.
xг – координата границы вытеснения в пласте.
α – параметр, характеризующий фазовые взаимодействия воды, нефти и
вмещающей породы, включая капиллярные силы.
αв и αн – коэффициенты.
dγ – элементарный угол.
0 – безводная нефтеотдача.
01 – коэффициент вытеснения нефти водой, достигнутый в безводный
период.
2 – коэффициент охвата заводнением.
 – угол смачивания.
v – суммарная скорость фильтрации нефти и воды.
vн – скорость фильтрации нефти.
vв – скорость фильтрации воды.
v0 – характерная скорость, связанная с характерным перепадом давления р.
 – отношение капиллярных сил к гидравлическим силам.
ρ – плотность.
φ(s) – относительная подвижность.
 – оператор Лапласа.

1.Алексеева, К.О. Моделирование задач двухфазной неизотермической
фильтрации на основе уравнения Рапопорта–Лиса / К.О. Алексеева, А.В. Аксаков.
– Уфа: Вестник УГАТУ, 2014. – 174-179 С.
2.Алишаев,М.Г.Неизотермическаяфильтрацияприразработке
нефтяных месторождений / М.Г. Алишаев, М.Д. Розенберг, Е.В. Теслюк. – М.:
Недра, 1985. – 271 с.
3.Амикс, Л. Физика нефтяного пласта / Л. Амикс, А. Басс, Р. Уайтинг. –
Перевод с англ. М.: Гостоптехиздат, 1962. – 572 с.
4.Анализ разработки Вынгапуровского месторождения, ГеоНАЦ, 2003.
5.Бабалян, Г. А. Разработка нефтяных месторождений с применением
поверхностно-активных веществ / Г. А. Бабалян, Б. И. Леви, А. Б. Тумасян, Э. М.
Халимов. – М.: Недра, 1983. – 216 с.
6.Бабалян, Г. А. Физико-химические основы применения поверхностно-
активных веществ при разработке нефтяных пластов / Г. А. Бабалян, И. И.
Кравченко // Под. ред. Ребиндера А.П. – М.: Гостоптехиздат. – 1962. – 283 с.
7.Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в природных пластах /
Г.И. Баренблатт, В.М Ентов, В.М. Рыжик. – М.: Изд-во Недра, 1984. – 211 с.
8.Баренблатт, Г. И. Об основных уравнениях фильтрации однородных
жидкостей в трещиноватых породах / Г. И. Баренблатт, Ю.П. Желтов // Докл. АН
СССР. – Т.132, №3. – 1960. – 84-88 С.
9.Баренблатт,Г.И.Подобие,автомодельность,промежуточная
асимптотика. Теория и приложение к геофизической гидродинамике / Г. И.
Баренблатт. – Л.: Гидрометеоиздат, 1982.
10.Баренблатт, Г.И. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа
/ Г. И. Баренблатт, В. М. Ентов, В. М. Рыжик. – М.: Недра, 1972. – 288 с.
11.Барышников,А.В.РегулированиеразработкиПриобского
месторождения с применением технологии одновременно-раздельной закачки
воды / А. В. Барышников, А. Н. Янин. – Тюмень-Курган, Издательство «Зауралье»,
2013. – 344 с.
12.Басниев, К. С. Интерпретация результатов газогидродинамических
исследований вертикальных скважин / К. С. Басниев, М. Х. Хайруллин, М. Н.
Шамсиев, Р. В. Садовников, Р. Р. Гайнетдинов // Газовая промышленность. – 2001.
– №3. – 41-42 С.
13.Басниев, К. С. Нефтегазовая гидромеханика / К. С. Басниев, Н. М.
Дмитриев, Г. Д. Розенберг. – Москва-Ижевск, 2005. – 544 с.
14.Басниев, К.С. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, А.М. Власов, И.Н.
Кочина, В.М. Максимов. – М.: Изд-во Недра, 1986. – 303 с.
15.Батурин, А. Ю. Геолого-технологическое моделирование разработки
нефтяных и газонефтяных месторождений / А. Ю. Батурин. – М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2008. – 116 с.
16.Васильев, К.К. Математическое моделирование систем связи (учебное
пособие) / К.К. Васильев, М.Н. Служивый. – Ульяновск: УлГТУ, 2008. – 170 с.
17.Гиматутдинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта / Ш. К.
Гиматутдинов, А. И. Ширковский // Учеб. для ВУЗов – М.: изд-во Недра, 1982. –
311 с.
18.Горбунов, А. Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений / А.
Т. Горбунов. – М., Недра, 1981. – 237 с.
19.Горбунов, А. Т. Щелочное заводнение / А. Т. Горбунов, Л. Н. Бученков.
– Издательство Недра, 1989. – 160 с.
20.Грачев, С. И. Аппроксимация относительных фазовых проницаемостей
кубической параболой / С. И. Грачев, А. А. Хайруллин, Аз. А. Хайруллин // –
Известия вузов «Нефть и газ», №2, 2012. – 37-43 С.
21.Грачев, С.И. Движение смешивающихся жидкостей в пористой среде /
С. И. Грачев, А. А. Хайруллин, Аз. А. Хайруллин // Science in the modern information
society: Мат. Междунар. науч.-практич. конференции «Наука в современном
информационном обществе». – Т. 1. – М.: Науч.-издат. центр «Академический»,
2013. – 88-95 С.
22.Грачев, С. И. Метод Грачева-Хайруллина для аппроксимации
относительной фазовой проницаемости [Электронный ресурс] / С. И. Грачев, А. А.
Хайруллин, Аз. А. Хайруллин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое
дело». – 2013. – №5. – Режим доступа: URL: http://www.ogbus.ru/ authors/GrachevSI/
GrachevSI _1.pdf.
23.Грачев, С. И. Новая модель двухфазного непоршневого вытеснения
нефти водой [Электронный ресурс] / С. И. Грачев, А. А. Хайруллин, Аз. А.
Хайруллин // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2013. №5. –
Режим доступа: URL: http://www.ogbus.ru/ authors/GrachevSI/ GrachevSI _2.pdf.
24.Грачев, С. И. Трансформация модели Бакли-Леверетта в модель типа
Раппопорта-Лиса/ С. И. Грачев, А. А. Хайруллин, Аз. А. Хайруллин, Science in the
modern information society: Мат. Междунар. науч.-практич. конференции «Наука в
современном информационномобществе». – Т. 1. – М.: Науч.-издат. центр
«Академический», 2013. – 95-100 С.
25.Гудок, Н.С. Изучение физических свойств пористых сред / Н.С. Гудок.
– М.: Недра, 1970. – 208 с.
26.Дияшев, Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов / Р.Н. Дияшев.
– М.: Недра, 1984. – 208 с.
27.Добрынин, В. М. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа /
В. М. Добрынин, Л. Г. Ковалев, А. М. Кузнецов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1988. – 55 с.
28.Добыча нефти (теория и практика) : ежегодник. – М.: Недра, 1964. – 304
с.
29.ДополнениектехнологическойсхемеразработкиНижне-
Шапшинского нефтяного месторождения. Том 1, Тюмень, 2008.
30.Дополнение к технологической схеме разработки Пальяновского
месторождения. Том 1, Тюмень, 2011.
31.Ентов, В. М. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи / В.
М. Ентов, А. Ф. Зазовский. – М.: Недра, 1989. – 232 с.
32.Ентов,В.М.Гидродинамическоемоделированиеразработки
неоднородных нефтяных пластов / В. М. Ентов, Ф. Д. Туревская // Известия РАН,
МЖГ. – 1995. – №6. – 87-94 С.
33.Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений / Ю. П. Желтов. –
М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – 168 с.
34.Желтов, Ю. П. Сборник задач по разработке нефтяных месторождении
/ учебное пособие для вузов / Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин, В. М.
Зайцев. – М.: Недра, 1985. – 296 с.
35.Закиров, И. С. Развитие теории и практики разработки нефтяных
месторождений / И. С. Закиров. – М.-Ижевск: Институт компьютерных
исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. – 365 с.
36.Каневская,Р.Д.Особенностифильтрационногопереноса
несмешивающихся жидкостей при анизотропии фазовых проницаемостей / Р. Д.
Каневская, М. И. Швидлер // Изв.РАН. Механика жидкости и газа. – 1992. – №5. –
91-100 С.
37.Колганов, В.И. Обводнение нефтяных скважин и пластов / В.И.
Колганов, М.Л. Сургучев, Б.Ф. Сазонов. – М.: Недра, 1965. – 264 с.
38.Коновалов, А. Н. Задачи фильтрации многофазной несжимаемой
жидкости / А. Н. Коновалов. – Новосибирск: Наука. Сиб. отделение, 1988. – 166 с.
39.Коротенко,В.А.Физическиеосновыразработкинефтяных
месторождений и методов повышения нефтеотдачи: учебное пособие / В.А.
Коротенко, А.Б. Кряквин, С.И. Грачев, Ам.Ат. Хайруллин, Аз.Ам. Хайруллин. –
Тюмень: ТюмГНГУ, 2014. – 104 с.
40.Котяхов, Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов / Ф.И. Котяхов.
– М.: Недра, 1977. – 287 с.
41.Крафт, Б.С. Прикладной курс технологии добычи нефти (перевод с
англ.) / Б.С. Крафт, М.Ф. Хокинс. – М.: ГТТИ, 1963. – 460 с.
42.Кричлоу, Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений –
проблемы моделирования / Г. Б. Кричлоу. Пер с англ. – М., Недра, 1979. – 303 с.
43.Крылов, А. П. Научные основы разработки нефтяных месторождений /
А. П. Крылов, М. М. Гологовский, М. Ф. Мирчинк, Н. М. Николаевский, И. А.
Чарный. – М.: Гостоптехиздат, 1948. – 416 с.
44.Крылов, А. П. Проектирование разработки нефтяных месторождений /
А. П. Крылов, П. М. Белаш, Ю. П. Борисов, А. Н. Бучин, В. В. Воинов, М. М.
Гологовский, М. И. Максимов, Н. М. Николаевский, М. Д. Розенберг. – М.:
Гостоптехиздат, 1962. – 304 с.
45.Крэйг, Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении
(сокращенный перевод с англ.) / Ф.Ф. Крэйг. – М.: Недра, 1974. – 192 с.
46.Кучумов, Р.Я. Применение численных методов к решению задач
нефтепромысловой механики / Р.Я. Кучумов, Р.Р. Кучумов, Н.Г. Мусакаев. –
Тюмень: Вектор Бук, 2004. – 182 с.
47.Лапук, Б. Б. Теоретические основы разработки месторождений
природных газов / Б. Б. Лапук. – М.: Гостоптехиздат, 1948. – 296 с.
48.Лейбензон, Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой
среде / Л. С. Лейбензон. – М.: Гостоптехиздат, 1947. – 244 с.
49.Максимов,М.И.Геологическиеосновыразработкинефтяных
месторождений / М.И. Максимов. – М.: Недра, 1975. – 534 с.
50.Маскет, М. Физические основы технологии добычи нефти / М. Маскет.
– Гостоптехиздат, 1949. – 606 с.
51.Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М.
Маскет. – М.: ГТТИ, 1949. – 627 с.
52.Медведев, Ю. А. Физика нефтяного и газового пласта / Ю. А. Медведев.
– Тюмень: Изд. «Нефтегазовый университет», 2002. – 157 с.
53.Мирзаджанзаде, А. Х. Моделирование процессов нефтегазодобычи.
Нелинейность, неравновесность, неопределенность / А. Х. Мирзаджанзаде, М. М.
Хасанов,Р.Н.Бахтизин.–Москва–Ижевск:Институткомпьютерных
исследований, 2004. – 368 с.
54.Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти / А.Х.
Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. – Москва: Недра, 1986. –
382 c.
55.Мирзаджанзаде, А.Х. Физика нефтяного и газового пласта / А.Х.
Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.Г. Ковалев. – М.: Недра, 1992. – 271 с.
56.Михайлов, Н.Н. Геолого-технологические свойства пластовых систем /
Н. Н. Михайлов. – Москва: МАКС Пресс, 2008. – 144 с.
57.Михайлов, H. H. Гидродинамические модели в промысловой геофизике
/ Н. Н. Михайлов. – Известия АН СССР, М.Ж.Г. – №2, 1980. – 187 с.
58.Михайлов, H. H. Изменение физических свойств горных пород в
околоскважинных зонах / Н. Н. Михайлов. – М.: Недра, 1987. – 152 с.
59.Михайлов, H. H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых
пластов / Н. Н. Михайлов. – М.: Недра, 1992. – 270 с.
60.Михайлов, H. H. Физико геологические проблемы доизвлечения
остаточной нефти из заводненных пластов / Н. Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство.
– № 11. – 1997. – 14-17 С.
61.Михайлов,Н.Н.Физико-геологическиепроблемыостаточной
нефтенасыщенности / Н.Н. Михайлов, Т.Н. Кольчицкая, А.В. Ждемесюк, Н.А.
Семёнова. – Москва: Наука 1993. – 173 с.
62.Михайлов, H. H. Численное исследование динамики водонасыщения
при формировании зоны проникновения в продуктивных пластах / Н. Н. Михайлов,
П. А. Яницкий. – В кн.: Прикладная геофизика, вып. 98. – М.: Недра, 1980. – 168-
178 С.
63.Мулявин, С. Ф. Основы проектирования разработки нефтяных и
газовых месторождений / С. Ф. Мулявин // Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ,
2012. – 215 с.
64.Огибалов, П.М. Механика физических процессов / П.М. Огибалов, А.Х.
Мирзаджанзаде. – М.: Издательство МГУ, 1976. – 370 с.
65.Оперативный подсчет запасов Вареягского месторождения. Тюмень,
2012.
66.Отчет о научно-исследовательской работе «Исследование керна»
МесторождениеЗападно-Пылинское,скважина102-Р.ОАО
“НижневартовскНИПИнефть”, Нижневартовск, 2006. – 110 с.
67.Пирвердян, А. М. Движение двухфазной несжимаемой смеси в
пористой среде / А.М. Пирвердян. – ПММ, т. 16, вып. 2, 1952.
68.Пирвердян, А. М. Нефтяная подземная гидравлика / А.М. Пирвердян. –
Баку: Азнефтеиздат, 1956. – 332 с.
69.ПроектпробнойэксплуатацииюжнойчастиПриобского
месторождения, АНК «Югранефть», Том 1, 2. Тюмень, 1996.
70.Пыхачев, Г.Б. Подземная гидравлика / Г.Б. Пыхачев, Р.Г. Исаев. – М.:
Недра, 1972. – 360 с.
71.РассохинС.Г.Относительныефазовыепроницаемостипри
фильтрации углеводородов в гидрофильном и гидрофобном керне / С. Г. Рассохин
//Всб.Актуальныепроблемыосвоения,разработкииэксплуатации
месторождений природного газа. – М.: ВНИГАЗ, 2003. – 50-64 С.
72.Свидетельство2013612933РФобофициальнойрегистрации
программы для ЭВМ; № 2013615301; Заявлено 12.04.2013; Зарегистрировано в
Реестре программ для ЭВМ 04.06.2013.
73.Способ контроля за разработкой нефтяного месторождения: пат.
2522494 РФ: МПК Е 21 В 49/00 / Грачев С.И., Хайруллин А.А., Хайруллин А.А.;
заявитель и патентообладатель Тюменский государственный нефтегазовый
университет. – №2013101211/03; заявл. 10.01.2013; опубл. 20.06.2014, Бюл. № 17.
74.Способопределенияотносительнойфазовойпроницаемости
водонефтяного пласта: пат. 2165017 РФ: МПК E 21 B 49/00; Арье А.Г., Желтов
М.Ю., Кильдибекова Л.И., Федорова Н.Д., Шаевский О.Ю.; заявитель и
патентообладательОАО”Центральнаягеофизическаяэкспедиция”.–№
99113707/03. заявлено 24.06.1999: опубликовано 10.04.2001.
75.Сургучев, М. Л. Методы контроля и регулирования процесса
разработки нефтяных месторождений / М.Л. Сургучев. – М.: Недра, 1968. – 300 с.
76.Сургучев,М.Л.Физико-химическиемикропроцессыв
нефтегазоносных пластах / М.Л. Сургучев, Ю.В. Желтов, Э.М. Симкин. – М.:
Недра, 1984. – 215 с.
77.Телков, А.П. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение
компонентоотдачи пласта / А.П. Телков, Г.А. Ланчаков // Тюмень: ООО
НИПИКБС-Т. – 2002. – 320 с.
78.Телков, А. П. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии
разработки / А. П. Телков, А.К. Ягафаров, А.У. Шарипов, И.И. Клещенко. – М.:
ВНИИОЭНГ, 1993. – 73 с.
79.Телков,А.П.Обоснованиеисовершенствованиеметодов
фильтрационных сопротивлений, связанных с притоком жидкостей и газов к
несовершенным скважинам / А.П. Телков, Е.В. Колесник, С.И. Грачев. – М.:
ВНИИОЭНГ, 2008. – 64 с.
80.Телков, А.П. Обоснование математических моделей нефтяных залежей
на примере разработки пласта АС12 Приобского месторождения / А.П. Телков, А.К.
Ягафаров, И.И. Клещенко, Ю.А. Тренин. – М.: ВНИИОЭНГ, 1993. – 57 с.
81. Телков, А.П. Подземная гидрогазодинамика / А. П. Телков. – Уфа:
Уфимский нефтяной институт, 1975. – 224 с.
82. Телков, А.П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи
разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи / А.П.
Телков, С.И. Грачев, Е.И. Гаврилов // Тюмень: ООО НИПИКБС-Т. – 2001. – 464 с.
83. Телков, А. П. Особенности применения двухзонной схемы фильтрации
пластовых флюидов / А. П. Телков, С. И. Грачев, А. В. Иванов, А. Н. Марченко. –
Тюмень: Издательство Вектор Бук, 2011. – 48 с.
84. Технологический проект разработки Искандеровского нефтяного
месторождения. Книга 1, Уфа, 2012.
85. Технологическая схема разработки ЮЛТ Приобского месторождения.
Тюмень, 2011.
86. Уолкот, Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении /
Д. Уолкот. – М.: Schlumberger, 2001. – 143 с.
87. Фатихов, С.З. К вопросу вычисления относительных фазовых
проницаемостей / С.З. Фатихов. – Электронный научный журнал «Нефтегазовое
дело». – №1, 2012. – 324-332 С.
88. Физика и гидродинамика нефтяного пласта : труды, выпуск 57. – М.:
Недра, 1966. – 216 с.
89.Хайруллин, Аз. А. Метод определения остаточной нефтенасыщенности
и связанной водонасыщенности по экспериментальным исследованиям / Аз. А.
Хайруллин, С. И. Грачев, В. А. Коротенко, А. А. Хайруллин // Теория и практика
применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Мат. IV Междунар. науч.
симпозиума. – Т. 2. – М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2013. – 100-
106 С.
90.Хайруллин, Аз. А. О необходимости использования кубической
параболы при описании относительных фазовых проницаемостей / Аз. А.
Хайруллин, С. И. Грачев, В. А. Коротенко, Ам. А. Хайруллин // Ашировские
чтения: Сб. трудов Международной научно-практической конференции. – Том 1.
Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2014. – 241-250 С.
91.Хайруллин, А. А. Обобщение моделей Бакли–Леверетта и Раппопорта–
Лиса вытеснения пластовых флюидов / А. А. Хайруллин, С. И. Грачев, В. А.
Коротенко, Аз. А. Хайруллин // Теория и практика применения методов увеличения
нефтеотдачи пластов : Мат. IV Междунар. науч. симпозиума. – Т. 2. – М.: ОАО
«Всерос. нефтегаз. науч.–исслед. ин-т», 2013. – 107-112 С.
92.Хайруллин,Ам.А.ИнтерпретациямоделиБакли–Леверетта
вытеснения пластовых флюидов при заводнении / Ам. А. Хайруллин, С. И. Грачев,
В. А. Коротенко, Аз. А. Хайруллин // Ашировские чтения: Сб.трудов
Международнойнаучно-практическойконференции//Том1.Самара:
Самар.гос.техн.ун-т, 2014. – 250-259 С.
93. Хасанов, М. М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически
сложных средах / М. М. Хасанов, Г. Т. Булгакова. – Москва-Ижевск: Институт
компьютерных исследований, 2003. – 288 с.
94. Хейфец, Л. И. Многофазные процессы в пористых средах / Л. И. Хейфец,
A. B. Неймарк // М.: Химия. – 1982. – 319 с.
95. Химмельблау, Д. Анализ процессов статистическими методами / Д.
Химмельблау. – М.: Мир, 1973. – 958 с.
96. Хисамов, Р.С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием /
Р.С. Хисамов, А.А. Газизов, А.Ш. Газизов. – М.: ВНИИОЭНГ, 2003. – 586 с.
97. Чарный, И.А. Неустановившееся движение реальной жидкости в трубах
/ И. А. Чарный. – М.: Недра, 1975. – 296 с.
98. Чарный, И.А. Подземная гидродинамика / И. А.Чарный. – М.:
Гостоптехиздат, 1963. – 369 с.
99. Шишигин, С.И. Методика определения коэффициента вытеснения
нефти из образцов пород коллекторов на аппарате УИПК / С.И. Шишигин, В.В.
Сарапулов. – Тюмень, 1972. – 19 с.
100. Щелкачев, В.П. Разработка нефтеводяных пластов при упругом режиме
/ В. П. Щелкачев. – М.: Гостоптехиздат, 1953. – 236 с.
101. Щелкачев, В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом
режиме. – М.: Гостоптехиздат. – 1959. – 467 с.
102. Эфрос, Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем / Д. А.
Эфрос. – Л.:Гостоптехиздат, 1963. – 352 с.
103. Эфрос, Д.А. Моделирование линейного вытеснения нефти водой / Д.А.
Эфрос, В.П. Оноприенко // М.: Сб. трудов ВНИИ, вып. 12, Гостоптехиздат, 1958. –
С. 26-34.
104. Янин, А. Н. Проблемы разработки нефтяных месторождений Западной
Сибири / А. Н. Янин. – Тюмень-Курган, Издательство «Зауралье», 2010. – 608 с.
105. Craft, B.C. Applied petroleum reservoir engineering / by B.C. Craft and M.F.
Hawkins. Constable & Company L.T.D., London, – 1959. – 493 p.
106. Barenblatt G. I. Theory of Fluid Flows Through Natural Rocks / G. I.
Barenblatt, V. M. Entov, V. M. Ryzhik. – Kluwer Academic Publishers, Dordrecht,
Boston, London, – 1990. – 395p.
107. Chierici, G.L. «Novel Relations for Drainage and Imbibition Relative
Permeabilities» / G. L. Chierici, SPEJ, June 1984. – pp. 275-276.
108. Corey, A. T. “The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities”
/ A. T. Corey, Prod. Monthly, Nov. 1954. – 19 (1). – pp. 38-41.
109. Lomeland F., Ebeltoft E. and Hammervold T. «A New Versatile Relative
Permeability Correlation». Reviewed Proceedings of the 2005 International Symposium
of the SCA, Abu Dhabi, United Arab Emirates, 31 October – 2 November. 2005. – S. 32.
110. Naar, J. Imbibition Relative Permeability in Unconsolidated Porous Media /
J. Naar, R. J. Wygal, and J.”H. Henderson, Soc. of Pet. Eng. Journal, AIMO 1962. – pp.
11–13.
111. Sigmund, P. M. An improved Unsteady-state Procedure for Determining the
Relative Permeability Characteristics of Heterogeneous PorousMedia / P. M. Sigmund,
F. G. McCaffery, SPEJ, February 1979. – pp. 15-28.
112. Stone, H. L. Probability Model for Estimating Three—phase Relative
Permeability / H. L. Stone, J. Pet. Tech. 1970. – pp. 1–2, 14–18.
113. Telkov, A.P. Oil and Gas Field Development / A.P. Telkov. – University
Press. Rangoon, Burma. 1968. – 151 p.
114. Quere, D. Rebounds in capillary tube / D. Quere, Е. Raphael, J.-Y. Ollitrault
// Langmuir. –1999. – № 10. – 3679-3682 P.

Заказать новую

Лучшие эксперты сервиса ждут твоего задания

от 5 000 ₽

Не подошла эта работа?

Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям

Читать

Помогаем с подготовкой сопроводительных документов

Совместно разработаем индивидуальный план и выберем тему работы Подробнее

Помощь в подготовке к кандидатскому экзамену и допуске к нему Подробнее

Поможем в написании научных статей для публикации в журналах ВАК Подробнее

Структурируем работу и напишем автореферат Подробнее

Хочешь уникальную работу?

Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!

Мой опыт в написании работ - 9 лет. Я специализируюсь на написании курсовых работ, ВКР и магистерских диссертаций, также пишу научные статьи, провожу исследования и со... Читать все

Мой опыт в написании работ - 9 лет. Я специализируюсь на написании курсовых работ, ВКР и магистерских диссертаций, также пишу научные статьи, провожу исследования и создаю красивые презентации. Сопровождаю работы до сдачи, на связи 24/7 ?

#Кандидатские #Магистерские

359 Выполненных работ

Работаю на сайте четвертый год. Действующий преподаватель вуза. Основные направления: микробиология, биология и медицина. Написано несколько кандидатских, магистерских... Читать все

#Кандидатские #Магистерские

566 Выполненных работ

Красный диплом референта-аналитика информационных ресурсов, 8 лет преподавания. Опыт написания работ вплоть до докторских диссертаций. Отдельно специализируюсь на повы... Читать все

Красный диплом референта-аналитика информационных ресурсов, 8 лет преподавания. Опыт написания работ вплоть до докторских диссертаций. Отдельно специализируюсь на повышении уникальности текста и оформлении библиографических ссылок по ГОСТу.

#Кандидатские #Магистерские

132 Выполненных работы

Мне нравится изучать все новое, постоянно развиваюсь. Могу написать и диссертацию и кандидатскую. Есть опыт в различных сфера деятельности (туризм, экономика, бухучет... Читать все

Мне нравится изучать все новое, постоянно развиваюсь. Могу написать и диссертацию и кандидатскую. Есть опыт в различных сфера деятельности (туризм, экономика, бухучет, реклама, журналистика, педагогика, право)

#Кандидатские #Магистерские

39 Выполненных работ

Специализируюсь на правовых дипломных работах, магистерских и кандидатских диссертациях

#Кандидатские #Магистерские

495 Выполненных работ

руководитель успешно защищенных диссертаций, автор около 150 работ, в активе - оппонирование, рецензирование, написание и подготовка диссертационных работ; интересы - ... Читать все

руководитель успешно защищенных диссертаций, автор около 150 работ, в активе - оппонирование, рецензирование, написание и подготовка диссертационных работ; интересы - медицина, биология, антропология, биогидродинамика

#Кандидатские #Магистерские

12 Выполненных работ

Пишу дипломы, курсовые, диссертации по праву, а также истории и педагогике. Закончила исторический факультет ВГПУ. Имею высшее историческое и дополнительное юридическо... Читать все

Пишу дипломы, курсовые, диссертации по праву, а также истории и педагогике. Закончила исторический факультет ВГПУ. Имею высшее историческое и дополнительное юридическое образование. В данный момент работаю преподавателем.

#Кандидатские #Магистерские

25 Выполненных работ

Занимаю 1 место в рейтинге исполнителей по категориям работ "Научные статьи" и "Эссе". Пишу дипломные работы и магистерские диссертации.

#Кандидатские #Магистерские

5125 Выполненных работ

Серьезно отношусь к тренировке собственного интеллекта, поэтому постоянно учусь сама и с удовольствием пишу для других. За 15 лет работы выполнила более 600 дипломов и... Читать все

Серьезно отношусь к тренировке собственного интеллекта, поэтому постоянно учусь сама и с удовольствием пишу для других. За 15 лет работы выполнила более 600 дипломов и диссертаций, Есть любимые темы - они дешевле обойдутся, ибо в радость)

#Кандидатские #Магистерские

76 Выполненных работ