Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов

Пономарева, Инна Николаевна

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов"

На правах рукописи

ПОНОМАРЕВА ИННА НИКОЛАЕВНА

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ ПРИСКВАЖИННЫХ ЗОН ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

3 О (ИОН 2011

Тюмень - 2011

4851303

Работа выполнена на кафедре «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Пермский государственный технический университет» (ПГТУ) Министерства образования и науки Российской Федерации.

Научный руководитель - кандидат технических наук, доцент

Мордвинов Виктор Антонович Официальные оппоненты: - доктор геолого-минералогических наук,

Защита состоится 15 июля 2011 года в 11.00 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, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 15 июня 2011 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

профессор

Ягафаров Алик Каюмович

- кандидат технических наук, доцент Распопов Алексей Владимирович

Ведущая организация - Филиал Общества с ограниченной

ответственностью «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» в г. Перми «ПермНИПИнефть» (Филиал ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Прискважинная зона пласта (ПЗП) является важным элементом гидродинамической системы пласт - скважина при разработке нефтяной залежи. Состояние прискважинных зон во многом определяет производительность и эффективность эксплуатации добывающих скважин. Например, снижение проницаемости коллектора в 5 раз на расстоянии 5 метров от стенки скважины приводит к снижению ее производительности в 3 раза. При обработке данных, полученных при гидродинамических исследованиях 370 добывающих скважин, примерно в 70% случаев состояние ПЗП оценивается как ухудшенное. Возникновение прискважинной зоны со свойствами, отличающимися от свойств остальной части пласта, является результатом техногенного воздействия на коллектор при строительстве скважины, разработке и эксплуатации нефтяных залежей.

Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов - одна из основных задач, решаемых при обработке данных гидродинамических исследований скважин. Достоверная оценка гидродинамического состояния ПЗП позволяет принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на восстановление и увеличение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов. На практике оценку состояния ПЗП выполняют при обработке индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) с использованием различных методов. При этом результаты обработки зачастую не соответствуют фактическому состоянию ПЗП. Нередкой является ситуация, когда полученные при обработке данных исследований значения скин-фактора принимают большие отрицательные значения (ниже -3) без явных на то оснований (проведение ГТМ и т.д.). Значительная часть КВД, получаемых при исследованиях скважин при разработке нефтяных месторождений Пермского края, не соответствует требованиям, при которых может быть проведена их однозначная обработка.

Определение условий достоверного применения, совершенствование методов обработки КВД, а также разработка методики комплексной оценки

фильтрационных характеристик ПЗП является актуальной проблемой, требующей детального рассмотрения.

Цель работы

Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов при разработке нефтяных месторождений с целью повышения эффективности эксплуатации добывающих скважин и достижения проектных показателей разработки нефтяных залежей.

Основные задачи исследований

1. Анализ существующих методов оценки состояния прискважинных зон по КВД.

2. Анализ данных исследований нефтедобывающих скважин в различных геолого-физических условиях.

3. Обоснование условий достоверного определения скин-фактора при оценке состояния прискважинных зон пласта по КВД.

4. Обоснование условий применения метода детерминированных моментов давления при обработке КВД.

5. Разработка и промысловая апробация методики комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов, основанной на применении различных методов обработки данных ГДИ; оценка достоверности результатов ее применения при обработке КВД.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования являются результаты гидродинамических исследований добывающих скважин при неустановившихся режимах в виде кривых восстановления давления, предметом - состояние прискважинных зон продуктивных пластов, определяемое при анализе КВД.

Научная новизна выполненной работы

1. Предложен способ обработки кривых восстановления давления, в том числе недовосстановленных и полученных с непостоянными временными интервалами, основанный на аппроксимации исходных данных и применении метода детерминированных моментов давления.

2. Разработана методика комплексной оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований скважин.

Практическая ценность

1. Получены статистические зависимости, с помощью которых можно планировать продолжительность снятия КВД, что позволит оптимизировать процесс и повысить качество исследования скважин.

2. Предложен и апробирован способ обработки данных ГДИ с применением метода детерминированных моментов для КВД, полученных с непостоянными интервалами времени измерений забойного давления, в том числе недовосстановленных, позволяющий повысить информативность результатов обработки КВД.

3. Разработана и апробирована методика комплексной оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований, позволяющая оценивать эффективность геолого-технических мероприятий, выбирать скважины-объекты при планировании мероприятий по увеличению их продуктивности.

Основные защищаемые положения

1. Достоверная оценка состояния ПЗП на основе скин-фактора обеспечивается при обработке полностью восстановленных КВД и КВД, на которых однозначно выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не менее 0,96.

2. Способ обработки данных гидродинамических исследований (КВД), полученных с непостоянными временными интервалами, основанный на аппроксимации исходных данных и применении метода детерминированных моментов давления.

3. Методика комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно по пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы,

протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа»; пункту 3 «Научные аспекты и средства обеспечения системного комплексного (мультидисциплинарного) проектирования и мониторинга процессов разработки месторождений углеводородов, эксплуатации подземных хранилищ газа, создаваемых в истощенных месторождениях и водонасыщенных пластах с целью рационального недропользования».

Апробация результатов работы

Основное содержание работы доложено на Международной научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело», г.Пермь, 2009 г., Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов», г.Ухта, 2010 г.; научных семинарах кафедры разработки нефтяных и газовых месторождений Пермского государственного технического университета в 2008 - 2011 г.г., научном семинаре кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского государственного нефтегазового университета (2011 г.).

Публикации

Основное содержание работы отражено в 21 печатной работе, в том числе 7 статей опубликовано в изданиях по списку ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации.

Структура и объем работы

Работа состоит из 5 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 120 страницах, включая 47 таблиц и 78 рисунков. Библиографический список включает 103 источника.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследования, защищаемые положения, научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе рассмотрены причины изменения проницаемости коллектора в прискважинной зоне, приведены сведения об основных методах определения состояния ПЗП и особенностях их применения. На основе исследований В.Н. Щелкачева, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, И.М. Аметова, Б.С. Капцанова, И.Б. Басовича, Ю.П. Борисова, А.Т. Горбунова, И.Т. Мищенко, А.П. Телкова, Р.Г. Шагиева, В.А. Иктисанова, М.И. Кременецкого, В.Д. Лысенко, М.К. Рогачева, Б.С. Чернова и других исследователей показаны роль и необходимость достоверной оценки состояния ПЗП при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Изменение свойств ПЗП может происходить вследствие проявления различных факторов при строительстве и эксплуатации скважин. Ухудшению проницаемости способствует: засорение поровых каналов частицами твердой фазы буровых растворов и жидкостей глушения; набухание глинистых составляющих горных пород при проникновении воды с другой минерализацией; выпадение и отложение на стенках поровых каналов солей, асфальтеносмолопарафиновых веществ; проявление фазовых эффектов; деформации коллектора при снижении забойных и пластовых давлений и др. Увеличение проницаемости, как правило, является следствием проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ). Снижение проницаемости ПЗП может привести к уменьшению продуктивности скважин и нефтеотдачи продуктивных пластов, неравномерности выработки запасов.

Наличие достоверной информации о состоянии, размерах и свойствах ПЗП необходимо для оценки потенциальных добывных возможностей, обоснования и выбора рациональных технологических режимов работы скважин.

Сведения о фильтрационных характеристиках пластов и прискважинных зон по данным гидродинамических исследований необходимы при создании постоянно действующих геолого-гидродинамических моделей залежей, проектировании и оценке результатов проведения геолого-технических мероприятий по восстановлению и увеличению продуктивности скважин.

При анализе результатов применения различных методов и технологий увеличения продуктивности скважин используются, в основном, следующие показатели: изменение (прирост) дебита нефти и жидкости; дополнительная добыча нефти (технологический эффект); продолжительность эффекта; экономическая эффективность. Данный подход к оценке ГТМ характеризует изменение показателей работы скважин после проведения мероприятий, но не позволяет оценивать изменение фильтрационных характеристик продуктивного пласта. Дебит скважины зависит от геолого-физической характеристики коллектора и от ряда других факторов, в первую очередь от депрессии. Изменение дебита после ГТМ при неизменной депрессии является результатом изменения фильтрационной характеристики пласта в зоне его дренирования той или иной скважиной. Поэтому более целесообразна оценка эффективности проведения мероприятий на основе сравнения фильтрационных характеристик пласта по данным гидродинамических исследований до и после воздействия на продуктивные пласты. Так как методы увеличения продуктивности скважин в большей мере направлены на прискважинную зону пласта, то основным результатом проведения ГТМ является изменение размеров и свойств этой зоны.

Оценка состояния ПЗП может быть выполнена при анализе данных гидродинамических исследований скважин при установившихся и неустановившихся режимах, в первую очередь при обработке КВД. Существует ряд методов обработки КВД, позволяющих оценивать состояние ПЗП, которые характеризуются той или иной степенью достоверности определения параметров. Определение условий эффективного применения этих методов -актуальная задача, требующая детального рассмотрения.

Распространенным методом оценки состояния ПЗП по КВД является определение скин-фактора - комплексного показателя, характеризующего дополнительные потери давления в прискважинных зонах вследствие изменения проницаемости коллектора и гидродинамического несовершенства скважин. К недостаткам метода следует отнести его высокую зависимость от точности выбора прямолинейного участка на кривой в полулогарифмических координатах. В специальной литературе приводятся сведения о возможности

получения заниженных (вплоть до отрицательных) значений при обработке недовосстановленных КВД.

Анализ 370 кривых восстановления давления, полученных при исследованиях добывающих скважин нефтяных месторождений Пермского Прикамья, показал, что примерно 50% КВД не соответствуют требованиям, при которых определение скин-фактора можно считать достоверным.

В ряде работ (Б.С. Капцанов и др.) отмечается, что графические методы обработки кривых восстановления давления могут приводить к значительным погрешностям получаемых результатов, что обусловливает необходимость использования формализованных методов анализа КВД, таких, как метод детерминированных моментов давления (ДМД). При обработке КВД по данному методу определяется безразмерный признак с1, в зависимости от величины которого по определенным схемам диагностируется состояние ПЗП. При этом возможен вероятный разброс величины диагностического признака в некоторых граничных значениях вследствие искажения КВД, например, из-за послепритока, и допускается возможность выбора интервалов изменения критерия (1 по каждому конкретному месторождению на основе анализа имеющегося набора КВД. Для проведения обработки КВД методом ДМД одним из требований к исходным данным является их равноудаленность во времени, то есть значения забойного давления должны быть получены через равные промежутки времени. Фактические кривые восстановления давления, полученные при исследовании низкопродуктивных скважин, часто не отвечают такому требованию. Для применения в этом случае метода ДМД следует проводить процедуру аппроксимации.

Комплексное и системное применение различных методов обработки КВД, объединенных в рамках одной методики, представляется более целесообразным для получения достоверной информации о состоянии ПЗП.

Во втором разделе приведена характеристика данных, полученных при гидродинамических исследованиях нефтедобывающих скважин Пермского Прикамья в различных геолого-физических условиях, а также выполнена оценка влияния некоторых геолого-физических факторов на форму и особенности КВД.

При проведении исследований в диссертационной работе использованы материалы 370 гидродинамических исследований методом восстановления давления для скважин 13 нефтяных месторождений.

Более половины (65 %) используемых КВД получены для скважин, добывающих маловязкую нефть, 15 % - нефть средней вязкости и 20% -высоковязкую. Для КВД скважин с близкими значениями показателей, характеризующих их работу, но отличающихся вязкостью пластовой нефти, не установлено особых различий (рисунок 1, а).

С 2

С 7 *Ь 6 о." 5 « 4 3 2 1 0

- Низкая

- Высокая 1п'

■ 1.06

-0,66

15 1п1

Рисунок 1 - Сравнение КВД а - для скважин с различной вязкостью; б - для скважин с различными забойными давлениям (в легенде приведено отношение забойного давления к давлению насыщения)

Анализируемые КВД характеризуются различными условиями эксплуатации скважин до их остановки при проведении исследований, определяемыми отношением величины забойного давления к давлению насыщения нефти газом. Сравнение кривых восстановления давления скважин, эксплуатирующих визейские отложения Шершневского месторождения при газонасыщенности пластовой нефти 64 м3/т (рисунок 1, б), полученных при разных по отношению к давлению насыщения забойных давлениях, также не выявило особых различий. То есть разгазирование нефти не влечет за собой значительного изменения формы КВД, что согласуется с выводами С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина.

С точки зрения принадлежности исследуемых пластов к основным нефтегазоносным комплексам Пермского Прикамья большая часть КВД (66 %) получена для скважин, эксплуатируемых визейские терригенные отложения;

18% - для турнейско-фаменских карбонатных и 16% - для башкирских карбонатных отложений. По опубликованным материалам известны значительные отличия в структуре пустотного пространства турнейско-фаменских и башкирских карбонатных отложений. Известняки являются основным коллектором башкирских отложений, их пустотное пространство и фильтрационные каналы представлены преимущественно порами; турнейско-фаменские залежи более сложны по своему строению и структуре пустотного пространства с преобладанием трещинно-порового типа коллекторов. Сравнение КВД скважин с близкими показателями эксплуатации, дренирующих коллекторы различного типа, представлено на рисунке 2.

«2

д.*

5 „ 10 15

—»— карбонатный трещинно-поровый —■—карбонатный поровый и1'

—а— терригенный поровый

Рисунок 2 - Сравнение КВД для скважин в коллекторах различного типа Кривые восстановления давления скважин в терригенных коллекторах порового типа имеют, как правило, более выраженный заключительный прямолинейный участок. Кривые восстановления давления скважин в карбонатном коллекторе трещинно-порового типа характеризуются большей продолжительностью периода исследования и отсутствием выраженной асимптоты, что подтверждает сложность строения и протекания фильтрационных процессов в коллекторе данного типа.

С учетом отмеченного представляется целесообразным отдельное рассмотрение кривых восстановления давления для терригенных поровых, карбонатных поровых и карбонатных трещинно-поровых коллекторов.

Некоторыми исследователями отмечена возможность классификации КВД по виду графиков в полулогарифмических координатах. В данной работе все КВД разделены на три основные группы.

Первая группа КВД характеризуется наличием прямолинейного участка на заключительной части кривой и практически полным (не менее 99%) восстановлением забойного давления до величины пластового, определяемого методом произведения. Вторая группа характеризуется наличием прямолинейного участка на заключительной части кривой и неполным (менее 99%) восстановлением забойного давления до величины пластового. Третья группа характеризуется отсутствием прямолинейного участка на заключительной части кривой и неполным восстановлением забойного давления до величины пластового. Для КВД первой и второй групп прямолинейный участок выделяется не менее, чем по трем точкам.

В таблице 1 приведено распределение анализируемых КВД по выделенным группам. К третьей группе отнесены также КВД, нарушение формы которых на заключительном участке указывает на существенное влияние изменений в режимах работы соседних добывающих и (или) нагнетательных скважин при длительных периодах исследований.

Таблица 1 - Распределение КВД по группам

№ группы Карбонатный поровьтй коллектор Карбонатный трещинно-поровый коллектор Терригенный поровый коллектор Всего

Кол-во КВД % Кол-во КВД % Кол-во КВД % Кол-во КВД %

1 5 8 7 11 144 59 156 42

2 28 47 23 34 63 26 114 31

3 26 45 37 55 37 15 100 27

Сумма 59 100 67 100 244 100 370 100

Для карбонатных коллекторов порового типа заключительный участок КВД аппроксимируется прямолинейной зависимостью с более низкой, чем для КВД скважин в терригенных коллекторах, достоверностью.

Отсутствие на КВД, отнесенных к третьей группе, прямолинейного участка обусловливает невозможность их обработки методом касательной с

определением скин-фактора 5. То есть для подавляющего количества скважин, эксплуатирующих карбонатные коллекторы Пермского Прикамья, оценка состояния ПЗП рекомендованными в [РД 153-39.0-109.01] стандартными методами и основанными на них методиками не может быть выполнена.

В третьем разделе рассмотрены условия достоверного применения методики, основанной на определении скин-фактора. С целью определения указанных условий выполнен анализ ряда КВД, характеризующихся полным восстановлением давления и наличием прямолинейного участка, выделенного по большому количеству точек. Каждая полная КВД была обработана методом касательной с определением Б. Далее кривые последовательно урезались на одну точку, пока количество точек на выделенном прямолинейном участке не уменьшалось до трех. Для полученных «усеченных» КВД также выполнена обработка и определены значения скин-фактора.

Обработка «усеченных» КВД, на которых выделенный участок с оставшимися точками аппроксимируется прямолинейной зависимостью с высокой достоверностью, определяемой коэффициентом детерминации Я2, не приводит к значительной погрешности определения 5. С уменьшением Я2 при обработке «усеченных» КВД получаемые значения Б все более существенно отличаются от наиболее достоверных значений скин-фактора для полных КВД (рисунок 3).

150

* 125

? 100

а 75

е 50

0 4

^ • , « ч

•• ----- • *

• # Я-Л

Достоверность аппроксимации заключительного участка прямолинейной зависимостью ((и)

Рисунок 3 - Зависимость погрешности определения скин-фактора от величины достоверности аппроксимации заключительного участка КВД прямолинейной зависимостью При трактовке состояния ПЗП по величине скин-фактора погрешность

его определения (относительно КВД с практически полным восстановлением

давления) на уровне 50% следует считать допустимой, особенно с учетом того, что диагностика состояния ПЗП по величие Б выполняется на качественном уровне. Этому значению, в соответствии с рисунок 3, соответствует величина достоверности аппроксимации, превышающая 0,96.

Таким образом, определение скин-фактора при обработке недовосстановленных КВД может сопровождаться значительной погрешностью. Его достоверное определение возможно при однозначном выделении прямолинейного участка и практически полном (не менее 99%) восстановлении забойного давления до величины пластового. Если при исследовании скважины забойное давление восстановилось менее, чем на 99% от величины пластового, то скин-фактор может быть определен с высокой степенью достоверности, если заключительный участок на КВД в полулогарифмических координатах выделяется не менее, чем по трем точкам и аппроксимируется прямолинейной зависимостью с коэффициентом детерминации не ниже 0,96.

При выделении прямолинейного участка на КВД необходимо определение условий, при которых обеспечивается выход КВД на асимптоту, то есть определение периода времени, соответствующего началу и окончанию формирования прямолинейного участка.

Рекомендуемые в специальной литературе зависимости включают величины, определение которых возможно только после обработки КВД, что ограничивает их применение для предварительного определения времени выхода КВД на асимптоту. В связи с этим на основе статистического анализа фактических данных получены зависимости, с помощью которых продолжительность периода времени выхода КВД на асимптоту оценивается по величине коэффициента продуктивности скважины (рисунки 4, 5).

Использование данных уравнений дает возможность выполнять предварительную оценку минимально необходимого времени выхода КВД на асимптоту и проведения исследований скважин. Для установления зависимости полного времени исследования выполнен статистический анализ кривых, характеризующихся полным восстановлением давления (рисунки 6, 7). Для

представленных зависимостей также выполнена аппроксимация с подбором уравнений.

р 3.5

с 3

! 2-5

3 £ 2

а *„

% 1.5

% I

Твых=8,778104Кпр1>д-0.50

1,6 , • Твых-5,824-10 Кпрод £ м „ 0.698

I 1,2 '

1 = .*

I *» °'6 - .

а <>.4 . •

"0.2 . Ч •__

Продуктивность, мЗ/(суг-МПа)

Продуктивность. мЗ/(суг-МПа)

а б

Рисунок 4 - Зависимость времени выхода КВД на асимптоту от продуктивности скважин карбонатных коллекторов:а -порового типа; б - трещинно-порового типа

1.Е+06

и Твых -2.402 104 -Кярод-0.96

I I I ч

60 80 100 120 Продуктивность, мЗ/(су> МПа)

Рисунок 5 - Зависимость времени выхода КВД на асимптоту от

продуктивности коллекторов

скважин визеиских терригенных

Гпшш-

1,279- 106-Кпрод-О.48

5 2.5Е+06

| 2.0Е+06

| I 1.5Е+06

1 1 1.0Е+06

= 5.0Е+05

ш 0.0Е+00

Продуктивность, мЗ/(сугМПа)

Тполн =

|,080-106-Кпрод-0.43

4 8

Продуктивность, мЗ/(суг-МПа)

Рисунок 6 - Зависимость полного времени восстановления давления от продуктивности скважин карбонатных коллекторах: а -порового типа; б - трещинно-порового типа

1.5Е+06

Тиолн - 1,101 Юб-Кирод- к2 _ 0 ^9

1.0Е+06

5.0Е+05 * .:•

■ • <

О.ОЕ+ОО

л.'-

40 60 80 100 120

Продукгивносуь, мЗ/(сугМПа)

Рисунок 7 - Зависимость полного времени восстановления давления от продуктивности скважин в терригенных коллекторах

Полученные зависимости, позволяющие определять продолжительность периода времени выхода КВД на асимптоту и полного восстановления давления, по известному значению коэффициента продуктивности (в пределах рассматриваемых интервалов), представлены в таблице 2.

Временной интервал в диапазоне значений, определенных по полученным зависимостям (таблица 2), представляет собой продолжительность формирования прямолинейного участка. При проектировании исследования скважины этому периоду времени следует уделить особое внимание и проводить в течение этого периода максимальное количество измерений.

Таблица 2 - Уравнения для оценки продолжительности периода времени исследования скважины

Вид зависимости Тип коллектора

Карбонатный поровый Карбонатный трещинио-поровый Терригенный поровый

Интервал продуктивности, м /(сут-МПа) 0,1 -14 0,1 -8 0,1-120

Зависимость для определения времени выхода на асимптоту Твых=8,778 ■ 104- Кпрод"0'50 Твых=5,824- Ю4-Кпрод"0'86 Твых=2,402- 104-Кпрод"0'96

Зависимость для определения времени полного восстановления давления Тполи= 1,279 • 106 ■ Кпрод~°'4й Тп о л н ^ 1,080 ■ I О6 ■ Кпрод"047 Тлолн= 1, 101 ■ 106- Кпрод'1'02

В четвертом разделе определены условия достоверного применения метода детерминированных моментов давления для оценки состояния ПЗП. Метод ДМД может применяться для обработки КВД, включающих значения забойного давления через равные промежутки времени. Фактические кривые восстановления давления, полученные при исследовании низкопродуктивных механизированных скважин, редко отвечают такому требованию. В этом случае целесообразным представляется проведение процедуры аппроксимации исходных данных с подбором уравнений, использование которых в дальнейшем позволит произвести расчет значений давления для необходимых равноудаленных моментов времени. Для установления порядка проведения данной процедуры рассмотрены несколько известных способов аппроксимации. Полученные данные проанализированы методами дифференциального исчисления, с расчетом первой и второй производных давления. В результате установлено, что аппроксимация КВД полиномами на всем интервале неприемлема, так как высока вероятность прохождения аппроксимирующей функцией экстремумов и точек перегиба, что не соответствует поведению типовых кривых восстановления давления. Дифференциальный анализ полученных результатов при локальной (кусочной) аппроксимации данных с применением сплайн-функций также выявил наличие экстремумов и точек перегиба на аппроксимирующей сплайн-функции. В этой связи представляется целесообразным выполнение кусочной аппроксимации с использованием функций без экстремумов и точек перегиба, которые являются монотонно возрастающими, как и типовые фактические кривые восстановления давления, например, логарифмических. При затруднении в визуальном выделении участков локальной аппроксимации следует выполнить дифференциальный анализ фактической КВД, построив график изменения второй производной давления во времени. Участки с характерным поведением второй производной следует выделять для дальнейших расчетов.

Кроме установления класса аппроксимирующих функций и выделения интервалов локальной аппроксимации необходимо также решать задачу определения достоверности выполненной процедуры.

На основе статистического анализа более ста кривых восстановления давления с однозначной трактовкой состояния ПЗП построены зависимости безразмерного диагностического признака с! от скин-фактора (для различных типов коллекторов). На рисунке 8 приведен пример такой зависимости для скважин в карбонатных коллекторах трещинно-порового типа.

а5

-5 0 5 10 15 20 25 §

Рисунок 8 - Зависимость между ё и Б для карбонатных коллекторов порового типа

На таких зависимостях, построенных для различных коллекторов, нулевым значениям скин-фактора соответствуют различные величины безразмерного диагностического признака <1 (таблица 3), которые целесообразно использовать в качестве граничных значений при оценке состояния ПЗП по результатам обработки КВД скважин в коллекторах различного типа методом ДМД.

Таблица 3 - Граничные значения диагностического признака

Тип коллектора Граничное значение (1

Карбонатный поровый 2,6

Карбонатный трещинно-поровый 2,7

Терригенный поровый 2,4

Уравнения, полученные при аппроксимации зависимостей (рисунки 9,10), могут быть использованы для оценки величины скин-фактора, если его определение при обработке КВД методом касательной невозможно, например, по причине значительного недовосстановления забойного давления до величины пластового. Такой прием позволяет оценивать состояние ПЗП при

обработке КВД третьей группы и КВД второй группы при значительном недовосетановлении давления при исследовании скважин.

В пятом разделе обобщены результаты проведенных исследований. На основе выполненного анализа и с учетом полученных выводов разработана методика комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов по данным гидродинамических исследований скважин.

