Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами

Климов, Михаил Юрьевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами"

На правах рукописи

КЛИМОВ МИХАИЛ ЮРЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

9 0!

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

003480268

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - доктор технических наук

Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Клещенко Иван Иванович - кандидат технических наук Якимов Игорь Евгеньевич

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский

научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 12 ноября 2009 года в 9-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72а, каб. 32. Автореферат разослан 12 октября 2009 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор .—Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуются значительной выработанностью запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом и т.д. Примерами таких залежей являются Северо-Янггинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.

Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения-эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической изученностью. В связи всё всевозрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами на основе применения многоствольных горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ гидродинамических методов исследования и применения горизонтальных скважин.

2. Изучение характеристик притока к горизонтальным скважинам на пространственной модели нестационарной фильтрации.

3. Выявление геолого-технологических критериев эффективного внедрения двуствольных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.

4. Опытное применение предлагаемых технологий двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа.

Научная новизна

1. Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.

2. Разработан новый метод гидродинамического исследования двуствольных горизонтальных скважин, позволяющий определять фильтрационно-емкостные свойства пород по кривым динамики забойного давления и рассчитывать продуктивность раздельно по двум стволам.

3. Обоснованы геолого-технологические критерии применения двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, учитывающие неоднородность слоистых пластов.

Практическая ценность и реализация

1. Разработанная модель фильтрации жидкости к одно- и многоствольным горизонтальным скважинам позволяет решать практические задачи разработки месторождений по определению продуктивности скважин, темпов вытеснения и т.д.

2. Предложенный метод гидродинамических исследований горизонтальных скважин позволяет определять фильтрационные свойства пласта и дебит жидкости по стволам.

3. На основе критериев применения двуствольных горизонтальных скважин реализована разработка Северо-Янгтинского и Чатылькынского месторождений и предложены рекомендации по бурению таких скважин на аналогичных месторождениях.

4. Разработанные и внедренные в производство новые технологии горизонтального бурения скважин с различными длинами стволов позволили, значительно повысить эффективность разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Так, на Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект, составляющий 970 млн. руб.

Апробация результатов исследований

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на: Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» (Тюмень, 2008 г.); VII Международной научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, 2008 г.); VI творческой конференции молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (Ноябрьск, 2006 г.); Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.); Всероссийском форуме Schlumberger по информационным технологиям - «SIS Forum 2007» (Белек, Турция, 2007 г.); Международном форуме Schlumberger по информационным технологиям - «SIS Global Forum 2008» (Париж, Франция, 2008 г.); Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE 2008 «Технологии Настоящего и Будущего» (Москва, 2008 г.), заседании территориального отделения центральной комиссии по разработке месторождений полезных

ископаемых по ЯНАО, «Авторский надзор за реализацией проектных решений по разработке Север о-Янгтинского нефтяного месторождения» ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» (Салехард, 2006 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 14 печатных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России, получено 1 авторское свидетельство о регистрации программы на ЭВМ и 1 патент на изобретение РФ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех разделов, списка используемой литературы из 108 источников. Диссертация содержит 88 рисунков и 17 таблиц, изложена на 175 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована актуальность тематики, поставлена цель и сформулированы основные задачи исследования, а также методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследований.

В первом разделе проведен анализ мирового опыта применения горизонтального бурения и эксплуатации многоствольных скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений, показаны достижения в теории фильтрации и гидродинамических исследований горизонтальных скважин.

Решению задач определения дебита или продуктивности ГС посвятили свои работы такие известные ученые, как Полубаринова-Кочина П.Я., Меркулов В.П., Табаков В.П., Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Фазлыев Р.Т., Лысенко В.Д., Мукминов И.Р., Бердин Т.Г., Алиев З.С., Ибрагимов А.И., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Joshi S.D., Economides M.J., Ehlig-Economides С.А., Giger F.M., Babu D.K., Odeh A.S., Raghavan R., Butler R.M., Suprunowicz R., Easwaran C.V., Kokal S.L. и другие.

Многоствольные горизонтальные скважины изучены в гораздо меньшей

степени, чем одноствольные. Число публикаций, посвященных данной теме, весьма незначительно. Среди них следует выделить работы отечественных исследователей: Меркулова В.П., Табакова В.П., Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Григулецкого В.Г., Никитина Б.А., Басниева К.С., Алиева З.С., Черных В.В., Сомова Б.Е., Чекушина В.Ф. и других.

Авторы этих трудов в основном рассматривали горизонтальные стволы, как правило, проходящие в середине продуктивного пласта. Однако современное бурение горизонтальных скважин и особенно многоствольное бурение связаны с проводкой стволов через несколько продуктивных пропластков, где нет четких методов учета их особенностей при определении продуктивности, проницаемости и других параметров.

То есть к настоящему времени в основном разработаны методы оценки продуктивности многоствольных горизонтальных скважин для однородного изотропного и анизотропного пласта с простейшей геометрической формой расположения стволов, для стволов с одинаковыми длинами и одинаковыми забойными давлениями. В действительности рассмотренные условия являются значительным упрощением. Алиевым З.С., например, предлагается производить расчеты не приближенными методами, а путем создания геолого-математической модели фрагмента залежи, с такими скважинами. В данной работе предпринята попытка создания более универсальной численной модели пространственной фильтрации, чем применяемые в инженерной практике широко известные программные комплексы (Eclipse, Tempest, VIP и др.) для геолого-гидродинамического моделирования.

Современная теория, на которой основаны принципы проведения гидродинамических исследований (ГДИ) в газовых и нефтяных скважинах, развита в фундаментальных работах зарубежных и отечественных исследователей: Маскета М., Хорнера Д.Р., Ван-Эвердингена А.Ф., Херста В. (50-е годы), Мэтгьюза Ч.С. и Рассела Д.Ж. (1967), Эрлагера Р.Ч. (1977), Ли Д. (1982), Стрельцовой Т.Д. (1988), Грингартена А. (1985), Хорне Р.Н. (1995), Щелкачева В.Н., Пыхачева Г.Б., Чекалюка Э.Б, Чарного И.А., Донцова K.M., Кочиной П.Я., Мирзаджанзаде А.Х., Булыгина В.Я., Пирвердяна A.M., Баренблатта Г.И., Балакирова Ю.А., Борисова Ю.П., Желтова Ю.П., Бузинова

С.Н., Умрихина И.Д., Каменецкого С.Г., Кульпина В.М., Мясникова Ю.А., Шагиева Р.Г., Щербакова Г.В. и других.

Существенный вклад в развитие теоретических основ применения методов ГДИ внесли тюменские ученые: доктора наук Телков А.П., Медведский Р.И., Карнаухов М.Л. и другие.

Во втором разделе рассматриваются задачи построения оптимальной по достоверности, точности и вычислительной нагрузке пространственной модели нестационарного притока к горизонтальным стволам произвольного профиля и использования данной модели для оценки характеристик работы одно- и двуствольных горизонтальных скважин.

В качестве основы для создания модели пространственного притока взята элементно-узловая модель в схеме явного расчета давления (рисунок 1). На рисунке 2а показана расчетная схема для определения массовых расходов флюида через грани линейно-образованного конечного элемента пласта (рисунок 26).

I Ъи '

т»

т;

В*

К"

а)

б)

Рисунок 2 - Модель конечного элемента пласта: а - структурная схема (стрелками показаны массовые расходы); б - геометрический образ (стрелками показаны объемные расходы) Основными замыкающими отношениями, описывающими фильтрацию в течение некоторого времени Д? для каждого элемента, являются зависимости массового расхода некоторого компонента - Ф, истекающего (или притекающего) с каждой грани ячейки от перепада давления для каждого направления фильтрации:

т,

Ф&и _ 0Ф,Л'

где 'и, - массовый расход

1 1 , ч

г> =--!-= ^Рф(Р,)-г

(1)

(2)

2 рМ 2—'кФ1-к1°%рф(р,)' где г, — приведенное гидравлическое сопротивление течению вдоль "Па-с"

некоторой оси 5,

, где 5 - ось, вдоль которой рассматривается течение в элементе: X, У, Z; £л- - длина элемента / вдоль оси 5", м; - средняя площадь фильтрации в элементе г перпендикулярная оси 5, м ; - абсолютная

проницаемость породы элемента г вдоль оси 5, м2; А:ф,- относительная

проницаемость компонента Ф; цф динамическая вязкость компонента Ф в элементе г при давлении р„ Пахе; рф{р,)~ динамическая плотность компонента

Ф в элементе / при давлении р„

; р\ - давление в центральном узле

элемента, Па; - Иф, ^ к^Р ~ гидравлическое сопротивление элемента

/' пласта между определенной парой граней по обе стороны оси 5; А- gpф{Pi){z¡-zfu^ - гидростатический перепад давления между центром элемента и гранью V, Па. Индекс V - имеет два состояния Ъ или е, соответствующие граням ячейки противоположным по оси 5, например, грань начала - Ь, и грань конца - е.

Таким образом, векторы скоростей фильтрации и расходов исключительно коллинеарные координатным осям. Зная текущее распределение давлений в центральных узлах элементов (рисунок 2а) к

тФ

некоторому времени //, кратному Д/, можно рассчитать массовый приток ^, или отток компонентов в каждом элементе путем складывания перемноженных приращений времени А/ и найденные массовые расходы через 6 граней:

6 М.тф>™

(3)

и=Ь,е

Вследствие сжимаемости жидкости изменится ее плотность и занимаемый объем.

Полученные на основании решения (3) новые значения давления на момент времени //+1=//+А/ в каждом элементе берутся в качестве нового распределения давлений центральных узлов всех элементов и далее необходимо снова рассчитать перетоки между элементами, затем снова вычисляются суммарные притоки и новые значения давления. Так расчет продолжается пока /1</тах.

Точность модели подтверждена сравнением с аналитическим решением

Щелкачева для плоско-радиальной фильтрации в однородном бесконечном пласте. При 1х=£у=£г=2 м относительная погрешность составляет 2.3x10^ д.е. На рисунке 3 показан пример типовой расчетной схемы модели горизонтальной скважины и соответствующая ей структурная схема.

Смежные ПО осп N ячейки

моделью для потокораспределения в окрестности эксплуатационного забоя (скважина горизонтальная \У=Х, Б = У)

На рисунке 4 показано распределение давлений в разные моменты времени.

17,98

117,50

17,98 I

47,50

а) б)

Рисунок 4 - Линии равных давлений в зоне отбора скважины ¿=800 м, кЛху=0.2, дебит 0=200 м3/сут, ¿Ху=3х10~2мкм2, /г=25 м (сечение ХУ по линии скважины): а - 15 сут в работе; 6-20 сут в работе плюс 10 сут после остановки

Как видно из рисунка 4а, по истечении 15 сут работы при постоянном дебите формируется депрессионная зона, характеризующаяся концентрическими эллипсами, причем в непосредственной близости от ствола эллипсоидная форма переходит в прямоугольную со сглаженными углами. На рисунке 46 показано расформирование зоны депрессии после остановки этой же скважины по истечении 10 суток. Как видно из рисунка 4а, на концах скважины формируется концентрация потенциала (давления) аналогично концентрации напряженности электромагнитного поля, наблюдаемого на физических моделях.

В наиболее общем виде суть метода интерпретации данных о замерах забойного давления заключается в сопоставлении расчетной -Рс(0 и фактической - Р3 (0 динамик забойного давления при условии:

Х[л(0-Л(')]2->тт (4)

¡=1

Расчетная динамика забойного давления в основном зависит от: пускового дебита скважины - м3/с; горизонтальной проницаемости пласта -к=кху, м2; вертикальной проницаемости - кг, м2; длины ствола - Ь, м; толщины

пласта - к, м; упругоемкости пласта - /?, Па" ; динамической вязкости - /л, Пахе. Поэтому формулу (4) необходимо скорректировать с учетом искомых параметров

• 1П1П ,

(5)

где N - количество замеров; Ь, - г'-й замер забойного давления; Ь, к, /и и /3 -известные параметры.

Таким образом, уравнение (5) решается относительно двух неизвестных к и ка пластовое давление равно забойному давлению перед запуском скважины

к к

-рЛ(0). Анизотропия пласта определяется параметром Я = — = .

Технология проведения исследования (снятия кривой изменения забойного давления) сводится к пуску скважины с постоянным дебитом в течение некоторого времени. Данный подход к проведению исследования пласта в зоне работы скважины реализуем в производственных условиях, так как поддержание постоянного дебита можно добиться, используя регуляторы расхода. На рисунке 5 показан пример зависимости А

К д. ед.

0.18

Рисунок 5 — Зависимость изменения давления от времени - / и отношения вертикальной к горизонтальной проницаемости - Л

Проблемой исследования двуствольных горизонтальных скважин является то, что сложно разделить потоки жидкости из одного и другого стволов, так как замеры дебита и давления производятся в основном стволе, то эти параметры являются отражением суммарных притоков из двух пластов.

Рассмотрены процессы фильтрации при нестационарных режимах, где с учетом того, что в районе горизонтального ствола формируется линейный поток, а в удаленной зоне радиальный. Очевидно, в зависимости от длин данных стволов время проявления линейного и радиального потоков на кривых восстановления давления должно отличаться. Если бы стволы работали раздельно, то для короткого ствола КВД имела бы меньшие периоды времени, отражающие линейную и радиальную фильтрацию, по сравнению с такими же участками кривой восстановления давления, соответствующий длинному стволу. При совместной работе двух стволов, очевидно, время влияния линейной фильтрации на формирование КВД и время доминирующего влияния радиальной фильтрации на конечный участок КВД будут представлять собой некоторые средние величины между временами действия тех же процессов при раздельной работе двух стволов.

Данная задача решалась в соответствии с приведенной выше методикой решения нестационарных задач движения жидкости в пласте к горизонтальному стволу скважины. Моделировались процессы движения нефти при длине основного длинного горизонтального ствола - 400 м и короткого ствола - 300, 200, 100 и 10 м. На рисунке 6 приведен результат моделирования этих процессов.

Р.МПа

ю' уП

0 1 2 3 4

Рисунок 6 - Кривые восстановления давления, полученные при

В третьем разделе показаны результаты выполненных исследований процессов разработки нефтяных месторождений многоствольными горизонтальными скважинами.

На примере проектирования и применении горизонтальных стволов скважин (в том числе стволов с длиной забоя до 1300 метров) на Сугмутском месторождении показано следующее. Системный подход при разработке участков месторождения горизонтальными скважинами позволил фактически доказать ряд преимуществ горизонтального разбуривания и эксплуатации залежи:

- за счет увеличения поверхности фильтрации в горизонтальных скважинах начальные дебиты в них оказались в 2-10 раз выше дебитов вертикальных скважин и накопленная добыча - выше в 1.5-3 раза;

- начальная обводненность горизонтальных скважин в 4.4 раза ниже начальной обводненности соседних вертикальных скважин;

- темпы обводнённости снижены более чем в 3 раза;

моделировании двуствольной скважины: верхний ствол длинной ¿1=100 м, нижний ствол длиной ¿2=400 м; 1 -работа 1-го ствола, 2 - работа 2-го ствола, 3 - работа 1-го и 2-го стволов

- эксплуатация горизонтальных скважин позволяет вести устойчивую разработку месторождений на пониженных депрессиях, что обусловливает уменьшение скорости конусообразования;

- бурение горизонтальных стволов в приконтурных зонах позволило охватить остаточные запасы вдоль линии водонефтяного контакта;

- система разработки с использованием горизонтальных скважин позволяет достигнуть КИН = 0,372 (разработка плотной сеткой вертикальных скважин обеспечивает КИН = 0,314), что явно свидетельствует о преимуществе реализуемой на месторождении системы.

Однако, при явном улучшении условий разработки месторождения горизонтальными стволами (увеличение продуктивности скважин и КИН) в районе работы горизонтальных скважин выявились и негативные явления. При проводке ствола скважины по двум изолированным друг от друга проницаемым монолитным пропласткам формируются зоны неохваченные вытеснением нефти, вследствие чего спустя Ъ-А года эксплуатации таких скважин приходится решать вопросы разработки пласта в неохваченных извлечением зонах.

Вопросы эффективности применения многоствольных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений рассмотрены также на примере Северо-Янгтинского месторождения. Основной объект разработки залежь нефти пласт БСц - самый распространенный в Ноябрьском регионе эксплуатационный объект, характеризующийся сложным геологическим строением. Максимальные нефтенасыщенные толщины приурочены к центральной присводовой части пласта. Данный участок (зона разбуривания) характеризуется высокой изменчивостью фильтрационных свойств по разрезу и наличием контактного залегания нефтяной части с мощным водоносным горизонтом. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки, как правило, не реализуемо. Гидравлический разрыв пласта в подобных залежах не эффективен и даже

вреден в связи с прорывами подошвенной воды к забоям скважин.

Первые пробуренные одноствольные горизонтальные скважины не обеспечили высокую выработку запасов нефти из пластов с мощной (более 16 м) толщей нефтенасыщенных песчаников и высокой изменчивостью фильтрационных свойств (&=0.002-Ю.015 мкм2) с двух пачек пласта. В связи с этим было рекомендовано провести дальнейшее бурение скважин с двумя горизонтальными стволами. Проводка верхней горизонтальной секции (1-й ствол) велась по верхней пачке пласта БСц с открытым забоем. Через глинистую перемычку и систему плотных пород в нижней части коллектора того же пласта пробурен основной горизонтальный ствол (2-й ствол), в который спущен хвостовик диаметром 114 мм (рисунок 7). Основной ствол оснащается перфорированным хвостовиком.

Рисунок 7 - Схема проводки двуствольной скважины 1002Г

В результате удалось добиться увеличения продуктивности скважины в 2 раза выше по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами. Проводка верхнего ствола (1-й ствол) осуществлялась с открытым забоем протяженностью в 300 м. Через глинистую перемычку в 2 м проложили основной ствол (2-й ствол) протяженностью 550 м. Стволы скважины 1002Г были разведены по азимуту на 45°. Скважина запущена в эксплуатацию с параметрами: С>ж=884.54 т/сут, 0„=866.18 т/сут, обводненность - 2.1%.

Полученные результаты на Северо-Янгтинском месторождении позволили на следующем - Чатылькынском - сразу ориентироваться на разработку всего месторождения двуствольными горизонтальными скважинами: до 300 м верхний ствол и до 700 м - нижний (рисунок 8).

В целом выработка запасов из мощного пласта (более 15 м) ведется более равномерно: не остается невыработанных участков; давление снижается по всей толщине пласта равномерно; отмечается длительный безводный период разработки месторождения.

Таким образом, на основании аналитических исследований и применения двуствольных горизонтальных скважин в реальных условиях разработки месторождений ОАО «Газпронефть- Ноябрьскнефтегаз» выявились следующие геолого-технологические предпосылки целесообразности разработки месторождений по данной технологии:

1. В залежах полосовидной вытянутой структуры с краевой подошвенной водой, имеющих ярко выраженные монолитные пропластки эффективно применять двуствольные горизонтальные скважины с ориентацией стволов в отдельные пропластки.

2. Основной длинный ствол проводится по пропластку наиболее продуктивному со спуском в него хвостовика.

3. Один, два или несколько коротких стволов могут быть проведены в отдельные изолированные пропласки без спуска в них хвостовиков.

4. Необходимо осуществить внутриконтурное заводнение при предварительных изучениях процессов вытеснения на гидродинамической модели.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа известных методов исследования и применения горизонтальных скважин показано, что:

- применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является одним из рациональных методов;

- несмотря на значительное количество работ в области теоретических исследований моделей притока к одно- и двуствольным забоям горизонтальных скважин, существует практическая необходимость в развитии данной теории.

2. Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.

3. Разработан новый метод интерпретации динамики изменения забойного давления в двуствольной горизонтальной скважине при её пуске и остановке, который позволяет определять дебиты отдельно по стволам. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.

4. Разработана геолого-технологическая программа внедрения двуствольного горизонтального бурения с проводкой скважин по купольной части месторождения и различными длинами стволов, обеспечивающая увеличение дебита нефти более чем в 2 раза.

5. В соответствии с разработанной технологией применения двуствольных горизонтальных скважин на Северо-Янгтинском и

Чатылькынском нефтяных месторождениях пробурено 8 скважин. На Северо-.Янгтинском месторождении получен экономический эффект составляющий 970 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Климов М.Ю. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт. / М.Ю. Климов, JI.M. Гапонова, А.Г. Еськов, М.Л. Карнаухов // Бурение и нефть. - 2008. -№11. -С. 40-43.

2. Климов М.Ю. Особенности разработки месторождений системой многоствольных горизонтальных скважин. Практический опыт (SPE-117372) / М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов // Материалы Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE 2008, «Технологии Настоящего и Будущего» - Москва, 2008.

3. Карнаухов М.Л. Определение механизма вытеснения при разработке нефтяных месторождений (SPE-117371) / М.Л. Карнаухов, Л.М. Гапонова, М.Ю. Климов, Е.М. Пьянкова II Материалы Российской технической нефтегазовой конференции и выставки SPE 2008, «Технологии Настоящего и Будущего» - Москва, 2008.

4. Агеев П.А. Применение моделирования для оптимизации разработки месторождения с геолого-тектонической структурой и неизвестными границами образований / П.А. Агеев, М.Ю. Климов // Материалы Международного форума Schlumberger по информационным технологиям -«SIS Global Forum 2008», Франция, г. Париж, 2008. - С. 32-35.

5. Климов М.Ю. Моделирование, мониторинг разработки и проектирование горизонтальных скважин с применением программного обеспечения компании Schlumberger / М.Ю.Климов // Материалы Российского форума Schlumberger по информационным технологиям - «SIS Форум 2007» Турция, г. Белек - 2007. - С. 12-22.

6. Гапонова JI.M. Разработка нефтяных месторождений скважинами с длиной горизонтального ствола 1000м / Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов, М.Ю. Климов // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» г. Тюмень, 2008. - С. 65-68.

7. Климов М.Ю. Программное обеспечение по определению дебита горизонтальных скважин/ М.Ю. Климов // Материалы VI творческой конференции молодых специалистов ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» г. Ноябрьск, 2006. - С. 36-46.

8. Еськов А.Г. Уточнение ПДГТМ по данным ГДИС на примере Холмистого месторождения / А.Г. Еськов, М.Ю. Климов // Материалы VII международной научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» г. Томск, 2008. - С. 15-20.

9. Синцов И.А. Оценка дебитов горизонтальных скважин / И.А. Синцов, М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 383-388.

10. Ковалев И.А. Преимущества использования горизонтальных скважин в водонефтяных зонах на примере Сугмутского месторождения/ И.А. Ковалев, М.Ю. Климов М.Ю., Л.М. Гапонова // «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» Сборник научных трудов второй Всероссийской научно-практической конференции Западно-Сибирского общества инженеров нефтяников при ТюмГНГУ (SPE) г. Тюмень - 2008. - С. 136-139.

11. Климов М.Ю. Оценка дебита горизонтальных скважин / М.Ю. Климов// «Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» выпуск 2 ТюмГНГУ г. Тюмень - 2005. - С. 34-43.

12. Карнаухов М.Л. Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин/ М.Л. Карнаухов, М.Ю.

Климов//«Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» выпуск 2 ТюмГНГУ г. Тюмень - 2005. - С. 22-34.

13. Свидетельство 2007612108 РФ об официальной регистрации программы для ЭВМ. Программное обеспечение по определению дебита горизонтальных скважин / М.Ю. Климов, В.Н. Лохов (Россия). - 2007611294; Заявлено 09.04.2007; Зарегистрировано в Реестре программ для ЭВМ 23.05.2007 г.

14. Пат. 2008134746 РФ, С1 7 Е 21 В 43/00. Способ вскрытия продуктивного пласта / М.Ю.Климов (Россия). - № 2008134752; Заявлено 25.08.2008; Опубл. 02.09.2009; Бюл. № 5.

Соискатель

М.Ю. Климов

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г. Подписано в печать 09.10.2009г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 126. Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Климов, Михаил Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ.

1.1 Особенности применения многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа.

1.2 Развитие теории применения горизонтальных и многоствольных горизонтальных скважин для разработки месторождений.

1.3 Анализ проблем применения горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа.

1.4 Задачи и проблемы гидродинамических исследований скважин. 28 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРОСТРАНСТВЕННОЙ МОДЕЛИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.

2.1 Принципы аналитического и численного моделирования процессов фильтрации к горизонтальным стволам.

2.2 Исследование динамики режимов работы горизонтальных скважин в неоднородных пластах.

2.3 Исследование динамики режимов работы двуствольных горизонтальных скважин в неоднородных пластах.

2.4 Метод гидродинамического исследования горизонтальных скважин.

2.5 Особенности гидродинамического исследования двуствольных горизонтальных скважин методом снятия кривых восстановления. 78 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МНОГОСТВОЛЬНЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ.

3.1 Опыт применения горизонтальных скважин для разработки месторождений.

3.1.2 Характеристика Сугмутского месторождения.

3.1.3 Разработка месторождения на первом этапе разбуривания.

3.1.4 Разработка месторождения на втором этапе разбуривания.

3.2 Применение многоствольного бурения скважин на Северо-Янгтинском месторождении.

3.2.2 Геологическая характеристика Северо-Янгтинского месторождения.

3.2.3 Геологическое и гидродинамическое моделирование.

3.2.4 Исследование проблем разработки Северо-Янгтинского месторождения с применением многоствольных горизонтальных скважин.

3.3 Применение многоствольных горизонтальных скважин на Чатылькынском месторождении.

3.3.1 Геологическое строение продуктивного пласта.

3.3.2 Текущее состояние разработки в области отборов.

3.3.3 Текущее состояние разработки в области заводнения.

3.3.4 Анализ работы горизонтальных и многоствольных горизонтальных скважин.

3.3.5 Оценка результативности разработки месторождений многоствольными горизонтальными скважинами.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами"

Актуальность проблемы. Одним из перспективных направлений совершенствования технологии добычи нефти является разработка нефтяных месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными скважинами. Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей нефти в пластах с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы. В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. Согласно опыту использования таких скважин эффективность их применения отражается в увеличении объема выработки пласта при росте дебита более чем в 2-10 раз по отношению к классическим вертикальным скважинам. В зависимости от гсолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными скважинами. Опыт применения горизонтальных скважин в России показывает, что в первый год эксплуатации технологически эффективно работают от 50-66% горизонтальных скважин. В некоторых неэффективно эксплуатируемых горизонтальных скважинах зачастую наблюдается быстрое снижение дебита нефти в 1.2-5 раз и быстрый рост обводненности, в других -дебиты нефти оказываются меньше, чем в сопоставимых вертикальных скважин. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей при этом связано с обеспечением более продолжительного стабильного притока нефти к стволу горизонтальной скважины и регулированием режима эксплуатации горизонтальных скважин для продвижения водонефтяного контакта без преждевременного обводнения скважин.

Нефтеносные пласты, так или иначе, имеют неоднородность распределения пористости и проницаемости, причем в основном неоднородность ярко выражена в слоисто-неоднородных коллекторах. Как правило, малопроницаемые пропластки слабо вырабатываются из-за низкой скорости фильтрации и ускоренного прорыва воды в зоны высокопроницаемых пропластков. Для более эффективной разработки слоисто-неоднородных пластов был предложен ряд новых технологии, в том числе с применением многоствольных горизонтальных скважин, позволяющих вести выработку запасов по всему разрезу.

Несмотря на существенный опыт бурения горизонтальных скважин в России и за рубежом, опыт их эксплуатации явно недостаточен. Решение вопросов повышения нефтеотдачи не устраняет проблем, связанных с эксплуатацией таких скважин, а в большинстве случаев некоторые из осложнений обостряются. Специфика осложнений предопределяет новые проблемы при воздействии на пласт с целью ограничения притоков воды и интенсификации добычи нефти. Эти проблемы связаны как с недостаточным развитием техники и технологии строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, так и с геологическим строением пласта.

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуются значительной выработанностыо запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом, высокой расчлененностью коллектора, большие перепады абсолютных отметок кровли и подошвы залежи. Примерами таких залежей являются Северо-Янгтинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.

Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической изученностью. В связи всё возрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ. Нефтепромысловые сервисные компании с каждым годом уделяют все большее внимания разработке и продвижению новых решений по дальнейшему внедрению данной технологии, что способствует популяризации ее преимуществ среди нефтегазовых компаний. Перечисленные проблемы предопределяют актуальность темы диссертационной работы.

Цель работы

Основные задачи исследования

1. Анализ гидродинамических методов исследования и применения горизонтальных скважин.

Научная новизна

Практическая ценность и реализация

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Климов, Михаил Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа известных методов исследования и применения горизонтальных скважин показано, что:

- применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является одним из рациональных методов; несмотря на значительное количество работ в области теоретических исследований моделей притока к одно- и двуствольным забоям горизонтальных скважин, существует практическая необходимость в развитии данной теории.

5. В соответствии с разработанной технологией применения двуствольных горизонтальных скважин на Северо-Янгтинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях пробурено 8 скважин. На Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект составляющий 970 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Климов, Михаил Юрьевич, Тюмень

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «Тума групп», 2001. 192 с.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 131 с.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с.

4. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.

5. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов наклонных и многоствольных горизонтальных скважин. — М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 1999.

6. Бастриков С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири г. Тюмень, изд. «Вектор-Бук»., 2000, С.-256.

7. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. -199 с.

8. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными многозабойными скважинами. — М.: Недра, 1964.-200с.

9. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов B.K. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004.-290с.

10. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984, 269 с.

11. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней v стадии разработки. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. 639с.

12. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. 2002.255с.

13. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Нефтяное хозяйство. №1. - 1994.

14. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. Бурение скважин. 16с.

15. Джалалов Г.И. Гидрогазодинамика разработки нефтяных и газовых залежей в деформируемых коллекторах. Докт. диссерт. ИПНГМ АН Азерб.1. ССР, 1990.

16. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. -365с.

17. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

18. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. Газовая промышленность. №7. -1997.

19. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. — Казань: Изд-во «Плутон», 2007. — 124 с.

20. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири/ РД 39-01480706.027-86. Тюмень., СибНИИНП., 138 с.

21. Калинин А.Г. и др. Бурение наклонных скважин/ Справочник., М., Недра. 277 с.

22. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. 224 с.

23. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. 212с.

24. Карнаухов M.JI. Климов М.Ю. «Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин». Разработка газовых месторождений на современном этапе. Выпуск 2. ТюмГНГУ г. Тюмень 2005. стр 22-34.

25. Карнаухов M.JT. Гидропрослушивание скважин // Карнаухов M.JL, Гапонова JT.M., Андреев B.C. В сб. трудов «Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ», Тюмень, 2003 г, С. 34-35.

26. Карнаухов M.JL, Гапонова JT.M., Шенбергер В.М., Пьянкова Е.М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения. Известия Вузов «Нефть и газ», г. Тюмень, с. 23-29.

27. Климов М.Ю. Оценка дебита горизонтальных скважин. В сб. трудов Разработка газовых месторождений на современном этапе. Выпуск 2. ТюмГНГУ г. Тюмень 2005. стр. 34-43.

28. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. - 302 с.

29. Кульпин Д.Г., Ю.А. Мясников Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. // М.: Недра, ,1974. 200 с.

30. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001. 562 с.

31. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987. 247 с.

32. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоитехиздат, 1949. 628 с.

33. Меркулов В.П. Поток к горизонтальной скважине конечной длины в пласте ограниченной толщины. Нефть и газ. №1.- 1958.

34. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. 122 с.

35. Мукминов И. Р. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины. Нефтяное хозяйство. №9. — 2006. стр. 28-30.

36. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. 355 с.

37. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПмиМ, 20. — Вып.1. 1956.

38. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. -М.: Недра, 1966. 284 с.

39. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1995. 523 с.

40. Силов В.Ю., Габбасов Р.Г. Особенности проведения и интерпретации ГДИС, проводимых на месторождениях ОАО "Сибнефть-ННГ".

41. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с.

42. Табаков В.П. Определение дебита и эффективность многозабойнойскважины в слоистом пласте. НТ сб. по добыче нефти, ВНИИнефть.- Вып.2.-1960.

43. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979. 254 с.

44. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 369 с.

45. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин.: Монография. М.: 2008.-460с.

46. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, 304 с.

47. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. 467 с.

48. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.4. 1. 586 е.; 4.2. 493 с.

49. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948., 144 с.

50. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979:-p. 279-290.

51. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

52. Ammann C.B. Case Histories- of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

53. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis.//SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114-121.

54. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

55. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE 18334, 1988, November 1989, SPEFE.-P.417-421.

56. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

57. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8, 1997.

58. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-50.

59. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

60. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

61. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press , Oxford, London, 1959.- 542 p.

62. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

63. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.- p. 265-269.

64. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

65. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

66. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4, 1986. p. 443-461.

67. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5,1977.

68. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

69. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065-1077.

70. Fernandez B., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

71. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

72. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710, 1985.

73. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

74. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis, of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

75. Gringarten A.C. and all. Frequenly Asked Questions in Well Test Analysis: SPE 63077. p: 9.

76. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. -p. 65; Trans. A1ME, 1956, 207. p. 356-357.

77. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPE.,Sept. 1993.- p. 201-207.

78. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 1820, 1986.

79. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.

80. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599-606.

81. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centemiial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31, 1994.

82. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

83. Homer D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II.- p. 505.

84. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

85. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

86. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods//J. Petrol. Technol., Oct. 1972:

87. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994.

88. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems//Trans. A8 № 1956, v.78, №5.

89. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. // Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.

90. Matthews C.S., Brons F., Hazebroek P. A Method for the Determination of Average Pressure in a Boundet Reservoir. Trans. AIME. 1954.,201: p. 182-191.

91. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

92. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Petrol. Technol., July, 1971.

93. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91-104.

94. Raghavan R., Butler R.M., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.

95. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

96. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

97. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 14951505.

98. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

99. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

100. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.

101. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.

102. Suprunowicz R., Butler R.M. The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays // JCPT. 1992, June. - V.31. - №6. - P.41-46.

103. Van-Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Tranformation to Flow Problems in Reservoirs., Trans. AIME, 1949, v. 186. p. -305-324.

Информация о работе

Климов, Михаил Юрьевич
кандидата технических наук
Тюмень, 2009
ВАК 25.00.17

Диссертация

Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы