Способ разработки нефтяной залежи
OIL DEPOSIT DEVELOPMENT METHOD

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может использоваться  при разработке нефтяной залежи.
К основным задачам, определяющим эффективность разработки нефтяных месторождений, относятся задачи повышения охвата пласта воздействием, темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения. На нефтеотдачу нефтяной залежи существенное влияние оказывают темпы отбора нефти и охват залежи воздействием, который определяется рациональным расположением и конфигурацией эксплуатационных и нагнетательных скважин.
При выработке запасов нефти в пластах трещинно-порового типа определяющее влияние на охват пласта воздействием оказывает пространственная ориентация горизонтальных стволов добывающих скважин по отношению к доминирующему направлению трещиноватости. Существует ряд мнений по вопросу оптимального угла пересечения горизонтальным стволом эксплуатационной скважины направления естественной трещиноватости. Однако на сегодняшний день заявленные значения угла пересечения носят предполагаемый характер и окончательного решения не имеет.
Например, в работе [1] приводятся результаты моделирования разработки зонально-неоднородного пласта системой горизонтальных скважин. В работе представлены карты линий тока для однорядной шахматной схемы размещения горизонтальных скважин при параллельной и перпендикулярной ориентации к направлению трещиноватости. Сделаны выводы, что дебит горизонтальной добывающей скважины при перпендикулярной пространственной ориентации ствола к направлению трещиноватости выше, чем при параллельной ориентации, но прорыв воды происходит быстрее. Охват пласта заводнением увеличивается при параллельной ориентации горизонтальной скважины к направлению трещиноватости.
Известен способ размещения горизонтальных стволов нагнетательных скважин перпендикулярно к преобладающему направлению трещиноватости залежи [2].
Известен способ размещения горизонтальных стволов эксплуатационных скважин, обеспечивающих пересечение направления трещиноватости под углом от 0° до 90° [3].
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи (по патенту RU2524703 [4], выбран в качестве прототипа), включающий бурение вертикальных скважин, отбор нефти из добывающих скважин и нагнетание рабочего агента через нагнетательные скважины, бурение горизонтальных скважин с проводкой горизонтальных стволов эксплуатационных скважин под углом от 30° до 60° к направлению преимущественной трещиноватости, перевод вертикальных добывающих скважин под нагнетание и закачку рабочего агента после отработки на нефть и бурения горизонтальных эксплуатационных скважин в период промышленной разработки.
Недостатком известных способов является то, что они не учитывают процессы диспергирования фильтрующихся фаз в зонах трещиноватости, процессы формирования водонефтяных эмульсий и, как следствие, процессы эмульсионной блокировки фильтрации. В связи с этим, задачи повышения охвата пласта воздействием, темпов отбора нефти и коэффициента нефтеизвлечения решаются не в полной мере.
Техническим результатом изобретения является повышение темпов отбора нефти и охвата залежи воздействием.
Технический результат достигается в способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение вертикальных скважин, определение доминирующего направления трещиноватости, бурение горизонтальных стволов добывающих скважин под углом от 25° до 40° к направлению доминирующей трещиноватости, при коэффициенте подвижности фильтрующихся фаз 0,5 < М < 3,0 в качестве нагнетательных, используют горизонтальные стволы скважин, траектории которых совпадают по азимуту с горизонтальными стволами добывающих скважинам, при коэффициенте подвижности фильтрующихся фаз М ≥ 3,0, в качестве нагнетательных, используют вертикальные скважины.
Изобретение поясняется рисунками:
фиг. 1 – кривая восстановления давления (скв. 2601) в зоне повышенной трещиноватости Юськинского нефтяного месторождения;
фиг. 2 – индикаторная диаграмма (скв. 2602) в зоне повышенной трещиноватости Юськинского нефтяного месторождения;
фиг. 3 – частотный график распределения скважин по начальному суточному дебиту на Юськинском нефтяном месторождении;
фиг. 4 – частотный график распределения скважин по суммарной накопленной добыче на Юськинском нефтяном месторождении;
фиг. 5 – изменение интенсивности трещиноватости на нефтяной залежи и доминирующее направление естественной трещиноватости коллектора на участке Юськинского месторождения;
фиг. 6 – кинематика фильтрационных потоков вытесняющего агента на моделях трещиновато-пористого пласта с различной ориентацией трещин к вектору градиента давления;
фиг. 7 – экспериментальная зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от объемной доли воды в эмульсии [7];
фиг. 8 – элемент разработки пласта при отклонении направления доминирующей трещиноватости от направления, приложенного к пласту перепада давления на некоторый угол;
фиг. 9 – пространственная ориентация горизонтальных стволов скважин по отношению к доминирующему направлению трещиноватости на северном участке Юськинского месторождения;
фиг. 10 – зависимость степени разрушенности эмульсии в скважинной продукции от угла пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и направления доминирующей трещиноватости;
фиг. 11 – зависимость начального дебита от ориентации горизонтальных стволов к доминирующему направлению трещиноватости;
фиг. 12 – зависимость периода безводной эксплуатации от ориентации горизонтальных стволов к доминирующему  направлению трещиноватости;
фиг. 13 – фрагмент карты текущего состояния разработки визейского объекта Юськинского нефтяного месторождения.
Способ разработки нефтяной залежи реализуют следующим образом.
Перед бурением добывающих скважин выявляют доминирующее направление трещиноватости.  Для изучения глубинных разломов, зон разуплотнения, зон повышенной флюидопроводимости и азимутальной направленности трещин применяют методы сейсморазведки 2Д и 3Д, пластовой наклонометрии, скважинной наземной электроразведки, вертикального сейсмопрофилирования, пассивного микросейсмического метода, геохимических съемок (радоновой, гелиевой, углеводородной). Для обработки трехмерных сейсмических данных используют систему получения и интерпретации полноазимутальных сейсмических изображений (угловых сейсмограмм), включающую томографию и анизотропную инверсию [5]. Например, по данным сейсмических исследований устанавливают очаги сейсмоакустической активности по площади месторождения и распределение трещиноватости.
После бурения вертикальных скважин доминирующее направление трещиноватости определяют с достаточной  для реализации способа точностью (уточняют), исходя из результатов анализа промысловых данных, результатов гидродинамических исследований скважин и знания особенностей выработки пластов трещинно-порового типа. Особенностью выработки нефти в трещинных коллекторах является темп перераспределения давления, который в высокопроницаемой среде значительно выше темпа изменения давления в низкопроницаемой зоне. Поэтому, достаточно информативными с точки зрения выявления трещинных коллекторов являются результаты гидродинамических исследований скважин. Эффект двойной проницаемости четко проявляется при изучении кривых восстановления давления и индикаторных диаграмм. Кривые восстановления давления имеют характерный изгиб, указывающий на быстрое восстановление давления в высокопроницаемой трещинной среде. В качестве примера на фиг. 1 представлена кривая восстановления давления скв. 2601, расположенной в зоне повышенной трещиноватости. На индикаторных диаграммах трещинные коллекторы отражаются в виде выпуклых кривых. Выпуклая форма индикаторных диаграмм указывает на непосредственную связь скважины с трещинной емкостью. На фиг. 2 приведена индикаторная диаграмма скв. 2602, размещенной в зоне повышенной трещиноватости.
Другой особенностью выработки нефти в трещиновато-пористых коллекторах является специфичный обмен потока жидкости между трещинами и пористыми блоками. При дренировании сложных коллекторов жидкость, в первую очередь, поступает из более проницаемых трещин и каверн, а затем уже из низкопроницаемой пористой среды. Эти качества трещинных коллекторов отражаются при анализе двух параметров – первоначального дебита скважины и суммарной накопленной добычи нефти. В трещинно-поровых коллекторах первоначальный дебит зависит, главным образом, от изменения плотности трещин. Очевидно, что максимальные дебиты скважин и максимальная накопленная добыча наблюдаются в пределах участков с повышенной трещиноватостью. Поэтому, для коллекторов, где природная трещиноватость доминирует в емкостной и фильтрационной составляющей, графики распределения первоначальных дебитов и накопленной добычи резко асимметричны. На фиг. 3 и фиг. 4 представлены частотные графики распределения скважин по начальному суточному дебиту и суммарной накопленной добыче на Юськинском нефтяном месторождении. Ассиметричность представленных частотных графиков доказывает, что скважины с большими начальными дебитами и суммарной накопленной добычей нефти размещены в зонах повышенной трещиноватости.
Комплексирование карт первоначальных дебитов, суммарной накопленной добычи и результатов изучения кривых восстановления давления и индикаторных диаграмм вертикальных скважин, достаточно надежно характеризуют направление изменения интенсивности трещиноватости на нефтяной залежи.
В качестве объекта промысловых исследований было выбрано Юськинское нефтяное месторождение, разбуренное системой вертикальных скважин. Доминирующее направление трещиноватости уточнялось исходя из результатов анализа промысловых данных и знания особенностей выработки пластов трещинно-порового типа. На фиг. 5 представлен фрагмент карты участка  Юськинского месторождения, на которой показано направление изменения интенсивности трещиноватости на нефтяной залежи и доминирующее направление естественной трещиноватости коллектора (N – направление на север; Sтр – доминирующее направление трещиноватости).
Производят бурение горизонтальных стволов добывающих скважин с  их проводкой под углом от 25° до 40° к направлению преимущественной трещиноватости. Диапазон углов α был выбран как наиболее оптимальный исходя из результатов экспериментальных исследований на физических моделях пласта и промысловых работ. При таких значениях углов α обеспечивается повышение охвата залежи воздействием, существенно снижается интенсивность процессов диспергирования фаз и их влияние на блокирование фильтрации нефти.
Диспергирование фильтрующихся фаз в пластовых условиях и формирование водонефтяных эмульсий являются еще одной особенностью выработки нефти в зонах трещиноватости. Данные процессы не учитываются в существующих технических решениях.
Необходимо отметить, что добыча нефтей в эмульгированном состоянии характерна для преобладающих категорий структуры трудноизвлекаемых запасов. Из анализа действующего фонда скважин на месторождениях территории Удмуртской Республики следует, что более 56% отнесены в осложненный фонд с причиной водонефтяная эмульсия. На Юськинском нефтяном месторождении количество скважин, осложненных добычей водонефтяных эмульсий, превышает 30%. В осложненном фонде находятся вертикальные и горизонтальные скважины, размещенные на северном участке месторождения.
При исследовании движения вытесняющего агента в трещиновато-пористых коллекторах на физических моделях пласта было установлено, что в зависимости от ориентации трещин к направлению перепада давления гидропроводность модели изменяется. Модель трещиновато-пористого пласта представляла собой прямоугольный элемент размерами 300 × 400 мм. Длина трещин была равной 100 мм. Трещины были изготовлены из медных трубок, перфорированных по всей длине для сообщения с пористым блоком.
На фиг. 6 представлены модели пласта с различной ориентацией трещин. (ГСНС – горизонтальный ствол нагнетательной скважины, ГСДС – горизонтальный ствол добывающей скважины,. Кn / К1 - коэффициент увеличения гидропроводности, отн. ед.). Исследование гидропроводности моделей пласта проводилось относительно модели без трещин (фиг. 6, фрагмент г). Установлено, что коэффициент гидропроводности модели, когда перепад давления совпадает с направлением трещин,  увеличивается в 2,5 раза и имеет максимальное значение (фиг. 6, фрагмент а). Когда перепад давления действует поперек трещин (фиг. 6, фрагмент в) коэффициент гидропроводности повышается в 1,4 раза и имеет минимальное значение. Рост коэффициента гидропроводности модели с хаотической трещиноватостью имеет промежуточное значение (фиг. 6, фрагмент б). Величина коэффициента гидропроводности возрастает  в 1,8 раза по сравнению с вариантом модели без трещин.
Кроме того, на моделях трещиновато-пористого пласта с различной ориентацией трещин к вектору градиента давления были выявлены непрерывные каналы тока. При совпадении приложенного к пласту перепада давления с направлением трещин давление по длине трещины быстро выравнивается, создается перепад давления между отстающей и опережающей трещинами. Непрерывные каналы тока с малым фильтрационным сопротивлением формируются за счет образования перетоков вытесняющего агента между трещинами, с конца предыдущей трещины на начало последующей через матрицу породы (фиг. 6, фрагмент а).
На модели с хаотической трещиноватостью, когда трещины отклоняются от направления перепада давления на некоторый угол, были также выявлены непрерывные каналы тока с малым фильтрационным сопротивлением. Их формирование происходит за счет образования поперечных перетоков жидкости между трещинами (фиг. 6, фрагмент б).
Когда перепад давления действует поперек трещин, изобары параллельны трещинам. Происходит выравнивание давления в трещинах за счет их большей проницаемости и равномерная проработка блоков как в однородном изотропном пласте (фиг. 6, фрагмент в).
Очевидно, что в случае двухфазной фильтрации вытесняющий агент будет двигаться по непрерывным каналам тока с малым фильтрационным сопротивлением и опережать общий фронт вытеснения нефти.
Когда приложенный к пласту перепад давления совпадает с направлением трещин, возникает переток жидкости между концами трещин с прорывом вытесняющей воды в этом направлении, вытеснение нефти происходит за счет расширения зоны прорыва воды вдоль трещин. Такой процесс приводит к перемешиванию «вода – нефть» в зонах масштаба трещин. Кроме того, поскольку темп извлечения нефти из блоков будет отставать от темпа движения жидкости в трещинах, то объем нефти, поступающий из пор блока в трещину, будет меньше объема воды, протекающей по трещине. Поэтому в трещине при смешивании нефти с водой она будет диспергирована на мелкие капли (фиг. 6, фрагмент а).
При хаотической трещиноватости, процесс диспергирования нефти будет иметь место, когда приложенный к пласту перепад давления совпадает с направлением трещин, а также, когда трещины отклоняются от направления перепада давления на некоторый угол (фиг. 6, фрагмент б).
Если перепад давления действует поперек трещин, происходит принудительная проработка блоков заводнением. Выравнивание давления в трещинах, за счет их большей проницаемости, приводит к выравниванию давления вдоль фронта вытеснения. Процесс протекает, как и в однородном изотропном пласте по режиму поршневого вытеснения. Более того, если имеет место флуктуация по проницаемости блоков, то выравнивание давления в трещинах за счет их большей проницаемости приводит к выравниванию давления вдоль фронта вытеснения, сглаживая влияние флуктуаций проницаемости блоков. Трещины в этом случае способствуют увеличению охвата пласта воздействием (фиг. 6, фрагмент в).
Из анализа полученных результатов при исследовании гидропроводности моделей пласта с различной ориентацией трещин к вектору градиента давления, траекторий движения вытесняющего агента и процессов диспергирования фаз в случае двухфазной фильтрации, следует, что снижение гидропроводности при отклонении доминирующего направления трещиноватости от направления перепада давления на некоторый угол, происходит за счет удлинения каналов тока с малым фильтрационным сопротивлением. Необходимо отметить, что изобары стремятся занять положение параллельное трещинам, а линии тока перпендикулярно трещинам. В результате чего траектории линий тока меняют направления, хотя направление движения общего потока фаз совпадает с направлением глобального градиента, создаваемого перепадом давления между горизонтальными стволами нагнетательной и добывающей скважин.
Изменение траекторий линий тока приводит к снижению темпов движения воды в трещинах и увеличению объема нефти, поступающей из пор блока в трещину. Очевидно, что в зависимости от ориентации трещин свойства получаемых дисперсий будут различаться. В качестве примера на фиг. 7 представлена экспериментальная зависимость вязкости водонефтяных эмульсий от объемной доли воды в эмульсии [6].
Из анализа результатов моделирования следует, что при заданном значении угла отклонения направления доминирующей трещиноватости от направления, приложенного к пласту перепада давления, угол пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и направления естественной трещиноватости изменяется на этот же угол. На фиг. 8 представлен элемент разработки пласта при отклонении направления доминирующей трещиноватости от направления,  приложенного к пласту перепада давления на некоторый угол (ГСНС – горизонтальный ствол нагнетающей скважины, ГСДС – горизонтальный ствол добывающей скважины, α – углы пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и доминирующего направления трещиноватости).
В связи с этим, в процессе проектирования доразработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами первоначально задается значение угла пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и доминирующего направления естественной трещиноватости.
Создают градиенты давлений необходимой направленности, используя горизонтальные стволы нагнетательных скважин. А именно, при коэффициенте подвижности фильтрующихся фаз 0,5 < М < 3,0 в качестве нагнетательных, используют горизонтальные стволы скважин, траектории которых совпадают по азимуту с горизонтальными стволами добывающих скважинам.
Из анализа результатов моделирования также следует, что горизонтальный ствол нагнетательной скважины должен быть расположен параллельно горизонтальному стволу добывающей скважины. В способе разработки нефтяной залежи (варианты) было доказано, что параллельное расположение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин обеспечивает достижение охватов пласта воздействием, превышающих площадные системы разработки [7]. Теоретически может быть достигнут коэффициент охвата пласта воздействием равным 1. Кроме того, в способе разработки нефтяной залежи (варианты) было установлено, что высокие уровни охвата пласта воздействием в элементе разработки, содержащим горизонтальную добывающую и горизонтальную нагнетательную скважины достигается при их параллельном размещении в зависимости от коэффициента подвижности фильтрующихся фаз.
В пластах трещинно-порового типа в данной точке пласта в фиксированный момент времени в диспергированном состоянии может находиться лишь часть фильтрующихся фаз, остальная часть непрерывным образом заполняет фильтрующую поровою структуру.   Объемы диспергированных фаз и давления в этих фазах будут отличаться от объемов и давлений в непрерывных фазах. Таким образом, соотношения, используемые в обобщенном законе Дарси, теряют физический смысл. Так как диспергированная фаза является прерывистой фазой, то понятие градиента давления в этой фазе не соответствует условиям макроскопического описания фильтрации с помощью обобщенного закона Дарси. Поэтому, для диспергированной жидкости движущей силой является градиент давления в дисперсионной среде [8].
По различным оценкам движение диспергированной жидкости приводит к увеличению фильтрационного сопротивления призабойной зоны  пласта на 20% [9]. Отсюда следует, что диапазон коэффициентов подвижности фильтрующихся фаз, установленный в способе [7] должен сместиться в сторону менее благоприятных значений пропорционально  этой же величине. То есть диапазон значений принимает вид 0,5 < М < 3,0. Таким образом, при коэффициенте подвижности фильтрующихся фаз М ≥ 3,0, в качестве нагнетательных, используют вертикальные скважины, создавая оптимальное направление градиента давления.
Учитывая сдвиг диапазона коэффициента подвижности фильтрующихся фаз в сторону неблагоприятных значений при фильтрации диспергированной жидкости при коэффициенте подвижности фильтрующихся фаз М ≥ 3,0 максимальные коэффициенты охвата пласта воздействием достигаются применением в качестве нагнетательных вертикальной скважины и горизонтальных стволов добывающих скважин.
Результаты опытно промысловых работ.
На Юськинском нефтяном месторождении были проведены опытно-промысловые работы, целями которых являлись подтверждение и уточнение  результатов лабораторных и экспериментальных исследований по определению оптимальных углов пересечения горизонтальными стволами эксплуатационных скважин направления естественной трещиноватости в диапазоне от 0° до 90° градусов. На фиг.9 представлены промысловые данные по пространственной ориентации горизонтальных скважин по отношению к доминирующему направлению трещиноватости на северном участке Юськинского месторождения (N – направление на север, Sтр – доминирующее направление трещиноватости; α – углы проводки горизонтальных стволов скважин к направлению доминирующей трещиноватости).
Промысловые и экспериментальные исследования, проведенные на Юськинском месторождении, позволили экспериментально подтвердить результаты лабораторных исследований, что значение угла пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и доминирующего направления трещиноватости, а также направление перепада давления оказывают существенное влияние на процесс диспергирования фильтрующихся фаз.
Исследования процесса диспергирования фильтрующихся фаз производились путем изучения изменений параметра, характеризующего агрегативную устойчивость водонефтяной эмульсии в скважинной продукции.
На фиг. 10 представлена зависимость степени разрушенности эмульсии в скважинной продукции от угла пересечения горизонтального ствола добывающей скважины и направления доминирующей трещиноватости. Можно видеть, что при уменьшении угла пересечения горизонтального ствола и доминирующего направления трещиноватости от 90° до 40° степень разрушенности эмульсии в скважинной продукции увеличивается. Степень разрушенности дисперсии нефти сохраняется до угла пересечения горизонтального ствола и доминирующего направления трещиноватости равного 25°. При углах пересечения горизонтального ствола и доминирующего направления трещиноватости меньших  25° преобладающую роль в процессах диспергирования фаз играют трещины, ориентация которых отличается от направления доминирующей трещиноватости и находится в диапазоне от 90° до 40°.
Необходимо отметить, что полученные результаты были использованы при обосновании пространственной геометрии горизонтальных стволов скв. 2409 и скв. 2410.
На фиг. 11 и фиг. 12 приведены эксплуатационные характеристики скважин в зависимости от ориентации горизонтальных стволов к направлению доминирующей трещиноватости. На фиг. 11 представлена зависимость начального дебита скважин от ориентации горизонтальных стволов к доминирующему направлению трещиноватости. Из данных на фиг. 11 можно видеть, что высокие начальные дебиты скважин скв. 2410 и скв. 2409 соответствуют углам пересечения горизонтальных стволов и доминирующего направления трещиноватости  равным 25° и 40°.
На фиг. 12 представлена зависимость периода безводной эксплуатации от ориентации горизонтальных стволов к доминирующему  направлению трещиноватости.
Данные на фиг. 12 также подтверждают, что углы пересечения горизонтальных стволов и доминирующего направления трещиноватости, соответствующие скв. 2410 и скв. 2409 имеют преимущество.
Зависимости, приведенные на фиг. 10, фиг. 11 и фиг. 12, носят нелинейный характер. Эксплуатационных характеристики имеют достаточно высокие уровни значений в диапазоне углов пересечения горизонтальных стволов и направления доминирующей трещиноватости от 25 до 40 град. Это позволяет считать, что значения углов пересечения доминирующего направления трещиноватости горизонтальными стволами скв. 2410 и скв. 2409 близки к оптимальным и обеспечивают увеличение добывных возможностей скважин.
Учитывая то, что рассчитанное значение коэффициента подвижности фильтрующихся фаз М ≥ 3,0, необходимые величины градиентов давления создавались применением вертикальных скважин после отработки на нефть и перевода под нагнетание рабочего агента. На фиг. 13 представлен фрагмент карты текущего состояния разработки визейского объекта Юськинского нефтяного месторождения с применением вертикальных нагнетательных скважин.
Результатом реализации предложенного способа разработки нефтяной залежи является повышение темпов отбора нефти за счет введения в эксплуатацию и получения первоначальных дебитов скважин на уровне 703 т/сут (скв. 2410) и 456 т/сут (скв. 2409), а также повышение охвата пласта воздействием за счет учета процессов диспергирования фильтрующихся фаз и снижения их влияния на блокирование фильтрации пластовой жидкости.
Список литературы
1. Нуреева, Н.С. Использование трехмерной математической модели VIP фирмы LANDMARK для оценки эффективности применения горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений / Н.С. Нуреева, Р.Г. Рамазанов, Р.X. Низаси // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 8. – С.34–40.
2. Пат. 2459939, Российская Федерация, МПК E21B43/20 E21B43/30. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Салихов И.М., Ахмадуллин Р.Р. Сайфутдинов М.А., Кормухин В.А.; Заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011143606/03; заявл. 31.10.2011; опубл. 27.08.2011; Бюл. 24. – 5 с.
3. Пат. 2519953, Российская Федерация, МПК E21B43/16. Способ разработки нефтяной залежи / Хисамов Р.С., Гумаров Н.Ф., Ганиев Б.Г., Миннуллин Р.М., Фасхутдинов Р.Р.; Заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2013132656/03; заявл. 16.07.2013; опубл. 20.06.2014; Бюл. № 17. – 5 с.
4. Пат. 2524703, Российская Федерация, МПК E21B43/20. Способ разработки мелких нефтяных залежей / Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В., Ханнанов М.Т.;    Заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2013136419/03; заявл. 05.08.2013; опубл. 10.08.2014; Бюл. № 22. – 9 с.
5. Степанов, И.В. Применение системы получения и интерпретации полноазимутальных сейсмических изображений EarthStude 360 b AVAZ инверсии для изучения трещин и разломов карбонатных коллекторов Средневолжского региона России / И.В. Степанов, А.В. Галкин, А.Н. Иноземцев, М.В. Ерченков //  Нефть и Газ Евразии. – 2013. – №12/1. – С. 40–45.
6. Alwadani M.S. Characterization and Rheology of Water-in-Oil Emulsion from Deep Water Fields. Master Thesis. Rice University. Houston TX. 2009. – 121 p.
7. Пат. 2267009, Российская Федерация, МПК Е21В 43/20. Способ разработки  нефтяной залежи (варианты) / Сугаипов Д.А., Мирсаетов О.М.,  Савельев В.А.; заявитель и патентообладатель Д.А. Сугаипов, О.М. Мирсаетов. – № 2004101977; заявл. 22.01.2004; опубл. 27.12.2005, Бюл. № 36. – 6 с.
8. Михайлов, Н.Н. Проницаемость пластовых систем: учебное пособие / Н.Н. Михайлов. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006. – 185 с.
9. Гумеров О.А. Предупреждение образования водонефтяных эмульсий в скважинах с учетом гидродинамических процессов в призабойной зоне пласта: автореф. дисс. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Олег Артурович Гумеров; УГНТУ. – Уфа, 1998. – 18 с.