Использование данной методики позволяет выполнять оценку результатов проведения геолого-технических мероприятий. В качестве примера в таблице 4 приведены результаты комплексной обработки данных ГДИ двух скважин Опалихинского месторождения.

За счет проведения повторной перфорации (ПП) и обработки кислотным составом ДН-9010 на скв.445 улучшены фильтрационные характеристики пласта в удаленной и прискважинной зонах и уменьшились размеры ПЗП практически вдвое, продуктивность скважины увеличилась в три раза.

Таблица 4

Показатель Скважи (ДН )а № 445 ПП) Скважина № 435 (КГРП)

доГТМ после ГТМ до ГТМ после ГТМ

Дебит жидкости, м3/сут 12,74 38,42 2,92 44,97

Забойное давление, МПа 12,22 12,63 5,52 10,79

Пластовое давление, МПа 17,78 18,31 13,80 16,89

Коэффициент продуктивности, м3/(сут-МПа) 2,3 6,8 0,4 7,4

Проницаемость УЗП, мкм2 1,16 2,01 0,05 1,87 •

Диагностический признак 3,44 2,84 2,23 2,32

Скин-фактор 4,24 4,00 -1,38 -1,51

Проницаемость ПЗП, мкм2 0,09 0,35

Радиус ПЗП, м 4,7 2,7

Проведение кислотного гидроразрыва (КГРП) на скв.435 привело к улучшению сообщаемости дренируемой части пласта с зоной нагнетания. За рассмотренный период пластовое давление увеличилось более чем на 3 МПа. За счет проведения КГРП не только увеличились производительность и продуктивность скважины, но и улучшились условия фильтрации на всем

участке пласта. При исследовании скважины до проведения на ней ГТМ забойное давление восстановилось не полностью, поэтому величина скин-фактора оценена по зависимости между d и S, а проницаемость УЗП определена методами с учетом послепритока.

Для оценки достоверности результатов, полученных при анализе КВД, выполнена обработка данных более 20 индикаторных исследований скважин. Известно, что в результате обработки индикаторных диаграмм (ИД) определяется проницаемость, которая является осредненной характеристикой зоны дренирования пласта. Если коллектор в зоне действия исследуемой скважины является зонально неоднородным, полученную проницаемость можно рассматривать как эффективную, определяемую по известной формуле. Определенные изменения в состоянии прискважинных и более удаленных зон пласта после остановки скважин для снятия КВД должны отражаться на получаемых при обработке результатах, поэтому практически полного совпадения проницаемости, определяемой по ИД и при обработке КВД, то есть эффективной проницаемости, может не быть.

Зависимость значений проницаемости, определенных при обработке индикаторных диаграмм, от эффективной проницаемости представлена Fia рисунке 9.

I 0,5

S 0,4

S 0,3

СJ

1 0,2

I 0,1

о.

О 0,1 0,2 0,3 0,4

Эффективная проницаемость по КВД, мкм2

Рисунок 9 - Зависимость между проницаемостями по ИД и КВД

Анализ полученных данных позволяет сделать вывод о некоторых расхождениях между эффективными проницаемостями, определенными в результате обработки КВД в соответствии с предложенной методикой, и проницаемостями, определенными по индикаторным диаграммам для большей части скважин. В то же время достаточно высокая корреляционная зависимость между этими проницаемостями подтверждает достоверность результатов обработки КВД в соответствии с предложенной методикой.

Высокая достоверность результатов оценки состояния ПЗП является преимуществом методики комплексной оценки по сравнению со стандартным способом, основанным на определении скин-фактора.

В диссертационной работе приведены результаты оценки состояния ПЗП, выполненной для 13 скважин на основе определения скин-фактора (по данным предприятия - недропользователя), и с использованием методики комплексной оценки. При обработке КВД методом касательной с определением скин-фактора получены высокие отрицательные значения 8 (от - 2,2 до -6,4), что указывает на существенно улучшенное состояние ПЗП для рассматриваемых скважин без каких-либо на то оснований, при этом анализируемые КВД характеризуются значительным недовосстановлением забойного давления. Выполненная обработка с применением методики комплексной оценки показала, что коллектор зонально однороден в семи случаях и состояние ПЗП ухудшено для шести скважин.

На шести из рассмотренных скважин проведены геолого-технические мероприятия по воздействию на прискважинные зоны продуктивных пластов (кислотные обработки, повторная перфорация). В условиях улучшенного состояния ПЗП выполненные ГТМ не могли привести к высоким положительным результатам. Однако по всем скважинам получена дополнительная добыча нефти в среднем более 3000 т, что подтверждает результаты оценки состояния ПЗП до ГТМ при комплексной обработке КВД (ухудшенное для трех скважин и однородный пласт в трех случаях).

Результаты определения гидродинамических характеристик прискважинных зон продуктивных пластов по ряду добывающих скважин,

полученные при выполнении Научно-исследовательских работ на кафедре разработки нефтяных и газовых месторождений ПГТУ, в том числе при выполнении данной диссертационной работы, были переданы предприятию -недропользователю (ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»), На шести скважинах проведены геолого-технические мероприятия, направленные на увеличение их продуктивности путем воздействия на прискважинные и более удаленные части пласта (на скв.148 Сибирского и 303 Чашкинского месторождений -гидроразрыв пласта; 335 Сибирского и 274 Уньвинского месторождений -повторная перфорация; 309 Сибирского и 617 Уньвинского месторождений -повторная перфорация на депрессии). Технологическая эффективность выполненных мероприятий в виде дополнительной добычи нефти превысила 64 тыс. т, то есть в среднем более 10 тыс.т на одну скважину, что подтверждает целесообразность проведения обработки КВД по предложенной методике с целью выбора скважин в качестве объектов для проведения мероприятий по увеличению их продуктивности.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Достоверная оценка состояния ПЗП на основе скин-фактора обеспечивается при обработке КВД с практически полным (не менее 99%) восстановлением забойного давления до величины пластового и недовосстановленных КВД, на которых выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не менее 0,96. Примерно 50 % КВД скважин нефтяных месторождений Пермского Прикамья не соответствует указанным требованиям.

2. При планировании ГДИ необходима предварительная оценка продолжительности периода времени формирования на КВД участка выхода ее на асимптоту с помощью полученных в работе статистических зависимостей.

3. Применение при обработке данных ГДИ метода детерминированных моментов давления повышает степень достоверности оценки состояния ПЗП. Для КВД, полученных не через равные промежутки времени, при применении метода ДМД должна выполняться процедура аппроксимации исходных данных.

Оптимальной следует считать аппроксимацию с применением логарифмических функций для заключительных участков КВД.

4. Установлены граничные значения диагностического признака, определяемого при обработке КВД с применением метода ДМД для терригенных и карбонатных коллекторов.

5. Установлена зависимость между показателем скин-фактора и диагностическим признаком для скважин в терригенных и карбонатных коллекторах для ряда нефтяных месторождений Пермского Прикамья.

6. Разработана и апробирована методика комплексной обработки данных ГДИ добывающих скважин, применение которой: а) повышает достоверность оценки состояния ПЗП; б) обеспечивает возможность обработки недовосстановленных КВД и КВД, полученных не через равные промежутки времени при проведении исследований.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Пономарева И.Н. К оценке состояния околоскважинной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины / И.Н. Пономарева, В,А. Мордвинов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2002. - № 11.-С. 26-30

2. Пономарева И.Н. Определение эффективности геолого-технических мероприятий на основе комплексной оценки фильтрационных характеристик пласта / И.Н. Пономарева, В.А. Мордвинов, В.И. Пузиков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 36 -40.

3. Пономарева И.Н. Оптимизация периода восстановления давления в нефтедобывающих скважинах при их исследовании / И.Н. Пономарева, C.B. Мильчаков // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -

2009.-№10.-С. 61-62.

4. Пономарева И.Н. Условия эффективного применения методов оценки состояния призабойиой зоны по данным гидродинамических исследований / И.Н. Пономарева, В.А. Мордвинов // Научные исследования и инновации. -

2010.- т. 4,- № 1.-С. 56-60.

5. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 78 - 79.

6. Мордвинов В.А. Оценка состояния призабойных зон продуктивных пластов нефтяных месторождений, приуроченных к Верхпекамскому месторождению калийных солей / В.А. Мордвинов, И.Н.Пономарева, Е.А. Красноборов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 96 - 97,

7. Ерофеев A.A. Особенности обработки кривых восстановления давления в скважинах, эксплуатирующих залежи высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах / A.A. Ерофеев, И.Н.Пономарева, В.А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. -2010. -№ 10. - С. 113- 115.

8. Чернышев Д.В. К вопросу об обработке- кривых восстановления давления методом детерминированных моментов давления / Д.В. Чернышев, И.Н.Пономарева // Научные исследования и инновации. - 2011. - т. 5. - № 2. -С. 114-116.

9. Ерофеев A.A. К определению пластового давления при гидродинамических исследованиях скважин в карбонатных коллекторах / A.A. Ерофеев, И.Н. Пономарева, В.А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. -2011. - № 4.-С. 98-100.

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 04.06.2011 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 278.

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.

Соискатель

И.Н. Пономарева

Л /)

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пономарева, Инна Николаевна

1. Методы оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов"

Актуальность проблемы

Прискважинная зона пласта (ПЗП) является важным элементом гидродинамической системы пласт — скважина при разработке нефтяной залежи. Состояние прискважинных зон во многом определяет производительность и эффективность эксплуатации добывающих скважин. Например, снижение проницаемости коллектора в 5 раз на расстоянии 5 метров от стенки скважины приводит к снижению ее производительности в 3 раза. При обработке данных, полученных при гидродинамических исследованиях 370 добывающих скважин, примерно в 70% случаев состояние ПЗП оценивается как ухудшенное. Возникновение прискважинной зоны со свойствами, отличающимися от свойств остальной части пласта, является результатом техногенного воздействия на коллектор при строительстве скважины, разработке и эксплуатации нефтяных залежей.

Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов - одна из основных задач, решаемых при обработке данных гидродинамических исследований скважин. Достоверная оценка гидродинамического состояния ПЗП позволяет принимать обоснованные решения по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на восстановление и увеличение продуктивности скважин и нефтеотдачи пластов. На практике оценку состояния ПЗП выполняют при обработке индикаторных диаграмм (ИД) и кривых восстановления давления (КВД) с использованием различных методов. При этом результаты обработки зачастую не соответствуют фактическому состоянию ПЗП. Нередкой является ситуация, когда полученные при обработке данных исследований значения скин-фактора принимают большие отрицательные значения (ниже -3) без явных на то ч оснований (проведение ГТМ и т.д.). Значительная часть КВД, получаемых при исследованиях скважин при разработке нефтяных месторождений Пермского края, не соответствует требованиям, при которых может быть проведена их однозначная обработка.

Определение условий достоверного применения, совершенствование методов обработки КВД, а также разработка методики комплексной оценки фильтрационных характеристик ПЗП является актуальной проблемой, требующей детального рассмотрения. Цель работы

1. Анализ существующих методов оценки состояния прискважинных зон по КВД.

2. Анализ данных исследований нефтедобывающих скважин в различных геолого-физических условиях.

4. Обоснование условий применения метода детерминированных моментов давления при обработке КВД.

Объект и предмет исследования

Научная новизна выполненной работы

2. Разработана методика комплексной оценки состояния ПЗП по данным гидродинамических исследований скважин.

Практическая ценность

Основные защищаемые положения

3. Методика комплексной оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пономарева, Инна Николаевна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Достоверная оценка состояния ПЗП на основе скин-фактора обеспечивается при обработке КВД с практически полным (не менее 99%) восстановлением забойного давления до величины пластового и недовосстановленных КВД, на которых выделяется участок, аппроксимируемый линейной зависимостью с коэффициентом детерминации не менее 0,96. Примерно половина КВД скважин нефтяных месторождений Пермского Прикамья не соответствует указанным требованиям.

6. Разработана методика комплексной обработки данных ГДИ добывающих скважин, применение которой: а) повышает достоверность оценки состояния ПЗП; б) обеспечивает возможность обработки недовосстановленных КВД и КВД, полученных не через равные промежутки времени при проведении исследований.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пономарева, Инна Николаевна, Пермь

1. Апасов Т. К. Анализ результатов эффективности ГРП на юрских отложениях (На примере Хохряковской группы месторождений). -2003.- Юс.•2. Басниев К. С. Подземная гидромеханика: учебник для вузов. — М. : Недра, 1993.—415 с

2. Басниева И. К. Применение экспертно-статистического анализа в выборе метода воздействия на нефтяные пласты// Нефтепромысловое дело.-2001.-№4.

3. Басович И. Б. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин// Нефтяное хозяйство. -1980.-№3.- С.44-46.

4. Бочаров Г. В. Интерпретация КВД с учетом притока для коллекторов различных типов// Нефтепромысловое дело. — 2002. № 11.-с. 23-25.

5. Бузинов С. Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 248 с.

6. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. —М.:Недра, 1973. — 346 с.

7. Вафин Р. В. Стимуляция добычи нефти обработкой прискважинных зон добывающих скважин Алексеевского месторождения.// Нефтепромысловое дело.- 2004. № 7. - с. 16-19.

8. Вольпин С. Г., Лавров В.В. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России.// Нефтяное хозяйство.- 2003.- №6.- с. 66-68.

9. Вольпин С. Г., Ломакина О. В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта.// Нефтяное хозяйство.- 1988.- № 5. с. 27 -30.1.. Временное руководство по гидродинамическим исследованиям трещиновато-пористых коллекторов. М.: ВНИИ, 1977. 87 с.

10. Ганиев Г. Г. Результаты опытно-промышленного применения реагента многофункционального действия (РМД) для повышения производительности малодебитных добывающих скважин НГДУ Бавлынефть.// Нефтепромысловое дело. — 2001. № 9. с.13-18.

11. Геология и нефтегазоносность севера Урало-Поволжья. Труды ВНИГРИ.- Пермь, 1973.- Вып. 123. 560 с.

12. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта.— М.: Недра, 1982.— 311 с.

13. Гумерский X. X. Прирост извлекаемых запасов нефти за счет применения методов увеличения нефтеотдачи.// Нефтяное хозяйство. -2000,-№5.-с. 38-40.

14. Гутер P.C. Элементы численного анализа и математической обработки, результатов опыта.- М.: ФИЗМАТГИЗ, 1962 г. 356 с.

15. Демидович Б.П., Марон И.А. Основы вычислительной математики. -М.: Наука, 1970.-664 с.

16. Дзюбенко А.И., Южанинов П.М. Как повысить эффективность мероприятий по повышению производительности скважин.// Нефтяное хозяйство.- 1988.- №6. с.37 - 40.

17. Ерофеев A.A., Пономарева И.Н., Мордвинов В.А. Особенности обработки кривых восстановления давления в скважинах, эксплуатирующих залежи высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах.// Нефтяное хозяйство. 2010, №10. с.113 - 115.

18. Желтов Ю.П. О восстановлении забойного давления при различной проницаемости пласта в прискважинной зоне и вдали от скважины. Труды института нефти АН СССР.- том Xt.- 1958.- с.184-192.

19. Зайцев В. М. Анализ эффективности методов воздействия на продуктивные пласты Узеньского месторождения.//

20. Нефтепромысловое дело. -2005. № 5. -с.12-16.

21. Зарипов Р. Р. Анализ применяемых технологий обработки прискважинных зон скважин на Тавельском месторождении// Нефтепромысловое дело. 2004.- № 8. -с.18-23.

22. Зельдович Я.Б., Мышкис А. Д. Элементы прикладной математики.М.: Изд-во «Наука», 1965 г., 616 с.

23. Ибрагимов Л. X., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти.— М.: Наука, 2000 .— 414 с.

24. Иктисанов В. А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. -212 с.

25. Иктисанов В.А. Особенность КВД в трещиновато-пористом коллекторе при влиянии притока жидкости в скважину.// Нефтепромысловое дело.- 2002.- №4 -С.30-33.

26. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки меторождений углеводоров. -М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. 780 с.

27. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления.- Труды ВНИИ.- вып.73.- 1980.- с.78.

28. Капцанов Б.С., В.Б.Фогельсон. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов. //Азерб. нефт. хозяйство. 1987. №7. -с. 44 - 47.

29. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных коллекторах.//Нефтяное хозяйство.- 1984.-№2.- с.39-43'

30. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991 —208 с.

31. Карнаухов М.Л., А.Г. Сидоров, Е.М. Пьянкова. Методики интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин в ОАО «Тюменская нефтяная компания»// Нефтяное хозяйство,- 2002.-№6.- с.52-54.

32. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М., Шпуров И.В. Метод определения скин-эффекта по данным кривых восстановления уровня.// Нефть и газ.- 2002.- №6.- с.40-42.

33. Кашников О. Ю., Кузнецова О.Ю., Мордвинов В. А. Влияние деформаций терригенного коллектора на фильтрационно-емкостные свойства пласта и продуктивность скважин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. — 2008. — № 8. с.70-72.

34. Каюмов М.Ш. Опыт использования результатов гидродинамических исследований для оптимизации работы добывающих скважин.//Нефтепромысловое дело.- 2002.- № 5.- с.28-32.

35. Котяхов Ф. И. Физика нефтяных и газовых коллекторов.— М. : Недра, 1977 .— 287 с.

36. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

37. Кристиан М. Увеличение продуктивности и приемистости скважин. Пер. с румынск. М.: Недра, 1985. - 184 с.

38. Линник Ю.В. Метод наименьших квадратов и основы теории обработки наблюдений.- М.: Гос. изд-во физико-математической литературы, 1962 352 с.43 .Лузин H.H. Дифференциальное исчисление. М.: Советская наука. -1958.-472 с.

39. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М. : ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 516 с.

40. Лысенко В.Д. Исследование добывающих скважин путем восстановления уровня жидкости.// Нефтепромысловое дело.-2002. -№5. с.20-27.

41. Лысенко В.Д. Самыми экономически эффективными мероприятиями при разработке нефтяных месторождений являются гидродинамические исследования скважин.// Нефтепромысловое дело.- 2006. №9. - с.5-8.

42. Лысенков А. В. Интенсификация притока нефти из гидрофобизированных карбонатных коллекторов с высокой обводненностью.// Нефтяное хозяйство. 2009. - № 6. - с. 36 - 39.

43. Мазаев В. В. Эффективность обработок прискважинной зоны пласта ЮС1-1 Фаинского месторождения с использованием углеводородных растворителей.// Нефтепромысловое дело. 2007. - № 1. -с.14-19.

44. Медведев А. И., Боганик В. Н. Как определить скин-фактор. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.- № 5, 2004. с.42-45.

45. Методическое руководство по ГДИ сложнопостроенных залежей. -М., 1989.

46. Мирзаджанзаде А.Х., Хасаев A.M., Аметов И.М. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1986. - 216 с.

47. Митрофанов В.П., Злобин A.A. Остаточная нефтенасыщенность и особенности порового пространства карбонатных пород. ООО «ПермНИПИнефть». Пермь, 2003. - 240 с.

48. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М:Изд-во «Нефть и газ», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. - 2003, 816 с.

49. Назаров H. К. Изучение техногенеза прискважинной зоны продуктивных коллекторов.// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2001. - № 6. с.47-49.

50. Повышев К.И., Борхович С.Ю., Мирсаетов О.М. Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин.//Нефтепромысловое дело. 2006. - №12 - с.17-21.

51. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин. // Нефтяное хозяйство. — 2010, №6. с.78 -79.

52. Пономарева И.Н., Мильчаков C.B. Оптимизация периода восстановления давления в нефтедобывающих скважинах при их исследовании. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2009, №10. с.61 - 62.

53. Пономарева И.Н., Мордвинов В. А. Условия эффективного применения методов оценки состояния прискважинной зоны поданным гидродинамических исследований. // Научные исследования и инновации. 2010. - № 1, т.4. с.56 - 60.

54. Пономарева И.Н., Мордвинов В.А., Красноборов Е.А. Оценка состояния прискважинных зон продуктивных пластов нефтяных месторождений, приуроченных к Верхнекамскому месторождению калийных солей. // Нефтяное хозяйство. 2010, №6. с.96 - 97.

55. РД 153-39.0-109-01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследованний нефтяных и газовых месторождений. М., 2002. - 76 с.

56. РД 39-0147035-234-88. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. М.: ВНИИ, 1989. 115с.

57. РД 39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. М., 1991. - 541 с.

58. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти.М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006 г. -295 с.

59. Руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных пластов. М.: ВНИИ, 1972.

60. Руководство по исследованию скважин. /А.И. Гриценко, З.С. Алиев и др. — М.: Наука, 1995.-523 с.

61. Рыбасенко В.Д., Рыбасенко И.Д. Элементарные функции: Формулы, таблицы, графики. М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1987. -416 с.

62. Саранча А. В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пласта // Нефть и газ. 2007. - № 4.

63. Силкина Т.Н., Воронков A.A. Оценка параметров трещины методами гидродинамических исследований скважин.// Нефтяное хозяйство. -2007.-№5.-с.92-94.

64. Силкина Т.Н., Королев К.Б., Воронков A.A., Комаров B.C. Точность получения параметров при различных видах гидродинамических исследований скважин.// Нефтяное хозяйство. 2007. - №10; - с.111 — 113/

65. Соркин А. Я. Результаты применения физико-химических технологий обработки прискважинных зон добывающих скважин на Самотлорском месторждении.// Нефтяное хозяйство. — 2008. № 3. -с.70 - 72.

66. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти //Гиматудинов Ш.К. .— Москва : Недра, 1983 .— 455 с.

67. Сулейманов Б. А. О влиянии скин-эффекта на дебит нефтяных скважин// Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2004. - № 8. с. 68 - 70

68. Сучков Б. М. Новые методы интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов// Нефтяное хозяйство. 1998. - № 3.

69. Сучков Б. М. Повышение производительности малодебитных скважин. Ижевск. УдмуртНИПИнефть, 1999 - 645 с.

70. Телков М.В., Карнаухов А.Н., Левкович С.В. Интерпретация результатов гидродинамически несовершенных скважин при нестационарной фильтрации. М.: ОАО ВНИИОНЭНГ, 2008 - 28с.

71. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка параметров прискважинной зоны пласта по кривым восстановления забойного давления.// Нефтяное хозяйство. 1984. - №3, с.22-24.

72. Токарев А.П., Пьянкова Е.М. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин. // Нефтяное хозяйство. 2009. - №3.

73. Тьюки Дж. Анализ результатов наблюдений. — М.: Изд-во «Мир». 1981.-693 с.

74. Умрихин И.Д., Днепровская Н.И., Смирнов Ю.М. Состояние и проблемы гидродинамических исследований.//Нефтяное хозяйство. — 1993. №3 - с.55-57.

75. Фаткуллин А. А. Выбор приоритетных методов воздействия на пласт в залежах с низкопроницаемыми коллекторами // Нефтепромысловое дело. — 2001. № 8.

76. Хисамов P.C., Хамидуллин М.М., Нечваль С.В., Галимов И.Ф. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин, дренирующих трещинно-поровый коллектор. //Нефтепромысловое дело 2006. - №1, с.21 - 24.

77. Чеботарев A.C. Способ наименьших квадратов с основами теории вероятностей. М.: Геодезиздат, 1958. - 606 с.

78. Чернов Б. С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. — М.: Гостоптехиздат, 1960. — 319 с.

79. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД М.: Наука, 1998. -304 с.

80. Шагиев Р. Г., Левченко И.Ю. Анализ составляющих скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения.// Нефтяное хозяйство 2002. - №12. - с.67-69.

81. Щелкачев В. Н. Подземная гидравлика : Учеб. пособие для вузов. — М.; Ижевск : РХД, 2001 .— 735 с.

82. Щиголев Б.М. Математическая обработка наблюдений. М.: Гос. изд-во физико-математической литературы. 1992. - 344с.

83. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин. — М:Институт компьютерных исследований, 2008. 511 с.

84. Ahlberg J.H., Nilson E.N., Walsh J.L. The Theory of Splines and Their Applications. Acacademic Press. New York, London, 1967. - 315p.

85. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis// World oil. 1983. May. P.95-106

86. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. -Amsterdam, 2002. -.426p.

87. Da Prat G. Well test analysis for fractured reservoir evaluation.• Amsterdam, 1990.-.21 lp.

88. Hegeman P.S., Hallford D.L., Josef J.A. Well-test analysis with chaning wellbore storage// SPE FE. 1993. Sept. P.201-207.

89. Home R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach", 2nd edn, Petroway Inc., Palo Alto, CA (1995)35. 8. Holditch, S.A.: "Tight Gas Sands," SPE 103356, June 2006.

90. Hurst W. Esteblishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. «The petroleum Engineer», Vol.XXV, №11, Okt.1953, pp.B6-B16.

91. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation from bottom-hole pressure Build-up characteristics. //JPT. 1950. Vol. 2, No.4. - P. 91104.

92. Pollard P. Evaluation of Acid Treatments From Pressure Buildup Analysis // Petroleum Technology. 1959. №3. - P. 38-43.

93. Ramey H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. 1992. -June. P. 650-659.

94. Van Everdingen A.F. The Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of a Well. // Petroleum Transactions AIME. 1953. -Vol. 198.-P. 171-176.

Информация о работе

Пономарева, Инна Николаевна
кандидата технических наук
Пермь, 2011
ВАК 25.00.17

Диссертация

Исследование и совершенствование методов оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы