Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождений"

На правах рукописи

НИКОЛАИДИ ИРИНА КОНСТАНТИНОВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ставрополь - 2006

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования и науки Российской Федерации

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Петренко Василий Иванович;

Ведущая организация:

Открытое акционерное общество «Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»).

Защита диссертации состоится « 21 » декабря 2006 г. в 1400 час на заседании диссертационного совета Д 212.245.02 при Северо-Кавказском государственном техническом университете по адресу: 355029, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2.

Факс (8652) 94-60-12 E-mail: tagirovstv@ncstu.ru

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке СевКавГТУ. Автореферат разослан «Уноября 2006 г. Ученый секретарь диссертационного совета

(ТюмГНГУ)

Научный руководитель:

доктор технических наук, ст. научн. сотр. Карнаухов Михаил Львович.

кандидат технических наук Земцов Юрий Васильевич.

кандидат технических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Методы гидродинамических исследований (ГДИ) скважин непрерывно совершенствуются с самых начальных времен активной производственной деятельности человека по извлечению нефти и газа из недр земли. Замеры давлений в скважинах при их работе и в период остановок несут важнейшую информацию о продуктивных возможностях пластов, насыщенных нефтью и газом, об их фильтрационных свойствах, о структуре неоднородности и т. д.

Опубликовано множество научных работ в России и за рубежом, посвященных разнообразным вопросам нестационарной фильтрации, анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако остается множество неясных вопросов при обработке промысловых результатов исследований.

Остаются неопределенности в оценке качества получаемых кривых восстановления давления (КВД). Нет четких критериев, насколько, так называемый, «послеприточный» эффект повлиял на конкретные КВД, полученные в производственных условиях, что на самом деле прямо определяет правильность интерпретации диаграмм давления. Не уделяется серьезного внимания диагностике получаемых при ГДИ диаграмм давления с целью определения информативности данных.

Ни в отечественной, ни в за рубежной ±ехнической лйтера!уре совершенно не отражен такой важнейший вопрос гидродинамики нефтяного и газового пласта, как влияние искривленности ствола скважины ка характер изменения давления жидкости на забое в период запуска скважины в работу и во время циклов восстановления давления. Изучение этих вопросов позволяет существенно повысить уровень и информативность используемых в нефтепромысловом деле гидродинамических методов исследования скважин.

Цель работы

Совершенствование гидродинамических методов исследования наклонно-направленных скважин при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождений.

Задачи исследования

1. Обоснование причин низкой успешности применяемых методов исследования скважин и выработка критериев, определяющих информативность получаемых кривых восстановления давления.

2. Разработка методов и программ моделирования фильтрации жидкости в пласте и накопления ее в наклонно-направленной скважине.

3. Исследование влияния профиля ствола скважины на характер изменения давления на забое в период ее запуска в работу и в процессе восстановления давления.

4. Разработка методов диагностики кривых восстановления давления и определение критериев информативности КВД.

5. Разработка комплексных методов интерпретации результатов исследования скважин.

Научная новизна

1. Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины.

2. На разработанных гидродинамических моделях исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые восстановления давления.

3. Разработаны методы диагностики кривых восстановления давления, получаемых в промысловых условиях, и определены критерии информативности КВД.

4. Разработан метод комплексного анализа результатов ГДИ, последовательно выполненных в одной скважине, позволяющий получить более

точную характеристику работы пласта и точнее обосновать его параметры при составлении гидродинамических моделей фильтрации.

Практическая ценность работы

Созданная математическая модель движения жидкости в системе «пласт-скважина» позволяет моделировать разнообразные процессы фильтрации в пласте и движения жидкости в стволе скважины сложного профиля.

На основе выполненной работы составлено «Методическое руководство по интерпретации результатов гидродинамических исследований наклонно-направленных скважин».

В соответствии с «Методическим руководством...» в ЗАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегеофизика» ведутся работы по интерпретации результатов проведенных ГДИ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2003);

- конференции «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтегазовой провинции», проведенной в рамках празднования 60-летнего юбилея области (Тюмень, сентябрь, 2004).

- VII международной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные проблемы приборостроения, информатики, экономики и права», (1-5 октября 2004. Сочи, Россия);

Международной научно-практической конференции «Механизмы внедрения новых направлений науки и технологий в системе образования» (Москва, 18-22 октября, 2004);

семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождениях ТюмГНГУ» (Тюмень, 2003-2005 годы).

Публикации

Основные положения диссертации изложены в 10 печатных работах. .

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 5 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников. Изложена на 153 страницах машинописного текста, содержит 50 рисунков и 10 таблиц. Список использованных источников включает 82 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований, а также их научная новизна и практическая ценность.

В первом разделе, на основе анализа состояния работ по применению гидродинамических исследований скважин на месторождениях Ноябрьского региона (месторождения ОАО «Сибнефть-ННГ») рассмотрены проблемы применения методов ГДИ в. насосном фонде скважин сложного профиля при массовых исследованиях по изучению гидродинамики месторождения. Определены основные направления совершенствования методов ГДИ в процессе разработки и повышения информативности методов интерпретации результатов исследований.

Создание теории гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин базируется на фундаментальных работах: зарубежных ученых М. Маскета, Д.Р. Хорнера, А.Ф. Ван -Эвердингена, В. Херста (50-е годы), Ч.С. Мэттьюза и Д.Ж. Рассела (1967г.), Р.Ч. Элаугера, (1977г.), Д. Ли (1982г.), Т.Д. Стрельцовой (1988г.), А.К. Грингартена (1985г.), Р.Н.Хорне (1995г.) и отечественных - В.Н Щелкачева, Г.Б. Пыхачева, Э.Б. Чекалюка, И.А. Чарного, K.M. Донцова, П.Я. Кочиной, А.Х. Мирзаджанзаде, В Л. Булыгина, A.M. Пир-вердяна, Г.И. Баренблатта, Ю.А. Балакиройа, Ю.П. Борисова, Ю.П. Желтова, С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихина, С.Г. Каменецкого, В.М. Кульпина, Ю.А. Мяс-никова, Р.Г. Шагиева, Г.В. Щербакова, Ли-Юншана и других.

Важный вклад в развитие теоретических основ методов ГДИ внесли тюменские ученые: доктора наук А.П. Телков, Р.И. Медведский,

М.Л.Карнаухов, K.M. Федоров, кандидаты наук Б.А.Богачев, Н.Д. Каптелинин, К.С. Юсупов и другие.

Изучены особенности получаемых КВД в случае исследования неоднородных пластов.

Остаются неопределенности в оценке качества получаемых кривых восстановления давления. Нет четких критериев, насколько, так называемый, «послеприточный» эффект повлиял на конкретные КВД, полученные в производственных условиях, что на самом деле прямо определяет правильность интерпретации диаграмм давления. Не уделяется серьезного внимания диагностике получаемых при ГДИ диаграмм давления с целью определения информативности данных.

Показано, что несмотря на то, что строительство наклонно-направленных скважин в Западной Сибири стало основным способом разбуривания месторождений (пробурено около 150 тысяч таких скважин), но, как это не удивительно, в технической литературе совершенно1 не отражен такой важнейший вопрос гидродинамики нефтяного и газового пласта, как влияние искривленности ствола скважины на характер изменения давления жидкости на забое в период запуска скважины в работу и во время циклов восстановления давления. Поэтому в данной диссертации сделана попытка частично ликвидировать этот пробел.

Анализ проведенных ГДИ на месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ» показал, что ежегодный охват исследованиями с записью индикаторных кривых (ИК) не более 9,0 % и КВД - не более 2,5 % от общего числа скважин на месторождениях. При таком относительно не высоком объеме исследований скважин не удается в полной мере охарактеризовать свойства всего пласта. К тому же качество выполняемых исследований невысокое.

Основные методы, применяемые в настоящее время повсеместно при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири, имеют довольно ограниченные возможности. Требуются существенные изменения как в выборе

о

технологий проведения исследований, так и в применении содержательных методик анализа и интерпретации получаемых результатов.

Выполненный анализ результативности ГДИ позволил сформулировать основные задачи исследования в настоящей диссертации.

Во втором разделе приведен анализ современных методов интерпретации результатов исследования скважин с записью кривых восстановления давления. Рассмотрены особенности получаемых на практике КВД с искривленным начальным участком, связанным с послепритоком и влиянием скин-эффекта, средним прямолинейным, отображающим процесс радиальной фильтрации в пласте, и конечным, также искривленным, отображающим влияние границ пласта. Сделана оценка периодов времени формирования отдельных участков КВД.

Рассмотрена методика исследования процессов фильтрации на основе численного моделирования. Обоснована модель нестационарной фильтрации и представлены алгоритмы численного моделирования на основе неявных схем прогонки. Приведены результаты тестовых испытаний модели, которые при сравнении результатов с известными аналитическими решениями показали высокую сходимость —. максимальное отклонение отдельных точек КВД составляет не более 0,01 %.

В третьем разделе изучаются особенности влияния ствола скважины на получаемые КВД в случаях притока жидкости в колонну труб наклонно-направленной скважины. Бурение наклонно-направленных скважин — основной способ бурения в Западной Сибири. Применяют, как правило, четырех интервальные профили скважин, включающие вертикальный участок, участок набора зенитного угла, наклонно-прямолинейный участок (стабилизации зенитного угла) и участок естественного искривления. Такие профили реализуются в скважинах с большими отходами ствола от вертикали. В принципе, последний участок естественного искривления скважины заканчивается вертикальным входом в продуктивный пласт.

Когда же вскрывается несколько продуктивных. пластов, необходимо фактически обеспечить вертикальный вход скважины в продуктивный пласт. Тогда осуществляется естественное или искусственное искривление скважины в нижней части * и последний интервал фиксируется вертикальным: в итоге получают пяти интервальный профиль скважины.

В диссертации исследован вопрос изменения КВД при условии, что жидкость поднимается в стволе скважины после Отключения насосов, проходя участки вертикальные, искривленные и наклонные.

На рисунке 1 показаны различные профили пяти интервальной скважины с отклонением забоев от вертикали соответственно (Ь — отход забоя скважины от вертикали, Н - глубина скважины) на величину а — Ь/Н \ а =0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0,7; 0,8; 0,9; 1,0.

А

В

С

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0,6 0.7 0.8 0.9 1.0 а.

Их - верхний вертикальный участок скважины; Иг - участок набора кривизны скважины; Из — участок стабилизации ствола скважины; 1ц - нижний участок искривления скважины; Ь5 - нижний вертикальный участок скважины; А, В, С, А1, А2 - параметры ствола скважины для гидравлических расчетов

Рисунок 1 — Профили ствола скважины

Для расчета изменения сечения скважины на различных участках ствола скважины выделены следующие интервалы ствола: А - расстояние от устья скважины до середины верхнего искривленного участка; В - расстояние от

середины верхнего искривленного участка до середины нижнего искривленного участка; С — расстояние от середины нижнего искривленного участка до забоя скважины; А1 — расстояние от середины верхнего искривленного участка до точки начала искривления скважины; А2 - расстояние от середины нижнего искривленного участка до точки начала искривления скважины.

Очевидно, рассматривая процесс заполнения скважины жидкостью при начальном динамическом уровне, находящемся у интервала перфорации, нижний участок скважины hj будет заполняться более интенсивно, чем наклонный участок h3. Причем изменение темпа заполнения будет тем существеннее, чем больше будет наклон прямолинейного участка h3.

На рисунке 2 приведены кривые восстановления давления, построенные в стандартных координатах Миллера-Дайеса-Ханчинсона (Рс - Igt).

Моделировался ствол скважины с интервалами соответственно:

hj/H= 0,15; h2/H= 0,15; h3/H= 0,4; h4/H= 0,15; hs/H= 0,15.

Результаты соответствуют моделированию восстановления давления в скважине после длительной ее отработки с распространением волны депрессии до контура питания. Время исследования скважины (записи КВД) задано равным t — 250 часов. Расстояние до контура питания выбрано довольно большим - RK = 25000 м. Сделано это для того, чтобы максимально исключить влияние границ, которые искажают КВД на конечной его стадии при длительных исследованиях.

Рассмотрен замкнутый пласт с градиентом давления на контуре границы

Диаграммы давления получены для пластов с проницаемостью 0,10 мкм2. Пластовое давление задано постоянным во веех примерах и равным 10 МПа. Максимальная создаваемая депрессия на пласт также равна 10 МПа.

При этом, чтобы не «загрязнять» график, приведены результаты моделирования процессов только для ствола скважины с: 1— а = 0; 2 — а = 0,2; 3 - а = 0,4; 4 - а = 0,6; 4 - а = 0,8.

1-а = 0; 2 — а =-0,2; 3- а = 0,4; 4- а = 0,6; 5~а = 0,8

Рисунок 2 - Кривые восстановления давления с различной кривизной ствола скважины а

Как видно из графиков на рисунке 2, КВД искривляются в своей средней части. Отклонение кривой в средней части графика от исходной кривой 1, соответствующей вертикальному стволу скважины тем сильнее, чем больше уход ствола скважины от вертикали.

Далее, анализируя графики кривых на рисунке 2, можно заметить, что форма кривых восстановления давления (например, кривой 5), если рассматривать процесс до времени, равном 10000 - 20000 секунд (3-6 часов), то есть тот период времени, который часто отводится на весь процесс записи КВД, то подобный участок КВД зачастую в нефтепромысловой практике интерпретируется как двухслойный процесс изменения давления, соответствующий коллектору с, так называемой, «двойной пористостью».

Обычно к этим коллекторам относят порово-трегцинные коллекторы. К этой категории коллекторов все чаще в последние годы относят коллекторы многих месторождений в Западной Сибири.

В то же время, как видим, двухслойные КВД оказывается возможно получать и при обычной однородной поровой среде, когда мы имеем сильно искривленный ствол скважины. В данном примере ствол скважины имеет пяти интервальный профиль.

Таким образом, для интерпретации кривых восстановления давления, которые имеют двухслойный вид, в первую очередь необходимо проверить, не получены ли они в условиях влияния ствола скважины с переменным параметром «емкости», изменяющимся в зависимости от того в каком интервале ствола находится уровень жидкости при заполнении скважины в период ее остановки - то есть при записи КВД.

Далее отметим, что приведенные графики КВД на рисунке 2, позволяют явно определить наличие отклонения КВД от обычного монотонного характера роста. Видно, что отклонение от стандартного процесса больше в той степени, насколько более сильно искривлен ствол скважины, но все же такой анализ с построением кривых в координатах Рс - г недостаточно полно отображает процесс.

Более глубокий анализ полученных кривых можно выполнить путем построения графиков КВД в координатах Ре - ^ а также соответствующих кривых в координатах (<ЗР</с1() - то есть с построением дополнительно кривых производной давления от времени также в логарифмических координатах. На рисунке 3 приведены результаты моделирования процессов с основными исходными параметрами пласта теми же, что и в выше приведенном примере.

Как видно из рисунков, при высокой кривизне ствола скважины на переходных участках от вертикального к наклонному (или к участку стабилизации) и от наклонного к последнему вертикальному участку скважины, обеспечивающему вертикальный вход скважины в продуктивные пласты, кривая производной давления имеет существенно разный вид.

Рс,М1а 10

101 102 ю3 104 105 10й 1.С

Рисунок 3 — Кривые восстановления давления и производной давления в логарифмических координатах

При сильной кривизне наблюдается резкий зигзаг кривой, который соответствует переходу жидкости из нижнего вертикального участка в наклонный участок ствола скважины. Этот отмеченный зигзаг тем больше, чем сильнее наклонен участок стабилизации (наклонный участок) скважины к вертикальному участку.

Отмеченное отклонение кривой производной давления от монотонного стандартного поведения в меньшей степени проявляется в случае увеличения переходного участка с вертикального на наклонный.

Можно заметить также, что если переход с нижнего участка на наклонный сопровождается появлением резкого зигзага на кривой производной давления, то переход уровня с наклонного участка на вертикальный в верхней части ствола скважины, где кривизна такая же, как и в нижней части, никак не отражается ни на кривой давления, ни на кривой производной давления. В подавляющем большинстве случаев получаются именно такие по виду КВД.

Однако, если верхний вертикальный участок ствола скважины окажется достаточно длинным, то на КВД можно обнаружить и второй «зигзаг». Приведены примеры получения таких КВД. Фиксирование на КВД искривлений дает возможность определения новых параметров, ранее неопределяемых. Так, зная давления, соответствующие резким изменениям кривых производной давления, и глубину расположения участков перехода с вертикального нижнего на наклонный, а также с наклонного на вертикальный верхний участок ствола скважины, можно определить плотность поступающей смеси жидкости как на начальном этапе восстановления давления, так и на конечном:

где р1 — плотность поступающей смеси из пласта, кг/м3;

Р( — давление, Па;

— уровень жидкости в стволе скважины (по вертикали), м;

g - ускорение свободного падения, м/с2;

/ —1 — переход с нижнего вертикального участка ствола на наклонный участок,

I =2 — переход с наклонного участка на верхний вертикальный участок ствола скважины.

Приведены также результаты моделирования заполнения наклонно-направленной скважины пластовым флюидом при понижении уровня в стволе скважины компрессированием, что осуществляется на практике при записи кривых восстановления уровня (КВУ) в остановленной скважине. По кривым восстановления уровня (давления) также возможны определения параметров пласта, а по искривлениям кривой производной давления также можно найти плотность поступающей из пласта жидкости.

Проведенные исследования позволяют предложить вполне конкретные подходы при интерпретации подобных кривых, получаемых на практике. Если по КВД в стандартных координатах мы видели проявление двухслойных по форме кривых, то в лог-лог координатах проявляется уже появление зигзагов на кривых, что не соответствует кривым порово-трещинного коллектора. И необходимо в обязательном порядке при интерпретации КВД, полученных при испытании скважин сложного профиля, прибегать к построению кривых именно указанным здесь способом.

На основе моделирования исследован также процесс восстановления давления в скважинах после длительной и кратковременной отработки для ограниченных по размеру и бесконечных пластовых систем. Показано, что

наиболее точно параметры пласта можно получить на основе исследований с

1

применением пакерующих устройств, то есть с применением испытателей пластов на бурильных трубах.

На основе этих исследований доказано следующее:

- регистрация КВД в длительно работающей скважине позволяет получить надежные характеристики проницаемости пласта при исследованиях в течение 1 суток только в случаях высоких параметров проницаемости - не менее 0,05 мкм2; ............

при низких проницаемостях пласта необходимо увеличивать время исследования до нескольких суток, либо выполнять специальные исследования с применением пакеров и спуском в скважину ИПТ, или УОС, или свабов;

наличие близкорасположенных работающих добывающих или нагнетательных скважин искажает КВД и позволяет оценить параметры пласта в случае получения прямолинейных участков, относящихся к зоне с радиусом не более половины расстояния между ближайшей работающей скважиной и исследуемой;

- при выполнении Замеров с попыткой охватить максимально большую зону исследованием необходимо стремиться к тому, чтобы соседние скважины останавливали в «бездействие». - - . ,

В четвертом разделе рассмотрены вопросы необходимости организационных и методических преобразований в компаниях по повышению уровня проводимых ГДИ и диагностики кривых давления, получаемых при исследовании скважин, и определении "возможности оценки характеристик пластов с привлечением ранее полученных результатов.

Показано, что техника интерпретации диаграмм давления, получаемых при исследовании скважин, во всем мире достигла настолько высокого уровня, что по многим качественно проведенным ГДИ возможно помимо основных параметров пласта — проницаемости, гидропроводности, пластового давления, скин-эффекта - определять еще новые важнейшие характеристики зоны дренирования (и исследования пласта), такие как фильтрационные свойства трещины, полученной при гидроразрыве пласта, (длину трещины, ее проницаемость, условный скин-эффект в области нахождения трещины и т. д.), наличие и характеристики порово-трещинной среды, составляющей пласт, слоистость пласта и характеристики работы отдельных пластов, виды неоднородности пласта и так далее. В основе применяемых приемов расчета параметров пласта лежат подобранные модели фильтрации, соответствующие реально работающим объектам исследования. Как правило, такие модели пласта (и способы расчета параметров пласта) выбираются на основе наблюдения за

" характером искривления отдельных участков КВД на графике с полулогарифмическими координатами (Р — /£/). Например, если полученный рабочий график имеет искривление КВД с наклонами двух фиксируемых участков — конечный и ■ начальный - в соотношении 2:1, то тогда рассматривается модель пласта с резкой непроницаемой границей (сбросом, барьером и т. д.). Или, если график КВД состоит из двух параллельных участков, то это свидетельствует о возможной порово-трещииной структуре пласта. Хотя, и некоторые другие виды пластовых систем могут дать двухслойные КВД (например, исследование двухслойного пласта с разными фильтрационными характеристиками слоев). Показано, что при выборе той или иной модели пласта недостаточно рассматривать только вид полученной КВД. Необходимо также рассматривать результаты геофизических исследований, на основе чего выясняется структура изучаемого пласта — слоистость, неоднородность, связанность пропластков друг с другом.

Ориентируясь только на тот или 1шой вид отклонения кривой давления от сформировавшейся прямолинейной кривой на рабочем графике КВД с подбором аналогичной модели фильтрации — соответствующих теоретических (эталонных) кривых, зачастую не только не повышают точность и качество интерпретации результатов исследования, но и приводит к противоречивому результату. В технической литературе по методам интерпретации результатов ГДИ мало внимания уделяется вопросам техники выполнения исследований. -Игнорирование сведений о технических особенностях исследования пластов

приводит к ошибкам при подготовке заключений по изучаемым пластам.

1

Показано, что первым шагом при выборе той или иной расчетной схемы для интерпретации результатов исследования должно быть выяснено: связаны ли обнаруженные аномалии на КВД с какими-либо скважинными эффектами (работой оборудования, пакеров, устьевыми переключениями задвижек и т, д.), либо это реакция пласта на переходные процессы изменения давления в нем, возникающие после остановки работающей скважины. На примерах диагностики разнообразных кривых давления, полученных при исследованиях скважины,

показаны те ошибки в интерпретации результатов, которые встречаются на практике. . .

Пример обработки результатов исследования по скважине 113 Усть-Тегусской иллюстрирует типовые ошибки, возникающие при интерпретации диаграмм давления. Так, пласт в этой скважине сначала был подвержен интенсификации методом импульсного воздействия. Затем произведена серия кратковременных отработок с записью КВД (длительность каждого периода 1-2 часа). После 6-й последней двухчасовой отработки скважину остановили на 16 часов для записи кривой восстановления давления. После записи . КВД осуществили еще несколько циклов непродолжительных (до двух часов) отработок скважины с записью начальных участков КВД. Индикаторная кривая представлена на рисунке 4.

На ней выделяется два прямолинейных участка. Последнее часто относят к факту подключения в работу дополнительных пропластков при увеличении депрессии на пласт.

Дебит, <3, м?/ сут О 4 8 12 16 20

Рисунок 4 — Индикаторная диаграмма по скважине ИЗ Усть-Тегусской

КВД в координатах Хорнера имеет явно выраженный конечный прямолинейный участок — 1 (рисунок 5). Конечная часть КВД имеет форму «зигзага». При интерпретации подобной диаграммы именно тенденцию роста

КВД на самом последнем зафиксированном участке («зигзаге») обычно связывают с работой пласта и по его наклону находят параметры пласта.

Рисунок 5 — Кривая восстановления давления

Если рассчитать гидропроводность пласта по ИК, например, по последнему ее участку (что часто делают на практике и что является ошибочным), то получим кЬ/ц = 4,65мкм2'см/(мПас). Расчет гидропроводности по начальному участку ИК дает гидропроводность, равную кЬ/|л = 2,50 мкм2'см/(мПа'с), то есть почти в два раза меньшую по сравнению с первым расчетом.

Определение гидропроводности пласта по кривой восстановления давления (принимая во внимание участок КВД - I) дает кЬ/ц = 4,21 мкм2см/(мПа'с). А по второму участку КВД (прямая 2) - гидропроводность пласта равна кЬ/ц = 0,39 мкм2 см/(мПас), то есть в десять раз меньше расчетной величины по первому участку КВД. Скин-эффект также существенно отличается при выборе того или другого участка КВД для расчета параметров пласта: в первом случае 3,93, а во втором минус 3,39. То есть, по первому расчету пласт имеет существенное загрязнение, поэтому необходимо предусмотреть меры по его интенсификации и увеличению продуктивности в 2-3 раза. А по второму оказывается, что пласт не только не загрязнен, но и имеет повышенную проницаемость призабойной зоны (ПЗП). Интерпретатора должно было

насторожить то обстоятельство, что никаких специальных мер по активизации пласта к моменту исследования не проводилось, если не Считать импульсного воздействия на ПЗП струйным насосом в период самого исследования пласта. В целом доказано, что:

- КВД более точно отражает фильтрационные характеристики пласта, чем ИК. Гидропроводность, полученная при обработке конечного участка КВД, должна быть выше гидропроводности, определенной по ИК. Если же при расчетах окажется, что по ИК гидропроводность выше, чем по КВД, тогда можно утверждать, что КВД недовосстановилась и исследование получилось неполным;

- если никаких воздействий на пласт не было, то получение отрицательной величины скин-эффекта связано либо с тем, что КВД недовосстановилась, либо неверно выбран рабочий участок КВД для расчета параметров пласта;

- резкие изломы КВД особенно на последней стадии записи — свидетельство влияния каких-то побочных факторов (негерметичность оборудования, внеплановое включение устьевых задвижек и т. д.).

В пятом разделе выполнен анализ рабочих графиков КВД по многим месторождениям, где применялся, так называемый, метод касательных при обработке КВД. Показано, что в 70% случаев неправильно проведены касательные к кривой давления, образуемой последними точками КВД и, следовательно, неверно определен скин-эффекта. Именно в 70 % случаев КВД оказались недовосстановившимися и поэтому скин-эффект оказался отрицательным. На самом деле, рассматриваемые КВД были искажены влиянием послеприточного эффекта и поэтому рассчитывать скин-эффект по ним было нельзя. По восстановившимся КВД скин-эффект в среднем составил плюс 7,2. Скважины с такими скин-эффектами теряют первоначальные свойства в ПЗП при бурении, текущих и капитальных ремонтах, когда фильтрат бурового и тампонажного растворов, а также жидкостей глушения и других технологических жидкостей попадает в призабойную зону. При этом зона повреждения, по нашим оценкам, достигает 3-10 м.

Ясно, что при выявлении повреждений ПЗГ1 и определении глубин зон пониженной проницаемости в конкретных скважинах необходимо проводить мероприятия по интенсификации притока с применением кислотных обработок, вибровоздействий или гидроразрыва пласта.

Подробно рассмотрены вопросы комплексного анализа результатов ГДИ, проведенных как в отдельных скважинах в разные периоды времени их эксплуатации, так и во всех скважинах месторождения в течение всего периода его разработки. В результате выявлены ранее неисследованные возможности определения характера изменения свойств пласта по площади месторождения. Все это позволяет получить достоверную информацию о коллекторе.

Рассмотрены результаты применения данных ГДИ при создании гидродинамических моделей разработки месторождений. Показано, что при создании гидродинамических моделей ключевую роль играют_проводимые гидродинамические исследования скважин, так как первые модели, относительно легко настроенные, в- то же время не давали возможности получить сколько-нибудь серьезных результатов при их использовании по планированию геолого-технологических мероприятий (ГТМ) на конкретных участках пласта.

На примере Сугмутского месторождения показано, что результаты построения гидродинамической модели достаточно достоверно отображают протекающие процессы на разных участках пласта.

Последнее особенно важно, так как добиться полного совпадения при настройке моделей по дебитам и депрессиям, за редким исключением, не удается. Это 'подтверждает правильность выбранной схемы разработки и обоснования исходных параметров.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ II РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Системный анализ применяемых методов ГДИ при разработке месторождений нефти показал низкую успешность ГДИ, не превышающую 30%, что связано с отсутствием четких критериев планирования этих операций, с низким качеством методов анализа данных динамических замеров, в которых не учитывается искажающее влияние сложного профиля ствола скважины на получаемые КПД.

2. Разработаны методика и программа моделирования фильтрации движения жидкости в пласте и ее поступления в наклонно-направленную скважину.

3. На основе исследования влияния профиля скважины на получаемые диаграммы давления впервые получено научно-обоснованное объяснение причин искойвления КВД на ранних стадиях замера давлений в период заполнения скважины пластовым флюидом. Разработаны методики интерпретации результатов ГДИ с учетом влияния искривленности ствола скважины.

4. Разработанные методы диагностики кривых восстановления давления позволили определить критерии информативности получаемых КВД и оценить пригодность полученных данных для выполнения расчетов параметров пласта. Главным показателем, определяющим качество получаемых КВД, является сопоставимость определяемых значений проницаемости по индикаторным кривым и по кривым восстановления давления: как правило, превышение проницаемости по ИК по сравнению с проницаемостью, полученной по КВД, свидетельствует о некачественных замерах давления после закрытия скважины.

5. Предложены методы комплексного изучения данных ГДИ, позволяющие существенно повысить достоверность оценки физических характеристик исследуемых пластовых систем. Реализация разработанных методик обработки данных исследования скважин при изучении информации по ГДИ на Сугмутском месторождении позволила получить качественную

' информацию. по изучаемому объекту и построить содержательную гидродинамическую модель разработки этого месторождения.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Николаиди И.К. Примёнение гидродинамического моделирования при мониторинге Сугмутского месторождения / Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов,

B.C. Андреев, И.К. Николаиди // Труды Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе». - Тюмень: Изд-во Слово. - 2003. - Т.2. -С. 131-134.

2. Николаиди И.К. Методы оценки эффективности ГТМ / Л.М. Гапонова,

C.B. Шихов, П.Ю. Казанцев, У.М. Карнаухова, И.К. Николаиди // Там же. - С.154 -163. .

3. Николаиди И.К. Диагностика кривых давления, получаемых при исследовании скважин, и определении возможности оценки характеристик пластов с применением различных моделей фильтрации / М.Л. Карнаухов, А.Г. Сидоров, Е.М. Пьянкова, И.К. Николаиди // Там же. — С. 198-201.

4. Николаиди И.К. Восстановление поля давления при моделировании разработки месторождений / М.Л. Карнаухов, Е.А. Медведев, H.H. Даниленко, И.К Николаиди // Фундаментальные и прикладные проблемы приборостроения, информатики, экономики и права: Тр. VII Международ, науч.-практич. конф., Книга «Информатика». - М.: МГАПИ, 2004. - С. 99-103.

5. Николаиди И.К. Анализ результатов гидродинамического исследования

i

скважин Кальчинского месторождения / Е.М. Пьянкова, М.А. Шаламов, И.К. Николаиди // Труды каф. РЭГГМ ТюмГНГУ «Современные методы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых и нефтяных месторождений». - ТюмГНГУ. - 2004. - Вып. 1. - С. 96-107.

6. Николаиди И.К.' Современные методы ГДИ, направленные на решение задач разработки нефтяных и газовых месторождений / М.Л. Карнаухов, Е.М. Пьянкова, И.П. Пуртова, И.К. Николаиди // Там же. - С. 152-157.

7. Николаиди И.К. Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин при контроле за разработкой месторождений / M.JI. Карнаухов, Е.М. Пьянкова, И.К. Николаиди, A.B. Таловиков // Материалы научно-практической конференции," йосвященной 60-летию образования Тюменской области «Перспективы нефтегазоносности Западно-Сибирской нефтяной провинции». - Тюмень: Изд-во ФГУП ЗапСибНИИГГ. - 2004. - С. 317-321. .

8. Николаиди И.К. Выбор скважин для проведения гидроразрывов пластов при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений / МЛ. Карнаухов, И.К. Николаиди, В.К. Нагиев, A.B. Таловиков, В.К. Бочкарев // Там же. - С. 322-326.

9. Николаиди И.К. Определение скин-эффекта по данным замера продуктивности скважины до и после ГРП / М.Л. Карнаухов, И.К. Николаиди, П.Ю. Казанцев, Е.М. Пьянкова // Материалы региональной научно-технической конференции, посвящённой 50-летию Тюменского государственного нефтегазового университета «Инновации и эффективность производства» (г. Сургут, 21 -22 апр. 2006г.). - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук» - 2006. - С. 133-136.

10. Николаиди И.К. Изучение особенностей влияния ствола скважины на кривые восстановления давления при гидродинамических исследованиях пластов // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. - Ставрополь: СевКавГТУ. - 2006. - № 3 (7). - С. 70-75J

Подписано в печать 10.11.2006 г. Формат 60x84 1/16 Усл. пен. л. - 1,5 Уч.- изд. л. - 1 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ 693 Тираж 100 экз ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет»

_355029 г. Ставрополь пр. Кулакова, 2___

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Николаиди, Ирина Константиновна

Введение.

1 Постановка задач исследования.

1.1 Достижения современной теории и практики гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин.

1.2 Особенности применения методов ГДИ в Ноябрьском регионе на месторождениях нефтяной компании «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз».

1.3 Направления совершенствования методов ГДИ.

2 Разработка численной модели для изучения процессов фильтрации жидкости в пласте и поступления её в скважину.

2.1 Анализ современных приемов интерпретации результатов исследования скважин с записью кривых восстановления давления.

2.2 Принципы моделирования.

2.2 Численное моделирование процессов ГДИ.

3 Изучение процессов восстановления давления в скважине с применением численного моделирования.

3.1 Изучение особенностей влияния ствола скважины на получаемые КВД.

3.2 Моделирование исследований скважин методом КВД с длительной и кратковременной отработкой.

4 Диагностика кривых давления, получаемых при исследовании скважин, и определение возможности оценки характеристик пластов с привлечением различных моделей фильтрации.

5 Комплексный анализ результатов ГДИ.

5.1 Анализ промысловых данных.

5.2 Комплексное изучение информации по ГДИ, выполненных за все время разработки месторождения.

5.3 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин ь Сугмутского месторождения (пласта БС 9-2).

5.4 Применение ГДИ при создании гидродинамических моделей разработки месторождений.

5.5 Оценка скин-эффекта при проведении ГДИ.

5.6 Восстановление поля давлений при моделировании разработки месторождений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождений"

Актуальность работы

Методы гидродинамических исследований скважин (ГДИ) непрерывно совершенствуются с самых начальных времен активной производственной деятельности человека по извлечению нефти и газа из недр земли. Замеры давлений в скважинах при их работе и в период остановок несут важнейшую информацию о продуктивных возможностях пластов, насыщенных нефтью и газом, об их фильтрационных свойствах, о структуре неоднородности и т. д.

Опубликовано множество научных работ в России и за рубежом, посвященных разнообразным вопросам нестационарной фильтрации, анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако остается множество неясных вопросов при обработке промысловых результатов исследований.

Остаются неопределенности в оценке качества получаемых кривых восстановления давления (КВД). Нет четких критериев насколько, так называемый, «послеприточный» эффект повлиял на конкретные КВД, полученные в производственных условиях, что в действительности прямо определяет правильность интерпретации диаграмм давления. Не уделяется серьезного внимания диагностике получаемых при ГДИ диаграмм давления с целью определения информативности данных.

Ни в отечественной, ни в за рубежной технической литературе совершенно не отражен такой важнейший вопрос гидродинамики нефтяного и газового пласта, как влияние искривленности ствола скважины на характер изменения давления жидкости на забое в период запуска скважины в работу и во время циклов восстановления давления. Изучение этих вопросов позволяет существенно повысить уровень и информативность используемых в нефтепромысловом деле гидродинамических методов исследования скважин.

Цель работы

Совершенствование гидродинамических методов исследования наклонно-направленных скважин при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождений.

Научная новизна

1. Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины.

2. На разработанных гидродинамических моделях исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые восстановления давления.

3. Разработаны методы диагностики кривых восстановления давления, получаемых в промысловых условиях, и определены критерии информативности КВД.

4. Разработан метод комплексного анализа результатов ГДИ, последовательно выполненных в одной скважине, позволяющий получить более точную характеристику работы пласта и точнее обосновать его параметры при составлении гидродинамических моделей фильтрации.

Практическая ценность работы

Созданная математическая модель движения жидкости в системе «пласт-скважина» позволяет моделировать разнообразные процессы фильтрации в пласте и движения жидкости в стволе скважины сложного профиля.

На основе выполненной работы составлено «Методическое руководство по интерпретации результатов гидродинамических исследований наклонно-направленных скважин». В соответствии с «Методическим руководством.» в ЗАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегеофизика» ведутся работы по интерпретации результатов проведенных ГДИ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Николаиди, Ирина Константиновна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Системный анализ применяемых методов ГДИ при разработке месторождений нефти показал низкую успешность ГДИ, не превышающую 30%, что связано с отсутствием четких критериев планирования этих операций, с низким качеством методов анализа данных динамических замеров, в которых не учитывается искажающее влияние сложного профиля ствола скважины на получаемые КВД.

2. Разработаны методика и программа моделирования фильтрации движения жидкости в пласте и ее поступления в наклонно-направленную скважину.

3. На основе исследования влияния профиля скважины на получаемые диаграммы давления впервые получено научно-обоснованное объяснение причин искривления КВД на ранних стадиях замера давлений в период заполнения скважины пластовым флюидом. Разработаны методики интерпретации результатов ГДИ с учетом влияния искривленности ствола скважины.

4. Разработанные методы диагностики кривых восстановления давления позволили определить критерии информативности получаемых КВД и оценить пригодность полученных данных для выполнения расчетов параметров пласта. Главным показателем, определяющим качество получаемых КВД, является сопоставимость определяемых значений проницаемости по индикаторным кривым и по кривым восстановления давления: как правило, превышение проницаемости по ИК по сравнению с проницаемостью, полученной по КВД, свидетельствует о некачественных замерах давления после закрытия скважины.

5. Предложены методы комплексного изучения данных ГДИ, позволяющие существенно повысить достоверность оценки физических характеристик исследуемых пластовых систем. Реализация разработанных методик обработки данных исследования скважин при изучении материалов по ГДИ на Сугмутском месторождении позволила получить качественную информацию по изучаемому объекту и построить содержательную гидродинамическую модель разработки этого месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Николаиди, Ирина Константиновна, Ставрополь

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

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

3. Бастриков С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Тюмень.: Вектор-Бук, 2000. -256 с.

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

5. Гапонова Л.М., Шихов С.В., Казанцев П.Ю., Карнаухова У.М., Николаиди И.К. Методы оценки эффективности ГТМ // Там же. С. 154 — 163.

6. Гречин Е.Г., Емельянов П.В. Бурение наклонно-направленных скважин: Учебное пособие. Тюмень: Тюменкий инустриальный институт, 1990.- 76 с.

7. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 43 с.

8. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири / РД 390148070-6.027-86. Тюмень, СибНИИНП, 1986. 138 с.

9. Калинин А.Г. и др. Бурение наклонных скважин: Справочник. М.: Недра, 1986.- 277 с.

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

11. Каневская Р.Д., Кац P.M. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 6. -С. 34-37.1

12. Карнаухов M.JL Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991. - 204 с.

13. Карнаухов М.Л., Гапонова Л.М., Андреев B.C. Гидропрослушивание \ скважин // Там же. С. 34-35.

14. Карнаухов М.Л., Гапонова Л.М., Шенбергер В.М., Пьянкова Е.М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения // Известия Вузов «Нефть и газ», Тюмень. - 2003.- С. 23-29.

15. Карнаухов М.Л., Николаиди И.К., Нагиев В.К, Таловиков А.В.,

16. Бочкарев В.К. Выбор скважин для проведения гидроразрывов пластов при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений // Там же.-С. 322-326.

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

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

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

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

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

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

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

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

25. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. - 286 с.

26. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока // Нефт. хоз-во. 1964.-№3.-С. 36-40.

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

28. ШагиевР. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998.304 с.

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

30. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации: Монография, в 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995. Ч. 1. - 586 е.; 4.2. -493 с.

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

32. 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.

33. 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.

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

35. 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.

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

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

38. 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.

39. 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, С A, April 2 4, 1986. - P. 443-461.

40. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.-256 p.

41. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Type Curves // JPT, June, 1980.-P. 1065-1077.

42. 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.

43. 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.

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

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

46. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1995.-257 p.

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

48. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, 2000. 257 p.

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

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

51. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986.-P. 342-354.

52. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing Pressures Measured During Drill Stem Test Flow Periods//J. Pet. Tech. Oct. 1972. P. 1278-1282.

53. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994. P. 234-243.

54. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heat-conduction Problems // Trans. AIME, v.78, № 3, 1956, - P. 655665.

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

56. Matthews C.S., Brons F., Hazebroek P. A Method for the Determinationof Average Pressure in a Boundet Reservoir. Trans. AIME. 1954. P. 182-191.

57. 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.

58. McKinley R.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data//J. Pet. Tech., July, 1971.- P. 863-872.

59. 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.

60. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period// J.P.T., 1982.

61. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970. Jan. - P. 97104; Trans AIME. 249.

62. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influenced by t Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972. P. 453-462.

63. 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. 1495-1505.

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

65. 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. P. 625-632.

66. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, March , 1996. P. 341-346.

67. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, №4, 1996. P. 21-27.

68. Streltsova T. Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988. 230 p.

69. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage //Trans., AGU. 1955. v-II.-519 p.

70. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells//Trans. AIME, 1953, v. 198.-P. 171-176.

71. 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.

72. Wattenberger R.A., Ramey HJ. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment // SPEJ, Sept. 1979.-P. 291-297.