Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

УДК 622.276.5.001.5

Бочаров Георгий Валерьевич

ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН НА НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ В СИСТЕМЕ ПЛАСТ-СКВАЖИНА

Специальность 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004г.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор В.В. Кадет

доктор технических наук, профессор В.Д. Лысенко, кандидат технических наук, М.К. Тупысев

Ведущая организация:

Институт проблем нефти и газа РАН и Минобразования РФ

Защита диссертации состоится в 15е0 аудитории

на заседании диссертационного совета Д 212.200.08 в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы диссертационной работы

В процессе разработки и моделирования месторождений встаёт вопрос получения исходной информации о фильтрационно-ёмкостных свойствах коллектора в зоне дренирования скважин. Также важен вопрос о знании дополнительных фильтрационных сопротивлений в прискважинной зоне. Важнейшими источниками получения этой информации являются гидродинамические исследования пластов и скважин. К ним относятся кривые восстановления давления, гидропрослушивания, индикаторные диаграммы и т.д. Кроме того, хорошо известны методы по интерпретации гидродинамических исследований пластов и скважин, которые базируются на результатах мгновенных замеров забойных давлений и дебитов (И.Д.Умрихин, Л.Г. Кульпин, Ю.А.Мясников и др.). Данные о фильтрационных характеристиках продуктивного пласта также необходимы и для тех случаев, когда условия проведения исследований неточно отвечают соответствующей модельной ситуации, например, при не мгновенной остановке скважины при снятии КВД и для тех скважин, которые только предстоит ввести в эксплуатацию. В последнем случае было бы крайне важным знать фильтрационные характеристики прискважинной зоны пласта без проведения дополнительных исследований, т.е. в процессе освоения скважины. Такой подход выгоден с точки зрения наиболее эффективного использования временных и людских ресурсов.

Традиционно для описания характера притока к вертикальной скважине используется модель плоскорадиального течения. Однако, в некоторых случаях, например, в пластах большой толщины, когда скважина вскрывает пласт в его середине в ограниченном интервале перфорации, такой подход может быть неправомерен. В частности, в таких случаях для интерпретации КВД рекомендуется пользоваться моделью сферического стока. В связи с этим

возникает вопрос о разработке методического подхода, который бы позволил

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ 3 БИБЛИОТЕКА

проводить интерпретацию КВД для таких специфических случаев, а также осуществлять диагностику фильтрационных моделей по результатам интерпретации КВД. Этот подход также может позволить выбрать фильтрационную модель пористого или трещинного-пористого пласта, а также оценить неоднородность его по проницаемости для построения гидродинамической модели.

В последнее время все большую актуальность приобретает разработка методов интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах и оценки состояния продуктивного пласта в прискважинной зоне. Хорошо известно, что особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что при снижении давления в пласте, начиная с некоторого его значения, которое определяется температурой, компонентным составом газоконденсатной смеси и т.д., начинает выпадать конденсат, что приводит к возникновению двухфазной фильтрации. Это явление затрудняет диагностику фильтрационных характеристик коллектора в прискважинной зоне (механический скин-фактор). В связи с отмеченным, в работе представлен несколько иной подход к интерпретации КВД для газоконденсатных скважин по сравнению с разработанными методами для случая однофазной фильтрации, который позволяет в первом приближении определять гидропроводность и скин-фактор даже в случае немгновенной остановки скважины.

В настоящее время при разработке нефтяных и газовых месторождений, наряду с вертикальными скважинами, широко используются горизонтальные скважины. В современной нефтепромысловой науке значительное место уделяют вопросам исследования горизонтальных скважин, а также описания процесса притока УВ к ней. Используемые в настоящее время подходы к описанию притока к горизонтальной скважине, как правило, сводят решение трёхмерной задачи фильтрации к ряду двухмерных. Однако, эти подходы не лишены погрешности, поскольку поле давления в данном случае трёхмерно. В связи с отмеченным, в работе предложено решение задачи моделирования

притока к горизонтальной скважине с помощью трёхмерного уравнения пьезопроводности в анизотропном пласте.

В работе также представлен нетрадиционный подход по оценке коэффициента продуктивности по мгновенным замерам забойного давления и дебита в работающих горизонтальных скважинах.

Необходимость исследований вышеизложенных вопросов диктовалась требованиями, предъявляемых к построению геолого-технологических моделей продуктивных пластов, к конкретному проектированию их разработки, контролю, анализу и регулированию процесса выработки запасов УВ. В этом заключается актуальность работы.

Цель работы

Разработка комплексного подхода к интерпретации кривых восстановления давления в вертикальных и горизонтальных скважинах на основе анализа нестационарных процессов перераспределения давления.

Основные задачи исследований

Для реализации комплексного подхода к интерпретации нестационарных гидродинамических исследований скважин для вертикальных и горизонтальных скважин в коллекторах различных типов были поставлены следующие задачи:

- оценить фильтрационные характеристики пласта в процессе освоения скважины с помощью эжекторной установки;

- разработать методический подход интерпретации КВД для сферического фильтрационного потока, позволяющий осуществлять выбор адекватной фильтрационной модели по КВД;

- разработать методический подход интерпретации КВД в горизонтальной скважине для различных типов коллекторов;

предложить методический подход определения коэффициента продуктивности горизонтальной скважины, работающей в ограниченном анизотропном пласте;

разработать методический подход определения коэффициента продуктивности горизонтальной скважины в процессе работы скважины без изменения режима её работы;

разработать методический подход по учету притока при интерпретации КВД в вертикальных скважинах для коллекторов различных типов;

предложить методический подход по определению механического скин-фактора и проницаемости по КВД для газоконденсатных скважин.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались методы подземной гидромеханики, математической физики, функционального анализа, теории случайных процессов, теории автоматического управления, матричного анализа, а также стохастические методы глобальной оптимизации. При интерпретации КВД использовался автоматизированный программный комплекс "Интерпретатор-М". Научная новизна

1. Предложен методический подход по оценке коллекторских свойств прискважинной и удалённой зон пласта в процессе освоения скважины с помощью эжекторной установки без остановки скважины.

2. Предложен и обоснован методический подход для выбора фильтрационных моделей при интерпретации данных КВД для случая сферического фильтрационного потока.

3. С использованием метода детерминированных моментов получены аналитические соотношения для интерпретации КВД в вертикальной скважине с учётом притока после остановки в трещинно-пористых и пористых пластах.

4. Дано аналитическое решение уравнения пьезопроводности для стационарного и нестационарного притоков к горизонтальной скважине в ограниченном анизотропном пласте, а также предложена формула для определения коэффициента продуктивности горизонтальной скважины.

5. Разработан методический подход определения коэффициента продуктивности горизонтальной скважины в процессе её работы по мгновенным замерам дебита и забойного давления.

6. Обоснована методология интерпретации КВД в горизонтальных скважинах для обработки данных исследований в автоматическом режиме.

7. Создан методический подход по интерпретации КВД для газоконденсатных скважин, позволяющий определять абсолютную проницаемость пласта, механический скин-фактор, который не требует знания фазовых проницаемостей по газу и конденсату.

Практическая ценность работы

Результаты данной работы позволяют:

1. Осуществлять в автоматизированном режиме интерпретацию материалов гидродинамических исследований, проведенных в вертикальных и горизонтальных скважинах для различных типов коллекторов,- а также в газоконденсатных скважинах.

2. Оперативно оценивать состояние пласта на стадии освоения в процессе безостановочной эксплуатации скважины.

3. Определять коэффициент продуктивности горизонтальной скважины без изменения режима ей работы, а также интерпретировать КВД в горизонтальных скважинах.

Реализация и внедрение результатов работы

Результаты, полученные в ходе выполнения диссертации, использованы на предприятии ОАО "Татнефтегеофизика" для интерпретации процесса освоения ряда скважин Павловской площади Ромашкинского месторождения, а также на ряде других предприятий нефтегазового комплекса России.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на «Конференции по гидродинамическим исследованиям скважин» (Москва, май 2001г.); IV Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», (Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001г.); на ряде семинаров по гидродинамическим исследованиям скважин, организованных кафедрой нефтегазового бизнеса в АНХ при правительстве РФ (АНХ при правительстве РФ, г. Москва, 2000-2001г.), а также на научном семинаре кафедры разработки нефтяных месторождений и научном семинаре кафедры нефтегазовой и подземной гидромеханики в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина (октябрь 2002г.). Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 9 научных работ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, заключения, списка литературы. Работа изложена на 128 страницах, включая 29 рисунков, одну таблицу. Список литературы включает 160 наименований.

Диссертация выполнена на кафедрах нефтегазовой и подземной гидромеханики и разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М Губкина.

Автор выражает благодарность научному руководителю, заведующему кафедрой нефтегазовой и подземной гидромеханики д.т.н., проф. В.В. Кадету, заведующему кафедрой разработки нефтяных месторождений д.т.н., проф. И.Т. Мищенко, руководителю ООО "НИПИморнефть", д.т.н. Л.Г. Кульпину и коллективу института за внимание к работе и полезные советы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований.

В первой главе рассмотрен достаточно широкий круг вопросов, связанных с обобщением теоретических изысканий, а также промысловых результатов в области гидродинамических исследований пластов и скважин (ГДИС). Важный вклад в развитие методов гидродинамических исследований скважин внесли такие российские и зарубежные учёные, как: С.Н. Бузинов, С.Г. Вольпин, Н.И. Днепровская, С.Н. Закиров, Л.Г. Кульпин, Ю.А. Мясников, А.В. Свалов, Ю.М. Смирнов, Р.Г. Шагаев, В.Н. Щелкачев, И.Д. Умрихин, А.С. Грингартен, С.Д. Джоши, Д. Ли, М. Маскет и др.

Основное внимание было уделено вопросам гидродинамических исследований нефтяных, газоконденсатных и нагнетательных скважин, а также были рассмотрены вопросы, связанные с исследованием горизонтальных и вертикальных скважин для различных модельных ситуаций.

Во второй главе рассмотрены вопросы по интерпретации переходных процессов в процессе освоения скважин с помощью эжекторной установки УГИС. Вопрос о получении информации о состоянии продуктивного пласта и прискважинной зоны является очень важным. Для оценки фильтрационных параметров пласта применяют разнообразные гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС): кривые восстановления и падения давления (КВД и КПД), гидропрослушивания. Из них наиболее распространенным является метод КВД. Однако этот метод предполагает остановку скважины, а само исследование требует определенных финансовых и временных затрат. Поэтому наряду с традиционными методами ГДИС также применяют метод нелинейной регрессии, который заключается в том, что в процессе освоения скважин с помощью УГИС ведется цифровая запись забойного давления, а также производится замер дебита. По этим замерам осуществляется

9

или давлений. Расчетные значения дебита определяются в рамках модели пласта, состоящего из двух зон с различной проницаемостью. Таким образом, учитывается неоднородность пласта по проницаемости, имеющая в основе причину техногенного характера. Для минимизации суммы квадратов отклонений расчётных давлений или дебитов от фактических нами был использован один из известных алгоритмов глобальной оптимизации -Генетический Алгоритм (автор J.H. Holland, Adaptation in Natural and Artificial systems, The University ofMichigan Press, Ann Harbour, 1975г.). Он представляет собой итерационный процесс и основан на генетических процессах биологических организмов. Как известно, по Чарльзу Дарвину биологические популяции развиваются в течение нескольких поколений, подчиняясь законам естественного отбора и по принципу "выживает наиболее приспособленный". После того, как будет найден глобальный минимум целевой функции с помощью этого алгоритма, можно оценить дисперсию в определяемых параметрах пласта. Таким образом, в процессе безостановочной эксплуатации скважины можно определить механический скин-фактор и проницаемость пласта. На основе комбинации решения прямой задачи фильтрации в двухзонном пласте и Генетического Алгоритма в работе представлена компьютерная программа, позволяющая автоматизировать процесс интерпретации в процессе освоения скважины.

Третья глава посвящена вопросу выбора фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока, а также метода обработки КВД в горизонтальной скважине. Известно, что сферический фильтрационный поток является одним из наиболее часто встречающихся типов фильтрационных потоков при описании фильтрационных течений, как к вертикальным, так и к горизонтальным скважинам. Этот тип потока может формироваться при несовершенном вскрытии скважин, а также в пластах большой толщины, когда, например, скважина вскрывает пласт в середине толщины на небольшом ограниченном интервале перфорации. На основе аналитических исследований уравнения пьезопроводности было установлено,

что для сферического фильтрационного потока по КВД можно выбрать фильтрационную модель на базе безразмерного диагностического признака d.

Если КВД была замерена в однородном пласте, то с1 = = 2,857,

где: - пластовое давление в окрестности

скважины, - кривая восстановления давления.

Для КВД, замеренной в пласте с ухудшенной проницаемостью вокруг сферического стока по сравнению с удаленной зоной, диагностический признак d> 2,857. Если КВД была замерена в трещинно-пористом пласте, то диагностический признак d < 2,857. Полученное решение обратной задачи для сферического стока можно использовать для интерпретации КВД в горизонтальных скважинах.

Картина притока к горизонтальной скважине является принципиально трехмерной. Возможно последовательное проявление следующих типов потоков к горизонтальной скважине: начальный радиальный поток (НРФП), полурадиальный поток (ПРФП), линейный фильтрационный поток (ЛФП) и псевдорадиальный поток (ПРФП). Однако, все четыре периода притока могут выделены не всегда. М.Х. Хайруллин в 2000г. предложил описывать неустановившуюся фильтрацию к ГС при помощи численных методов решения уравнения пьезопроводности. В представленном случае выделение периодов притока к горизонтальной скважине не производится. При задании граничных условий необходимо располагать изначально неизвестным пластовым давлением и границами, на которых оно поддерживается постоянным. Поэтому принципиально важным является разработка нового методического подхода для интерпретации КВД в горизонтальной скважине. Предлагается рассматривать горизонтальную скважину как совокупность сферических стоков одинаковой величины. В работе представлено решение обратной задачи фильтрации для сферического стока. Используя метод суперпозиции, были получены аналитические соотношения для детерминированных моментов

давления в горизонтальной скважине, работающей в пласте, осложненным только кровлей

Построив зависимость диагностического признака от логарифма

радиуса возмущенной зоны х = Я каждого сферического стока для КВД, можно диагностировать фильтрационную модель (для однородного или трещинно-пористого пластов, рис.1).

3,5

1,5 ----

О 1000 2000 3000 4000

х,м

Рис. 1. Зависимость d = Е2Е1. от радиуса контура х, где А.

А = х г-

Здесь параметр А есть произведение пьезопроводности и времени запаздывания С помощью построения диагностического признака в

координатах й, 1п R можно сравнить зависимость диагностического признака от логарифма корня квадратного времени, построенную по

экспериментальным значениям с расчетными кривыми Квадрат радиуса возмущенной зоны для элементарного сферического стока пропорционален времени (Яг -/), а детерминированный момент порядка п можно определить

следующим образом: ц, = -Р,(ф'Л.

где: - коэффициент продуктивности горизонтальной скважины,

дисперсия давления, - коэффициент ковариации дебита и давления. Здесь коэффициент продуктивности горизонтальной скважины равен отношению коэффициента ковариации дебита и давления к дисперсии давления, взятому с обратным знаком.

Данный подход к определению коэффициента продуктивности горизонтальной скважины может быть полезен в тех случаях, когда проведение полноценных гидродинамических исследований невозможно по организационным или технологическим причинам.

В пятой главе представлены методические подходы по интерпретации КВД с учетом притока для вертикальной скважины. При интерпретации КВД важно учитывать влияние ствола скважины, так как после остановки скважины происходит приток пластового флюида в скважину. Для учета притока жидкости в скважину после её остановки разработано большое количество методов такими авторами как И.Д. Умрихиным, С.Н. Бузиновым, Ю.П. Борисовым и др.

Подавляющее большинство методов с учетом притока сводится к перестройке КВД в специальных координатах и определению тангенса угла наклона касательной к КВД в этих координатах. Однако, применение этих методов не всегда оправдано, так как в них отсутствуют предварительная диагностика фильтрационной модели, и, следовательно, возможны ошибки уже на стадии её выбора, который должен делать интерпретатор.

В данной главе предложен способ интерпретации КВД в трещинно-пористых пластах методом детерминированных моментов. Этот интегральный метод позволяет определять параметры пласта по КВД без её перестройки в специально выбранных координатах.

Обозначив через -детерминированные моменты давления для случая мгновенной остановки скважины на забое:

Л = ¡(рш, - Р** (ОУЖ, а = 0,1,2..,

о

и через ц„ - детерминированные моменты порядка п с учётом притока после

остановки скважины, для первых трёх детерминированных моментов давления

были получены следующие соотношения: г

/'о = А>+£-<7О.

=Л+Л>-?о(3)

. К =М2 + 2«?о + +К-я2 где:

"гЯЛ'У" = К = (Рпл-Р(0)),

о Я

?ч,(0 -зависимость притока от времени, q-дебит скважины до остановки, К-депрессия до остановки скважины.

Если время запаздывания г -> 0 (что соответствует пористому пласту), то

система (3) будет иметь тот же самый вид, а соответствующие моменты будут уже моментами для пористого пласта. Известно, что для учёта притока в общем случае нужно знать буферное, затрубное и забойное давления. Однако, в большинстве случаев приток со временем затухает и наиболее естественно было бы аппроксимировать его экспоненциально затухающей зависимостью:

где: время притока, зависимость ^„ДО монотонно убывает на от

В зависимости (4) есть один неизвестный параметр . Известно, что для КВД, снятой в однородном пласте, в случае мгновенной остановки скважины, диагностический признак однородного пласта будет равен:

где: ц„ -детерминированные моменты давления для КВД, снятой в пористом пласте.

Таким образом, естественно считать, что определённые из системы (3) теоретические моменты ц„ должны давать диагностический признак d с минимальным отклонением от 2,18 на базовом отрезке, выделенном в полулогарифмических координатах:

Из соотношения (5) можно определить время притока, где /, и /2-начальная и конечная точки базового отрезка.

Зная теоретические моменты можно определить параметры пласта по формулам для мгновенной остановки скважины:

распространения возмущений в пласте.

Шестая глава посвящена разработке методического подхода к интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах, а также определению фазовых проницаемостей для газа и конденсата на основе теории перколяции. Известно, что по керну в результате эксперимента определяется функция распределения пор по радиусам (порометрическая кривая). Используя подход, разработанный В.В. Кадетом и В.И. Селяковым (1995г.), можно определить фазовые проницаемости газа и конденсата. При этом предполагается, что конденсат, как более смачиваемая фаза, движется по капиллярам наименьшего радиуса. Полученные таким образом фазовые проницаемости могут быть использованы при интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах в тех методах, которые предполагают наличие фазовых проницаемостей.

Кроме того, интерпретация КВД в многофазных скважинах может осуществляться в рамках однофазной модели. В 1999г. Д. Ли (США) предложил использовать однофазную модель пласта для интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах. При этом давление пересчитывается в

(5)

кк _

— = "Г" 2» У М 5л- м0

- гидропроводность, - характерное время

псевдодавление для реального газа т(р) = j—dp (здесь ft -вязкость нефти, г -

коэффициент сверсжимаемости-функции давления.

Д. Ли по результатам анализа логарифмических производных от давления подразделил КВД на две группы. К первой группе были отнесены те КВД, на которых удается выделить два горизонтальных участка по логарифмической производной от давления. Такой вид производной обусловлен малым размером зоны, в которой выпал конденсат. Ко второй группе были отнесены те КВД, на логарифмической производной от давления которых присутствует три горизонтальных участка. В этих случаях размер конденсатной зоны значительно превышает размер прискважинной зоны. Следует отметить, что при интерпретации КВД в рамках данного подхода насыщенность конденсатом в зоне, где он выпал, предполагается постоянной. В работе рассмотрен пласт, состоящий из трех радиальных зон. При этом было принято, что г,- радиус прискважинной зоны, её абсолютная проницаемость к,, при этом кч -относительная фазовая проницаемость для газа, а фазовая

проницаемость для газа. Предполагается, что в данной зоне подвижны обе фазы. Вторая зона размером- это зона, где присутствует как газ, так и конденсат, но конденсат неподвижен. В третьей зоне присутствует только газ. Давление в пласте выше давления начала конденсации. Однако, в реальных условиях не всегда можно выделить три горизонтальных участка на логарифмической производной в силу различных причин. Поэтому в данном случае нами предлагается использовать метод детерминированных моментов для интерпретации КВД. Для этого случая были введены следующие обозначения для пласта, состоящего из трех зон: k(r) = к,= const, rr < г <гх k(r) = к2 = const, rt <, г <r2 k(r) = ks= const,гг ür^R,

где к„к2,к}- проницаемости трех зон соответственно, г„г2- радиусы границ первой и второй зон, Я - радиус контура питания.

м 9 г»

1 •»4«) •

Рис.4. Зависимость диагностического признака с1(х) от логарифма радиуса контура питания [-1п(х2)]

Рис.5. Зависимость/(и = £»._!_ А

от логарифма радиуса контура питания [-1п(х2)]

На рис.4 представлена зависимость диагностического признака й =

г к к _

от -1п(хг),х = — при условии, что — >1 и -2->1. Здесь Я = - фиктивный Л кх

контур питания, а- некоторая константа, не зависящая от времени,

пьезопроводность удаленной зоны, а,с- константы.

Было установлено, что зависимость

1

от логарифма времени 1п(/)

для КВД в пласте, состоящем из трех зон, имеет вид, показанный на рис.5, где tga - тангенс угла наклона конечного прямолинейного участка, который характеризует удаленную зону в координатах ДР, 1пг. Если построить

и1 1

зависимость диагностического признака от времени и —--от времени, то

М, 2Ъ<г

на каждой зависимости можно определить значения максимумов этих

зависимостей. Отношение абсцисс максимумов есть отношение времен,

гг

соответствующих этим максимумам, так как х2 Таким образом, зная эти

три параметра, можно определить относительные величины а,,а2,с1.

Изложенный подход к определению параметров пласта с помощью метода детерминированных моментов позволяет применять его не только к модельным, но и к реальным ситуациям, например, при проявлении притока жидкости в скважину после её остановки.

Заключение

1. Предложен новый подход к интерпретации произвольных замеров дебитов и давлений, позволяющий оценивать состояние продуктивного пласта уже на стадии освоения скважины. Интерпретация проводится методом нелинейной регрессии по мгновенным замерам забойного давления и дебита. Существенно новым является то, что процесс освоения скважины совмещен с его интерпретацией. Это значительно экономит время и позволяет более эффективно расходовать материальные и технические ресурсы.

2. Получено диагностическое соотношение для осуществления выбора адекватной фильтрационной модели по КВД для сферического фильтрационного потока (модели однородного пласта, пласта, содержащего зону ухудшенной проницаемости вокруг сферического стока, трещинно-пористого пласта). Данный методический подход позволяет существенно увеличить выход полезной информации по КВД без привлечения дополнительных затрат.

3. Разработан методический подход к интерпретации КВД в горизонтальных скважинах. Предлагается предварительный выбор фильтрационной модели по КВД (модели однородного и трещинно-пористого пластов). С помощью этого методического подхода можно определить также параметры анизотропии пласта. Существенным его достоинством является то, что при этом не выделяются периоды притока к горизонтальной скважине, как принято в традиционных методах интерпретации КВД.

4. Получено аналитическое решение для описания стационарного и нестационарного притоков слабосжимаемой жидкости в горизонтальной скважине для ограниченного анизотропного пласта в форме параллелепипеда. При этом кровля и подошва считаются непроницаемыми, а на боковых гранях

поддерживается постоянное давление. В результате упрощений была получена формула для стационарного притока к горизонтальной скважине, удобная для инженерных расчетов.

5. На базе решения для нестационарного притока к горизонтальной скважине получено соотношение для оценки коэффициента продуктивности в процессе безостановочной эксплуатации скважины по замерам забойного давления и дебита скважины. Этот подход может быть полезен в тех случаях, когда нежелательно менять режим эксплуатации скважины по причинам технологического или организационного характера, а также из-за тяжелых климатических условий.

6. Получены универсальные соотношения для интерпретации КВД с учётом притока для пористого и трещинно-пористого пластов. Зная зависимость притока от времени после остановки скважины, можно диагностировать фильтрационную модель, а затем определить параметры пласта в рамках конкретной модели. При этом метод не связан с перестройкой КВД в специальных координатах с целью выделения прямолинейных участков.

7. Разработан метод интерпретации КВД для газоконденсатных скважин, позволяющий определять абсолютную проницаемость, а также механический скин-фактор при наличии двухфазной фильтрации в прискважинной зоне.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. Бочаров Г. В. Учёт ретроградных явлений при разработке газоконденсатных месторождений и их влияние на продуктивность. Тезисы IV Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2001г., с.59

2. Бочаров Г.В., Кадет В.В. Влияние структуры порового пространства коллектора на дебит при двухфазном течении газа и конденсата. М: "Нефтепромысловое дело", № 9,2001, с. 10-12.

3. Кульпин Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин. М., «Нефтяное хозяйство», № 10,2001.

4. Бочаров Г.В., Кульпин Л.Г. Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр», М.: "Нефтепромысловое дело", № 7,2002, с.34-37.

5. Бочаров Г.В., Бахишев В.Ю., Кульпин Л.Г., Шановский Я.В. Интерпретация переходных процессов при освоении скважин эжекторными установками для оценки параметров системы пласт-скважина. М.: "Нефтепромысловое дело", № 8,2002, с. 14-17.

6. Бочаров Г.В. Интерпретация КВД с учетом притока для коллекторов различных типов. М: "Нефтепромысловое дело", №11, 2002, с.23-25.

7. Бочаров Г.В. Продуктивность горизонтальной скважины. М.: "Нефтепромысловое дело", № 12,2002, с.23-25.

8. Бочаров Г.В. Метод интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах. М: "Нефтепромысловое дело", № 9,2003, с.29-33.

9. Бочаров Г.В. Диагностика фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока. М.: "Нефтепромысловое дело", №11,2003,с.41-45.

Формат 60x84 1/16, объем 1.5 п л., тираж 100 экз., заказ № 116

ОАО "РМНТК "Нефтеотдача" 127422, Дмитровский проезд, д. 10 тел (095)976-87-37

" 1 56 99

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бочаров, Георгий Валерьевич

Введение.

1. Краткий анализ теоретических и промысловых результатов в области гидродинамических исследований пластов и скважин.

2. Интерпретация переходных процессов при освоении скважин эжекторными установками для оценки параметров системы «пласт-скважина».

2.1. Описание эжекторной установки УГИС.

2.2. Общее решение задачи.

3. Обработка КВД для случая сферического стока. Интерпретация КВД в горизонтальной скважине методом детерминированных моментов.

3.1. Выбор фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока.

3.2. Метод обработки КВД в горизонтальной скважине.

4. Модель притока к горизонтальной скважине в трехмерном анизотропном пласте.

4.1. Обзор существующих подходов к моделированию притока слабосжимаемой жидкости к горизонтальной скважине.

4.2. Решение прямой задачи для стационарного и нестационарного притоков к горизонтальной скважине.

4.3. Упрощенный подход к определению коэффициента продуктивности горизонтальной скважины.

4.4 Определение коэффициента продуктивности горизонтальной скважины вероятностно-статистическими методами.

5. Методы интерпретации КВД с учетом притока для вертикальной скважины.

5.1. Интерпретация КВД с учётом притока для коллекторов различных типов.

6. Интерпретация КВД в газоконденсатных скважинах.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование скважин на нестационарных режимах в системе пласт-скважина"

Одним из важных направлений научно-технического прогресса в решении вопросов разработки нефтяных и газовых месторождений является создание новых и усовершенствование традиционных, хорошо известных гидродинамических методов исследования пластов и скважин (ГДИС), результаты которых согласно Регламента РД на проектирование разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений являются составной частью проектных технологических документов. Их результаты также широко I используются при анализе, контроле и регулировании процессов выработки запасов УВ.

К настоящему времени накоплен достаточно богатый опыт в области гидродинамических исследований пластов и скважин. Этому способствовали работы видных российских и зарубежных учёных таких, как В.Н. Щелкачева, [94, 95], И.Д. Умрихина [97, 98], С.Н. Бузинова [24-27], Ю.П. Борисова [9-15], В.Н. Васильевского [28], С.Г. Вольпина [29-33], Н.И.Днепровской [40-43], С.Н. Закирова [45-47], Р.Н. Дияшева [36-39], Л.Г. Кульпина [62-68], Ю.А. Мясникова [74, 75], А.Х. Мирзаджанзаде [73], B.C. Орлова [76], Ю.М. Смирнова [29], Р.Н.Дияшева [36-39], В.М. Кузьмина [57-61], А.С. Грингартена [122-125], С.Д. Джоши [136], Р.Рагавана [154-156], Д.Ли [142,143,160] и др.

Необходимо отметить тот факт, что развитие нефтяной промышленности России в последние десятилетия происходило на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти. Это, в первую очередь, связано в значительной степени с выработкой многих крупных высокопродуктивных месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири. I

Во-вторых, вновь вводимые в разработку месторождения характеризуются высокой геологической неоднородностью, трудоноизвлекаемыми запасами, приуроченными к карбонатным породам, газонефтяным залежам, залежам с высоковязкими нефтями и аномальными условиями их залегания. В-третьих, многие месторождения России находятся в стадии падающей добычи нефти, добываемая продукция из которых характеризуется большой степенью обводненности.

В этой связи проблема рациональной и экономически выгодной выработки извлекаемых запасов УВ является актуальной задачей как для ученых, так и для производственников. Следует отметить и тот факт, что в последнее время в России и за рубежом пристальное внимание уделяется вопросам разработки залежей УВ горизонтальными и наклонно-направленными скважинами, что является наиболее действенным орудием активизации трудноизвлекаемых запасов в низкопроницаемых зонах.

Немаловажную роль при этом отводят гидродинамическим исследованиям пластов и скважин. Важно отметить, что в последнее время результатам этих исследований уделяется мало внимания как при конкретном проектировании, (моделировании процесса) разработки месторождений УВ, так и на стадии их выработки. В этой связи результаты ГДИС представляют определенный интерес. j

Необходимо отметить, что в процессе моделирования процесса разработки месторождений встаёт вопрос получения исходной информации о фильтрационно-ёмкостных свойствах коллектора в зоне дренирования скважин. Также важен вопрос о знании дополнительных фильтрационных сопротивлений в прискважинной зоне. Важнейшими источниками получения этой информации являются гидродинамические исследования пластов и скважин. К ним относятся кривые восстановления давления, гидропрослушивания, индикаторные диаграммы и т.д. Кроме того, хорошо известны методы по интерпретации гидродинамических исследований пластов и скважин, которые базируются на результатах мгновенных замеров забойных давлений и дебитов. Данные о фильтрационных характеристиках продуктивного пласта также необходимы и для тех случаев, когда условия проведения исследований неточно отвечают соответствующей модельной ситуации, например, при немгновенной остановке скважины при снятии КВД и для тех скважин, которые только предстоит ввести в эксплуатацию. В последнем случае было бы крайне важным знать фильтрационные характеристики прискважинной зоны пласта без проведения дополнительных исследований, т.е. в процессе освоения скважины. Такой подход выгоден с точки зрения наиболее эффективного использования временных и людских ресурсов.

В результате проведения ГДИС тем или иным методом определяются параметры пластов и скважин (гидропроводность, продуктивность, скин-фактор, пластовое и забойное давления и др.) При этом немаловажным фактором является достоверность определения фильтрационно-ёмкостных t характеристик пласта по результатам ГДИС, которая зависит от ряда факторов. Среди них можно выделить правильный выбор гидродинамической модели и, как правило, методики интерпретации результатов и область их применения. Важно также выявить источники возможных погрешностей при интерпретации ГДИС.

Традиционно для описания характера притока к вертикальной скважине используется модель плоскорадиального течения. Однако в некоторых случаях, например, в пластах большой толщины, когда скважина вскрывает пласт в его середине в ограниченном интервале перфорации, такой подход может быть неправомерен. В частности, в таких случаях для интерпретации КВД рекомендуется пользоваться моделью сферического стока. В связи сг этим возникает вопрос о разработке методического подхода, который бы позволил проводить интерпретацию КВД для таких специфических случаев, а также осуществлять диагностику фильтрационных моделей по результатам интерпретации КВД. Этот подход также может позволить выбрать фильтрационную модель пористого или трещинно-пористого пласта, а также оценить неоднородность его по проницаемости для построения i гидродинамической модели.

В последнее время все большую актуальность приобретает разработка методов интерпретации КВД в газоконденсатных скважинах; и оценки состояния продуктивного пласта в прискважинной зоне. Хорошо известно, что особенностью разработки газоконденсатных месторождений является то, что при снижении давления в пласте, начиная с некоторого его значения, которое определяется температурой, компонентным составом газоконденсатной смеси и т.д., начинает выпадать конденсат, что приводит к возникновению двухфазной фильтрации. Это явление затрудняет диагностику фильтрационных характеристик коллектора в прискважинной зоне (механический скин-фактор). В связи с отмеченным, в работе представлен несколько иной подход к интерпретации КВД для газоконденсатных скважин по сравнению с разработанными методами для I случая однофазной фильтрации, который позволяет в первом приближении определять гидропроводность и скин-фактор даже в случае немгновенной остановки скважины.

В настоящее время при разработке нефтяных и газовых месторождений, наряду с вертикальными скважинами, широко используются горизонтальные скважины. В современной нефтепромысловой науке значительное место уделяют вопросам исследования горизонтальных скважин, а также описания процесса притока УВ к ней. Используемые в настоящее время подходы к описанию притока к горизонтальной скважине, как правило, сводят решение трёхмерной задачи фильтрации к ряду двумерных. Однако эти подходы не лишены погрешности, поскольку поле давления в данном случае трёхмерно. В связи с отмеченным, в работе предложено решение задачи моделирования притока к горизонтальной скважине с помощью трёхмерного уравнения пьезопроводности в анизотропном пласте.

В работе также представлен нетрадиционный подход по оценке коэффициента продуктивности по мгновенным замерам забойного давления и дебита в работающих горизонтальных скважинах.

Необходимость исследований вышеизложенных вопросов диктовалась требованиями, предъявляемыми к построению геолого-технологических моделей продуктивных пластов, к конкретному проектированию их разработки, контролю, анализу и регулированию процесса выработки запасов УВ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Бочаров, Георгий Валерьевич

Заключение

1. Предложен новый методический подход к интерпретации произвольных замеров дебитов и давлений, позволяющий оценивать состояние продуктивного пласта уже на стадии освоения скважины. Интерпретация проводится методом; нелинейной регрессии по мгновенным замерам забойного давления и дебита. Существенно новым является то, что процесс освоения скважины совмещен с интерпретацией. Это значительно экономит время и позволяет более эффективно расходовать материальные и технические ресурсы.

2. Получено диагностическое соотношение для осуществления выбора адекватной фильтрационной модели по КВД для сферического фильтрационного потока (модели однородного пласта, пласта, содержащего зону ухудшенной проницаемости вокруг сферического стока и трещинно-пористого пласта). Данный метод позволяет существенно увеличить выход полезной информации по КВД без привлечения дополнительных затрат.

3. Разработан новый методический подход по интерпретации КВД в горизонтальных скважинах. Осуществляется предварительный выбор фильтрационной модели по КВД (модели однородного и трещинно-пористого пластов). С помощью этого метода определяются также параметры анизотропии пласта. Существенным достоинством этого подхода является то, что не выделяются периоды притока к горизонтальной скважине, как принято в традиционных методах интерпретации КВД, что снижает неопределенность в интерпретации КВД.

4. Получено аналитическое решение для описания стационарного и нестационарного притоков слабосжимаемой жидкости в горизонтальной скважине для ограниченного анизотропного пласта в форме параллелепипеда, при этом кровля и подошва непроницаёмы, а на боковых гранях поддерживается постоянное давление. В результате упрощений получена формула для стационарного притока к горизонтальной скважине, удобная для инженерных расчетов.

5. На базе решения для нестационарного притока к горизонтальной скважине, получено выражение для оценки коэффициента продуктивности в процессе безостановочной эксплуатации по замерам забойного давления и дебита скважины. Этот подход может быть полезен в тех случаях, когда нежелательно менять режим эксплуатации скважины по причинам технологического или организационного характера, а также из-за тяжелых климатических условий.

6. Получены универсальные соотношения для интерпретации КВД в пористом и трещинно-пористом пластах с учётом притока. Зная зависимость притока от времени после остановки скважины, можно диагностировать фильтрационную модель, а затем определить параметры в рамках конкретной модели, при этом метод не связан с перестройкой КВД в специальных, координатах с целью выделения прямолинейных участков. ф 7. Разработан методический подход к интерпретации КВД для газоконденсатных скважин. При этом определяется абсолютная проницаемость, а также механический скин-фактор при наличии двухфазной фильтрации в прискважинной зоне. 1

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бочаров, Георгий Валерьевич, Москва

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

2. Аметов И.М., Басович И.Б., Бакарджиева В.И., Капцанов Б.С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов//Тр. ВНИИ Добыча нефти, вып. 61.-М., 1977.- с. 174-182.

3. Басниев К.С., Кочина И. Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика, М. Недра, 1993.

4. Басниев К.С., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В. и др.

5. Интерпретация газогидродинамических исследований вертикальных иjгоризонтальных скважин на основе теории решения некорректных задач// Горизонтальные скважины: Тез. 3-го Международного семинара 29-30 ноября 2000г.-Москва, 2000.-c.84.

6. Басович И.Б. Некоторые обратные задачи теории фильтрации.-Дис. канд.физ-мат. наук, М.: 1974.-107л.

7. Басович И.Б. Определение переменной проницаемости пласта в случае радиальной симметрии по опытным откачкам из центральной скважины// Прикладная математика и механика,Т.38.-1974.- с.514-522.

8. Басович И.Б., Капцанов Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин//Нефт. хоз-во.-1980.-№3 .-с.44-47.

9. Басович И.Б., Капцанов Б.С. обработка результатов гидродинамическихисследований скважин методом детерминированных моментов.//Азерб. нефт. хоз-во.-1987.

10. Борисов Ю.П., Баренблатт Г.И. и др. Об определении параметров пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах. Изв. АН СССР, ОТН, 1957, № 11, стр. 84-91.

11. Борисов Ю.П., Орлов B.C. Интерпретация данных восстановления давления и их использование при построении карт изобар.// Нефтяное хозяйство, 1957, № 7, стр. 39-43.

12. Борисов Ю.П., Требин Ф.А., Мухарский Э.Д. К определению параметров пласта по кривым восстановления давления с учётом притокаIжидкости в скважину после её закрытия.// Нефтяное хозяйство, 1958, № 8, стр.3 8-45.

13. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости.//Тр. ин-та/ВНИИ.-1959.-Вып. 19.-е. 115-133.

14. Борисов Ю.П. Интерпретация кривбгх гидродинамического исследования продуктивных пластов в случае их неоднородности по площади. Труды ВНИИ, вып. 19,1959, стр. 146-151.

15. Борисов Ю.П., Блох С.С., Митюшов В.Н. Анализ некоторых методов обработки кривых восстановления давления в неоднородных пластах. ВНИИ, Труды. Вып.55, 1970, стр. 174-188.

16. Борисов Ю.П., Орлов Ф.Ф. Исследование нагнетательных скважин месторождения Контур-Так. Нефтепромыловое дело, 1979, № 10, стр. 17-20.I112 I

17. Бочаров Г.В., Кадет В.В. Влияние структуры порового пространства коллектора на дебит при двухфазном течении газа и конденсата. М.: "Нефтепромысловое дело", № 9, 2001. ,

18. Бочаров Г.В. Кульпин Л.Г. Выбор объектов интенсификации добычи нефти на примере некоторых скважин месторождения «Белый Тигр», М.: ОАО ВНИИОЭНГ "Нефтепромысловое дело", № 7, 2002.

19. Бочаров Г.В., Бахишев В.Ю., Кульпин Л.Г., Шановский Я.В. Интерпретация переходных процессов при освоении скважин эжекторнымиIустановками для оценки параметров системы пласт-скважина. М.: ОАО ВНИИОЭНГ "Нефтепромысловое дело", № 8, 2002.

20. Бочаров Г.В. Интерпретация КВД с учетом притока для коллекторов различных типов. М.: ОАО ВНИИОЭНГ "Нефтепромысловое дело", № 11,2002.

21. Бочаров Г.В. Продуктивность горизонтальной скважины. М.: ОАО ВНИИОЭНГ "Нефтепромысловое дело", № 12, 2002.

22. Бочаров Г.В. Метод интерпретации КВД в газоконденеатных скважинах. М.: "Нефтепромысловое дело", № 9, 2003, с.29-33.

23. Бочаров Г.В. Диагностика фильтрационных моделей по КВД для случая сферического фильтрационного потока. М.: "Нефтепромысловое дело", № 11, 2003, с.41-45.

24. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.гНедра, 1964, 273 с.

25. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Влияние неоднородности пласта по напластованию на определение его параметров по данным наблюдения егоIнестационарной фильтрацию -тр.ВНИИ. 1966, с. 307-321.

26. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов, М. Недра, 1984.

27. Бузинов С.Н., Крапивина Г.С., Ковалев А.Л. Расчет притока к горизонтальной скважине при кустовом размещении.//Газовая промышленность, № 9, 2003.

28. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М. :Недра, 1973.

29. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А. Методика обработки кривых восстановления устьевого давления.-«Нефтяное хозяйство», 1978, № 5, с.47-52.

30. Вольпин С.Г., Ломакина О.В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта//Нефтяное хозяйство.-1988-№ 5.-С.27-30.

31. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов Ю.М. Развитие методов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов// Развитие идей И.М. Губкина в теории и практике нефтегазового дела. XIV Губкинские чтения, 15-17 октября 1996 г.-М.,1996-с.118-119.

32. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Свалов А.В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов//Нефтяное хозяйство, № 12, 2000 Г.-С.8.

33. Гайворовский И.Н., Мордвинов А.А. ГидродинамическоеIсовершенство скважин. М.ВНИИОЭНГ,1983 (обзорная информация ВНИИОЭНГ. Сер.: Нефтепромыловое дело.)

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

35. Дияшев Р.Н. Анализ результатов промысловых исследований нефтяных скважин, характеризующих изменение гидродинамических свойств пластов в зависимости от депрессии.- Труды татНИПИнефть, 1970,вып.20,с.135-146.

36. Дияшев Р.Н. Зайнуллин Л.Г. Анализ результатов исследования нагнетательных скважин на неустановившихся режимах фильтрации-Труды/ТатНИПИнефть, 1973,вып.-24, с.113-118.

37. Дияшев Р.Н. Исследование приёмистости малопроницаемых пластов, находящихся в одном объекте с высокопроницаемыми, при закачке в них воды.//Нефтяное хозяйство, 1978, № 11,с.22-26. *

38. Дияшев Р.Н. Гидродинамические исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений.-М.:ВНИИОЭНГ, 1979,75 с.

39. Днепровская Н.И. и др. Способ вычисления интеграла в методе И.АЛарного-И.Д Умрихина. ВНИИ, НТС по добыче нефти, 1969, вып.36, с.91-95.I

40. Днепровская Н.И. Оценка влияния окружающих скважин наизменение давления в реагирующей скважине. Сб. научных трудов/ ВНИИ,1974, вып. 49, с. 116-125. ,

41. Днепровская Н.И., Власова Т.В., Смирнов Ю.М., Щербинин А.П. Методика исследования скважин на разных технологических режимах// Геология нефти и газа, 1985, № 8, с.6-9.

42. Евченко B.C., Каптелин Н.Д., Максимов В.П. Исследование скважин и пластов нефтяных месторождений. М.,1977.

43. Закиров С.Н., Олесюк В.И., Щербаков Г.А. Исследование скважин и контроль за разработкой многопластовых продуктивных комплексов.М.: ВНИИЭгазпром, 1973.

44. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П.: Новый подход к исследованию скважин и пластов.//Нефтяное хозяйство, № 6, 2002 г., с.113-115.

45. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа.-М: изд. Дом «Грааль», 2001,302 с. |

46. Иктисанов В.А., Р.Н. Дияшев, Р.Г. Мирсаитов Интерпретация КВДIгоризонтальной скважины с учетом притока// Горизонтальные скважины: Тез. Докл. 3- го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г.- Москва, 2000.-с. 103-104.

47. Иктисанов В.А. Влияние притока жидкости при обработке кривых восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах//Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды Всероссийской научно-техн. конф.- Альметьевск, 2001.-Т. 1.-е. 148-157.

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

49. Капцанов Б.С. Гидродинамические'методы в оценке эффективности геолого-технических мероприятий в добывающих скважинах.- Дис. канд.техн. наук, М.: 1981.-167л.

50. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах//Нефт. хоз-во.-1984.-№ 2.-С.39-43.

51. Колмогоров А.Н., Фомин С.В. Элементы теории функций и функционального анализа, М.:Наука, 1976, 544с.

52. Корн Г., Т.Корн Справочник для научных работников и инженеров, М.: Наука, 1973,823с.

53. Кочина И.Н., Л.Г. Кульпин Особенности кривых восстановления давления в полособразных пластах и методы их обработки. Поисково-разведочные работы по подземному хранению газа в СССР. Тр. Треста "Союзбургаз", вып. 10, М. "Недра", 1971, с. 155-167.

54. Кугулов Р.Я., Шагиев Р.Г. Теоретические основы определения параметров пласта по кривым восстановления давления при одномерном прямолинейно-параллельном движении жидкости// Физикохимия и разработка нефтяных и газовых пластов.

55. Кузьмин В.М., Каменецкий С.Г. и др. Определение параметров непроницаемых границ. ВНИИ, Тематический сборник. 1969, № 3, с.61-75.

56. Кузьмин В.М., Степанов В.П. Определение параметров совместно разрабатываемых нефтяных пластов. ВНИИ. НТС по добыче нефти. 1969.вып. 26, с.122-125.

57. Кузьмин В.М., Степанов В.П. О методах интерпретации кривых гидродинамического прослушивания скважин. ВНИИ. НТС по добыче нефти. 1969. вып.36, с.107-112.

58. Кузьмин В.М., Каменецкий С.Г. Нефтепромысловые исследования пластов. М.,1974.

59. Кузьмин В.М. Основные итоги научной деятельности ВНИИ в области комплексных методов исследования пластов и контроля за их разработкой// Сб. Научных трудов/ ВНИИ.-1993.-Вып. 117, ч. I.-C.71-77.

60. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А!. Гидродинамические методы исследования пластов по данным нестационарного притока жидкости к скважинам.- Тр. ВНИИ, 1967, вып.50, с. 109-1 П.

61. Кульпин Л.Г. Определение расстояния до границ клинообразных пластов по кривым изменения давления в скважийах. Серия "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденеатных месторождений", № 3. М., ВНИИЭгазпром, 1970, с.25-33.

62. Кульпин Л.Г. и др. Использование гидродинамических методов исследования скважин и ЭВМ для уточнения структурного плана Калужских дислокаций. Тр. треста "Союзбургаз", вып. 10, М., Недра, 1971, 40-54.

63. Кульпин Л.Г. Методы определения расстояния до прямолинейного сброса в пласте по кривым восстановления давления. «Нефтяное хозяйство», 1971, №6, с.41-43.

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

65. Кульпин Л.Г., Бочаров Г.В. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин. М., «Нефтяное хозяйство», № 10, 2001.

66. Кундин А.С. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелкачева// Нефтяное хозяйство.-1973.- № 7-С.7-9.

67. Кундин А.С. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления и падения дебита.-Нефтяное хозяйство, 1973, № 11, с.36-38.

68. Кундин А.С. Интерпретация результатов гидродинамическихисследований скважин при давлениях выше давления насыщения. Сб.i

69. Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений. Наука, 1978, с. 119-121.I

70. Мартыненко Н.А., Пустыльников Л.М. Конечные интегральные преобразования и их применение к исследованию систем с распределенными параметрами.-М.:Наука, 1986.-303с.

71. Мирзаджанзаде А.Х. и др. Об изменениях коэффициента продуктивности скважин газоконденсатных месторождений, разрабатываемых на истощении.//Изв. ВУЗов сер. Нефть и газ, 1962, № 8, с.55-60.

72. Мясников Ю.А. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока после кратковременной работы скважины при упругом режиме. Тезисы докл. на научно-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Харьков, ОНТИ УКРНИИгаз, 1972, с.45-46

73. Мясников Ю.А., Вольпин С.Г. Методы расчёта забойных давлений в водяных скважинах.-Сб. научных трудов/ВНИИ, 1974, вып.51, с. 184-195.

74. Орлов B.C., Боксерман А.А. Определение среднего пластового давления по промысловым данным при различных режимах эксплуатации нефтяной залежи// Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений.-М., 1963.-С.339-345. |

75. Свалов А.В. Научно-методическое обоснование технологий ударно-волнового воздействия на продуктивные пласты//Нефтяное хозяйство-1999.- №11.С.26.

76. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа / Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. М.: Наука, 1996.-541 с.

77. Фогельсон В.Б. Анализ точности замеров технологических параметров нефтепромысловых систем для регулирования процессов добычи нефти.-Дис. канд. техн наук.-М.1985-156с.

78. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Губайдуллин А. А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений.- М.:ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000.-228с.

79. Хуань-Коу-жень. Об обработке кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину после её остановки// Тр. ин-таJ МИНХ и ГП.- 1963.- Вып. 42.-е. 164-175.

80. Цепляев И.И. Исследование непереливающих скважин по кривой восстановления уровня .//Нефтяное хозяйство, № 2, 2004.

81. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдениям неустановившегося притока к скважинам. М., Углетехиздат, 1957, с.48.

82. Чарный И.А. Подземная гирдомеханика. М., Гостоптехиздат, 1963,396 с.

83. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Гос. изд-во техн. лит. УССР, Киев, 1961, 286 с.

84. Черных В.А.Теоретические основы разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами.//Реферат диссертационной работы, представленной на соискание учёной степени доктора технических наук. М. :1996,92 с. .I

85. Шагиев Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах. Изв. Вузов, серия "Нефть и газ", №11, М., 1960, с.53-59.

86. Шагиев Р.Г. Некоторые особенности обработки промысловых кривых восстановления давления.-Изв. ВУЗ. Серия нефть и газ, 1962, № 6, с.51-54.

87. Шагиев Р.Г. Сопоставление различных гидродинамических методов определения параметров пластов по кривым изменения забойного давления. Изв. вузов, серия "Нефть и газ", № 4, М., 1962, с. 43-46.

88. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД, М. Наука, 1998.

89. Шандрыгин А.Н., Тер-Саркисов P.M. и др. Влияние фазовых проницаемостей коллектора на механизм накопления ретроградного конденсата в призабойной зоне скважины//Газовая промышленность.-1996-М.-С.28-31.

90. Шандрыгин А.Н., Тер-Саркисов P.M., Киреев С.В. Влияние неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины на приток к ней газоконденсатной смеси// Нефтепромыловое дело-1997-№ 4-5- с. 12-17.

91. Шандрыгин А.Н., Тер-Саркисов P.M., Киреев О.В. Влияние неоднородности коллектора в призабойной зоне скважины на приток к ней газоконденсатной смеси// Газовая промышленность.-1997-№ 2- с.21 -24.

92. Щелкачев В.Н. Разработка нефтегазоносных пластов при упругом режиме. М.:Гостоптехиздат, 1959.467с.

93. Щелкачев В.Н. Избранные труды , т.1 и П,М.,Недра,1990.

94. Щербаков Г.В. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов. Учеб. пособие для студентов специальности 0205. М.,1975.

95. Умрихин И.Д., Днепровская Н.И., Щербинин А.П., Смирнов Ю.М. Исследование нефтяных скважин на нескольких режимах//Нефтяное хозяйство.-1988.- № 7, с.37-39.

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

97. Aanonsen, S.I.: "Application of Pseudotime to Estimate Average Reservoir Pressure", SPE 14256, 1985.

98. Agarwal, R. G.: "Real Gas Pseudotime A New Function for Pressure Buildup Analysis of Gas Wells", paper SPE 8279, 1979.

99. Ayan, C.J., and Lee, W.J.: "Multiphase Pressure Buildup Analysis: Field Examples", SPE 17412,1988.

100. Babu D.K., A.S. Odeh Productivity of a horizontal Well, SPE 18334.

101. Bfe, A., Skjaeveland, S.M., and Whitson, C.S.: "Two-Phase Pressure Transient Test Analysis", SPE 10224, 1981. •

102. Вое A., S.M. Skjaeveland and C.H.' Whitson Two-phase pressure test analysis, SPE 10224.

103. Bourdet D., A.C. Gringarten Determination of fissure volume and block size in fractured reservoirs by type-curve analysis//SPE 1980, 9293.

104. Bourdet D., J.A. Ayoub, Y.M. Pirard Use of pressure derivative in well test interpretation//SPE 1985, 13628.

105. Chu, W.C., Reynolds, A.C., Jr., and Raghavan, R.: "Pressure Transient Analysis of Two-Phase Flow Problems", SPE Formation Evaluation, (April 1986), 151-161.

106. Cinco, H., Samaniego, F., and Dominguez, N.: "Transient Pressure Behavior for a Well with a Finite Conductivity Vertical Fracture", Soc. Petr. Eng. J., (August 1978), 253-264.

107. Cinco, H., Samaniego, F.: "Transient Pressure Analysis for Fractured Wells", J. Pet. Tech., (September 1981).

108. Cinco, H., Samaniego, F.: "Transient > Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damaged Fracture Case", paper SPE 10179 presented at the 6th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Oct. 5-7, (1981b).

109. Earlougher, R.C., Jr.: "Advances in Well Test Analysis", Society of

110. Petroleum Engineers Monograph 5, Dallas, TX, (1977).t

111. Earlougher, R.C., Jr., and Kazemi, H.: "Practicalities of Detecting Faultsfrom Buildup Testing", J. Pet. Tech., (Jan. 1980),. 18-20.

112. Economidas M.J. et al. Compehensive simulation od horizontal wellperformance//SPE DE. 1991. Dec. P. 418-421. ji

113. Ehlig-Economides C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior// JPT, 1988, Oct., pp. 1280-1282.

114. Everdingen Van and W. Hurst The application of the Laplace transformation to Flow problems in Reservoirs. J.Pet. Technology, December, 1949.

115. Everdingen van, A.F., and Hurst, W.: "Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in Reservoirs", Trans. AIME, 186 (1949), 305-324.

116. Fetkovich, M.J.: "The Isochronal Testing of Oil Wells" paper 4529, presented at the SPE 48th Annual Fall Meeting, Las Vegas, NV, Sept. 30 Oct. 3, 1973; SPE Reprint Series, No. 14, 265-275.

117. Gill, E. Philip, Murray, Walter, and Write, Margaret H.: Practical optimization, Academic Press, New York, 1981.

118. Goldberg D.E. Genetic algorithms in Search, Optimizations and Machine Learning, Addison-Wesley, Reading, MA, 1989.

119. Gringarten, A.C., Ramey, H.J., Jj\, and Raghavan, R.: "Pressure Analysis for Fractured Wells", paper SPE 4051 presented at the 47th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, TX, Oct. 8-11, (1972).

120. Gringarten, A.C., Ramey, H.J., Jr., and Raghavan, R.: "Unsteady State Pressure Distribution Created by a Well with a Single Infinite Conductivity Vertical Fracture", Soc. Petr. Eng. J., (August 1974), 347-360.

121. Gringarten, A.C., and Ramey, H.J., Jr.: "An Approximate Infinite Conductivity Solution for a Partially Penetrating Line-Source Well", Soc. Petr. Eng. J., (April 1975), 140-148; Trans. AIME, 259.

122. Gringarten А.С. Interpretation of tests in fissured reservoirs and multilayered reservoirs with double porosity behavior:theory and practice//SPE 1982, 10044. i

123. Handy, L.L.: "Effect of Local High Gas Saturations on Productivityj1.dices", Drill, and Prod. Prac., API (1957).

124. Holland J.H. Adaptation in Natural and Artificial systems, The Universuty of Michigan Press, Ann Harbour, 1975.

125. Home R. Advances in Computer-Aided Well-Test interpretation, JPT, July 1994.

126. Home R.N. Modern Well Test Analysis, 1995, Petroway Inc.

127. Home R.N., E. Tauzin Automated reservour model selection in Well test interpretation, SPE 71569,2001.

128. Homer D.K. Pressure Build-up in wells.// Proc. Third/ World Petroleum Congress, The Hague, 1951.

129. Hurst W. Establishment of the skin-effect and its impediment to fluid flow into a well bore.// The Petroleum Engineere. Oct. 1953, Vol. XXV, № 11,.pp. B6-B16. '

130. Hussainy R. Al, H. Ramey Application of real gas flow theory to well testing deliverability forecasting, J.Pet. Tech. 237, 637-642.

131. Jones J.R., R. Raghavan Interpretation of flowing well response in gas-condensate wells, SPE 14204.

132. Jones J.R., D.T. Vo, R. Raghavan Interpretation of pressure build-up responses in gas-condensate wells, SPE 15535.

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

134. A1 Khalifah , А.А., Aziz, К., and Home, R.N.: "A New Approach to Multiphase Well Test Analysis", SPE 16473, 1987.

135. Kuchuk, F.J., and Kirwan, P.A.: "New Skin and Wellbore Storage Type Curves for Partially Penetrating Wells", SPE Formation Evaluation, (Dec. 1987), 546-554.

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

137. Landa Jorge Luis Reservour parameter estimation constrained to pressure transients, peformance history and distributed saturation data,dissertation, Stanford University 1997. j

138. Larsen, L.: "Limitations on the Use of Single- and Multiple-Rate Horner,i

139. Miller-Dyes-Hutchinson, and Matthews-Brons-Hazebroek Analysis", paper SPE 12135, Proceedings 1983 SPE Annual Technical Conference, San Francisco, Oct. 5-8,(1983).

140. Lee W.J.,S.A. Holditch Fracture evaluation with pressure transient testing in low-permiability gas reservoir//JPT, 1981 Sept. P. 1776-1792.

141. Lee, W.J.: "Well Testing", SPE Dallas, TX; SPE Textbook Series, No. 1, (1982).

142. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient tests// JPT.1994.Febr.P.l57-162.

143. Martin, J.C.: "Simplified Equations of Flow in Gas Drive Reservoirs and the Theoretical Foundation of Multiphase Buildup Analysis", Trans., AIME (1959), 216,309-311.

144. Matthew, C.S., Brons, F., and Hazebroek, P.: "A Method for Determination of Average Reservoir Pressure in Bounded Reservoirs", Trans., AIME, (1954), 201, 182-191.

145. Meunier, D., Wittmann, M.J., and Stewart, G.: "Interpretation of Pressure Buildup Tests Using In-Situ Measurement of Afterflow", J. Pet. Tech. (Jan. 1985), 143-152.

146. Muskat M. The use of data on build-up of bottom hole pressures.// Transaction AIME, № 123,1937.

147. Odeh A.S., Babu D.K. Transient flow behavior of horizontal wells: Pressure drawdown and buildup analysis// SPE FE. 1990. Var. P. 7-15.

148. Odeh A.S., D.K. Babu Productivity of a horizontal well // SPE FE 1990. Mar. P.7-15.

149. Perrine, R.L.: "Analysis of Pressure Buildup Curves", Drill, and Prod. Prac., API (1956), 482-509.

150. Poollen van, H.K.: "Radius-of-Drainage and Stabilization-Time Equations", Oil and Gas J., (Sept. 14, 1964), 138-146.

151. Raghavan R., K.K. Clark Vertical permeability from limited entry flow tests in thick formations//SPEJ 1975, Febr. P.65-73.

152. Raghavan, R.: "Well Test Analysis: Wells Producing by Solution Gas Drive", Soc. Petr. Eng. J., (Aug. 1976), 1966-208.

153. Raghavan R., W.-G. Chu, J.R. Jones Prac4ical considerations in the analysis of gas-condensate well-tests, SPE 30576.

154. Raghavan, R.: "Well Test Analysis for Multiphase Flow", SPE 14098,1986.

155. Roossennac B. Gas condensate wells, a report submitted to theidepartment of petroleum engineering of Stanford "University in partial fulfillment of the requirements for the degree of master of science, June 2001.

156. Thompson L., J.-G. Niu, A. Reynolds Well testing for gas condensate reservoirs, SPE 25371.

157. Weller, W.T.: "Reservoir Performance During Two-Phase Flow", J. Pet. Tech., (Feb. 1966), 240-246.

158. Xu Shaosong and W. John Lee Gas Condensate Well Test Analysis

159. Using a Single-Phase Analogy, SPE 55992, 1999 .i