Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП

Мукминов, Ильдар Раисович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП"

На правах рукописи

МУКМИНОВ ИЛЬДАР РАИСОВИЧ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ И СКВАЖИНАМИ С ТРЕЩИНАМИ ГРП

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2004

Работа выполнена в Уфимском филиале «ЮганскНИПИнефть» и Уфимском государственном нефтяном техническом университете.

Научный руководитель доктор технических наук

Зейгман Юрий Вениаминович Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Пономарев Александр Иосифович;

кандидат технических наук Червякова Алла Николаевна.

Ведущая организация - ООО «УфаНИПИнефть».

Защита состоится 17 декабря 2004 года в 14-00 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан /6 ноября 2004 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета

Матвеев Ю.Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы работы. Крупнейшие месторождения России, долгое время обеспечивающие необходимые уровни добычи нефти, вступают в завершающую стадию разработки. В то же время для обеспечения обновления и ожидаемого роста промышленного потенциала нашей страны необходимо не только поддержать добычу на достигнутом уровне, но и добиться существенного увеличения этого показателя. Предпосылки для этого есть, поскольку страна обладает достаточно большими разведанными запасами нефти. Однако большая часть этих запасов содержится в залежах, характеризующихся сложным геологическим строением, ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, наличием подошвенной воды и газовых шапок.

Рентабельная эксплуатация таких месторождений с достижением высокого значения коэффициента нефтеизвлечения не может быть обеспечена обычными технологиями строительства скважин и требует массированного применения гидроразрыва пласта и горизонтальных скважин.

В связи с высокой стоимостью строительства горизонтальных скважин и скважин, стимулированных ГРП, существенно повышается значение этапа проектирования (и связанного с ней моделирования) систем разработки с их использованием. При моделировании процессов разработки невозможно ограничиться только применением стандартных пакетов программ (типа "Eclipse", "VIP", "Tempest-More"), осуществляющих численное решение уравнений фильтрации.

I ПСЙШИММШ

длинами горизонтальных стволов и

варианта разработки требует проведения большого числа повторных многочасовых расчетов, так же, как и подбор оптимального направления и длины горизонтальных скважин и трещин гидроразрыва. В полной мере с использованием только численных моделей, без знания аналитических зависимостей, дающих представление о степени влияния каждого из параметров данной системы разработки на уровни добычи нефти, эту программу исследований провести невозможно из-за временных ограничений.

Оптимальной является двухступенчатая процедура моделирования, когда на первой стадии с помощью аналитических моделей проводятся предварительные расчеты, позволяющие резко сократить область поиска (т.е. найти первые приближения к оптимальным значениям фильтрационных и технологических параметров) и сделать предварительную компоновку вариантов с тем, чтобы на второй ступени с помощью численных гидродинамических расчетов уточнить значения фильтрационных характеристик и сделать окончательный выбор наилучшего варианта. Таким образом, разработка аналитических методов расчета остается одной из актуальнейших задач подземной гидродинамики.

Отметим, что использование, наряду с численными, аналитических методов полностью соответствует принципу целостности, согласно которому при описании сложных систем нельзя ограничиваться одним классом моделей, а требуется привлечь целую иерархию моделей различной сложности.

Необходимость аналитического учета различия физических свойств коллектора по направлениям подтверждена практическим опытом разработки месторождений, с другой стороны, развивающиеся методы численного моделирования процессов фильтрации также используют и тестируют на упрощенных аналитических решениях, делая их постоянно актуальными.

Однако все известные на сегодня аналитические решения задач о притоке жидкости к ГС трещинам ГРП выведены для ряда частных случаев

и нередко получены, исходя из довольно спорных допущений и упрощений, касающихся формы контура питания, ФЕС пласта, положения ГС относительно внешних границ пласта и его кровли и подошвы, условий на границе пласта и на скважине. Поэтому, несмотря на значительный объем публикаций, посвященных вопросам применения данных технологий в различных геолого-физических условиях, вопросы, связанные с их рациональным применением, являются, тем не менее, недостаточно изученными.

Цель диссертационной работы - уточнение, развитие и разработка новых аналитических методов оценки производительности и определения закономерностей обводнения залежей, эксплуатирующихся с применением горизонтальных скважин и скважин, стимулированных гидроразрывом пласта в коллекторах, анизотропных по вертикали и простиранию пласта; выработка практических рекомендаций, позволяющих максимально использовать преимущества данных технологий разработки месторождений.

Основные задачи исследования

1. Анализ текущего состояния теоретических, экспериментальных и промысловых исследований применения горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений.

2. Поиск рациональных методов схематизации областей фильтрации горизонтальных скважин и скважин с трещинами ГРП в условиях анизотропных по проницаемости пластов.

3. Аналитическая оценка влияния ФЕС анизотропного коллектора и геометрии расположения горизонтальных и вертикальных скважин с трещинами ГРП относительно контура питания, кровли и подошвы пласта на их производительность.

4. Исследование процесса конусообразования при эксплуатации горизонтальными скважинами вертикально-анизотропных по проницаемости пластов с подошвенной водой и газовой шапкой.

5. Изучение процессов продвижения фронта воды и обводнения продукции

при эксплуатации анизотропных по проницаемости залежей одиночной горизонтальной либо вертикальной скважиной с трещиной гидроразрыва. Методы исследований

При поиске аналитических решений поставленных в диссертационной работе задач теории фильтрации использовались методы теории функции комплексного переменного. Сравнение аналитически полученных результатов с результатами численного моделирования выполнено с использованием апробированного мировой практикой трехмерного гидродинамического симулятора "Эклипс-100" компании "ScЫumberger". На защиту выносятся:

• решения задач о фильтрации жидкости к одиночным горизонтальным скважинам и скважинам с трещинами ГРП;

• результаты исследования влияния ряда геолого-технологических факторов на производительность горизонтальной скважины;

• решения задач о режимах безводной и (или) безгазовой эксплуатации ГС;

• решения задач о продвижении фронта законтурной воды и динамике обводнения в вертикально-анизотропных залежах куполообразной и полосообразной формы, эксплуатируемых горизонтальной скважиной или скважиной с трещиной ГРП.

Научная новизна заключается в следующем:

1. С помощью предложенного метода замены горизонтальной скважины плоской дреной, эквивалентной ей по производительности и полю потенциала скорости, получены аналитические решения задач фильтрации в системах разработки с применением горизонтальных скважин.

2. Получены аналитические зависимости влияния ФЕС анизотропного пласта и геометрии расположения ГС на ее производительность. Определены особенности влияния положения ГС относительно контура питания, кровли, подошвы, анизотропии пласта по проницаемости на дебит скважины.

3. Определены оптимальные параметры и густота выполнения поперечных искусственных трещин ГРП на горизонтальной скважине, позволяющие

получить оптимальную ее производительность в условиях анизотропных по проницаемости коллекторов.

4. Определены стратегия проводки и оптимальные режимы эксплуатации ГС, позволяющие получить максимально возможный безводный и безгазовый дебит в анизотропных пластах с подошвенной водой и (или) газовой шапкой.

5. Получены аналитические формулы, выполнен анализ чувствительности, выделены наиболее значимые параметры среди ФЕС пласта, геометрии залегания пласта и горизонтальной скважины, длины ГС либо вертикальной трещины ГРП, наиболее существенно влияющие на процессы обводнения и нефтеотдачи в куполообразной и полосообразной анизотропных залежах, дренируемых горизонтальной скважиной либо скважиной с трещиной ГРП.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Полученные результаты использованы при анализе работы существующих горизонтальных скважин, а также при создании проектных документов на разработку месторождений ОАО "Юганскнефтегаз".

Использование результатов, полученных в диссертационной работе, позволяет определить область эффективного применения горизонтальных скважин и технологии ГРП. На этапе проектирования месторождения, при выборе и расчете альтернативных вариантов его разработки применение полученных аналитических зависимостей многократно снижает затраты времени и средств.

На основе материалов диссертации разработаны алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая проводить сравнительную оценку вариантов размещения одиночных ГС и систем разработки с их использованием при проектировании схем размещения скважин на эксплуатационные объекты. Программа внедрена в проектных институтах НК "ЮКОС".

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались:

- на научной конференции "Методы кибернетики химико-технологических процессов", Уфа, УГНТУ, 1999г.

- научно-практической конференции "Проектирование и разработка нефтяных месторождений", Москва, ЦКР, 1999г.

- научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО", Ханты-Мансийск, администрация ХМАО, 2000г.

- научно-практической конференции "70 лет башкирской нефти", Уфа, БашНИПИнефть, 2002г.

- технической конференции SPE "Creative Solutions for Maturing Basins and New Frontiers", 2002г.

- HTC ЗАО "ЮКОС ЭП", Москва, 1998-2004гт.

- ТКР и ТКЗ ХМАО, Тюмень, 1998, 2001, 2003гг.

- ЦКР МИНЭНЕРГО, Москва, 2001 -2004гг.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 25 печатных работ, получен один патент РФ. Результаты научных исследований использованы при составлении 4 проектных документов на разработку месторождений.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка использованной литературы, включающего 226 наименований. Работа содержит 146 страниц машинописного текста, 89 рисунков, 8 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и основные задачи, показаны научная новизна и практическая ценность результатов проведенных в работе исследований.

В первой главе диссертационной работы конкретизируются цели и методы настоящего исследования, приводится анализ публикаций по исследуемой проблеме. На основе анализа существующих в настоящее время результатов теоретических исследований о фильтрации жидкости к

горизонтальным скважинам и трещинам ГРП сделаны выводы о необходимости проведения дополнительных исследований по данному направлению, поскольку имеющиеся результаты в основном относятся к работе одиночных горизонтальных скважин в условиях однородных пластов, исследования в области работы горизонтальных скважин в пластах с подошвенной водой и газовой шапкой проведены в существенно упрощенной форме, а исследования процессов фильтрации при объединении горизонтальных скважин в сложные системы весьма редки.

Последующие главы диссертации посвящены исследованию и реализации этих актуальных задач.

Во второй главе рассматриваются задачи о притоке жидкости к вертикальной трещине гидроразрыва бесконечной проводимости и вертикальной скважине в горизонтально-анизотропном пласте с круговым контуром питания в следующей постановке. Пласт с радиусом контура питания и мощностью эксплуатируется вертикальной плоской щелью-дреной шириной бесконечной проводимости, расположенной

симметрично относительно центра. Абсолютная проницаемость пласта и вязкость фильтрующейся жидкости равны к и ц. На контуре питания и дрене (скважине) потенциалы скорости соответственно равны

Показано, что в области практически значимых характеристик горизонтальной анизотропии пласта по проницаемости приток жидкости к скважине радиуса в круговом пласте с горизонтальной анизотропией можно моделировать притоком жидкости к вертикальной дрене полушириной

(1)

При таком соотношении размеров вертикальной скважины и плоской дрены фильтрационные системы по дебиту равны друг другу, а сколь-либо заметное изменение потенциала скорости не выходит за пределы, ограниченные 10 гс. Максимальная погрешность имеет место в

£= 2гс(1 + х"')

оконечности дрены, зависит от радиуса контура питания и не превышает 3.5% при И* = 50 м. За пределами призабойной зоны пласта, ограниченной пятнадцатью радиусами скважины, расхождения в величине градиента потенциала скорости при притоке жидкости к вертикальным скважине и плоской дрене, моделирующей данную скважину, не превышают 1%.

Такая замена скважины плоской щелью оказывается весьма целесообразной в тех случаях, когда не удается получить точное аналитическое решение задачи фильтрации жидкости в той или иной сложной системе. Получаемая при такой замене погрешность всегда на порядки меньше допустимой для инженерных расчетов.

В третьей главе рассматривается задача о притоке жидкости к бесконечной горизонтальной скважине радиуса расположенной

симметрично относительно контура питания бесконечного полосообразного пласта мощностью с вертикальной анизотропией по проницаемости на расстоянии а от кровли пласта. Горизонтальная и вертикальная проницаемости пласта, его ширина и вязкость фильтрующейся жидкости равны соответственно' кх, ку, 2Ь и Ц.. На контуре питания и стенке скважины поддерживаются постоянные потенциалы скорости, соответственно равные ФкИ Фс.

В главе получено строгое аналитическое решение задачи о

производительности одного метра длины данной системы, которое при

значениях что наблюдается в абсолютном большинстве

практических случаев, с погрешностью менее 1% сводится к виду

Знаменатель данного уравнения, так же, как и в работах И.А. Чарного, В.И. Щурова, A.M. Пирвердяна, посвященных исследованию радиального притока жидкости от кругового контура питания к несовершенной по

1.0

х= 1, И/гс= 100

5 0.9

х = 3, Ь/гс = 100

х = 5, Ь/гс = 100

0.8

х = 1, Ь/гс = 200

0.7

— х = 3, И/гс = 200

0.0

0.1

0.2 %Ы2\~, ед

Рисунок 1

0.3

х = 5, Ь/гс я 200

степени вскрытия вертикальной скважине, можно рассматривать как сумму фильтрационных сопротивлений совершенной по степени вскрытия галереи с двухсторонним притоком жидкости и эксцентрично расположенной скважины в круговом однородно-анизотропном пласте с радиусом контура питания Ь/тг. Дополнительное фильтрационное сопротивление, возникающее за счет искривления линий тока в вертикальном направлении в окрестности горизонтального ствола скважины при переходе от плоскопараллельного к радиальному течению жидкости, определяется соотношением между радиусом скважины и мощностью пласта, вертикальной анизотропией пласта по проницаемости, расположением горизонтального участка скважины относительно кровли и подошвы пласта.

Графики относительного дебита ГС (за 1 принят дебит совершенной галереи), симметрично расположенной в пласте, приведены на рис. 1.

Из представленной зависимости (2) следует:

- радиус ствола горизонтальной скважины оказывает еще меньшее влияние на объем притока жидкости к ней, чем радиус вертикальной - на ее дебит.

- дренирование пласта симметрично расположенной горизонтальной скважиной весьма эффективно и обеспечивает дебит при свыше 75% дебита галереи;

при дренировании горизонтальной скважиной тонких пластов с удаленным контуром питания ее дебит практически равен дебиту галереи, как, например, в случае Х^/Ь = 0.02, что соответствует однородному пласту мощностью 10 м и расстоянием до контура питания 500 м; - при увеличении до .0.05, что соответствует однородному пласту

мощностью 20 м с удалением от контура питания на расстояние 400 м, погрешность замены дебита горизонтальной скважины дебитом галереи увеличивается до 5%.

Использование этого обстоятельства представляется целесообразным при рассмотрении' тех задач фильтрации, где не удается получить более строгое решение иными способами.

Из приведенной зависимости также следует, что при смещении горизонтального ствола до 50% от расстояния между горизонтальной осью симметрии пласта и его кровлей (подошвой) существенного снижения дебита системы не наблюдается; ошибки в проводке горизонтального ствола, результатом которых является его значительное приближение к кровле (подошве) продуктивного пласта, при высокой вертикальной анизотропии по проницаемости могут приводить к значительному, до 30% снижению продуктивности горизонтальной скважины.

При этом относительная погрешность в распределении потенциала скорости при замене горизонтальной скважины галереей, независимо от расположения ГС относительно кровли (подошвы) пласта в подавляющем большинстве реально встречающихся случаев не превысит 5% за пределами призабойной зоны, ограниченной полутора толщинами пласта.

Полученный результат позволяет с высокой степенью точности интерпретировать приток жидкости к горизонтальной скважине за пределами ее призабойной зоны как плоскопараллельную фильтрацию жидкости к галерее. Искривление линий тока в вертикальной плоскости происходит на длине до двух толщин пласта от продольной оси горизонтального ствола. В формуле (2) для дебита горизонтальной скважины такое разделение

фильтрационного поля на два типа течения - плоскопараллельное и радиальное находит свое отражение в виде появления дополнительного фильтрационного сопротивления:

ь г

. _1 яа вт — ягс % + 1 Ь

(3)

Аппроксимация горизонтальной скважины плоской дреной, равной по дебиту моделируемой ею горизонтальной скважине, приводит к ранее полученному в разделе 2 соотношению (1) между радиусом Гс

горизонтального ствола и полушириной I дрены.

Полученный в главах 2 и 3 результат для моделирования скважины дреной представляется универсальным, так как не зависит от вида скважины (вертикальная, горизонтальная), геометрической формы пласта (круговой, эллиптический, полосообразный) и размеров границы пласта, на которой поддерживается постоянный потенциал (круговой, цилиндрический контур питания, грань полосообразного пласта).

При применении ГРП на горизонтальной скважине как мероприятия с целью стимуляции притока жидкости путем создания на скважине равномерной сетки параллельных трещин оказывается весьма важным учет направления развития трещин - правильный учет потенциально возможного азимута развития трещин в направлении, перпендикулярном продольной оси ГС, способен кратно увеличить производительность системы по сравнению с вариантом развития трещин ГРП вдоль продольной оси скважины.

Показано, что дебит каждого участка горизонтального ствола длиной 8, заключенного между двумя последовательно созданными поперечными трещинами ГРП, будет описываться выражением

где к - функция геометрических размеров фильтрационной системы из

Б/21. = к(к)/ кГл/т -к2

выражения

При этом проведение дополнительных мероприятий по интенсификации притока методом ГРП будет иметь смысл только при высокой плотности гидроразрывов вдоль ствола скважины - не реже, чем через 100 м, а гидроразрыв должен быть глубокопроникающим - для получения значимого прироста дебита длина трещины должна составлять не менее 25% от расстояния до контура питания.

В четвертой главе рассматривается задача об оптимальном положении и предельном режиме работы горизонтальной скважины, эксплуатирующей

Рисунок 2

однородный вертикально-анизотропный пласт с подошвенной водой и (или) газовой шапкой.

В частности, для расчета предельной безводной депрессии на пласт получено соотношение

где - высота предельно устойчивого конуса воды относительной плотностью определяемая из трансцендентного уравнения

Т],Е, т, Ь - параметры, характеризующие геометрические размеры продуктивного пласта.

Показано, что на высоту установившегося конуса и величину предельного безводного (безгазового) дебита горизонтальной скважины наиболее весомое влияние оказывает, что вполне естественно, расположение горизонтального ствола относительно ВНК (ГНК) пласта. Низкая проницаемость коллектора в вертикальном направлении влияет на высоту водяного (газового) конуса незначительно, при этом, как показано в главе 3, существенно сокращая производительность горизонтальной скважины, поэтому, например, при росте коэффициента вертикальной анизотропии пласта по проницаемости с 1 до 10 в ряде случаев величина предельного безводного дебита сокращается на 20-30%.

Из сказанного следует, что при разработке водоплавающих и подгазовых объектов горизонтальными скважинами при прочих равных условиях наиболее производительными будут являться пласты с низким коэффициентом вертикальной анизотропии коллектора с размещением горизонтального ствола непосредственно вблизи кровли и подошвы объекта соответственно. При этом в диапазоне реально существующих фильтрационно-емкостных свойств продуктивных однородно-анизотропных коллекторов и сеток размещения скважин депрессии, обеспечивающие безводный (безгазовый) режим эксплуатации скважин, не превышают нескольких атмосфер, а безводный (безгазовый) дебит не превышает десятых долей тонн нефти в сутки с 1 м горизонтального ствола скважины.

Из полученного в данном разделе уравнения

(Рв-Рн)Ув___(рн-рг)[ь-уг|

И 71

Ь х . _1 тса

--——вш —

71Г х + 1 ь

у /

У, Мш

' г Ь л

Л [_ V

Ь % -1 яа

--—соз —

кг % + \ Ь

для оптимального положения а горизонтального ствола относительно ВНК и ГНК пласта, обеспечивающего максимальный безводно-безгазовый дебит скважины, графически представленного на рис.2, следует, что наибольшее влияние на величину а оказывает соотношение Авнг = [рв — рн]/[рн — рг] между плотностями нефти рн, газа рг и воды рв в пластовых условиях. Так, для условий коллекторов и пластовых флюидов Сургутского свода Западной Сибири оптимальное положение а составит 30-45% от ГНК и, соответственно, 55-70% от ВНК пласта, что вполне согласуется с практикой проводки ГС в водогазонефтяных зонах, например, Федоровского месторождения.

Влияние на оптимальное положение горизонтального участка ствола скважины других параметров (вертикальная анизотропия мощность пласта ^ радиус скважины) незначительно, изменяя величину а на проценты. Показано, в частности, что, в отличие от общепринятых представлений, низкая вертикальная проводимость коллектора в вертикальном направлении, увеличивая величину безводной депрессии, не увеличивает безводный дебит ГС, поскольку рост величины анизотропии проницаемости как показано в главе 3, приводит к сокращению дебита скважины, т.е. предельные безводные дебиты ГС в высоко- и слабоанизотропных пластах отличаются друг от друга на проценты.

В пятой главе рассматривается задача о динамике продвижения фронта вытесняющего флюида от контура питания к горизонтальным скважинам и скважинам с трещиной ГРП, расположенным в центре круговой и полосообразной залежей.

Последовательно выведены уравнения полей линий тока и потенциала скоростей фильтрации, поля скоростей фильтрации. При различных схемах размещения скважины показано положение зон, слабо вовлеченных в процесс фильтрации. Выведено уравнение расчета положения фронта внедренной с контура питания воды на последовательные моменты времени ^ сводящееся к общему виду

где М(Х>У), Ы(х, у)> х^т^ у(ц,'Л) - определенные функции

геометрических размеров рассматриваемого фильтрационного элемента.

Соответствующие примеры положения фронта между вытесняющим и вытесняемым флюидом приведены на рис.3,6.

расчетная граница между вытесняемой и вытесняющей жидкостями

круговой контур питания пласта

линии тока и эквипотенциалей

правая сторона CD дрены

Рисунок 3

Показано, что для случая ГС (либо вертикальной скважины с трещиной ГРП), пробуренной в центре круговой залежи, ее полудлина, меньшая 15% расстояния до контура питания, практически не оказывает влияния на коэффициент заводнения за безводный период (рис.4). Влияние дальнейшего

изменения полудлины дрены на коэффициент заводнения и динамику обводненности добываемой продукции представлено на рис. 5.

Пример положения фронта между вытесняющим и вытесняемым флюидом для ГС, расположенной в центре полосообразной залежи, приведен на рис.6

' обводненность при I = 0 1RK

■'обводненность при I = 0 3RK

■ обводненность при I = 0 5RK

■ обводненность при I = 0 7RK

■ обводненность при I = 0 9RK

■ коэфф заводнения при I = 0 1RK коэфф заводнения при I = О 3RK коэфф заводнения при I = 0 5RK коэфф заводнения при I = 0 7RK коэфф заводнения при I = 0 9RK

Рисунок 6

Зависимость коэффициента замещения вытесняемой жидкости вытесняющим флюидом за «безводный» период в зависимости от геометрических размеров фильтрационного элемента, величины X, положения a/h горизонтального ствола между кровлей и подошвой пласта,

величины характеризующей соотношение

между горизонтальными и вертикальными скоростями фильтрации, при расстоянии до контура питания L = 100м представлена на рис. 7.

Как видно из приведенного рисунка, в диапазоне реально

О 200 400 600 800 1000

параметр (рводы-рнвфт)/ап|'2г/(Рпл-Рзаб), кг/м3/МПа

Рисунок 7

применяющихся режимов работы скважин и плотностей флюидов (на графике это соответствует по оси абсцисс диапазону от 0 до 20) гравитация мало влияет на величину коэффициента заводнения и ею вполне можно пренебречь. При этом безводный коэффициент заводнения пласта изменяется в подавляющем большинстве случаев незначительно, не более чем на 1015%.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлена устойчивость оценок дебита ГС относительно ее положения между кровлей и подошвой пласта. Смещение горизонтального ствола до 50% от расстояния между горизонтальной осью симметрии пласта и его кровлей (подошвой) приводит к малому изменению дебита ГС. В противном случае происходит существенное уменьшение (до 30%) производительности горизонтальной скважины.

2. Показано, что применение ГРП на ГС с "незагрязненной" ПЗП с учетом возможного азимута развития трещин способно кратно увеличить производительность создаваемой системы. При этом густота трещин глубокопроникающего ГРП вдоль ствола скважины должна быть не реже, чем через 100 м, а длина создаваемых трещин должна составлять не менее 25% от расстояния до контура питания.

3. Установлено, что при применении ГС на водоплавающих и подгазовых объектах при прочих равных условиях наиболее продуктивными будут являться пласты с низким коэффициентом вертикальной анизотропии коллектора и размещением горизонтального ствола скважины непосредственно вблизи кровли и подошвы объекта. При этом депрессии, обеспечивающие безводный (безгазовый) режим эксплуатации скважин, не превышают нескольких атмосфер, а безводный (безгазовый) дебит не превышает десятых долей тонн нефти в сутки с 1 м горизонтального участка ствола скважины.

4. Установлено, что в водогазонефтяных зонах для условий коллекторов и пластовых флюидов Сургутского свода Западной Сибири оптимальное положение ГС составит 30-45% от ГНК и, соответственно, 5570% от ВНК пласта.

5. Показано, что размеры вертикальной трещины ГРП менее 0.15RK радиуса круговой залежи практически не влияют на безводный коэффициент заводнения и несущественно увеличивают водный период эксплуатации скважины с трещиной ГРП.

6. Проанализировано влияние гравитации на процесс продвижения жидкости от контура питания к Горизонтальной скважине. В подавляющем большинстве случаев гравитационные силы не способны значимо повлиять на процессы фильтрации жидкости к ГС. Показано, что положение горизонтального ствола между кровлей и подошвой пласта слабо влияет на безводный коэффициент заводнения пласта, изменяя его не более чем на 1015%.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Мукминов И.Р., Кабиров М.М. Исследование интерференции скважин при нелинейных законах фильтрации // Ускорение научно-технического прогресса в нефтяной и газовой промышленности: Тезисы докладов

Всероссийской студенческой научной конференции. - Уфа: Изд-во УНИ, 1990.-С. 18.

2. Мукминов И. Р. Об эффективности гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах // Нефтепромысловое дело. -1998.-№5.-С.29-32.

3. Мукминов И.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине // Проблемы нефтегазового комплекса России: Тезисы докладов Международной научно-технической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998.-С.127-128.

4. Мукминов И. Р. Исследование возможности моделирования скважины плоской дреной // Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности: Сб. научных трудов / Редкол.: A.M. Шамма-зов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - С. 125-130.

5. Мукминов И.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине в полосообразном однородно-анизотропном пласте конечной мощности // Научно-технические достижения и передовой опыт в нефтегазовой промышленности: Сб. научных трудов/ Редкол.: A.M. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - С. 130-135.

6. Мукминов И.Р. Моделирование дреной фильтрации жидкости к скважине в круговом однородно-анизотропном пласте // Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. научных трудов/ редкол.: М.А. Токарев и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - С.60-67.

7. Мукминов И.Р. Производительность однорядных схем разработки пласта системами горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1999.-№3.-С.30-32.

8. Мукминов И.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте конечной мощности // Нефтепромысловое дело. -1999.-№2.-С.2-5.

9. Мукминов И.Р. О стягивании контура нефтеносности круговой залежи, вскрытой вертикальной трещиной ГРП //Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Сб. научных трудов/ редкол.: М.А. Токарев и др. -

Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. - С.156-164.

10. Мукминов И.Р. О внедрении вытесняющего агента в круговую залежь, вскрытой вертикальной трещиной ГРП // Нефтепромысловое дело. -1999.-№5.-С.28-31.

11. Мукминов И.Р. Сравнительная производительность систем разработки с применением горизонтальных скважин // Проектирование и разработка нефтяных месторождений: Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999г.). - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 1999. - С.210-217.

12. Мукминов И.Р. О выработке круговой залежи, дренируемой горизонтальной скважиной // Проектирование и разработка нефтяных месторождений: Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999г.). - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 1999. - С.218-225.

13. Мукминов И.Р. Показатели эксплуатации залежи рядными системами разработки с лобовым расположением горизонтальных скважин // Геология и проблемы разработки месторождений углеводородов: Сб. науч. тр./ Редкол.: А.М. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - С.82-87.

14. Мукминов Р.А., Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки нефтегазовой залежи горизонтальной скважиной // Горный вестник, №3,2000. - С.3-7.

15. Мукминов И.Р. О течении жидкости в однорядной системе разработки с лобовым расположением горизонтальных и вертикальных скважин // Башкирский химический журнал. - 2001. - Т.8.-Вып.4. - С. 45-49.

16. Мукминов И.Р. О течении жидкости в системе разработки с лобовым расположением скважин // Научно-технические достижения газовой промышленности: Сб. научных трудов/ Редкол.: A.M. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - С.277-285.

17. Мукминов Р.А., Мукминов И.Р. Показатели разработки залежи регулярной системой вертикальных и горизонтальных скважин // Геология и проблемы разработки месторождений углеводородов: Сб. научных трудов/

Редкол.: A.M. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. - С.75-81.

18. Мукминов И.Р. О продвижении закачиваемого агента к горизонтальной добывающей скважине в однорядной системе разработки с шахматным расположением горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин // Башкирский химический журнал. - 2001. - Т.8.-Вып.4. - С. 39-44.

19. Мукминов И.Р. Об оптимальном положении горизонтальной скважины, обеспечивающем максимальный дебит в пласте с подошвенной водой и газовой шапкой // Методы кибернетики химико-технологических процессов: Сборник тезисов докладов научной конференции/ Редкол.: А.М. Шаммазов и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999. Т.2.-Кн.2- С. 191-192.

20. Николенко В.В., Мукминов И.Р. Сравнение производительности систем разработки при использовании горизонтальных скважин. Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. - Ханты-Мансийск: Путиведъ, 2000.-С.371-377.

21. Мукминов И.Р. Гидродинамические основы притока жидкости к горизонтальным скважинам // Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. -Уфа: БашНИПИнефть, 2002. - С.41.

22. Мукминов И.Р. Показатели разработки залежи регулярными системами с применением горизонтальных скважин // Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли: Сборник тезисов докладов научно-практической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти. - Уфа: БашНИПИнефть, 2002. - С.40.

23. Mukminov I.R. Flooding in the development system with square head-on location of vertical injection and horizontal production wells. Intellectual service for oil and gas industry. - Miscolc: Miscolc University, 2002. - P. 136-144.

24. Mukminov I.R. Influence of the horizontal well length upon development rate and water-cut performance in development systems with horizontal wells. SPE 77827 presented at the 2002 SPE Annual Technical Conference (Melbourne,

Australia, oct. 8-10, 2002).

25. Mukminov I.R. Influence of the horizontal well length upon development rate and water-cut // Journal of petroleum technology. - November 2002. - P. 4041.

p2 29 15

Подписано в печать Бумагаофсетная. Формат60х84 1/16.

Гарнитура 'Тайме". Печать трафаретная. Усл.-печ. л.

Тираж 90 , экз. Заказ 2Й4 Издательство Уфимского государственного нефтяного технического университета Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета *7

Адрес издательства и типографии: г*""^

450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мукминов, Ильдар Раисович

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ, ПРОМЫСЛОВЫХ И

АНАЛИТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ГРП

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К СКВАЖИНЕ С ТРЕЩИНОЙ 22 ГРП, ЭКСПЛУАТИРУЮЩЕЙ АНИЗОТРОПНУЮ ПО ПРОНИЦАЕМОСТИ КРУГОВУЮ ЗАЛЕЖЬ

2.1. Дебит вертикальной дрены в однородном круговом пласте

2.2. Исследование возмущений потенциала скорости при моделировании скважины 26 дреной

2.3. Анализ возмущений градиента потенциала скорости при моделировании 30 скважины дреной

2.4. Моделирование несовершенной по характеру вскрытия скважины дреной

2.5. Моделирование дреной фильтрации жидкости к скважине в круговом 34 однородно-анизотропном пласте

2.5.1. Дебит скважины в круговом пласте с горизонтальной анизотропией

2.5.2. Определение ширины равнодебитной дрены, моделирующей приток жидкости 40 к скважине в круговом пласте с горизонтальной анизотропией

2.6. Приток жидкости к вертикальной трещине гидроразрыва в анизотропном по 42 проницаемости пласте

2.7. Стимулирование притока жидкости к вертикальной скважине щелевой 47 гидропескоструйной перфорацией'

Выводы к разделу

3. ПРИТОК ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ И ТРЕЩИНЕ ГРП В ПОЛОСООБРАЗНОМ АНИЗОТРОПНОМ ПЛАСТЕ

3.1. Дебит горизонтальной скважины в вертикально-анизотропном пласте конечной 50 мощности

3.2. Исследование возмущений потенциала скорости при интерпретации 62 горизонтальной скважины как совершенной галереи

3.3. Дебит вертикальной дрены

3.4. Дебит горизонтальной дрены

3.5. Сравнительная эффективность эксплуатации пластов вертикальными и 71 горизонтальными скважинами

3.6. Дебит вертикальной трещины ГРП в анизотропном полосообразном пласте

3.7. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в 76 анизотропном по вертикали полосообразном пласте

Выводы к разделу

4. РАБОТА ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ВЕРТИКАЛЬНО-АНИЗОТРОПНЫХ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ

4.1. Предельный безводный дебит горизонтальной скважины в пласте с подошвенной 85 водой

4.2. Предельный безгазовый дебит горизонтальной скважины в пласте с газовой 92 шапкой

4.3. Об оптимальном положении горизонтальной скважины, обеспечивающем 98 максимальный дебит в пласте с подошвенной водой и газовой шапкой

Выводы к разделу

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП"

Актуальность темы работы.

Крупнейшие месторождения России, долгое время обеспечивающие необходимые уровни добычи нефти, вступают в завершающую стадию разработки. В то же время, для обеспечения обновления и ожидаемого роста промышленного потенциала нашей страны необходимо не только поддержать добычу на достигнутом уровне, но и добиться существенного увеличения этого показателя. Предпосылки для этого есть, поскольку страна обладает достаточно большими разведанными запасами нефти. Однако, большая часть этих запасов содержится в залежах, характеризующихся сложным геологическим строением, ухудшенными фильтрадионно-емкостными свойствами, наличием подошвенной воды и газовых шапок.

Дело в том, что при исследовании существенно трехмерных течений в анизотропных объектах, вообще говоря, существует бесконечное число вариантов разработки данного объекта, характеризующихся различными схемами размещения добывающих и нагнетательных, как вертикальных, так и горизонтальных скважин с переменными расстояниями между скважинами, длинами горизонтальных стволов и трещин ГРП. Выбор приемлемого варианта разработки требует проведения большого числа повторных многочасовых расчетов, так же, как и подбор оптимального направления и длины горизонтальных скважин и трещин гидроразрыва. В полной мере с использованием только численных моделей, без знания аналитических зависимостей, дающих представление о степени влияния каждого из параметров данной системы разработки на уровни добычи нефти, эту программу исследований провести невозможно из-за временных ограничений.

Необходимость аналитического учета различия физических свойств коллектора по направлениям подтверждена практическим опытом разработки месторождений, с другой стороны, развивающиеся методы численного моделирования процессов фильтрации также используют и тестируются на упрощенных аналитических решениях, делая их постоянно актуальными.

Однако все известные на сегодня аналитические решения задач о притоке жидкости к ГС и трещинам ГРП выведены для ряда частных случаев и нередко получены, исходя из довольно спорных допущений и упрощений, касающихся формы контура питания, ФЕС пласта, положения ГС относительно внешних границ пласта и его кровли и подошвы, условий на границе пласта и на скважине. Поэтому, несмотря на значительный объем публикаций, посвященных вопросам применения данных технологий в различных геолого-физических условиях, вопросы, связанные с их рациональным применением, являются, тем не менее, недостаточно изученными.

Основные задачи исследования. 1. Анализ текущего состояния теоретических, экспериментальных и промысловых исследований применения горизонтальных скважин и гидроразрыва пласта при разработке нефтяных месторождений.

2. Поиск рациональных методов схематизации залегания горизонтальных скважин в условиях анизотропных по проницаемости пластов.

5. Изучение процессов продвижения фронта вытесняющего флюида и обводнения продукции при эксплуатации пластово-сводовых куполообразной и полосообразной залежей одиночной горизонтальной скважиной, либо скважиной с вертикальной трещиной гидроразрыва.

Методы исследований

На защиту выносятся:

• решения задач о фильтрации жидкости к одиночным горизонтальным скважинам и скважинам с трещинами ГРП;

• результаты исследования влияния ряда геолого-технологических факторов на продуктивность горизонтальной скважины

• решения задач о режимах безводной и (или) безгазовой эксплуатации горизонтальных скважин;

Научная новизна

1. С помощью предложенного метода замены горизонтальной скважины плоской дреной, эквивалентной ей по производительности и полю потенциала скорости получен целый класс аналитических решений задач фильтрации в системах разработки с применением горизонтальных скважин

2. Получены строгие аналитические зависимости влияния ФЕС анизотропного коллектора и геометрии расположения ГС на ее производительность; выявлены области значимого и несущественного влияния положения горизонтальной скважины относительно контура питания, кровли и подошвы пласта, анизотропии его проницаемости на оценку дебита ГС.

3. Определены оптимальные параметры и частота выполнения поперечных трещин ГРП на горизонтальной скважине, позволяющие получить оптимальную ее производительность в условиях анизотропных по проницаемости коллекторов.

4. Определены оптимальные режимы эксплуатации и стратегия проводки ствола горизонтальной скважины, позволяющие получить максимально возможный безводный и безгазовый дебит в анизотропных пластах с подошвенной водой и (или) газовой шапкой.

Практическая ценность и реализация результатов работы Полученные результаты использованы при анализе работы существующих горизонтальных скважин, а также при создании проектных документов на разработку месторождений ОАО "Юганскнефтегаз".

Использование результатов, полученных в диссертационной работе, позволяет четко определить область эффективного применения горизонтальных скважин и технологии ГРП. На этапе проектирования месторождения, при выборе и расчете альтернативных вариантов его разработки применение полученных аналитических зависимостей многократно снижает затраты времени и средств.

На основе материалов диссертации разработаны алгоритмы и компьютерная программа, позволяющая проводить сравнительную оценку вариантов размещения одиночных ГС и систем разработки с их использованием при проектировании схем размещения скважин на эксплуатационные объекты. Программа внедрена в институте "ЮганскНИПИнефть".

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:

- научной конференции "Методы кибернетики химико-технологических процессов", Уфа, УГНТУ, 1999г.

- научно-практической конференции "Проектирование и разработка нефтяных месторождений", Москва, ЦКР, 1999г.

- научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала

ХМАО", Ханты-Мансийск, администрация ХМАО, 2000г.

- научно-практической конференции "70-лет башкирской нефти", Уфа, БашНИПИнефть, 2002г.

- технической конференции SPE "Creative Solutions for Maturing Basins and New Frontiers", 2002r.

- HTC ЗАО "ЮКОС ЭП", Москва, 1998-2004г.

- ТКР и ТКЗ ХМАО, Тюмень, 1998, 2001,2003г.

- ЦКР МИНЭНЕРГО, Москва, 2001-2004г.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 24 печатные работы, в том числе 20 без соавторов, получен один патент РФ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мукминов, Ильдар Раисович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В ряде задач теории фильтрации допустима замена скважины радиуса гс плоской дреной; получаемая при такой замене погрешность в величине потенциала скорости и градиента потенциала скорости за пределами ПЗП, ограниченной 15 гс, не превышает 1%.

2. радиус ствола горизонтальной скважины оказывает еще меньшее влияние на объем притока жидкости к ней, чем радиус вертикальной скважины на ее дебит.

3. при дренировании горизонтальной скважиной тонких пластов с удаленным контуром питания ее дебит практически равен дебиту галереи;

4. при смещении горизонтального ствола до 50% от расстояния между горизонтальной осью симметрии пласта и его кровлей (подошвой) существенного снижения дебита системы не наблюдается; ошибки в проводке горизонтального ствола, результатом которых является его значительное приближение к кровле (подошве) продуктивного пласта, при высокой вертикальной анизотропии по проницаемости могут приводить к значительному, до 30% снижению продуктивности горизонтальной скважины.

5. относительная погрешность в распределении потенциала скорости при замене горизонтальной скважины галереей, независимо от расположения ГС относительно кровли (подошвы) пласта в подавляющем большинстве реально встречающихся случаев не превысит 5% за пределами призабойной зоны, ограниченной полутора толщинами пласта.

6. полученные результаты позволяют с высокой степенью точности интерпретировать приток жидкости к горизонтальной скважине за пределами ее призабойной зоны как плоскопараллельную фильтрацию жидкости к галерее. Искривление линий тока в вертикальной плоскости происходит на длине до двух толщин пласта от продольной оси горизонтального ствола.

7. при применении ГРП на ГС с незагрязненной ПЗП учет возможного азимута развития трещин способен кратно изменить производительность создаваемой системы; при этом густота сети искусственных трещин ГРП вдоль ствола скважины должна быть не реже, чем через 100 м, а гидроразрыв должен быть глубокопроникающим, т.е. длина трещины должна составлять не менее 25% от расстояния до контура питания.

8. на высоту установившегося конуса и величину предельного безводного (безгазового) дебита ГС наиболее весомое влияние оказывает расположение ГС относительно ВНК (ГНК) пласта.

9. низкая проницаемость коллектора в вертикальном направлении влияет на высоту водяного (газового) конуса незначительно.

10. при разработке водоплавающих и подгазовых объектов горизонтальными скважинами при прочих равных условиях наиболее производительными будут являться пласты с низким коэффициентом вертикальной анизотропии коллектора с размещением горизонтального ствола непосредственно вблизи кровли и подошвы объекта соответственно.

И. депрессии, обеспечивающие безводный (безгазовый) режим эксплуатации скважин, не превышают нескольких атмосфер, а безводный (безгазовый) дебит не превышает десятых долей тонн нефти в сутки с 1 м горизонтального ствола скважины.

12. в водо-газо-нефтяных зонах для условий коллекторов и пластовых флюидов Сургутского свода Западной Сибири оптимальное положение ГС составит 30-45% от ГНК и, соответственно, 55-70% от ВНК пласта.

13. низкая вертикальная проводимость коллектора в вертикальном направлении, увеличивая величину безводной депрессии, не увеличивает безводный дебит ГС, поскольку рост величины анизотропии проницаемости приводит к сокращению дебита скважины, т.е. предельные безводные дебиты ГС в высоко- и слабоанизотропных пластах отличаются друг от друга на проценты.

14. размеры дрены менее 0.211к (что на практике наблюдается в подавляющем большинстве случаев) несущественно увеличивают водный период эксплуатации дрены. Рост полудлины дрены свыше 0.211к начинает значимо влиять на соотношение между безводным и водным периодами эксплуатации залежи, кратно увеличивая последний.

15. время продвижения вытесняющего агента по разным линиям тока от контура питания в плоскую дрену, расположенную в центре круговой залежи, изменяется незначительно - даже при полудлине ГС, равной 60% радиуса контура питания, время фильтрации флюидов по самой длинной и самой короткой линиям тока отличается всего на 10%.

16. в тех случаях, когда гравитация неспособна значимо повлиять на процесс продвижения жидкости от контура питания к горизонтальной скважине, влияние положения ГС между кровлей и подошвой пласта влияет на безводный коэффициент заводнения пласта в подавляющем большинстве случаев незначительно, изменяя его не более чем на 10-15%.

17. многократный рост различия в плотностях вытесняющего и вытесняемого флюидов, при существенном уменьшении депрессии на пласт (до долей атмосферы) приводит к тому, что гравитационная составляющая будет оказывать все более существенное влияние на процессы фильтрации; при свободном бесконечно медленном истечении жидкости с контура питания мы будем иметь коэффициент заводнения за безводный период равным относительной высоте а/Ь подъема горизонтального ствола скважины над подошвой пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мукминов, Ильдар Раисович, Уфа

1. Современная техника и технология с ГС. Техника и технология бурения скважин. Зарубежный опыт, 1998, № 1.

2. Ризванов Н.М., Гайнуллин Н.Х., Юмашев Р.Х., Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Самигуллин В.Х. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин // Нефтяное хоз-во. -1996.-№2, с.12.

3. Gregory W. Deskins, William J. Macdonald, Thomas B. Reid. Survey shows success, failures of horizontal wells // Oil and Gas J. -1995. Vol. 93, № 25. P.39-45.

4. Other production enhancement move forward // World Oil. 1992, IV. - Vol. 213, № 4. -P.29.

5. Waterflood with horizontals as injectors set / U. S. First // Advansed Recovery Week. -1992.-Vol. 3, № 1. p.1,3.

6. Aalund L., Rappold K. Horizontal drilling taps more oil in the Middle East // Oil and Gas J. 1993. - Vol. 91, № 25. P.47-51.

7. Шайхутдинов P.T., Бирюков B.E., Тимошин В.Г., Спиваковский Ю.И., Курнев Е.М., Бурение горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн диаметром 146 мм // Нефтяное хоз-во. -1999. №6, с.19-20.

8. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины — ближайшее будущее нефтяной промышленности // Нефтяное хоз-во. 1998. - №11, с. 16-20.

9. Лебединец А.П., Григулецкий В.Г. Бурение многозабойных горизонтальных скважин из эксплуатационных колонн // Нефтяное хоз-во. 1991. - № 12, с. 5-7.

10. Ясашин A.M. Разработка конструкции и планирование бурения горизонтальных скважин за рубежом // Строительство скважин, 2001, № 12, с.16-19.

11. Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Использование геонавигации для оперативногоуправления траекторией ствола горизонтальной скважины // Нефтяное хоз-во. 2001. -№ 2, с. 32-35.

12. Шипилин А.Г., Васильев Ю.С., Семенец В.И. Техника и технология горизонтального бурения за рубежом // Нефтяное хоз-во. 1990. - № 8, с. 5-9.

13. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.Х., Гилязетдинов З.Ф., Юсупов И.Г., Абдрахманов Г.С. Эффективность бурения горизонтальных скважин на месторождениях ОАО "Татнефть" //Нефтяное хоз-во. 1998. - №7, с.8-9.

14. Лежанкин С.И., Рапин В.А. Особенности интерпретации результатов промыслово-геофизических исследований в горизонтальных скважинах // Геофизика. 1994, №2. -С. 19-21.

15. Авдеев А.И., Ропяной А.Ю., Семенец В.И. Строительство горизонтальных скважин в ПО "Нижневолжскнефть" // Нефтяное хоз-во. 1993. - № 9, с. 36-39.

16. Clavier С. The challenge of logging horizontal wells // Log Analist, 1991, №2. P.63-84.

17. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами // Нефтяное хоз-во. 2001. - № 9, с. 93-94.

18. Talkington Kelly. Remote South Chaina Sea reservoir promts extended reach record // Oil and Gas J. -1997. Vol.95, №45. - P.67-71.

19. G. Alan Petzet. Unreal "depth" at Wytch farm // Oil and Gas J. 1997. - Vol.96, №7. -P.17.

20. David Knott. BP completes record extended-reach well // Oil and Gas J. 1998. -Vol.96, №3. - P.24-26.

21. Roland Vighetto, Matthieu Naegel, Emmanuel Pradie. Total drills extended-reach record in Tierra del Fuego // Oil and Gas J. 1999. - Vol.97, №20. - P.51-52, 54-56.

22. Казак A.C. Эффективность разработки месторождений горизонтальнымискважинами // Нефтяное хоз-во. —1992. №7, с.49-51.

23. Кагарманов Н.Ф. Механизм разрушения пород при горизонтальном бурении. Труды 5-ой Всесоюзной научно-технической конференции "Разрушение горных пород при бурении скважин", Уфа, 1990.

24. Кагарманов Н.Ф., Давлетбаев М.Р., Самигуллин В.Х., Шайнуров P.C., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Вскрытие продуктивных пластов горизонтальными скважинами. Межвузовский тематический сборник научных трудов, Уфа, УГНТУ, 1996.

25. Кагарманов Н.Ф., Резванов А.Г. Исследование возможности повышения эффективности разработки нефтяных месторождений бурением горизонтальных скважин. Отчет Башнипинефть, Уфа, 1985, с.72.

26. Кагарманов Н.Ф., Тимашев Э.М., Ювченко Н.В., Бердин Т.Г., Сафина Н.М. Моделирование процесса фильтрации неньютоновских жидкостей в пласте, разрабатываемом системой горизонтальных скважин. Тр. Башнипинефть, 1992, вып.86, Уфа, с.22-25.

27. Кагарманов Н.Ф., Шайнуров P.C., Ризванов Н.М., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. Технология бурения боковых горизонтальных стволов из обсаженных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. № 4.

28. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин // Пути интенсификации добычи нефти: Сб.тр. ин-та БашНИПИнефть. Уфа, 1989.-Вып. 80.

29. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Тр. Башнипинефть, 1991, вып.84, Уфа, с.98.

30. Горизонтальное бурение как метод повышение нефтеотдачи пластов. Обзор иностранной литературы, М., ЦИМТнефть, 1974, с.47.

31. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Струкова H.A. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин // Нефтяное хоз-во. 1998. -№3, с.25-29.

32. Бурение наклонно направленных скважин с горизонтальными стволами на месторождении Байма в Индонезии. Э.И. Строительство скважин, 1990, №5.

33. Кудинов В.И. Савельев В.А., Богомольный Е.И., Сучков Б.И. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО "Удмуртнефть" // Нефтяное хоз-во. -1997. №5.

34. Гибадуллин М.З., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. и др. Опыт строительства ГС на месторождениях АНК "Башнефть". НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 1998, №3-4, с. 11-14.

35. Волков Б.П., Галлямов К.К., Хмелевский М.С., Кульчитский В.В., Павлык В.Н., Назаров С.А. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении // Нефтяное хоз-во. 1997. - №6, с.41-42.

36. Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 1991. - №9. - с.37-39.

37. Таг Старр. Краткий обзор применения горизонтальных скважин на Западе // Азербайджанское нефтяное хозяйство. -1994. №6. - С. 15-24.

38. Волков Б.П., Галлямов К.К., Хмелевский М.С., Кульчитский В.В., Павлык В.Н.,

39. Назаров С.А. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении // Нефтяное хоз-во. -1997. №6, с.41-42.

40. Голов Л.В., Волков С.Н. Современное состояние и перспективы применения горизонтальных скважин в России // Нефтяное хоз-во. -1997.- №3.-С.29-31.

41. Ларин А.Г., Нетисов Г.В., Гордеев Ю.П. Бурение горизонтальных скважин в ПО "Саратовнефтегаз" // Нефтяное хоз-во. 1993. - №7.-С.45-46.

42. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А., Карпова Л.Г., Фазлыев Р.Т., Тюрин В.В. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО "Татнефть" // Нефтяное хоз-во. 1996. - №12, с. 31-36.

43. Никитин Б.А. и др. Бурение скважин с горизонтально направленным стволом как оди из методов повышения эффективности разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтяное хоз-во. 1990. - №11, с. 17-23.

44. Афанасьев В.А., Денисов В.Г., Юсупов А.Т. Эксплуатация горизонтальных скважин газонефтяной залежи АС4-8 Федоровского месторождения // Нефтяное хоз-во. -2001.- №9, с. 103-105.

45. Борисов Ю.П. и др. Разработка нефтяных месторождений с помощью горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964. - 260 с.

46. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. -152 с.

47. Саттаров М.М., Мусин М.Х., Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991.-140 с.

48. Горбунов А.П., Забродин Д.П., Султанов Т.А., вТабаков В.П., Мухаметзянов Р.Н. Возможность разработки низкопродуктивных коллекторов системой горизонтальных скважин // Нефтяное хоз-во. — 1993. №3, с.8-11.

49. Луценко В.В., Вахитов Г.Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин // Нефтяное хоз-во. — 1999. №9, с.21-25.

50. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.

51. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Перспективы и проблемы использования горизонтальных скважин для увеличения объемов добычи нефти и газа // Нефть и газ в СНГ, 1993.-№ 1.-С. 12-16.

52. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хоз-во. 2001. - № 12, с. 44-48.

53. Громов В.Г. Опыт применения методики исследования трещинных коллекторов / Тр. ин-та ВНИГРИ. 1963. - Вып. 214. - С.44-48.

54. Маслянцев Ю.В., Желтов Ю.В., Хавкин А .Я., Алиев Г.М. О предупреждении деформации нефтяных пластов с помощью горизонтальных дрен // Нефтяное хоз-во. -1999.-№3, с. 23-24.

55. Бикмухаметова Г.И., Самигуллин В.Х. Технико-экономический анализ бурения горизонтальных скважин в Башнефти // Нефтепромысловое дело, 1995, №6. С.32-35.

56. Салимгереев М.Ж., Червяков H.H., Тулешов К.Т. Первые горизонтальные скважины на п-ве Мангышлак // Нефтяное хоз-во. 1993. - № 5, с. 30-31.

57. Конышев А.И., Кульчицкий В.В., Новгородов В.В. Бурение дервой горизонтальной скважины на Приобском месторождении // Нефтяное хоз-во. 1995. -№11, с. 60-62.

58. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Зубов Н.В.З, Головина Т.Н. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов // Нефтяное хоз-во. -1998. №3, с.19-21.

59. Голов JI.B., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России // Нефтяное хозяйство. -1995.-№7.-С.23-25.

60. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.

61. Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых залежах. Труды совещания по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд. Академии наук Азерб. СССР, Баку, 1953.

62. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956.

63. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: Недра, 1982. - 210 с.

64. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. Прикладная математика и механика. Т.20, АН СССР, 1956.

65. Щуров В.И. Усовершенствование электрической модели при решении гидродинамических задач. Фонды ВНИИ. Отчет по теме № 43 за 1952г.

66. Меркулов В.П. Фильтрация жидкости к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. МВО СССР, сер. Нефть и газ, № 1,1958.

67. Меркулов В.П., Сургучев M.JI. Определение дебита и эффективности наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. -1960.-Ж7.

68. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Расчет взаимодействия батарей наклонных и многозабойных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, № 15. М.: Гостоптехиздат, 1961.

69. Табаков В.П. О притоке к наклонной скважине в слоистом пласте и ее эффективности. НТС по добыче нефти, № 11. М.: Гостоптехиздат, 1961.

70. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, № 10. М.: Гостоптехиздат, 1960.

71. Табаков В.П. О притоке к батарее наклонных скважин при наличии центральнойвертикальной скважины в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, № 12. М.: Гостоптехиздат, 1961.

72. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте. НТС по добыче нефти, № 13. -М.: Гостоптехиздат, 1961.

73. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, № 10. М.: Гостоптехиздат, 1960.

74. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Труды ВНИИ, вып. 32. М.: Гостоптехиздат, 1961.

75. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хоз-во. -1994. №1, с.29-30.

76. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хоз-во. 1992. - № 8, с. 910.

77. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хоз-во. 1992. - № 10, с. 10-12.

78. Никитин Б.А., Гноевых А.Н., Рябоконь A.A. и др. Опыт и перспективы горизонтального бурения // Газовая промышленность. 1995. - № 9.

79. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий K.M. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. -М.: Недра, 1997.

80. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. - 526 с.

81. Лысенко В.Д. Дебит горизонтальной скважины, перпендикулярной контуру питания // Нефтепромысловое дело, № 9, с.12-14.

82. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells technology. Paper SPE 19414, Feb. 1990.

83. Joshi S.D. A review of horizontal wells and drainhole technology. SPE 116868 presented at the 62th annual technical conference, Dallas, TX, sept. 27-30, 1987.

84. Joshi S.D. Production forecasting methods for horizontal wells. SPE 17580 presented at the SPE International Meeting on Petroleum Engineering, Tianjin, China, nov. 1-4,1988.

85. Joshi S.D. Horisontal wells. Successes and failures// JPT. -1994. Vol. 33, № 3. P.15-17.

86. Joshi S.D. Horizontal wells technology.- Pennwell publishing company. Tulsa. Oklahoma, 1990.

87. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Paper SPE 15375. JPT, June 1988, p.729-739.

88. Giger F.M. The reservoir engineering aspects of horisontal wells. SPE 13024 presented at the 59th annual technical conference, Dallas, TX, sept. 16-19,1984.

89. Giger F.M. Analytic two-dimensional models of water cresting before breakthrough for horizontal wells: SPERE, November 1989. P.409-416.

90. Некрасов А.А. Формула притока к горизонтальной скважине, расположенной в середине трехмерного ограниченного пласта. Сборник трудов студенч. межвуз. общ-ва за 1996г. М., ГАНГ им. Губкина, 175 с.

91. Черных В.А. Математическая модель движения нефти и газа в горизонтальном стволе с песчаной пробкой // Нефтяная и газовая промышленность. 1993. - № 5, с. 1115.

92. Черных В.А. Уравнение притока газа к горизонтальной скважине // Газовая промышленность. -1992. № 10, с. 15-19.

93. Рамазанов Р.Г., Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т. Моделирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин. Сб. научных трудов "Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана", Бугульма, 1996. С. 81-89.

94. Корнильцев Ю.А., Волков Ю.А. Влияние длины и положения горизонтальных скважин на изменение дебитов.// Краевые задачи теории фильтрации и их приложения: Тез. докл. Всесоюз. науч. конф., г. Казань, 23-27.10.1991.- Казань, 1991.-С.25.

95. Санкин В.М., Леви Б.И. Учет работы горизонтальных скважин в математических моделях нефтяного пласта// Нефтяное хоз-во. 1993. - № 5, с. 15-17.

96. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на ее продуктивность. Сб. научных трудов "Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана", Бугульма, 1996. С. 73-80.

97. Dietrich J.K., Kuo S.S. Predicting horizontal well productivity. JCPT, June 1996, Volume 35, №6. P.42-48.

98. Roger M. Butler. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. SPE Monograph Series №2,1994.

99. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well: paper SPE 18334.

100. Chaperon I. Theoretical Study of coning toward horizontal and vertical wells in anisotropic formations: subcritical and critical rates. SPE 15377,1986.

101. Peaceman D.W. Representation of horizontal well in numerical simulation: SPE 21217, Anaheim, Ca, 1991. Advanced Technology Series, Vol.1, № 1.

102. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with non-square grid blocks and anisotropic permeability. Soc. Petrol. Eng. J., June. - 1983. -P.531-543.

103. Темнов Г.Н., Леви Б.Е., Евченко B.C., Санкин B.M. Исследование эффективности применения горизонтальных скважин в условиях Талинского месторождения // Нефтепромысловое дело, 1993, №8, с. 1-8.

104. Каневская Р.Д. математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра, 1999. - 212 с.

105. Гноевых А.Н., Крылов В.И., Михайлов Н.Н. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом // Нефтяное хоз-во. 1999. - №8, с. 812.

106. Muskat М. and Wyckoff R.D. An approximate theory of water-coning in oil production. AIME Trans., 114,1935. 114c.

107. Ризенкампф Б.К. Гидравлика грунтовых вод, ч.З. Ученые записки Саратовского гос. ун-та, т. 15, вып.5, 1940.

108. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. ГИТТЛ, 1952.

109. Эфрос Д.А., Куранов И.Ф. Плоская задача о поднятии подошвенной воды. Труды ВНИИ, вып.6,1954.

110. Пилатовский В.П. Об одной системе функциональных уравнений плоского фильтрационного потока. Труды ВНИИ, вып. 40, 1963.

111. Пилатовский В.П. О малых возмущениях поступательного перемещения границы раздела воды и нефти в тонком наклонном пласте. НТС по добыче нефти, ВНИИ, № 18, 1962.

112. Пилатовский В.П. О влиянии удельных весов жидкостей на вытеснение нефти водой // Нефтяное хозяйство. -1951.-№ 4.

113. Лысенко В.Д. Последовательное применение вертикальных и горизонтальныхскважин // Нефтепромысловое дело, № 9, с.2-9.

114. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Юльметьев Т.И. Особенности разработки водоплавающей нефтяной залежи горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело, № 8-9, с. 4-7.

115. Zakirov S. Coning effects examined for oil-rim horizontal wells // Oil and Gas J. 1994. -Vol. 26,№6. P. 38-44.

116. Закиров C.H., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности. IM.: ИРЦ "Газпром", 1997.

117. Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водонефтяных зон горизонтальными скважинами // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997.-№12.-С. 32-35.

118. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Фазлыев Р.Т. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин // Нефтяное хоз-во. 1994. -№ 10.-С.32-37.

119. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений го-ризонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. -1997.-№7.-С.19-24.

120. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений вертикальными и горизонтальными скважинами // Нефтепромысловое дело. -1999.-№5.-С.2-17.

121. Лысенко В.Д. Дебит пологих скважин // Нефтепромысловое дело, № 9.-С.9-11.

122. Маганов Р.У., Маслянцев Ю.В., Праведников Н.К., Ювченко Н.В. Некоторые особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений // Нефтепромысловое дело, 2001, №3.-С.2-6.

123. Григулецкий В.Г., Короткое C.B. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997.-№10.-С. 39-46.

124. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И., Саттаров Д.М. Эффективность применения горизонтальных скважин при разработке на естественном режиме // Нефтяное хоз-во. -1993.-№3, с. 45-48.

125. U.Freer "Geological aspects of naturally fractured reservoirs", EP93-1950. Shell.

126. Перепеличенко В.Ф., Сомов В.Ф., Шевченко A.K. Разработка неоднородного нефтяного пласта горизонтальными скважинами в сочетании с термозаводнением // Нефтяное хоз-во. 1993. - № 10, с. 57-61.

127. Казак А.С. Горизонтальные скважины и гидравлический разрыв пласта // Нефтяное хоз-во. 1992. - № 12, с. 41-43.

128. Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н. Васяев Г.М. Повышение дренирующей способности горизонтальных скважин // Газовая промышленность, 1997. №3. - С. 54-55.

129. Фан Зи Фэй, Кабиров М.М. Влияние ГРП на дебит горизонтальной скважины // Нефтяное хоз-во. 1999. - №6, с.30-31.

130. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well. SPE Reservoir Engineering, nov. 1989, pp. 417-421.

131. Butler R.M. New approach to the modeling of stream-assisted Gravity drainage // The Journal ofl Canadian Petroleum Technology. 1985.- Vol.25, № 5-6. P.42-51.

132. Collins D., Nghiem L., Sharma R., Y.-K. Li/ Field-scale simulation of horizontal wells // The Journal ofl Canadian Petroleum Technology. -1992.- Vol.31, № 1. P.14-21.

133. Collins D.A., Nghiem L.X., Sharma R., Agarval R.K., Jha K.N./ Field-scale simulation of horizontal wells with gibrid grids. SPE 21218,1991.

134. Ювченко H.B. Некоторые задачи притока к горизонтальным скважинам. Деп. во ВНИИОЭНГе, 1989.

135. Голов JI.B. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1995.-№7.-С.46-48.

136. Араманович И.Г., Лунц Г.Л., Эсгольц Л.Э. Функции комплексного переменного. Операционное исчисление. Теория устойчивости. М.: Наука, 1965.-391 с.

137. Лаврентьев М.А., Шабат Б.В. Методы теории функций комплексного переменного. М.: Наука, 1965. - 716 с.

138. Янке Е., Эмде Ф., Леш Ф. Специальные функции. М.: Наука, 1968. - 344 с.

139. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин //

140. Нефтепромысловое дело, 1997. №6-7. - С.4-8.

141. Мукминов P.A. Исследования стационарной фильтрации нефти и газа в неоднородных пластах. Диссерт. на соискание уч. степени кандидата наук. М., 1968, 202 с.

142. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образоание конусов воды при добыче нефти и газа. -М.: Недра, 1965.-164 с.

143. Телков А.П., Кабиров М.М. Приближенное решение задачи о притоке к горизонтальной скважине в полосообразном пласте. //Нефть и газ. 1966, № 3. С. 51-54.

144. Чарный И.А. О прорыве подошвенной воды в нефтяную скважину. ДАН СССР, 91, №6,1953.

145. Чарный И.А. Расчет дебита несовершенной скважины перед прорывом подошвенной воды или верхнего газа. ДАН СССР, 92, № 1, 1953.

146. Гродштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений. -М.: Физматгиз, 1962. 1100 с.

147. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике. М.: Наука, 1986. -544 с.

148. Журавский A.M. Справочник по эллиптическим функциям. М.: АН СССР, 1940.

149. Сикорский Ю.С. Элементы теории эллиптических функций с приложениями к механике. М.: Гл. Ред. общетехнической литературы и номографии, 1936.

150. Кочина И.М. Приток к несовершенной галерее. Труды Московского нефтяного института, вып. 30, 1957.

151. Фильчаков П.Ф. Приближенные методы конформных отображений. Киев: Наукова думка, 1964. - 531 с.

152. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика. М.: Госуд. научно-техническое издательство нефтяной и горно-топливной литературы, 1961. - 383 с.

153. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. - 190 с.

154. Ювченко Н.В. Некоторые задачи притока к горизонтальным скважинам. Деп. во ВНИИОЭНГе, 1989.

155. Т.А. Желмерт, Свен А. Вик. Возможность возникновения разнонаправленного притока к горизонтальной скважине. Oil and Gas Journal, 11/95.

156. Синко-Лей X., Самандиего В. Ф. Анализ характерных изменений в скважинах после гидроразрыва пласта. JPT, 10/81.

157. Cress L.A., Miller S.W. Использование комплексных знаний при гидравлическомразрыве пласта. Oil and Gas Journal, 1990,12. Vol.88, №53.

158. Телков А.П., Кабиров М.М. Приближенное решение задачи о притоке к горизонтальной скважине в полосообразном пласте. //Нефть и газ. 1966, №3. С. 51-54.

159. Кузнецов А.М. и др. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов // Нефтяное хозяйство. -1997.-№7.-С.44-45.

160. Пилатовский В.П. О применении некоторых контурных интегралов в задачах напорной фильтрации несжимаемой жидкости к скважинам. Докл. АН СССР, т. 110, № 5,1956, с. 742-745.

161. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. М.: Недра, 1979. - 255 с.

162. Forrest F. Craig. The reservoir engineering aspects of waterflooding. SPI of AIME, New York, 1971. Dallas. 244c.

163. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. М.: Недра, 1974.-192 с.

164. Goode P.A., Kuchuk F.J. Inflow performance for horizontal wells. SPE Reservoir Engineering, aug. 1991, pp. 319-323.

165. Sigve Hodva. Planning and well evaluations improve horizontal drilling results// Oil and Gas J. 1994. - Vol. 92, № 3. P. 38-44.

166. Tegrani G.H., Peden J.M. Critical reservoir parameters affecting success of horizontal wells// Материалы седьмого европейского симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов, 27-29 октября 1993 г. Том 2, с. 175-184. - М. - 1993.

167. Бронзов A.C., Васильев Ю.С., Шетлер Г.А. Турбинное бурение наклонных скважин. -М.: Недра, 1965.

168. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. М.: Гостоптехиздат, 1960.

169. Григорян H.A. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. -М.:Недра, 1974.

170. Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я., Сушон Л.Я. Закономерности искривления наклонных скважин и критерий стабилизации угла наклона // Нефтяное хоз-во. 1972. -№3.

171. Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я., Сушон Л.Я. Методика расчета интенсивности искривления наклонных скважин. Тюмень: Гипротюменьнефтегаз, 1974.

172. Калинин А.Г. Искривление буровых скважин. — М.: Гостоптехиздат, 1963.

173. Калинин А.Г. Искривление скважин. М.: Недра, 1974.

174. Калинин А.Г., Григорян H.A., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. -М.: Недра, 1990.

175. Гулизаде М.П., Сушон Л.Я., Емельянов П.В., Кауфман Л.Я. К расчету компоновки низа бурильной колонны, применяемой для безориентированного управления зенитным углом // Нефтяное хоз-во. 1972. - №3.

176. Оганов A.C. Техника и технология строительства горизонтальных скважин: Экспресс-информ. Сер. Газовая промышленность / ИРЦ Газпром. М., 1993. - Вып. 4, 5.

177. Оганов A.C., Беляев В.М., Повалихин A.C. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины // Нефтяное хоз-во. -1984. №9.

178. Солодкий K.M., Федоров А.Ф., Повалихин A.C. и др. Пути совершенствования профиля добывающих скважин // ВНИИОЭНГ. М., 1989. - Вып. 9.

179. Рогачев O.K., Беляев В.М., Оганов A.C. и др. Технические средства для проводки дополнительного горизонтального ствола скважины // Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море. ВНИИОЭНГ. - М., 1994. - Вып. 3.

180. Федорычев В.А. Техника и технология забуривания дополнительных стволов из обсаженных скважин // Обзор, информ. Сер. Бурение. М.: ВНИИОЭНГ, 1982.

181. Технологические регламенты на проектирование и строительство нефтяных скважин. Тюмень: СибНИИНП, 1983.

182. Временная инструкция по бурению наклонно направленных скважин в Башкирии. -Уфа: ПО "Башнефть", 1983.

183. Временная инструкция по бурению наклонно направленных скважин в Западной Сибири. Тюмень: Главтюменьнефтегаз, 1982.

184. Акбулатов Т.О., Левинсон Л.М., Мавлютов М.Р. и др. Телеметрические системы в бурении. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1999.

185. Левинсон Л.М., Акбулатов Т.О., Акчурин Х.И. Управление процессом искривления скважин: Учеб. пособие. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 - 88 с.

186. Лукьянов Э.И. Исследование скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1979.

187. Лукьянов Э.И., Рапин В.А. Информационное геофизическое обеспечение строительства горизонтальных скважин в России // НТВ "Каротажник", Тверь: ГЕРС, 1988, вып.52. С. 9-29.

188. Рюкасл С. Шульженко Г. Современные технические средства оперативной корректировки траектории горизонтальной скважины с учетом фактических геологических условий // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, 1996. №4. С. 15-20.

189. Современные системы MWD и новые области их применения. // Э.И. Сер. Бурение. Зарубежный опыт, 1986, № 7. С. 1-6.

190. Sperry-Sun. Drilling services. Сводный каталог, 1993.

191. Абдурахманов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Проектирование профилей горизонтальных скважин. Тр. Башнипинефть, 1991, вып.84, Уфа, с.98.

192. Гибадуллин М.З., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M., Самигуллин В.Х. Опыт строительства скважин с горизонтальным участком ствола. ГАНГ им. Губкина, Тезисы докладов на 2-м международном семинаре "Горизонтальные скважины", М., 1997.

193. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М., Недра, 1969.

194. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины // Нефтяное хоз-во. 1976. -№11, с. 19-22.

195. Самигуллин В.Х. Забойные компоновки для управления траекторией горизонтальных скважин. Сб. науч.тр., Башнипинефть, вып.86, Уфа, 1992, с.42-43.

196. Руководство по эксплуатации наклонных скважин Западной Сибири. РД 39-1-100784. Уфа: ПО "Башнефть", 1984.

197. Султанов Б.З. Технология эффективной разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. "Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики", Межвузовский тематический сб. науч.тр., Уфа, УГНТУ, 1996, с.3-7.

198. Ювченко Н.В. Приток к горизонтальным скважинам при линейно-параллельной системе заводнения. М., ОНТИ, 1989.

199. Анализ эксплуатации горизонтальных и боковых стволов. Отчет Башнипинефть, руководитель Уразаков K.P., Уфа, 1997.

200. Методическое руководство по определению технологических показателей при проектировании разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами сучетом порядка и темпа ввода месторождений в разработку. ВНИИОЭНГ, Башнипинефть, 1989, с.ЗО.

201. Корнильцев Ю.А., Волков Ю.А. Влияние длины и положения горизонтальных скважин на изменение дебитов.// Краевые задачи теории фильтрации и их приложения: Тез. докл. Всесоюз. науч. конф., г. Казань, 23-27.10.1991.- Казань, 1991.-С.25.

202. Ginger F.M., Reiss L.H., Jordan А.Р. Reservoir engineering aspect of horizontal drilling. Paper SPE 13024,1984.

203. Mukheijee H., Economides MJ. A parametric comparison of horizontal and vertical well performance. Paper SPE 18303, SPEFE, June 1991.

204. Басниев K.C., Исаев В.И., Кульпина M.H., Розенберг Г.Д. Расчет эксплуатационных и аварийных режимов в вертикальных и горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах // ***, № 1, с. 38-41.

205. Казак A.C. Горизонтальные скважины и гидравлический разрыв пласта // Нефтяное хоз-во. 1992. - № 12, с. 41-43.

206. Крейнин Е.В., Шифрин Е.И. Новая технлогия термической добычи тяжелых нефтей с использованием горизонтальных скважин // Горный вестник. 1997. - № 6.-С. 53-56.

Информация о работе

Мукминов, Ильдар Раисович
кандидата технических наук
Уфа, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы