Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти"

На правах рукописи

ЯРАХАНОВА ДИЛЯРА ГАЗЫМОВНА

□□3457485

ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ С ЦЕЛЬЮ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 2 ДЕН 2008

Уфа - 2008

003457485

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть».

Защита состоится «26» декабря 2008 года в 14-00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций 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.

Научный руководитель

доктор геолого-минералогических наук, профессор Хисамов Раис Салихович.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Мерзляков Владимир Филлипович;

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Галлямов Ирек Мунирович.

Ведущая организация

ООО «Роснефть-УфаНИПИнефть».

Автореферат разослан: «¿f» ноября 2008 года.

Ученый секретарь совета

Ямалиев В.У.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность и постановка задачи. В настоящее время в мировой практике добычи нефти и газа наблюдается повышенный интерес к горизонтальным скважинам (ГС). В Российской Федерации структура сырьевой базы нефти такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически невыгоден, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, находящимся в неоднородных и низкопроницаемых пластах, коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.

Особо следует отметить, что применение ГС при разработке нефтяных месторождений - это не просто очередное внедрение в практику нефтеизвлечения одного из современных способов бурения скважин (как это было в свое время с внедрением заводнения), а комплексное инновационное обновление нефтедобывающей отрасли России.

В Республике Татарстан в структуре остаточных извлекаемых запасов активные извлекаемые запасы составляют 20,4%, а трудноизвлекаемые - 79,6%, в том числе на высоковязкие нефти приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах - 20,4%, в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5%.

З.С. Алиев и В.В. Шеремет подчеркивают, что возможность повышения производительности скважин путем увеличения поверхности притока известна с давних времен. На раннем этапе развития этого направления с целью увеличения поверхности фильтрации использовались наклонные скважины. Благодаря этому в течение последних лет число таких скважин за рубежом интенсивно растет. В России первые ГС были пробурены еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Основоположником и. энтузиастом горизонтального бурения в нашей стране был A.M. Григорян. Бурение скважин с горизонтальными стволами в продуктивном пласте начало применяться в Татарстане с 1976 года. К настоящему времени в Республике Татарстан пробурено около 600 ГС и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Коллекторы, вскрываемые ГС, практически всегда состоят из нескольких пластов или пропластков. В связи с этим возникает необходимость управления выработкой запасов из различных пластов или пропластков дренируемых ГС. При отсутствии регулирования этюс процессов происходит неравномерная выработка пластов, различное изменение пластового давления, обводнение высокопроницаемых пропластков, что. в конечном итоге нарушает стратегию разработки объекта..

Отсюда очевидно, что на сегодняшний день исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине для интенсификации добычи

нефти путем изучения влияния забойного давления и неоднородности коллектора, определения оптимальной длины ствола для заданных горно-геологаческих условий, разработки практических рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ГС, с целью управления выработкой запасов, является актуальной задачей. Для детального изучения этих задач необходимо провести гидродинамическое моделирование.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации ГС в неоднородных нефтенасыщенных пластах.

В соответствии с целью в ходе исследований предстояло решить следующие основные задачи.

1 Изучение особенностей эксплуатации ГС на различных месторождениях.

2 Гидродинамическое моделирование ГС в однородном и неоднородном пластах и при различных забойных давлениях.

3 Разработка методики определения оптимальной длины ГС для заданных горно-геологических условий.

4 Разработка рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ГС.

Методика исследований. Поставленные задачи решались на основе анализа существующих публикаций и обобщения теоретических изысканий, моделирования, изучения результатов гидродинамических исследований скважин и пластов. Для гидродинамического моделирования использованы численные методы решения уравнений.

Научная новизна. Установлено, что при прохождении стволом скважины зон трещиноватости с повышенной гидропроводностью происходит скачкообразное увеличение притока и чем больше по пути прохождения ствола ГС встречаются зоны с повышенной гидропроводностью, тем больший достигается дебит.

Показано, что при попадании конечными участками ствола в коллектор и серединой ствола в неколлектор дебит скважины выше в среднем на 30% по сравнению с обратным случаем, при этом предполагалось, что суммарные участки длин в области высокой гидропроводности равны. Физическая сущность этой закономерности состоит в том, что на концах участков ствола, попавшего в коллектор, появляются два и-образных профиля притока вместо одного в середине ствола. Для первого случая возникает «концевой эффект» в виде дополнительных областей притока жидкости на концах участков ствола.

Методами моделирования выявлено преобладание влияния депрессии над влиянием гилпопповг>диг>',ти тти гпттпетярттртга пяпиянтов высокой легтессии

--------1-------------------X--------------------' ' А

на низкопроницаемый пласт для конечных участков и серединной части ствола ГС, при этом суммарная длина конечных участков равнялась серединной части ствола, а отношение гидропроводностей равнялось обратному отношению депрессий.

Основные защищаемые положения 1 Методика определения оптимальной длины ГС для заданных горногеологических условий.

2 Результаты гидродинамического моделирования особенностей притока жидкости к ГС в неоднородном пласте и при приложении различной депрессии к участкам ствола.

3 Практические рекомендации по повышению эффективности эксплуатации ГС.

Теоретическая и практическая ценность работы

Теоретическая ценность работы заключается в исследовании и научном обосновании особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти, имеющих существенное значение на завершающем этапе нефтедобычи для разработки и эксплуатации месторождений с остаточными трудноизвлекаемыми запасами нефти, ресурсы которых по стране оцениваются миллиардами тонн.

«Методика определения оптимальной длины горизонтальных скважин для заданных горно-геологических условий» используется в НГДУ «Лениногорскнефть» ОАО «Татнефть» для оценки длины ГС залежей 302-303 Ромашкинского месторождения.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (г. Томск, 2006); юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефти, (г. Бугульма, 2006); молодежной научно-практической конференции ОАО «Татнефть», посвященной 50-летию института ТатНИПИнефть, г. Бугульма, 2006; научно-технической конференции «О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти», посвященной празднованию добычи трехмиллиардной тонны нефти в Республике Татарстан (г. Лениногорск, 2007); Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов» (г. Казань, 2007).

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в

4 публикациях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 164 наименований, содержит 159 страниц машинописного текста, в том числе 50 рисунков и 15 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В главе 1 изучены особенности эксплуатации горизонтальных скважин на различных месторождениях.

К ГС можно отнести скважины, имеющие условно-горизонтальные участки ствола в продуктивном пласте, которые во всем мире бурятся достаточно высокими темпами. Так, по литературным данным, в Канаде их

около 15 тыс., в США 12 тыс., в мире - более 33 тыс.. Попутно отметим, что в США в эксплуатации находятся около 150 тыс. скважин. Следовательно, можно заключить, что доля ГС в общем балансе скважин США составляет всего 8%, а в РФ - гораздо меньше 1%. К настоящему времени в России пробурено более 1300 ГС общей протяженностью более 2,5 млн м, около половины которых находятся в Татарстане и Башкортостане.

Строительством ГС занимаются: ОАО «Газпром», ОАО «Башнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», «Сибнефть», ООО «ТехИнформСервис» обеспечивает контроль бурения ГС, БГС и др.

Одним из наиболее рациональных методов разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, находящимися на поздней стадии разработки, вероятно, окажется применение ГС, благодаря которым увеличивается охват пласта воздействием с соответствующим повышением конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Значительный вклад в решение проблем, связанных с применением горизонтальных скважин, внесли известные отечественные и зарубежные ученые: Алиев З.С., Басов И.К., Бердин Т.Г., Бескровный Н.С., Борисов Ю.П., Бузинов С.Н., Волков Ю.А., Газизов A.A., Газизов А.Ш., Гайфуллин Я.С., Горшенина Е.А., Грайфер В.И., Григорьев A.B., Григорян А.М., Григулецкий В.Г., Евченко B.C., Егурцов H.A., Зайцев С.И., Закиров С.Н., Зарипов А.Т., Захарченко Н.П., Ибатуллин Р.Р., Ибрагимов А.И., Иктисанов В.А., Ипатов

A.И., Каган Я.М., Кнеллер Л.Е., Котлярова Е.М., Кременецкий М.И., Крылов

B.А., Крючков Б.Н., Кулинич Ю.В., Куштанова Г.Г., Леготин Л.Г., Лысенко В.Д., Максимов В.П., Маринин Н.С., Меркулов В.П., Молокович Ю.М., Мохель А.Н., Мукминов И.Р., Муслимов Р.Х., Низаев Р.Х., Овчинников М.Н., Пилатовский В.П., Полубаринова - Кочина П.Я., Рамазанов Р.Г., Розенберг И.Б., Сафиуллин М.Н., Сомов Б.Е., Стрельченко В.В., Сучков Б.М., Табаков В .П., Тюрин В.В., Фазлыев Р.Т., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., Хакимзянов И.Н., Хисамов P.C., Чекушин В.Ф., Шамсиев М.Н., Шеремет В.В., Юсупов И.Г., Янгуразова З.А., Babu D.K., Odeh A.S., Butler R.M., Economides M.J., Ehlig-Economides C.A., Giger F.M., Goode P. A. - Thambynaygam R. K., Joshi S.D., Kuchuk F.J. - Lichtenberger G. J., Raghavan R. - Joshi S.D., Suprunowicz R. и др.

Технологическая необходимость бурения горизонтальных стволов определяется геологическими условиями залежей нефти, главные из которых -неоднородность и низкая продуктивность пластов.

Общепризнанным является получение высокой эффективности бурения горизонтальных стволов по сравнению с вертикальными при следующих условиях:

- коллектор с высокой зональной неоднородностью;

- слоистое строение с большим наклоном;

- линзовидный характер распространения коллекторов;

- маломощные известняки и водонефтяные зоны;

- закарстованные известняки, которые, в частности, имеют широкое преимущественное распространение на месторождениях Татарстана.

Другие случаи применения горизонтальных скважин связаны с необходимостью извлечения нефти: из труднодоступных местностей, территорий с резким пересечением рельефа, морских, битумных, отдаленных и находящихся под городами, а также над залежами газа или нефти месторождений, чувствительных к загрязнениям областей, где необходимо сократить до минимума число скважин, которые требуются для дренирования данного коллектора. К тому же ГС могут применяться для дренирования большого объема коллектора с минимальным ущербом с позиций экологии.

Дебиты горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными увеличиваются в 2-10 раз, а нефтеотдача пластов при разработке системой горизонтальных скважин повышается в 1,3-1,5 раза. Это объясняется существенным увеличением поверхности притока за счет длины горизонтального ствола и ростом охвата пласта вытеснением при меньших энергетических затратах и депрессиях на пласт.

Наиболее информативными исследованиями ГС являются получение достоверной информации об изменении фильтрационно-емкостных свойств пласта по длине горизонтального ствола.

Эффективную длину ГС (приходящуюся на нефтенасыщенные интервалы) определяют следующим образом: в первом приближении используется способ, основанный на выделении по результатам геофизических исследований доли высокопористых пропластков в общей длине горизонтального участка скважины; приближенно при помощи КВД; методами термометрии; снятием профиля притока в работающей ГС, что является наиболее достоверным.

Оценить область пласта, охваченного выработкой, без знания фактического интервала притока невозможно. С помощью же режимных замеров термометрии и термокондуктивной расходометрии определяются интервалы с наиболее значительными притоками.

Существует возможность проведения гидродинамических исследований непосредственно в горизонтальной части ствола с доставкой автономно-измерительных приборов в любой участок ГС.

К настоящему времени наиболее известными являются методики интерпретации кривых восстановления давления (КВД) ГС Соос1е Р. А. -Thambynaygam II. К. (используется для бесконечного, но ограниченного по ширине пласта), ВаЬи О.К. - СМеИ А.Б. (предназначена для использования при замкнутом объеме дренирования). Наиболее общей в настоящее время считается методика, предложенная КисЬик Р..1. - 1лсЬ1епЬе^ег б. I, в которой учитывается наличие или отсутствие границ пласта в соответствии с типом залежи, и др.

Вероятно, в качестве базовых методик для ГС в ОАО «Татнефть» следует применять методики Хайруллина М.Х. и Овчинникова М.Н.- Куштановой Г.Г.

В частных случаях для комплексной интерпретации качественных КВД необходимо использовать программу «Сапфир».

Несовершенство существующих методик интерпретации экспериментальных КВД заключается в следующем: большинство из них базируется на использовании аналитических уравнений, которые могут быть получены лишь для некоторых частных случаев; в основу большинства способов обработки КВД положены многочисленные допущения, не соответствующие реальности; не учитывают проявлений неоднородности, связанной с многофазностью потока в процессе эксплуатации (обводнения).

Вероятно, дальнейший прогресс гидродинамических исследований связан с расширением их типа, изучением вопросов неустановившейся нелинейной фильтрации и решением прямых фильтрационных задач.

Глава 2 посвящена моделированию притока жидкости к горизонтальным скважинам в неоднородном и однородном пластах.

Для детального изучения особенностей притока жидкости к ГС в неоднородном и однородном пластах проведено гидродинамическое моделирование.

3 : 4

аде боо воо юоо X,"

100 200 300 400 500 Длина ГС, м

1-горизонтальная скважина; 2, 3,4 -зоны повышенной гидропроводности Рисунок 1 - Модель неоднородного пласта

Рисунок 2 - Изменение дебита ГС в зависимости от ее длины для моделей: пласта с зонами высокой гидропроводности (1); однородного пласта (2)

При бурении горизонтальных скважин на залежах 302, 303 Ромашкинского месторождения часто встречаются зоны трещиноватости с повышенной гидропроводностью, характеризующиеся интенсивным поглощением бурового раствора.

При моделировании произведен учет зон трещиновагосш. В частности, для условий залежей 302, 303 предполагалось, что по длине ГС встречаются три зоны трещиноватости с повышенной гидропроводностью длиной 2 м каждая, в которых гидропроводность в 20 раз выше, чем по пласту (рисунок 1).

Результаты моделирования свидетельствуют, что принципиальная разница между дебетами ГС, вскрывающими однородный пласт (рисунок 2, кривая 2) и пласт с зонами повышенной гидропроводности (рисунок 2, кривая

1), заключается в том, что при подходе к зоне с повышенной гидропроводностью наблюдается увеличение притока по сравнению с однородным пластом. В самой зоне происходит скачкообразное увеличение притока, в дальнейшем с увеличением длины наблюдается планомерный рост притока до следующей зоны повышенной гидропроводности. При прохождении каждой последующей зоны прирост притока незначительно уменьшается (рисунок 2, кривая 1).

S.

•

[|

[ J

Влияние отдельных

участков ствола, обладающих повышенной гидропроводностью, приводит к возникновению скачков на профиле притока (рисунок 3), свидетельствующих об увеличении дебита ГС.

300 400

длми гс, и

Рисунок 3 - Профиль притока к ГС, проходящей через

три зоны повышенной гидропроводности

В целом же для кривой 1 (рисунок 2) наблюдается сглаживание скачков с постепенным выравниванием и дальнейшей стабилизацией притока. Анализ зависимостей дебита ГС от ее длины для моделей: 1) с зонами высокой гидропроводности и 2) однородного пласта (рисунок 2) - позволяет осмыслить и тот важный факт, что скачкообразное увеличение притока связано с неоднородностью пласта.

В частности, зоны трещиноватости с повышенной гидропроводностью обычно всегда расположены с определенной закономерностью. С другой стороны, если считать, что скважина является способом механического образования трещины в нужном направлении с нужной длиной, то ГС, пробуренная в направлении, перпендикулярном главным направлениям естественных трещин, может быть сверхрентабельной.

Кроме того, методами моделирования установлено, что при прохождении стволом скважины зон трещиноватости с повышенной гидропроводностью происходит скачкообразное увеличение притока и чем больше по пути прохождения ствола ГС встречаются зоны с повышенной гидропроводностью, тем больший достигается дебит.

В связи с этим в трещиноватых коллекторах ГС используются для того, чтобы пересечь трещины с целью эффективного дренирования коллектора (Bakken formation, Северная Дакота, США; Austin Chalk, Штат Техас, США и Devonian Shale, Западная Вирджиния, США).

Следовательно, в трещиноватых коллекторах необходимо ориентировать ствол ГС так, чтобы максимально пересечь трещины с повышенной гидропроводностью с целью эффективного дренирования коллектора.

Глава 3 посвящена разработке рекомендаций по определению оптимальной длины горизонтальных стволов для заданных геолого -гидродинамических условий.

Определение оптимальной длины ствола ГС является важной и актуальной задачей, так как рациональный выбор данного параметра позволяет увеличить эффективность разработки нефтяных залежей.

В целом решение проблемы определения оптимальной длины ГС при эксплуатации нефтяных залежей требует дифференцированного подхода и в первую очередь тщательного исследования и основательного анализа геологических условий разработки месторождения.

Рассмотрим предлагаемый метод определения оптимальной длины ГС.

Для расчета дебита модельной скважины принимался однородный пласт по простиранию, характеризующийся постоянной гидропроводностью, так как прогнозирование трещин, по данным сейсмолокационного бокового обзора (СЛБО), и аэрокосмогеологические исследования (АКГИ) не всегда подтверждаются результатами бурения и эксплуатации ГС, которые с равной вероятностью могут попасть в плотный коллектор и пересечь несколько трещин.

С технологической точки зрения увеличение длины ствола в продуктивной части всегда приводит к росту продуктивных характеристик и дебита скважины. Исходя из этого принципа, следует бурить скважины с максимальной длиной ствола. С другой стороны, стоимость скважины также увеличивается с ростом длины ГС (рисунок 4). Поэтому существует оптимальное значение длины ГС, которое должно зависеть:

1) от горно-геологических условий и текущего состояния разработки залежи, определяющих дебит скважины;

2) от экономических параметров, связанных со стоимостью строительства скважин.

Решение данной задачи является геолого-экономическим и должно рассчитываться для каждого объекта разработки и скважины отдельно. Предлагаемый подход заключается в получении зависимостей дебита скважины и стоимости строительства от длины ствола и последующем расчете экономических показателей, которые имеют экстремум. Для модельной ГС, представленной на рисунке 4, оптимальной длиной является 575 м, так как при этом достигается максимум накопленного чистого дисконтированного дохода (НЧДД). Диапазон ствола 500-700 м приводит к незначительному изменению данного параметра, экстремум функции является слабо выраженным, т.к. достигается больший прирост дебита по сравнению с приростом затрат.

В частности, предлагаемый метод определения оптимальной длины ГС основан на экспресс-анализе геолого-экономических показателей разработки месторождения, позволяющем на практике быстро и эффективно решить, рациональна ли выбранная длина ГС или нет, что особенно важно при вводе в промышленную эксплуатацию новых объектов разработки.

| Ё | | 20

и- *

I 8 1»

нчдд ^от^мальнач длина

Стоимость шажини

100 400 600 800 1000

;"],шна СТВОЛА, ы

Рисунок 4 - Зависимости дебита, стоимости строительства и НЧДЦ от длины горизонтального ствола для модельной ГС

Рисунок 5 - Зависимость ИД и НЧДЦ для ГС в башкирском ярусе залежи 302 (е=60 мкм!- м/(Пас) и ДР=0,3 МПа)

При переходе от модельной ГС к реальной ситуации, в частности для залежей 302, 303 Ромашкинского месторождения, максимумы НЧДЦ и индекса доходности (ИД) инвестиций будут достигаться только за пределами рассмотренной длины ГС более 400 м (рисунок 5). Установлено, что при малых дебетах скважин, обусловленных низкой гидропроводностью и депрессией, НЧДЦ отрицательный, а ИД меньше единицы. Это свидетельствует о том, что в целом эксплуатация ГС на залежах 302, 303 находится на уровне рентабельности. Средний дебит по нефти, при котором обеспечивается ИД, равный 1,26, находится в диапазоне 3,8 - 4,9 м3/сут и зависит от длины ствола (рисунок 6).

Рисунок 6 - Дебит скважины от длины ствола ГС, при котором достигается заданный индекс доходности 1,26

Рисунок 7 - Произведение гидропроводности на

депрессию, при которой достигается индекс доходности 1,26 в зависимости от длины ствола

Отметим, что прирост дебита ГС длиной 400 м по сравнению с вертикальной (наклоннонаправленной) скважиной увеличивается в 3-3,5 раза, а стоимость ГС выше стоимости ВС в 1,5-1,6 раза. Достигается больший прирост дебита по сравнению с приростом затрат. Вероятно, это является одной из причин отсутствия экстремума экономических показателей.

С другой стороны, для залежей 302, 303, имеющих высокую степень трещиноватости и характеризующихся активной связью с водонасыщенной областью, существует угроза возникновения прорывов воды по трещинам к

забоям добывающих скважин, поэтому увеличение длины ствола связано с риском более быстрого обводнения скважины.

В связи с вышеуказанным для залежей 302, 303 применен иной подход, в котором основную роль играют такие важные геологические параметры, как гидропроводность и депрессия. Здесь вместо оптимальной длины ствола ГС предложено использовать длину, при которой достигается приемлемый ИД, равный 1,26 (рисунок 7). Это и есть рациональная длина ГС для расчета которой выведено эмпирическое уравнение, зависящее от гидропроводности и депрессии: 1 = 5,05б-108(г-АР)^69, (1)

где АР - депрессия, МПа; б - гидропроводность, мкм2-м/(Па с).

Для залежей 302, 303 Ромашкинского месторождения рациональная длина ГС находится в пределах 250 м (рисунок 7).

Глава 4 посвящена разработке рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.

На сегодняшний день в мировой практике одной из важных и актуальных задач является контроль и управление выработкой запасов нефти дренируемых ГС.

Существует концепция «высокотехнологичных» скважин, применяемая в качестве решения, нацеленного на увеличение добычи, ускорения ввода объектов в эксплуатацию и повышения извлекаемости запасов.

Применение концепции «высокотехнологичных» скважин показало ценность в нескольких областях деятельности: повышение конечного коэффициента нефтеизвлечения в среднем на 10% для нефтяных месторождений; повышение добычи нефти примерно на 10%; снижение рисков и неопределенностей, связанных с разработкой; другие важные преимущества, включая технику безопасности, охрану здоровья и окружающей среды. Например, на азиатском континенте концепция «высокотехнологичных» скважин подтвердила себя в качестве решения при разработке месторождения Чемпион-вест.

В концепцию «высокотехнологичных» скважин входят средства замеров (как правило, температуры и давления), а также средства управления - клапаны с дистанционным контролем притока.

Несмотря на то, что ГС должна быть приемлемой и рентабельной с точки зрения извлечения запасов, а предварительные исследования распределения температурного замера указывают на отсутствие притока из какой-либо секши скважины, соответствующие запасы пласта не могут быть извлечены. Применение же конструкции ГС с установкой внутренних клапанов дистанционного управления и затрубных пакеров в дополнение к системе распределенного температурного замера и постоянным внутрискважинным измерительным приборам позволит разработчикам запасов отслеживать работающие интервалы ГС и эксплуатировать их селективно, что обеспечит максимальный приток и наибольшую нефтеотдачу пласта.

Примечательно, что это решение приведет к дополнительным затратам и усложнит конструкцию скважины, тем не менее оно рассматривается в качестве ключевого фактора в возможности извлекать запасы из пласта. Важно подчеркнуть, что внутренние клапаны дистанционного управления являются высокоэффективным средством, обеспечивающим запланированный дебит скважины.

В мировой практике известно довольно много примеров разработки месторождений при помощи «высокотехнологичных» скважин. К тому же начиная с 2000 года в различных странах мира пробурено около 200 «высокотехнологичных» скважин. В частности в Брунее, концепция «высокотехнологичных» скважин позволила начать добычу на ряде небольших месторождений, разработка которых иными путями не могла быть экономически оправданной.

На рисунках 8, 9 показан пример «высокотехнологичной» скважины, пробуренной на пять различных пластов. Вместо использования пяти обычных скважин была пробурена одна многосекционная ГС, в результате чего сметные расходы снизились примерно на 60%. В скважине установлены клапаны контроля притока, позволяющие эксплуатировать пласты раздельно. В общем случае разделение участков ствола может производиться не только по изолированным пластам или горизонтам, что соответствует одновременно раздельной эксплуатации, но и по пластам, имеющим гидродинамическую связь между собой. Кроме того, этот способ дает возможность выполнять гидродинамические исследования ствола или отдельных интервалов ГС путем отсечения других участков, а также отключать проблемные интервалы ствола по мере достижения высокой обводненности.

Рисунок 8 - Пример «высокотехнологичной» ГС на Рисунок 9 - Вариант заканчивания

пять различных пластов «высокотехнологичной» ГС

Очевидно, необходимо осуществлять контроль и управление выработкой запасов дренируемых ГС. Наиболее эффективным способом решения данной

задачи является использование специальных технических средств по регулированию притока из каждого участка ствола.

При их отсутствии следует рассчитывать длину ствола в каждом продуктивном горизонте или пласте для осуществления их равномерной выработки. Определение оптимальной длины ГС является пассивным способом регулирования равномерной выработки запасов, который не позволяет активно управлять добычей продукции из каждого участка ствола и регулировать ее на протяжении длительной эксплуатации. В случае же оснащения участков ствола специальными клапанами с дистанционным контролем и средствами замеров, т.е. когда скважина становится «высокотехнологичной», происходит активный процесс регулирования выработки запасов путем создания необходимых депрессий на участках ствола скважины.

Однако необходимая депрессия в зависимости от продуктивности участков пласта определяется по результатам гидродинамического моделирования.

Сообразно с этим автором было изучено влияние различного забойного давления на равномерную выработку пластов.

Расчеты выполнялись для однородного пласта на примере модельной ГС. Предполагалось, что ствол скважины разделен пакером на два участка, к которым прикладывалось различное забойное давление. Зависимость дебита от участка, разделяющего ствол на две части с различным забойным давлением, является линейной только в средней части. Если разделение ствола происходит близко к концам ствола, то зависимость искривляется (рисунок 10). В целом изменение дебита является почти симметричным относительно середины ствола. Увеличение доли ствола с низким забойным давлением приводит к нелинейному росту дебита из-за различия профилей притока (рисунок 11). Кроме ожидаемого и-образного профиля притока на участке разделения стволов со стороны высокого забойного давления возникает существенный отток жидкости в пласт, о чем свидетельствуют отрицательные значения дебитов узлов (рисунок 11, кривые 1). Для рассматриваемого случая 10% ствола с низким забойным давлением дают 70% притока жидкости.

При рассмотрении соответствующих профилям притока карт изобар (рисунок 12) прослеживаются аналогичные тенденции. При приложении к участкам ствола ГС различной депрессии на карте изобар отмечается сложный характер распределения давления по пласту. Для большей депрессии характерна более расширенная воронка давления. Вблизи расположения пакера наблюдаются пики давления, приводящие к перетоку жидкости в область высокой депрессии, т.е. по существу, несмотря на пакер, жидкость со стороны высокого забойного давления перетекает через продуктивный пласт в часть ствола с низким забойным давлением, а при посадке пакера в стволе скважины, проходящей через непроницаемую часть пласта, перетоки отсутствуют (рисунок 11, кривые 2). Моделирование данного перетока по пласту в литературе не обнаружено.

100 150 200 250 300 Длина ствола с болыщм забойным давлением, и

-«— по профамме расчета дебита без дробления (|ра™ента залежи на ячейки -»-по программе расчета дебита с дроблением (¡ршчента залежи на ячейки

Рисунок 10 - Изменение дебита модельной ГС при различных забойных давлениях для участков ствола по разным программам

_Л

100 150 200 250

Длина ств(

Рисунок 11 - Профиль притока при приложении к

10% ствола забойного давления 6 МПа и к 90% ствола давления 7 МПа при разделении участков в продуктивном пласте (1); при разделении участков в неколлекторе(2)

□ 80-82

■ 78-80

■ 76-78 74-76

■ 72-74 »70-72

■ 68-70 66-6 В 64-66

яег-84 |!й 50-82

80-82

■ 78-80

■ 7&-7Э 74-76

В 72-74 »70-72

■ 88-70 68-88 64-68

■ 62-84 И 60-62

а) вид сверху; б) трехмерное изображение Рисунок 12 - Изобары при приложении к среднему участку ствола забойного давления 6 МПа и к остальным участкам ствола давления 7 МПа

Далее ставилась задача изучить влияние неоднородности пласта на особенности притока жидкости к ГС в пределах и за пределами ствола.

В ходе гидродинамического моделирования производилось поэтапное изменение гидропроводности на контуре питания с 20 до 10 мкм?м/(Па-с).

Ё 17 ю

ч

14

В результате расчетов выявлено, что с увеличением доли пласта с меньшей гидропроводностью в пределах ствола ГС наблюдается линейное снижение дебита, а наличие иной гидропроводности за пределами ствола влияет на дебит скважины в меньшей степени (рисунок 13).

Рисунок 13 - Изменение дебита модельной ГС при изменении гидропроводности пласта

Далее ставилась задача изучить особенности притока жидкости к ГС при вскрытии ею неоднородности в пределах пласта (рисунок 14),

ГС

Е1 < 82 > 6з < 64 > Е5

Рисунок 14 - Вскрытие модельной ГС неоднородности в пределах пласта

Проводили сопоставление дебита при попадании модельной ГС концами ствола в область высокой гидропроводности с дебитом при прохождении области высокой гидропроводности серединой ствола. Дебиты оказались примерно равными. В расчетах предполагалось, что суммарные участки длин в области высокой гидропроводности равны для обоих вариантов (рисунок 15).

у--0,0184х + 2!,793 Я*-0,9979

О 200 400 600 800 1000

А - суммарный дебит 11,38 м3/сут; Б - суммарный дебит 11,03 м3/сут Рисунок 15 - Профили притока жидкости к стволу модельной ГС при попадании концами стволов (вариант А) и серединной частью ствола (вариант Б) в область повышенной гидропроводности

Если скважина пересекает несколько раз участки высокой и низкой гидропроводности одинаковой суммарной длины, то дебит ГС также примерно равен значениям дебита в предыдущих случаях (рисунок 16).

Рисунок 16 - Профили притока жидкости к стволу модельной ГС при многократном чередовании ствола в области повышенной и пониженной (20 мкм?м/(Па-с) и 10 мкм-м/(Па-с)) гидропроводности пласта (суммарный дебит 11,23 м5/сут)

При большем различии гидропроводностей пласта, вскрываемого ГС, различие дебетов в среднем не превышает 2% (рисунки 17,18).

Е о,«

из Ч

0,04

Г......"-----------------------------------------------------

1 1

1 1 2

0 50 100 150 200 250 300

Длина ГС, м

1) суммарный дебит 5,28 м3/сут;

2) суммарный дебит 5,21 м3/сут Рисунок 17 - Профили притока жидкости к стволу

модельной ГС при попадании концами стволов (1) и серединной частью ствола (2) в область повышенной гидропроводности (0,1 и 20 мкм-м/(Па-с):

Длина ГС, м

Рисунок 18 - Профили притока жидкости к стволу модельной ГС при многократном чередовании ствола в области повышенной и пониженной (20 мкм?м/(Пас) и 0,1мкм?м/(Па с)) гидропроводности пласта (суммарный дебит 5,28 м3/сут)

Методами моделирования при вскрытии ГС неоднородности в пределах пласта выявлено, что местоположение участков с иной гидропроводностью по длине ствола практически не влияет на дебит.

Далее стояла задача изучить особенности притока жидкости к ГС при частичном вскрытии ею неоднородности залегания коллектора по амплитуде (рисунок 19).

ГС

Рисунок 19 - Вскрытие модельной ГС неоднородности залегания коллектора по амплитуде

При моделировании предполагалось, что ствол ГС несколько раз вскрывает один и тот же продуктивный пласт постоянной гидропроводности.

1 I

i |

1 V \ i i 2 j 1 . Z^ /

у t у

O IDO 2СЭ 330

Длим ГС, к

1) суммарный дебит 14,89 мэ/сут;

2) суммарный дебит 11,39 м3/сут Рисунок 20 - Профили притока жидкости к стволу

модельной ГС при попадании концами стволов (1) и серединной частью ствола (2) в область повышенной гидропроводности 20 мш2- м/(Пас);

д™гс,и

Рисунок 21 - Профили притока жидкости к стволу модельной ГС при многократном попадании стволом в область коллектора и неколлектора (сверхсуммарный дебит 16,08 м'/сут)

Показано, что при попадании конечными участками ствола в коллектор и серединой ствола в неколлектор дебит скважины выше в среднем на 30% по сравнению с обратным случаем, при этом предполагалось, что суммарные участки длин в области высокой гидропроводности равны. Физическая сущность этой закономерности состоит в том, что на концах участков ствола, попавшего в коллектор, появляются два и-образных профиля притока вместо одного в середине ствола (рисунок 20). Для первого случая возникает «концевой эффект» в виде дополнительных областей притока жидкости на концах участков ствола.

Установлено, что более частый вход и выход ствола из пласта приводит к еще большему (сверхсуммарному) дебиту по сравнению с вариантом бурения ГС в однородном пласте с той же эффективной длиной, Здесь и-образные профили притока (рисунок 21) появляются в связи с разнесением участков ствола друг от друга и наличием взаимодействия между ними по пласту, что приводит к увеличению продуктивных характеристик скважины по сравнению с одним стволом этой же суммарной длины. Безусловно и то, что бурение всего ствола в пределах пласта приведет к максимальному дебиту.

Далее ставилась задача изучить особенности притока жидкости к ГС при одновременном влиянии неоднородности коллектора и различного забойного давления.

При моделировании сопоставлялись варианты высокой депрессии на низкопроницаемый пласт для конечных участков и серединной части ствола (таблица 1).

Показано, что когда на концах ствола гидропроводность ниже, а депрессия выше, чем в серединной части ствола, дебит ГС выше в среднем на 18% из-за различия профилей притока, в частности при варианте (б) на крайних

участках ствола появляются два и-образных профиля притока с удлиненными концами, за счет которых и происходит увеличение притока (рисунок 22).

Таблица 1 - Дебеты ГС при различных вариантах забойных давлений и гидропроводности

Вариант На крайних участках ствола На серединном участке ствола Дебит, м3/сут

забойное давление (депрессия), МПа гвдропрово дность, мкм м/(Па с) забойное давление (депрессия), МПа гидропроводность, мкм м/(Пас)

а) 7,0(1,2) 20 5,8 (2,4) 10 9,49

б) 5,8 (2,4) 10 7,0(1,2) 20 11,23

Методами моделирования выявлено преобладание влияния депрессии над влиянием гидропроводности при сопоставлении вариантов высокой депрессии на низкопроницаемый пласт для конечных участков и серединной части ствола ГС, при этом суммарная длина конечных участков равнялась серединной части ствола, а отношение гидропроводностей равнялось обратному отношению депрессий.

Данный вывод имеет практическое значение. Если скважина попала конечными участками ствола в область повышенной гидропроводности, а высокая депрессия прикладывается к серединной части ствола, то повышение дебита будет несущественным. При этом, естественно, конкретные значения дебитов участков ствола зависят от многих факторов и должны рассчитываться индивидуально.

I 2

"а

Рз-5,8 МПа, Е-10 мкЛ/(Па-с)

ш

12 "я

Ё" 1

50 1 100 150 21 0

Рз-7,0 МПа, Е-20 мкм'м/(Па-с)

Длина ствола, М

Суммарный дебит 9,49 м7сут

Рз-7,0 МПа, е =20 мкмгм/(Па-с)

100

ЗМ

Рз=5,8 МПа, в-10 мкм'м/(Па-с)

Длина ствола, и

Суммарный дебит 11,23м3/сут

1........

АР, Ь.

Км1: '""".»I

ДР,

■ Е, 1

лр, ;;; и

Ч—<гг-+.

а> б) Рисунок 22 - Профили притока жидкости к стволу модельной ГС при различных вариантах забойных

давлений и гидропроводности

Отметим, что условие равномерной выработки запасов для «высокотехнологичных» скважин может и не соблюдаться. Оптимальные значения депрессии для того или иного пласта должны приниматься индивидуально с учетом влияния различных факторов: предельно допустимого забойного давления, типа коллектора, типа залежи, режима пласта, степени выработанности пласта, близости ВНК, наличия гидродинамической связи с ВНК и другими скважинами и после проведения гидродинамического моделирования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Результаты выполненной работы по исследованию особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти можно кратко резюмировать следующим образом:

1 Получены зависимости оптимальных длин ГС на основе геолого-экономического обоснования. Предложены рекомендации по определению оптимальной длины ГС для залежей 302-303 Ромашкинского месторождения.

2 Установлено, что при прохождении стволом скважины зон трещиноватости с повышенной гидропроводностью происходит скачкообразное увеличение притока и чем больше по пути прохождения ствола ГС встречаются зоны с повышенной гидропроводностью, тем больший достигается дебит.

3 Впервые методами моделирования доказано, что при разделении в продуктивном пласте ствола ГС на участки с различным забойным давлением возникают значительные перетоки жидкости вблизи пакера через пласт из области низкой депрессии в область высокой депрессии, а при посадке пакера в стволе скважины, проходящей через непроницаемую часть пласта, перетоки отсутствуют.

4 Методами моделирования выявлено преобладание влияния депрессии над влиянием гидропроводности при сопоставлении вариантов высокой депрессии на низкопроницаемый пласт для конечных участков и серединной части ствола ГС, при этом суммарная длина конечных участков равнялась серединной части ствола, а отношение гидропроводностей равнялось обратному отношению депрессий.

5 Показано, что при попадании конечными участками ствола в коллектор и серединой ствола в неколлектор дебит скважины выше в среднем на 30% по сравнению с обратным случаем, при этом предполагалось, что суммарные участки длин в области высокой гидропроводности равны. Физическая сущность этой закономерности состоит в том, что на концах участков ствола, попавшего в коллектор, появляются два Ц-образных профиля притока вместо одного в середине ствола. Для первого случая возникает «концевой эффект» в виде дополнительных областей притока жидкости на концах участков ствола.

6 Отмечено, что более частый вход и выход ствола из пласта приводит к еще большему (сверхсуммарному) дебиту по сравнению с вариантом бурения ГС в однородном пласте с той же эффективной длиной. Здесь и-образные профили

притока появляются в связи с разнесением участков ствола друг от друга и наличием взаимодействия между ними по пласту, что приводит к увеличению продуктивных характеристик скважины по сравнению с одним стволом этой же суммарной длины. Безусловно и то, что бурение всего ствола в пределах пласта приведет к максимальному дебиту.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1 Иктисанов В.А. Оптимизация режимов работы горизонтальных скважин / В.А. Иктисанов, Н.Х. Мусабирова, Д.Г, Яраханова // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть» (Бугульма, 25-26 апреля 2006 г.). - Бугульма, 2006. - С. 232-235.

2 Иктисанов В.А. Интерпретация КВД многоствольных горизонтальных скважин / В.А. Иктисанов, JI.X. Фокеева, Д.Г. Яраханова // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: материалы 5-й научно-технической конференции (Томск, 23-25 мая 2006 г.) - Томск: Изд-во Томского ун-та, 2006. -С. 83-85.

3 Иктисанов В.А. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкинского месторождения / В.А. Иктисанов, Д.Г.-Яраханова П Нефтяное хозяйство.-2007.-№ 3.- С. 65-67..

4 Яраханова Д.Г. Изучение влияния неоднородности коллектора на продуктивные характеристики скважины - / Д.Г. Яраханова // Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов: материалы Международной научно-практической конференции (Казань 4-6 сентября 2007 г.). - Казань, 2007. - С. 681-685.

Подписано в печать 19.11.08. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 252. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета , . Адрес типографии:

450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Яраханова, Диляра Газымовна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ИЗУЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА РАЗЛИЧНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ.

1.1 Применение горизонтальных скважин.

1.2 Сравнительный анализ эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин.

1.3 Способы исследования ствола горизонтальной скважины.

1.4 Обзор методик интерпретации KBД горизонтальных скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

2 МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ В НЕОДНОРОДНОМ И ОДНОРОДНОМ ПЛАСТАХ.

2.1 Изучение работ по определению коэффициента продуктивности горизонтальных скважин.

2.2 Анализ дополнительных факторов влияющих на коэффициент продуктивности горизонтальных скважин.

2.3 Определение коэффициента продуктивности горизонтальных скважин различной траектории.

2.4 Моделирование притока жидкости к горизонтальной скважине в неоднородном пласте.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

3 РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ОПТИМАЛЬНОЙ ДЛИНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ ДЛЯ ЗАДАННЫХ ГЕОЛОГО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ.

3.1 Существующие способы определения оптимальной длины горизонтальных скважин.

3.2 Предлагаемый способ определения оптимальной длины горизонтальных скважин.

3.3 Учет взаимовлияния соседних скважин.

3.4 Определение длины горизонтальных скважин для залежей 302-303.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

4 РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ

СКВАЖИН.

4.1 Управление выработкой запасов, дренируемых горизонтальной скважиной.

4.2 Изучение влияния различного забойного давления на равномерную выработку пластов.

4.3 Изучение влияния неоднородности коллектора на особенности притока жидкости к горизонтальной скважине.

4.4 Изучение влияния неоднородности коллектора и различного забойного давления на особенности притока жидкости к горизонтальной скважине

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти"

Актуальность и постановка задачи. В настоящее время в мировой практике добычи нефти и газа наблюдается повышенный интерес к горизонтальным скважинам (ГС). В Российской Федерации структура сырьевой базы нефти такова, что традиционный ввод месторождений с низкопроницаемыми коллекторами в разработку при их разбуривании вертикальными скважинами (ВС) может быть экономически невыгоден, а иногда невозможен, вследствие чего значительный объем запасов окажется невовлеченным в промышленную разработку. Это относится к трудноизвлекаемым запасам, находящимся в неоднородных и низкопроницаемых пластах, коллекторах с высоковязкой нефтью, потенциальные ресурсы которых оцениваются по стране в несколько миллиардов тонн.

Особо следует отметить, что применение ГС при разработке нефтяных месторождений - это не просто очередное внедрение в практику нефтеизвлечения одного из современных способов бурения скважин (как это было в свое время с внедрением заводнения), а комплексное инновационное обновление нефтедобывающей отрасли России.

В Республике Татарстан в структуре остаточных извлекаемых запасов активные извлекаемые запасы составляют 20,4%, а трудноизвлекаемые - 79,6%, в том числе на высоковязкие нефти приходится 39,5%, в малопроницаемых коллекторах - 20,4%, в водонефтяных зонах, карбонатных коллекторах и на участках малой толщины - 19,5%.

З.С. Алиев и В.В. Шеремет подчеркивают, что возможность повышения производительности скважин путем увеличения поверхности притока известна с давних времен. На раннем этапе развития этого направления с целью увеличения поверхности фильтрации использовались наклонные скважины. Благодаря этому в течение последних лет число таких скважин за рубежом интенсивно растет. В России первые ГС были пробурены еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Основоположником и энтузиастом горизонтального бурения в нашей стране был

A.M. Григорян. Бурение скважин с горизонтальными стволами в продуктивном пласте начало применяться в Татарстане с 1976 года. К настоящему времени в Республике Татарстан пробурено около 600 ГС и боковых горизонтальных стволов (БГС).

Коллекторы, вскрываемые ГС, практически всегда состоят из нескольких пластов или пропластков. В связи с этим возникает необходимость управления выработкой запасов из различных пластов или пропластков дренируемых ГС. При отсутствии регулирования этих процессов происходит неравномерная выработка пластов, различное изменение пластового давления, обводнение высокопроницаемых пропластков, что в конечном итоге нарушает стратегию разработки объекта.

Отсюда очевидно, что на сегодняшний день исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине для интенсификации добычи нефти путем изучения влияния забойного давления и неоднородности коллектора, определения оптимальной длины ствола для заданных горногеологических условий, разработки практических рекомендаций по повышению эффективности эксплуатации ГС, с целью управления выработкой запасов, является актуальной задачей. Для детального изучения этих задач необходимо провести гидродинамическое моделирование.

Целью диссертационной работы является повышение эффективности эксплуатации ГС в неоднородных нефтенасыщеиных пластах.

В соответствии с целью в ходе исследований предстояло решить следующие основные задачи.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Яраханова, Диляра Газымовна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

Результаты выполненной работы по исследованию особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти можно кратко резюмировать следующим образом:

1. Получены зависимости оптимальных длин ГС на основе геолого-экономического обоснования. Предложены рекомендации по определению оптимальной длины ГС для залежей 302-303 Ромашкинского месторождения.

2. Установлено, что при прохождении стволом скважины зон трещиноватости с повышенной гидропроводностью происходит скачкообразное увеличение притока и чем больше по пути прохождения ствола ГС встречаются зоны с повышенной гидропроводностью, тем больший достигается дебит.

3. Впервые методами моделирования доказано, что при разделении в продуктивном пласте ствола ГС на участки с различным забойным давлением возникают значительные перетоки жидкости вблизи пакера через пласт из области низкой депрессии в область высокой депрессии, а при посадке пакера в стволе скважины, проходящей через непроницаемую часть пласта, перетоки отсутствуют.

4. Методами моделирования выявлено преобладание влияния депрессии над влиянием гидропроводности при сопоставлении вариантов высокой депрессии на низкопроницаемый пласт для конечных участков и серединной части ствола ГС, при этом суммарная длина конечных участков равнялась серединной части ствола, а отношение гидропроводностей равнялось обратному отношению депрессий.

5. Показано, что при попадании конечными участками ствола в коллектор и серединой ствола в неколлектор дебит скважины выше в среднем на 30% по сравнению с обратным случаем, при этом предполагалось, что суммарные участки длин в области высокой гидропроводности равны. Физическая сущность этой закономерности состоит в том, что на концах участков ствола, попавшего в коллектор, появляются два U-образных профиля притока вместо одного в середине ствола. Для первого случая возникает «концевой эффект» в виде дополнительных областей притока жидкости на концах участков ствола. 6. Отмечено, что более частый вход и выход ствола из пласта приводит к еще большему (сверхсуммарному) дебиту по сравнению с вариантом бурения ГС в однородном пласте с той же эффективной длиной. Здесь U-образные профили притока появляются в связи с разнесением участков ствола друг от друга и наличием взаимодействия между ними по пласту, что приводит к увеличению продуктивных характеристик скважины по сравнению с одним стволом этой же суммарной длины. Безусловно и то, что бурение всего ствола в пределах пласта приведет к максимальному дебиту.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Яраханова, Диляра Газымовна, Уфа

1. Абызбаев И.И., Сыртланов А.Ш., Викторов П.Ф., Лозин Е.В. Разработка залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти Башкортостана. Уфа, «Китап», 1994. 178 с.

2. Актуальные задачи выявления и реализации потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения / Конференция // Интервал. 2002. - № 2. - с.65-66

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

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

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.Н. Подземная гидромеханика. М., Недра, 1993,416 с.

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

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

8. Бескровный Н.С. Рациональные пути освоения традиционных и нетрадиционных ресурсов углеводородного сырья (на основе зарубежного опыта). С.-Петербург. 1993. - 224 с.

9. П.Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. -М.: Недра, 1971. 175 с.

10. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.- 154 с.

11. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся вузов: /Под гл. ред. физ.-мат. лит. 13-е изд., испр. -М.: Наука, 1986.-544 с.

12. Бузинов С.И., Григорьев А.В., Егурцов Н.А. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000 г., г. Москва, с.94

13. Волков Ю.А. Выявление и реализация потенциальных возможностей горизонтальных технологий нефтеизвлечения как одно из приоритетных направлений развития нефтедобывающей отрасли // Интервал. 2002. -№9.-с.69-73.

14. Выбор типа и оптимальной конструкции скважин для повышения рентабельности разработки нефтяных и газовых месторождений /З.С

15. Алиев, К.С.Басииев, Никитин Б.А. и др. // Горизонтальные скважины: Тез. 3-го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г., М., 2000.

16. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. / Монография М.:КубК-а, 1997. - 352 с.

17. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин / Муслимов Р.Х., Хисамов Р.С., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х. и др. // Нефтяное хозяйство, 2003. №7. - с.74-75.

18. Гидродинамические исследования скважин / П.В. Мангазеев, М.В. Панков, Т.Е. Кулагина, М.Р. Камартдинов, Т.А. Деева. Томск: Изд-во ТПУ, 2004. - 340с.

19. Горизонтальные скважины система разработки, техника и технология бурения / Хисамов Р.С., Тахаутдинов Ш.Ф., Сулейманов Э.И., и др. // Нефть Татарстана, Бугульма, ТатНИПИнефть, 1998. - №1. - с.18-28.

20. Горизонтальные скважины: системы разработки, техника и технология бурения / Р.Г. Галеев, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, И.Г. Юсупов, Р.С. Абдрахманов, Р.Т. Фазлыев // Интервал 2002. - № 9. - с. 46-50

21. Горизонтальные скважины: системы разработки, техника и технология бурения / Р.Г. Галеев, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, И.Г. Юсупов, Р.С. Абдрахманов, Р.Т. Фазлыев // Интервал 2002. - № 9. - с. 46-50

22. Григулецкий В.Г. Оптимальное управление при бурении скважин. М.: Недра, 1988,229 с.

23. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и ГС. М.: Недра, 1969.-190 с.

24. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом.-1989.-№3

25. З.С. Алиев, Б.Е. Сомов, С.А. Рогачев. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.-96 с.

26. ЗО.Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки местрождений нефти и газа. М., 2004.-519 с.

27. Зайцев С.И., Крючков Б.Н. Новые возможности применения горизонтальных скважин в водоплавающих залежах. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000 г., г. Москва, с. 108-109.

28. Зарипов А.Т. Совершенствование разработки месторождений тяжелых нефтей тепловыми методами с использованием горизонтальных технологий (на примере Ашальчинского месторождения). Автореф. дисс. канд. техн. паук. Бугульма, 2006 г., 24 с.

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

30. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров коллекторов и реологических свойств флюидов при разработке нефтяных месторождений. Автореф. дисс. докт. техн. наук. Бугульма, 2002 г., - 51с.

31. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н., Мирсаитов Р.Г. Интерпретация КВД в горизонтальной скважине с учетом притока. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000 г., г. Москва. с.103-104

32. Иктисанов В.А. и др. Отчет по договору № 06.2624.06, тема «Разработка методики определения оптимальной длины горизонтальных стволов скважин для залежей 302-303 (заключительный)». ТатНИПИнефть, Бугульма, 2006.

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

34. Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., Яраханова Д.Г. Оптимизация режимов работы горизонтальных скважин // Сборник докладов научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», Бугульма РТ, 25-26 апреля 2006г. с.232-235.

35. Иктисанов В.А., Овчинников М.Н., Хайруллин М.Х. и др. Отчет по договору № 06.2622.06, тема «Выбор базовых методик интерпретации КВД для условий ОАО «Татнефть» (заключительный). ТатНИПИнефть, Бугульма, 2006.

36. Иктисанов В.А., Фокеева JI.X. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам: Материалы науч.-практ. конф. «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Изд-во КГУ, 2005. - с. 121-123.

37. Иктисанов В.А., Яраханова Д.Г. Определение оптимальной длины горизонтальных стволов скважин на двух залежах Ромашкинского месторождения // Нефтяное хозяйство.-2007. № 3.-е. 65-67.

38. Исследование многофазных потоков в горизонтальных скважинах/ Валиуллин Р.А, Шарафутдинов Р.Ф., Яруллин Р.К. и др. // Нефтяное хозяйство, 2002. №12. - с.55-56.

39. Исследования горизонтальных скважин, оборудованных штанговыми насосами / А.Г. Корженевский, В.А. Иктисанов, К.Г. Мазитов и др. // Нефть Татарстана. 2001. - № 2. - с. 10-12.

40. Карпова Л.Г., Янгуразова З.А., Горшенина Е.А. Выработка природных битумов и высоковязких нефтей с применением горизонтальных скважин. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 2930 ноября 2000г., г. Москва, с. 118.

41. Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С. О возможности прогнозирования дебитов горизонтальных скважин по материалам геофизических исследований скважин, с.125-126.

42. Котлярова Е.М. Разработка методов исследования и технологий эксплуатации горизонтальных газовых скважин, вскрывших неоднородные низкопродуктивные пласты (на примере ОНГКМ). Автореф. дисс. канд.техн.наук.-РГУ нефти и газа им. Губкина.-2006 28 с.

43. Краузе Ф.К. Увеличение извлекаемых запасов нефти за счет горизонтального бурения: Пер. с англ. // Мировая нефть.-1989.-Т.29.-№4.-Фонды ВНИИЭГазпрома.

44. Крылов В.А. Разработка нефтегазовых залежей на основе горизонтальных скважин. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000г., г. Москва. с.92

45. Куштанова Г.Г. Обработка кривых восстановления давления в трещиновато-пористых средах. Семинар главных геологов ОАО «ТН», сентябрь 2005г., НГДУ «Заинскнефть», с.36.

46. JI. де Бест, Ф. ван ден Берг. «Умные» месторождения — путь к максимальной рентабельности разработки. материалы Российской нефтегазовой технической конференции, 3-6 октября 2006, SPE103575-5c.

47. Леготин Л.Г., Мусин М.М. Особенности измерения расхода несмешиваемых жидкостей в горизонтальных скважинах. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000 г., г. Москва, с. 126-127.

48. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. 516 с.

49. Лысенко В.Д. О плотности сетки горизонтальных и вертикальных скважин // Нефтепромысловое дело. 2006. - № 8. - с.20-22.

50. Лысенко В.Д. проектирование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин / В. Лысенко // Бурение и нефть. -2005. -Янв.- с. 21-23

51. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин / В.Д. Лысенко // НТЖ. Нефтепромысловое дело. 2005. - № 1. - с. 4-15

52. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005. 607 с.

53. Меркулов В.П, Сургучев И.А. Определение дебита и эффективности наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. 1960. - № 21.

54. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 6.

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

56. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. ин-та/КуйбышевНИИ. -1960. Вып. 8.

57. Методические указания по технологии проведения и обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. РД 39-0147585-233-01 / Р.Н. Дияшев, А.Г. Корженевский, В.А. Иктисанов и др. Бугульма, 2001. - 20 с.

58. Мирсаитов Р.Г. Идентификация параметров двухфазной фильтрации. Автореферат дисс. канд. физ.-мат. наук. Казань, 1996. - 22 с.

59. Мукминов И.Р. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство.-2006.- № 9.-е. 28-30.

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

61. Муслимов Р.Х., Юсупов И.Г., Хисамов Р.С., Перспективы и проблемы доразработки заводненных коллекторов горизонтальными скважинами // Тезисы докладов конф. Альметьевск, 1994. с. 117-118.

62. Муслимов Р.Х., Васянин Г.И. Геология турнейского яруса Татарстана.-Казань: Мастер Лайн, 1999.-186 с.

63. Муртазина Т.М., Тюрин В.В. Результаты применения горизонтальной технологии на объектах Ново-Елховского месторождения // Интервал.-2002.-№8.-с. 80-84.

64. Нафиков А.З., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Фархуллин Р.Г. Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин. 1999, с. 316-322

65. Некоторые проблемы разработки сложнопостроенных залежей нефти горизонтальными скважинами / Г.Ф. Кандаурова, Р.Т. Фазлыев, Н.Г. Садреева и др.//Нефтяное хозяйство.-2005. №7. - с. 38-41.

66. Обоснование рациональной разработки многопластового месторождения системой горизонтальных скважин / Хисамов Р.С., Буторин О.И., Хисамутдинов Н.И., и др. // Нефтяное хозяйство, 2001. №8. - с. 60-62.

67. Опыт применения горизонтальной технологии нефтеизвлечения на объектах НГДУ «Бавлынефть» /В.В. Тюрин, И.М. Мухаметвалеев, Б.Г. Ганиев, В.Б. Подавалов // Георесурсы. 2006. - № 3. - с.27-30

68. Опыт строительства и эксплуатации скважин сложной архитектуры в ОАО «Татнефть» / Р.С. Хисамов, P.P. Ибатуллин, Р.Т. Фазлыев и др. // Нефть и капитал. Технологии ТЭК. 2004. - № 6. - с. 19-25.

69. Основы технологии горизонтальной скважины / пер. с англ. и ред.: В.Ф. Будников, Е.Ю. Проселков, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов. Кубань», 2003.-424 с.

70. Отчет по договору 98.1244.98 «Создание гидродинамических моделей и компьютерных методик интерпретации результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин», ответ. Исполнитель Иктисанов В.А., Бугульма, 1998, 85 с.

71. Отчет по договору №73/96-1,2 «Разработка методов определения гидродинамических параметров трещиновато-пористых пластов по результатам промысловых исследований», ИММ КНЦ РАН, ответ, исполнитель Хайруллин М.Х., Казань, 1996, 50 с.

72. Оценка влияния длины горизонтальной скважины на продуктивность и нефтеизвлечение / Р.Г. Рамазанов, Р.Х. Иизаев, М.В. Александрова // Нефть Татарстана. 2002. - № 1.-е. 13-16.

73. Пат. 2087929. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследования этих скважин.

74. Пат. 2176725 РФ, МКИ7 Е 21 В 43/ 16 Способ разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами / Хисамов Р.С., Курочкин Б.М., Муслимов Р.Х. и др. (РФ) 2000124426/03 Заяв. 27.09.2000., опубл. 10.12.2001., Бюл. № 34.

75. Патент на изобретение № 2243372. Способ гидродинамических исследований горизонтальных скважин // Хисамов Р.С., Муслимов Р.Х., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х. и др. Заявл. № 2003133117. -13.1.2003.-Бюл. №36.

76. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт // Тр. ин-та/ ВНИИ. -1961. Вып. 32. -С. 29-57.

77. Повышение продуктивности горизонтальных скважин и боковых стволов с применением виброволнового воздействия / В.П. Дыбленко, И.А. Туфанов, Р.Я. Шарифуллин, Р.С. Хисамов, О.В. Каптелинин // Интервал. -2002. № 9. - с.79-83

78. ЮО.Полубаринова Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. - М.: Гостехиздат, 1952. - 674 с.

79. Применение горизонтальной технологии для разработки нефтяных месторождений в Татарстане / Р.Х. Муслимов, Р.С. Хисамов, Ш.Ф.

80. Тахаутдинов, И.Г. Юсупов, Р.Г. Рамазанов, Р.Т. Фазлыев // Интервал. -2002. -№ 10. с.77-80.

81. Проблемы и достижения в области бурения наклонно направленных скважин с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте: Пер. с англ.//Нефть и газ.-1988.-№19,21,24,27.-Фонды ВНИИЭГазпрома.

82. Р.Х. Муслимов, Э.И. Сулейманов, Ю.А. Волков, Л.Г. Карпова, Р.Т. Фазлыев, В.В. Тюрин. Опыт применения горизонтальной технологии при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 12. - с. 31-36

83. Развитие горизонтальной технологии разработки нефтяных месторождений Татарстана / Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P., Фазлыев Р.Т., Юсупов И.Г. // Нефтяное хозяйство, 2003. №8. - с.46-48

84. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / Евченко B.C., Захарченко Н.П., Каган Я.М. и др. М.: «Недра», 1986, 278 с.

85. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто наклонных скважин // Нефтяное хозяйство, 1994. №8. - с. 11-16.

86. РД 153-39.0-490-06 Инструкция по подбору скважин для вскрытия на депрессии, Бугульма, 2006.

87. Ш.Сургучев М.Л., Табаков В.П., Киверенко В.М. Состояние и перспективы применения горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений: Докл. на НТС Миннефтегазпрома СССР, 1990.

88. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2006. - 424 с.

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

90. Тихонов А.Н., Арсеньев В.Я. Методы решения некорректных задач. М.: Наука, 1979, 288 с.

91. Усовершенствованная методология гидродинамического моделирования разработки залежи горизонтальными скважинами / Слепцов Д.И., Палий А.О. // Нефтяное хозяйство, 2007. №2. - с.62-65.

92. Фазлыев Р.Т. К вопросу проектирования систем разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследования. Казань: МастерЛайн, 2000. - с.55-61.

93. Федоров В.Н. Аппаратурно-методический комплекс для термогидродинамических исследований пологих горизонтальных скважин. Автореф. дисс. докт. техн. наук. Уфа, 2004 г., 39 с.

94. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования. Автореф. Дисс.канд. техн. наук. Бугульма, 2002г., 26 с.

95. Хисамов Р.С., Газизов А. А., Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. -568 с.

96. Чекушин В.Ф., Алиев З.С. Сомов Б.Е. Влияние параметра анизотропии на показатели разработки однородных и неоднородных пластов, вскрытых многоствольно-горизонтальными скважинами. Тезисы 3-го

97. Международного семинара «Горизонтальные скважины», 29-30 ноября 2000г., г. Москва, с. 112

98. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. Автореф. дисс. докт. техн. наук. М., 2000г., 2000 г., 49 с.

99. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М., Наука. 1998г. 285 с.

100. Шайхутдинов P. VIII международная конференция по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами // Бурение и нефть. 2003. - Дек. - с. 19-20

101. Эффективность бурения горизонтальных скважин на месторождении ОАО «Татнефть» / Хисамов Р.С., Юсупов Р.Г., Тахаутдинов Ш.Ф. и др. // Нефтяное хозяйство, 1998. №7. - с.8-9.

102. Эффективность использования горизонтальных технологий на месторождениях Татарстана / Р.Х. Муслимов, P.P. Ибатуллин, И.Г. Юсупов, Р.Т. Фазлыев, А.Н. Хамидуллина // Интервал 2002. ■ № 2. -с.72-76

103. Эффективность эксплуатации скважин с горизонтальным стволом по залежам НГДУ «Нурлатнефть» / Г.Х. Бакирова, Р.Т. Фазлыев, А.Х. Хасаншина и др.//Нефтяное хозяйство. 2004 г. - № 7. - с. 27-30.

104. Янгуразова 3. А. Создание математических моделей систем разработки месторождений промышленных битумов горизонтальными скважинами. Тезисы 3-го Международного семинара «Горизонтальные скважины», 2930 ноября 2000г., г. Москва, с.110.

105. Aguilera R.NgM.C. Transient pressure analyses of horizontal wells in anisotrpic naturally fractured reservoir // Ibid. 1991. Mar. P. 95-100

106. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE18334, 1988, November 1989, SPEFE, pp.417-421.

107. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, p. 224.

108. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, p. 223.

109. Butler R.M. The potential for horizontal wells for petroleum production // JCPT. 1989. May-June, № 3. pp. 39.47.

110. Carvalho R.S., Rosa A.J. Transient pressure behavior for horizontal wells in naturally fractured reservoir// SPE. 1988. 18302

111. Clonts M.D., Ramey H.J. Pressure transient analyses for wells with horizontal drainholes//SPE. 1986. 15119

112. Dietrich J.K., Kuo S.S. Predicting Horizontal Well Productivity//Journal of Canadian Petroleum Technology, June 1996. Vol.35. - №6.-p.42-48.,

113. Economides M.J., Ehlig- Economides C.A., Discussion of formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. JPT, December 1991, pp. 1521-1522.

114. Elbel J., Ayoub J. Evaluation of apparent lengths indicated from transient tests //JPT. 1992. Vol. 31, №3. Dec.

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

116. Gilbert C.J. Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole pit area fields. // SPE FE. 1996. May. P. 101-108'

117. Goode P.A., Thambynaygam R.K.M. Pressure drawdown and buildup analysis of horizontal wells in anisotropic media//SPE FE. 1987.Dec. P.683-699

118. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // JPT, 1988 June, pp. 729-739.

119. Joshi S.D. Cost/Benefits ofHorisontal Wells. SPE 83621, 2003.

120. Joshi S.D. Horizontal well technology: Penn Well, Tulsa, OK, 1991.

121. Kruse D. Where are equipment prices headed.//Drilling. v. 50, №4, 1989.

122. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells // JPT. 1995. Jan. P. 36-41

123. Kuchuk F.J., Goode P.A., Brice B.W. et al. Pressure transient analysis and inflow performance for horizontal weels // JPT. 1990. Aug. P. 974-1031

124. Kuchuk F.J., Lenn C., Hook P., Fjerstad P. Performance Evaluation of Horizontal Wells. SPE 39749. pp. 231-243.

125. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient test // JPT. 1994. Febr. P. 157-162

126. Poon D., Decline curves for predicting production performance from horizontal wills //JCPT. 1991. Vol. 30, № 1. P. 77-81.

127. Raghavan R., Joshi S.D. Productivity of multiple drainholes or fractured horizontal wells // SPE FE. 1993. Mar. pp. 11-16.

128. Soliman M.Y., Hunt J.L., El Rabaa A.M. Fracturing aspects of horizontal wells // JPT. 1990. Aug. pp. 966-973.

129. Sprous A.M., Joufs A., Rocca M. Logging horizontal wells: field practice for various techniques. //Petrol Technol. 1988, №10, pp. 1352-1354.

130. Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. Elliptical flow in composite reservoir // JCPT, 1992 Vol. 31, № 10. pp. 47-50.

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

132. Yurubcheno-Tokhomskoye Field Riphean Reservoir. Oil Recovery Potential and Well Requirements: Report.-Moscow: Yukos JSC, 2001.-176 p.