Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений"

На правах рукописи

КАЗАНЦЕВ ПАВЕЛ ЮРЬЕВИЧ

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ ГИДРОРАЗРЫВОМ ПЛАСТА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» Министерства образования Российской Федерации (ТюмГНГУ).

Научный руководитель - доктор технических наук, ст.науч.сотр.

Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ишкаев Раувель Калимуллинович, - кандидат технических наук, Кузнецов Николай Петрович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Сибирский научно-

исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

Защита состоится 20 июля 2004 г., в 8 30 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72.

Автореферат разослан 19 июня 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, **

доктор технических наук, профессор В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы'

Одним из факторов роста добычи нефти является широкое применение методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), за счет которых добывается до 20 % общей добычи нефти по Ханты-Мансийскому округу, в котором сосредоточены основные запасы Западно-Сибирской нефти .

Метод воздействия на пласт - гидроразрыв пласта (ГРП) - в настоящее время обеспечивает более 40 % дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков -гидродинамических, физико-химических - также приходится до 40% дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3 %, на долю прочих технологий приходится 17 % дополнительной нефти.

Как видно, гидроразрыв пласта, является одним из основных методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта. Однако резервы этого метода далеко не исчерпаны. Пока, за редким исключением, все технологии применения ГРП сводятся к закачке относительно небольших объемов проппанта — 5-10 тонн — с созданием неглубокопроникающих трещин в пласт. Совершенно не изучен вопрос о ГРП в обводненных скважинах: здесь эффективность воздействия невысокая. Встречаются как эффективные работы, когда не только увеличивается дебит нефти, но и снижается процент поступающей воды совместно с нефтью, так и неэффективные, когда провоцируется еще более интенсивное поступление воды, без существенного повышения нефти в продукции. Не ясно, насколько правомерно проведение ГРП в пластах с хорошими коллекторскими свойствами, так как конечные показатели ГРП неоднозначно свидетельствуют об их возможностях в таких пластах.

Одним из сдерживающих факторов повышения эффективности применения ГРП является отсутствие четких представлений о том, в каких

РОС. НАЦИОНАЛЬНА* БИБЛИОТЕКА С.Пе«р5ург £0 0 • оэ

отложениях приемлемо применять ту или иную технологию ГРП (по объемам закачки проппанта и жидкости - песконосителя, по способу закачки рабочих агентов, по вариантам технологий - с закачкой предварительной порции проппанта с перерывом подачи жидкости-песконосителя или без этого и т. д.).

По-существу, несмотря на проведение в Западной Сибири уже более 10000 операций ГРП, практически не было выполнено ни одного более или менее значимого ГДИ - гидродинамического исследования скважины - либо до, либо после ГРП Совершенно нет ГДИ в скважинах до и после проведения ГРП. Последнее дало бы ответы на многие вопросы, касающиеся правомерности проведения таких работ на различных объектах.

Цель работы

Увеличение нефтеотдачи пластов путём проведения > гидравлического разрыва пластов в различных горно-геологических условиях, изучение процессов фильтрации жидкости в пласте и движения ее в скважине после ГРП, разработка критериев выбора скважин для ГРП и определение рациональных технологий проведения операций.

Задачи исследования

1. Анализ состояния работ по проведению гидроразрывов пластов при интенсификации скважин на месторождениях в Тюменской области.

2. Разработка методик и программ моделирования стационарных и нестационарных процессов фильтрации жидкости в пласте и поступления в скважину при создании трещин в пласте различной формы и протяженности.

3. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления на забое и уровня жидкости в скважине, получаемых при ГДИ, проводимых до и после ГРП.

4. Определение критериев выбора скважин для проведения ГРП на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Научная новизна

1. Обоснована методика и разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации, позволившие исследовать разнообразные процессы, связанные с движением жидкости в системе "пласт — скважина" при наличии трещин различной протяженности.

2. В результате моделирования исследованы особенности движения жидкости в околоскважинной зоне: показано, что по КВУ, записанным до и после ГРП возможно определение наличия скин-эффекта, определение параметров пласта и проводимости трещины. Установлена зависимость определения «скин-эффекта» в скважинах с проведенными ГРП в зависимости от вида и длины трещины.

3. Предложена методика интерпретации диаграмм давления, полученных при компрессировании скважин с ГРП, с определением длины трещины и ее гидропроводности.

4. Определены критерии выбора скважин для проведения ГРП на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Практическая ценность работы

Разработанная математическая модель движения жидкости в системе «пласт-скважина» при наличии трещины в пласте, которая позволяет исследовать разнообразные процессы, встречаемые при освоении и эксплуатации скважин, подверженных воздействию гидроразрывом пласта , и тем самым - изучать их особенности.

На основе выполненной работы составлено "Методическое руководство по интерпретации результатов гидродинамических исследований», проводимых при контроле за разработкой, которое в Тюменской нефтяной компании принято в качестве обязательного комплекса для интерпретации результатов ГДИ.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на:

- XII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития нефтяной промышленности Западной. Сибири", (г. Тюмень, ОАО СибНИИНП, 2003 г.);

- международной научно-технической конференции "Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе" (г. Тюмень, ТюмГНГУ, сентябрь, 2003 г.);

- конференции молодых специалистов ОАО «ТНК» (автор завоевал дважды призовые места в конкурсах молодых ученых за сделанные доклады), ОАО «СНГ», (г. Нижневартовск 2003-2004 гг.);

- научно-технической конференции ОАО «ТНК» ЗАО ТННЦ (г. Тюмень, март, 2002 г.);

- научно-технической конференции молодых специалистов ОАО «ТНК» ЗАО ТННЦ (г. Тюмень, 14 февраля 2003 г.);

- международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых учёных «Проблемы геологии и освоения недр» (г. Томск, 2003 г.);

- международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2003 г.).

Публикации.

Основное положения диссертации изложены в 8 печатных работах.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 6 разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы. Изложена на 115 страницах машинописного текста, содержит 15 рисунков и 5 таблиц. Список использованных источников включает 104 наименования.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе на основе анализа состояния работ по применению гидроразрывов пластов на месторождениях Ханты-Мансийского округа (месторождения ОАО "THK-HHF', ОАО Самотлорнефтегаз) рассмотрены проблемы применения методов ГРП на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Определены основные направления совершенствования ГРП, применяемых на разных стадиях разработки.

В создание теоретических основ движения жидкости в системе «пласт-скважина» при наличии длинных трещин в пласте существенный вклад внесли отечественные ученые: Щелкачев В.Н., Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Бузинова С.Н., Умрихин И.Д., Кульпин В.М., Мясников Ю.А., Шагаев Р.Г. и другие. За рубежом вопросы фильтрации жидкости в скважинах с ГРП рассмотрены в работах Говарда Г.И. и Фаста К.Р. (1970), Мэттьюза Ч.С. и Рассела Д.Ж. (1967), Элаугера Р.Ч. (1977), Ли Д. (1982), Стрельцовой Т.Д. (1988), Хорна Р.Н. (1995), Экономидеса М.Ж (1985-2000) и других.

На основе анализа разработки месторождений нефти в Нижневартовском регионе выяснено, что высокий незадействованный потенциал для стабилизации и увеличения добычи нефти заключен в фонде скважин. Необходимо оптимальное использование этого потенциала. А именно: - по наиболее крупным месторождениям (в ОАО «Самотлорнефтегаз» и др. компании ТНК) темп обводнения в 3-5 раз выше темпа выработки запасов;

- до 30 % обводненных скважин, находящихся за пределами действующего фонда, выработали не более 50 % своих первоначальных запасов;

- огромные потери нефти связаны с отсутствием надежных технологий глушения скважин, что приводит к снижению дебитов скважин после текущих и капитальных ремонтов (в 40-50 % случаев);

- эффективность работ по воздействию на пласт снижается, что связано, с одной стороны, с истощением запасов и ухудшением их структуры, с другой - с отсутствием глубокого анализа применимости различных методов воздействия на пласт и выявления области применения каждого из них;

- нет четких концепций реализации методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), закачка реагентов ведется бессистемно, без повсеместного научно-методического сопровождения.. В итоге сложилось устойчивое представление о бесперспективности применяемых МУН.

Показано, что первой главной задачей в стабилизации добычи нефти является предотвращение и борьба с обводненностью. Только тогда, когда темп обводненности будет соответствовать темпу выработки запасов, будут созданы условия для стабилизации добычи нефти.

Гидроразрыв пласта — один из самых перспективных методов, направленных на решение указанных задач.

В то же время решение отмеченных задач совершенно невозможно на основе обычного изучения особенностей эксплуатации месторождений без системного анализа их работы и привлечения компьютерной обработки материалов.

Анализ результативности выполняемых в компании ОАО «ТНК» гидроразрывов пласта показал, что нет строгой системы подбора скважин для ГРП, нет критериев определения того, какие ГРП более предпочтительны: мини-ГРП, обычные - с закачкой 5-10 тонн проплата или массированные ГРП.

Сдерживающим обстоятельством решения поставленных задач является отсутствие теоретических основ. движения жидкости в пласте и призабойной зоне при условиях появления в пласте высокопроводящих трещин. Поэтому одной из задач диссертации стало исследование на основе моделирования разнообразных ситуаций, возникающих в пласте с глубокими трещинами.

Исходя из всего сказанного и сформулированы указанные выше задачи исследования.

Во втором разделе обосновывается минимальный объем информации, необходимый для оперативного решения задач, связанных с интенсивным воздействием на пласт. От того, насколько обоснованно подобраны скважины для проведения ГРП и оценены перспективы получения дополнительной добычи нефти, и определяется эффективность операций в целом.

Определение характеристик пласта по КВУ. В настоящее время по данным гидродинамических исследований, проводимых в рамках программ контроля за разработкой нефтяных месторождений, нет сколько-нибудь приемлемой информации о гидродинамических параметрах пласта, на основе которой можно было бы заранее рассчитать перспективы выполнения операций ГРП. Так, нет данных о фактических значениях проницаемости (гидропроводности), скин-эффекте, пластовых давлениях. Это связано с отсутствием фонтанного фонда, а в скважинах, оснащенных глубинными насосами, невозможно выполнение традиционных исследований методом КВД, так как невозможно установить на забое манометры. Поэтому, как правило, ограничиваются выполнением замеров с записью кривых восстановления уровня. В ОАО «ТНК» в ЗАО «ТННЦ» разработан «Регламент по исследованию скважин», в котором показано, что по палеткам эталонных кривых возможно определение средней проницаемости (и гидропроводности) пласта. Скин-эффект по таким КВУ не определяется, поскольку усредненный показатель проницаемости в зоне дренирования характеризует как свойства пласта в ПЗП, так и в удаленной зоне.

В то же время в связи с тем, что состояние ПЗП и пласта в районе скважины, подверженной воздействию методом ГРП, существенно изменяется, то изменяется и геометрия фильтрационных потоков. Поэтому данные КВУ, записанные до и после ГРП, теперь могут стать основой для определения изменений фильтрационных характеристик пласта.

На примере исследований, проведённых на одной из скважин Хохряковского месторождения, покажем сущность разработанной новой методики оценки параметров пласта. На рис. 1 приведены кривые

восстановления уровня после свабирования скважины № 920 Хохряковского месторождения: 1-я КВУ записана 22 мая 2002 года, а 2-я КВУ - 28 сентября 2002 года после проведения ГРП.

РС,»Т

100 ------

1 2 3 4 5 6 ^

Рис. 1 - Кривые восстановления уровня, записанные в скважине № 920

Первое исследование, как видно, не дало интенсивного роста давления после создания скачка депрессии: за 16 часов записи КВУ давление изменилось всего на 8 ат. Второе исследование после проведения ГРП дало более интенсивный рост давления. Причем начальное давление составляло 162 ат., что на 55 ат. выше начального давления в первом исследовании.

Поскольку по КВУ при низких дебитах за 8 часов, как правило, не достигается восстановления давления, поэтому чаще всего нельзя судить о пластовом давлении и свойствах пласта. Однако исследование после ГРП точнее характеризуют энергетику исследуемой зоны и пластовое давление, как видно из графика на рис. 1. Кроме того, по соотношению исследований до и после разрыва можно рассчитать «бывший скин-эффект» в ПЗП.

Предложен следующий способ оценки скин-фактора. Вполне оправданно предположить, что уравнение фильтрации для стационарного процесса включает параметр скин-эффекта, что имеет место до ГРП

где Ш - давление в скважине до ГРП, Рм - пластовое давление, ^ - дебит жидкости, ц - вязкость, к - проницаемость, К - мощность, Як и - радиус контура питания и скважины, S - скин-эффект.

После ГРП очевидно скин-эффект исчезает и тогда уравнение фильтрации соответствует уже незагрязненному пласту -

т> л 1 м 1 кк Р7 = Р„, - —а—1п—

2 2п кк Я

(2)

где Р2 - давление в скважине после ГРП.

Исходя из уравнений (1) и (2), с учётом показателей продуктивностей скважины соответственно до ГРП - и после ГРП - получим:

Находим отношение продуктивностей - ОП:

(4)

В итоге находим

5 = 1п —{ОП -1) К

(5)

Если считать, как обычно, что радиус контура питания составляет Л*=250

м, а радиус скважины Л^О^м, то =7,8. Тогда

Кс

В примере, приведенном выше, При

этом ОП=0,9/0,15=6 и

с

5 = 7,8(6-1)= 39.

Как видим, получен довольно высокий показатель скин-эффекта до ГРП. Следует учесть, что при ГРП не только устраняется сопротивление, связанное с повреждением. пласта при вскрытии, а также снижается сопротивление за пределами радиуса загрязненной зоны пласта в пределах трещины, заполненной проппантом, который, по нашим расчетам, составляет 10-15 м. Поэтому скин-эффект, вызванный процессами бурения, составил в данной скважине S= 18,3.

Заметим, что в тех скважинах, в которых не были проведены ГРП, дебиты и продуктивности практически совпадают при замерах во время исследований методом КВУ и в период эксплуатации. Например, в скважине № 908 дебиты соответственно составили 25 м3/сут - при исследовании с записью КВУ и 23,1 м3/сут - при эксплуатации скважины. Это свидетельствует о- том, что продуктивности скважин, определенные в период их исследования, могут быть приняты в расчет, несмотря на то, что замеры выполнены в условиях неустановившегося потока.

Всего в скважинах с проведенными ГРП замеры КВУ до и после ГРП выполнены в 9 случаях. В таблице 1 приведены. результаты расчета скин-эффекта по вышеприведенной методике. Видно, что скин-эффект зафиксирован в пределах от S = 4,7 до S = 22,8. Можно заметить, что степень повреждения пласта уменьшается с увеличением продуктивной толщины пласта.

Заметим, что значительные по величине начальные значения скин-эффекта связаны не только с влиянием бурового, цементного растворов и других технологических жидкостей на ПЗП, а также - с возможным проявлением пластических свойств горных пород при работе с повышенными депрессиями.

Таблица 1 - Результаты расчета скин-эффекта в скважинах, которые имели место до проведения ГРП

№ Скважина Эффективная Скин-

пп толщина эффект,

пласта, м Б

I 153 30,5 19,7

2 729 41 11,6

3 920 19,5 18,3

4 1011 12,5 22,8

5 1013 37,7 4,7

6 1059 67 5,3

7 1521 22,3 7,0

8 3006 15,8 14,3

Данные замеры показали также, что гидроразрывы не только устраняют скин-эффект, но и повышают фильтрационные свойства пласта в пределах распространения трещины, заполненной проппантом. Поэтому ГРП необходимо рассматривать как один из основных методов интенсификации притока.

В третьем разделе рассмотрены вопросы, связанные с процессами фильтрации жидкости к скважине при наличии трещины. Несмотря на то, что во всем мире к настоящему времени написано множество (тысячи) статей и известно несколько фундаментальных монографий - Г.Ч. Говарда и К.Р.Фаста (США, 1970 г.), П.М.Усачева (б. СССР, 1986 г.), М.Ж.Экономидеса и К.Н.Нотла (США, 1989 г.) и др., тем не менее остается много неопределенностей в оценке фильтрационных свойств пласта с созданными* трещинами при ГРП, определении прогнозных дебитов, а следовательно, - в выборе рациональных технологий ГРП.

При- моделировании пластовых систем с применением популярных в настоящее время пакетов программ типа «Эклипс» (и других), что является основой составления современных проектов разработки нефтяных и газовых месторождений, скважины, подверженные воздействию методом ГРП, обычно моделируются с установкой скин-эффекта, равного S = - 4 или S = -5.

Почему именно такие значения скин-эффекта повсеместно принимаются при моделировании работы скважин с ГРП, нигде не обсуждается. Хотя, конечно, можно предположить, что разные ГРП дадут совершенно различные характеристики активизации фильтрационных свойств ПЗП, эквивалентом чего при определении укрупненной (средневзвешенной) характеристике гидродинамических сопротивлений околоскважинной зоны является скин-эффект.

При движении жидкости в пласте в радиальном направлении к скважине дифференциальное уравнение имеет вид

где Р - давление, г — радиус, t - время, m — пористость, f-l - вязкость, - сжимаемость, к - проницаемость.

Это уравнение является исходным при решении практически всех задач о движении жидкости в пласте при проведении испытания скважин.

При решении уравнения (8) обычно рассматривают два класса задач.

1. Наружная граница предполагается бесконечной с постоянным начальным давлением Р=РМ на ней; внутренняя граница г=гс предполагается весьма малой с заданным на ней дебитом.

2. Наружная граница пласта предполагается большой (но конечной) г=гк с постоянным давлением на ней PK=PM=const или отсутствием течения жидкости через эту границу (q=0), внутренняя граница также предполагается конечной с заданными давлением или дебитом.

Допущения' о постоянстве дебита, равно как и выражение этих показателей через какие-либо элементарные функции, не являются строгим отображением реальных условий притока. Дебит и депрессия изменяются не произвольно, а зависят от особенностей накопления жидкости в трубах. В общем случае забойное давление Pc(t) может быть определено из выражения:

Рс(0=Рс(0) + ЬРТ(0, (8)

где Рс(0) - давление в начале притока, равное гидростатическому давлению залитой жидкости в трубах; - дополнительное давление, оказываемое

столбом жидкости, поступившей в трубы из пласта за время / работы скважины.

Формула для расчёта АР-¡{0 имеет вид

1 V..... т

сг о

(9)

где СУ - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма жидкости в

трубах на единицу изменения ттятшения т? них ппи ппитоке

(10)

Л^ Г„Ь г,

где ¥Т - площадь сечения внутренней полости бурильных труб;,гг - радиус внутренней полости труб; - удельный вес поступившего флюида.

Все вышеприведенные рассуждения касаются определения связи между забойным давлением и дебитом в период работы скважины. В закрытом периоде зависимость устанавливается из условия поступления флюида

в подпакерную зону, объём которой равен У=тсгс2Н , где Н - расстояние от забоя скважины до места установки пакера (или до устья, если скважина заполнена до устья жидкостью).

Пользуясь известной зависимостью между давлением и объёмом слабосжимаемой жидкости -

р ар=-<1у/у,

можно получить выражение для дебита в период восстановления давления, которое имеет вид

< >

Ч(()= У$с1Р0)/Ж или ДЯ(0 = — \чШт ,

(И)

где - ёмкостный показатель, характеризующий прирост объёма

жидкости в скважине с изменением в ней давления.

Решить уравнение (7) при условиях (8)-( 11) с применением известных

аналитических приёмов затруднительно.

В диссертации в четвёртом разделе рассмотрены процессы перераспределения давления в пласте и на забое скважины на основе моделирования и на базе выводов, полученных в результате моделирования, построены эффективные решения описанных уравнений.

Ранее проф. Карнауховым МЛ. были разработаны программы расчёта кривых давления с применением методов численного моделирования. Однако при постановке и программной реализации задач фильтрации не рассматривались задачи, когда в околоскважинном пространстве сформирована глубокая трещина высокой проводимости. Ниже рассмотрены новые задачи, которые позволяют выявить законы фильтрации и описать процессы восстановления давления в скважине для случаев её работы после гидроразрыва.

Сначала исследовались перераспределения давлений в пласте при стационарных процессах, когда в уравнении (8) правая часть равна нулю.

Получены решения при различном соотношении длины трещины L и контура питания Rк : LIRK = 0,05; 0,10; 0,15; 0,25; 0,50; 0,75. Трещина принималась вертикальной, распространенной на всю толщину однородного пласта. Проницаемость проппантом заполненной трещины принята намного большей проницаемости пласта, то есть сопротивление движению жидкости по трещине принято равным нулю. На рис. 2 приведены результаты моделирования для случаев: a) ЬШК = 0, б) Ь/Як = 0,1, в) ЬШК = 0,5. Показаны характеристики распределения давления при условии фильтрации, когда в пласте нет трещины, а поток радиальный, т.е. LIRH = 0, тогда все полученные значения давлений в пласте соответствуют давлениям, получаемым по известному закону Дюпюи. Распределение давлений в пласте для 1/&> = 0,1 имеет уже существенное отличие - особенно в призабойной зоне пласта, а для Ь/Кк = 0,5 существенные изменения происходят и в удаленной зоне.

а)

б)

Рис. 2 - Распределение давления в пласте при ЫЯп = 0 (а), 0,1 (б), 0,5 (в)

В таблице 2 приведены данные об изменении дебита Q (где р -

дебит скважины без ГРП, - дебит при наличие ГРП) скважины в зависимости от о = Ь/Я*. Приведены также значения скин-эффекта 8 , которые рассчитаны при V = рЛ„ / р в соответствии с зависимостью

Л, V

(12)

Таблица 2

Параметр а=о а =0,05 а =о,10 а =0,15 а =0,25 а =0,50 а =0,75

СМ <5 1,00 1,06 2,19 3,77 7,40 21,1 44,9

8 0 -0,5 -4,4 -5,8 -6,74 -7,4 -7,6

Видно, что длина трещины существенно влияет на показатели притока и величину соответствующего параметра скин-эффекта.

Полученные результаты могут быть применены при проектировании операций ГРП и при выборе показателя скин-эффекта при моделировании процессов разработки.

В пятом разделе рассмотрены вопросы определения характеристик пласта по данным нестационарных исследований скважин. При разработке методики интерпретации диаграмм давления, полученных на основе восстановления уровня жидкости в скважине с ГРП, решалась задача в первоначальной постановке (1) - (4). На рис. 3 приведены две кривые восстановления уровня жидкости в скважине: а. - КВУ, записанная до проведения ГРП; б. - КВУ, записанная после проведения ГРП.

Как видно, КВУ, записанная до ГРП, имеет обычный вид, где давление в скважине монотонно возрастает, приближаясь при времени записи в течение двух-трех суток к уровню, равному пластовому давлению.

Кривая б), соответствующая случаю, когда в призабойной зоне сформировалась глубокая вертикальная трещина высокой проводимости, имеет заметно отличающийся вид. Здесь обнаруживается излом на кривой восстановления уровня.

Рпл»ат

100' 90

ва 70 60 50 40' 30 4 28 10 в

1

Рис. 3 - Кривые восстановления уровня, записанные: а) -до ГРП, б) - после ГРП

Появление излома на КВУ свидетельствует о том, что процессы фильтрации жидкости в зоне нахождения трещины отличаются от обычных процессов радиальной фильтрации. По форме «зигзага» на КВУ и времени выхода на конечный участок КВУ можно рассчитать длину трещины и степень увеличения проводимости трещины. Отмеченная особенность КВУ, записанных после проведения ГРП, позволяет выполнить более содержательный анализ результатов ГДИ, получить новую информацию о пласте и продуктивных характеристик скважины.

Разработана методика интерпретации кривых давления, полученных в скважине с ГРП, которая» опробована в ОАО «ТНК-Самотлорнефтегаз» и принята на вооружение.

Исследован также процесс восстановления давления в пласте после длительной отработки скважины.

В шестом разделе приведены обоснования методики выбора скважин для ГРП. Интенсификация скважин с применением ГРП стало главным методом воздействия на пласт, направленным на повышение продуктивности скважин.

Основным фактором, определяющим скважину как кандидата под ГРП,

является загрязненность ПЗП, вызванного действием промывочной жидкости при бурении, закупоркой пор пород во время эксплуатации, глушением при подземных и капитальных ремонтах.. Другой фактор - это эксплуатация скважин при пониженных пластовых давлениях. Часто основанием для выполнения ГРП в малодебитной скважине является пример работы соседней (или нескольких соседних высокопродуктивных скважин).

При изучении результатов проведенных операций по ГРП обнаружен такой феномен, как существенное изменение режимов работы соседних скважин, расположенных в 300 - 500 м от скважины с ГРП. При хорошей гидродинамической связи между скважинами происходит снижение дебитов высокопродуктивных соседних скважинах. Объяснением этому может быть то обстоятельство, что при работе нескольких продуктивных скважин на одном участке, нагнетательные скважины не успевают создавать необходимый энергетический режим для всех скважин и происходит перераспределение основных потоков в сторону скважины с ГРП, так как в ней за счет исключения перепадов давления в ПЗП (наличие проводящего канала -трещины с проппантом) режим работы становится более благоприятным и она может работать даже в условиях снижения пластового давления.

В результате моделирования и системного изучения результатов ГРП разработаны следующие критерии выбора скважин для таких операций.

1. После определения скин-эффекта каким-либо способом, при S > 3 - 4 ГРП целесообразен.

2. При работе высокопроизводительных скважин, находящихся в районе скважины-кандидата под ГРП, необходимо оценить пластовое давление на выбранном участке: если Рпл < 90 % Рнач, то в соседней скважине возможно резкое снижение дебита после ГРП в скважине-кандидате.

3. Максимальный дебит скважины по нефти должен быть не менее 20 т/сут при текущем (или остановочном) дебите не менее 10 т/сут. При максимальном и текущем (остановочном) дебите 10-15 т/сут скважина также является претендентом на ГРП.

4. В течение последнего года работы данной скважины при её эксплуатации падение динамических уровней не должно превышать 200 м/год; пластовое давление при этом не должно быть ниже 80 % первоначального.

5. Эффективная толщина должна быть не менее 3 м.

6. Выработанность запасов по участку блока (элементу разработки) должны быть не более 50 %.

7. Толщина экрана, отделяющего продуктивный пласт от водонасыщен-ного или нефтеводонасыщенного, дожлны быть не менее 6 м.

8. Расстояние до ФНВ (фронта вытеснения нефти) не должно превышать 200 м. Расстояние вычисляется по формуле - Я=Ь- Z/, где Я - расстояние до ФНВ от добывающей скважины, на которой планируется ГРП, Ь - расстояние до нагнетательной скважины,

где бм* - суммарная закачка; И^я^ф - средняя перфорированная толщина пласта на участке влияния нагнетательной скважины; т - пористость.

9. Текущая и накопленная обводненность предлагаемой для ГРП скважины не должна превышать 10 - 15 %.

10. Продолжительность простоя не более 1 года.

Указанные критерии выбора скважины для проведения ГРП позволяют с максимальной вероятностью получить положительный результат - увеличение дебита нефти в 2 -3 раза.

При несоответствии скважины одному из вышеприведенных критериев оценка возможности проведения ГРП делается на основе моделирования участка пласта, на котором находится скважина-кандидат.

Намечаемые для проведения ГРП скважины подвергаются тщательному анализу в соответствии с приведенными критериями. При явном несоответствии этим критериям (не совпадают условия по большинству критериям) скважины отклоняются как бесперспективные. Если несоответствует один или два критерия намечаются дополнительные промысловые исследования с последующим проведением специальных расчетов на основе моделирования.

Такой подход позволяет повысить качество выполнения операций с ГРП в условиях, когда скважин, полностью удовлетворяющих указанным критериям, практически не осталось.

Основные выводы и рекомендации

1. Системный анализ методов принятия решений при планировании операций с ГРП показал, что на современном этапе массового применения ГРП

. нет четких определений, в каких случаях следует делать мини-, обычных, массированных и других ГРП для интенсификации скважин и повышения нефтеотдачи пластов и поэтому сформулирована задача о необходимости создания методологии выбора оптимальных программ планирования ГТМ.

2. Разработаны гидродинамические модели изучения процессов фильтрации жидкости в скважинах с созданными глубокими высокопроницаемыми трещинами.

3. На основе моделирования решены задачи о характере распределений давлений в пласте после проведения ГРП. В результате получены новые зависимости о соответствии скин-эффекта и параметров создаваемых трещин.

4. Разработана новая методика определения параметров пласта по данным КВУ, записанных в скважинах, подвергнутых воздействию ГРП. Эта методика позволяет определить глубину трещины и ее гидропроводность.

5. Разработаны критерии оптимального планирования ГРП с выбором перспективных скважин для гидроразрыва.

6. На основе выполненных исследований в ОАО «СНГ» опробованы методики подбора скважин для ГРП и расчета параметров пласта по данным КВУ.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Карнаухов- М.Л., Казанцев П.Ю., Пьянкова Е.М. Моделирование движения жидкости к скважине при наличии трещины, полученной при гидроразрыве пласта/ Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Международ, науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 2003. Т.2. - С. 137 - 138.

2. Казанцев П.Ю. О возможности проведения операций по гидроразрыву пластов в высокопроницаемых скважинах/ Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 2003. Т.2. - С. 137 - 138.

3. Гапонова Л.М., Казанцев П.Ю., Шилов А.В. Факторы, определяющие целесообразность проведения ГРП/ Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 2003. Т.2. - С. 137 - 138.

4. Гапонова Л.М., Шихов СВ., Казанцев П.Ю., Карнаухова У.М: Методы оценки эффективности ГТМ/ Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Тр. Междунар. науч.-техн. конф., посвященной 40-летию ТюмГНГУ. - Тюмень, 2003. Т.2. - С. 137 - 138.

5. Карнаухов М. Л., Медведев Е. А., Казанцев П. Ю. Восстановление поля давлений при моделировании разработки месторождений/ Роль информационных технологий в обучении: проблемы, перспективы, решения: Материалы региональной межвузовской науч.-методич. конф. 28 марта 2003 г., издат-во ТюмГНГУ. - Тюмень, 2003. - С. 57 - 61.

6. Казанцев П.Ю., Пьянкова Е.М., Медведев Е.А. Процесс накопления жидкости в скважинах сложного профиля при гидродинамических исследованиях/ Тр. Междунар. научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых учёных «Проблемы геологии и освоения недр».- г.Томск, 2003 -С.462-465.

7. Карнаухов М.Л., Пьянкова Е.М., Сидоров А.Г., Казанцев П.Ю. Определение скин-эффекта по данным замера восстановления уровня/ Материалы научно-технической конференции ОАО «ТНК» ЗАО ТННЦ (г. Тюмень, 14 февраля 2003). Изд-во. Наука-сервис, г. Екатеринбург,2003,С. 8488.

8. Казанцев П.Ю., Анашкин А.Е., Другое А.В. Анализ влияния скважинных эффектов на кривые восстановления давления и точность определения параметров пласта/ Тр. Междунар. научного симпозиума студентов, аспирантов и молодых учёных «Проблемы геологии и освоения недр». - г.Томск, 2003. г. - С.429-430.

Соискатель

П.Ю. Казанцев

04"1 4695

Подписано к печати 1IDW Заказ № №

Формат 60x84 fa

Отпечатано на RISO GP 3750

Бум. писч. № 1 Усл. изд. л. 1,0 Усл. печ. л. 1,0

Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального

образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 628000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская,52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Казанцев, Павел Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. Постановка задач исследований.

1.1. Особенности применения ГРП на месторождениях ХМАО.

1.2. Анализ проблем применения ГРП в ХМАО.

1.3. Постановка задач.

2. Исследование особенностей применения ГРП на поздней стадии разработки.

2.1. Применение ГРП на Самотлорском месторождении.

2.2. Определение характеристики пласта по КВУ.

2.3. Влияние скважин при проведении ГРП.

3. Моделирование процессов, связанных с ГРП.

3.1. Особенности моделирования скважин с ГРП.

3.2. Исходные уравнения. Применение модели нестационарной фильтрации при наличии трещины.

4. Моделирование движения жидкости к скважине при наличии трещины, полученной при гидроразрыве пласта.

4.1. Обоснование методики моделирования процессов движения жидкости в пласте при наличии трещины.

4.2. Моделирование притока жидкости к трещине.

4.3. Оценка скин-эффекта при наличии трещины.

4.4. Определение продуктивности скважин до и после ГРП.

5. Исследования процессов фильтрации скважин с ГРП на основе КВД.

6. Обоснование критериев эффективности ГТМ.

6.1. Применение ГДИ при разработке месторождений.

6.2. Совершенствование методов оценки эффективности ГТМ.

6.3. Оценка интерференции скважин.

6.4. Критерии выбора скважин для ГРП.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений"

Актуальность работы

Одним из факторов роста добычи нефти является широкое применение методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов (ДНИ), за счет которых добывается до 20 % общей добычи нефти по Ханты-Мансийскому округу, в котором сосредоточены основные запасы Западно-Сибирской нефти .

Метод воздействия на пласт - гидроразрыв пласта (ГРП) - в настоящее время обеспечивает более 40 % дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоков -гидродинамических, физико-химических - также приходится до 40 % дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3 %, на долю прочих технологий приходится 17 % дополнительной нефти.

Как видно, гидроразрыв пласта, является одним из основных методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта. Однако резервы этого метода далеко не исчерпаны. Пока, за редким исключением, все технологии применения ГРП сводятся к закачке относительно небольших объемов проппанта - 5-10 тонн - с созданием неглубокопроникающих трещин в пласт. Совершенно не изучен вопрос о ГРП в обводненных скважинах: здесь эффективность воздействия невысокая. Встречаются как эффективные работы, когда не только увеличивается дебит нефти, но и снижается процент поступающей воды совместно с нефтью, так и неэффективные, когда провоцируется еще более интенсивное поступление воды, без существенного повышения нефти в продукции. Не ясно, насколько правомерно проведение ГРП в пластах с хорошими коллекторскими свойствами, так как конечные показатели ГРП в таких пластах неоднозначно свидетельствуют о возможностях ГРП для этих пластов.

Одним из сдерживающих факторов повышения эффективности применения ГРП является отсутствие четких представлений о том, в каких отложениях и каких пластах приемлемо применять ту или иную технологию ГРП (по объемам закачки проппанта и жидкости- песконосителя, по способу закачки рабочих агентов, по вариантам технологий - с закачкой предварительной порции проппанта с перерывом подачи жидкости-песконосителя или без этого и т.д.).

По-сугцеству, несмотря на проведение в Западной Сибири уже более 10000 операций ГРП, практически не было выполнено ни одного более или менее значимого ГДИ - гидродинамического исследования скважины - либо до, либо после ГРП. Совершенно нет ГДИ до и после ГРП. Последнее дало бы ответы на многие вопросы, касающиеся правомерности проведения таких работ на различных объектах.

Цель работы

Увеличение нефтеотдачи пластов путём проведения гидравлического разрыва пластов в различных горно-геологических условиях, изучение процессов фильтрации жидкости в пласте и движения ее в скважине после ГРП, разработка критериев выбора скважин для ГРП и определение рациональных технологий проведения операций.

Научная новизна

1. Обоснована методика и разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации, позволившие исследовать разнообразные процессы, связанные с движением жидкости в системе "пласт -скважина" при наличии трещин различной протяженности.

2. В результате моделирования исследованы особенности движения жидкости в околоскважинной зоне: показано, что по КВУ, записанным до и после ГРП возможно определение наличия скин-эффекта, определение параметров пласта и проводимости трещины. Установлена зависимость определения «скин-эффекта» в скважинах с проведенными ГРП в зависимости от вида и длины трещины.

3. Предложена методика интерпретации диаграмм давления, полученных при компрессировании скважин с ГРП, с определением длины трещины и ее гидропроводности.

4. Определены критерии выбора скважин для проведения ГРП на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Практическая ценность работы

Разработанная математическая модель движения жидкости в системе «пласт-скважина» при наличии трещины в пласте, которая позволяет исследовать разнообразные процессы, встречаемые при освоении и эксплуатации скважин, подверженных воздействию гидроразрывом пласта, и тем самым — изучать их особенности.

На основе выполненной работы составлено "Методическое руководство по интерпретации результатов гидродинамических исследований, проводимых при контроле за разработкой месторождений в Тюменской нефтяной компании", которая принята в качестве обязательного комплекса для интерпретации результатов ГДИ.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Казанцев, Павел Юрьевич

Основные выводы и рекомендации

1. Системный анализ методов принятия решений при планировании операций с ГРП показал, что на современном этапе массового применения ГРП нет четких определений, в каких случаях следует делать мини-, обычных, массированных и других ГРП для интенсификации скважин и повышения нефтеотдачи пластов и поэтому сформулирована задача о необходимости создания методологии выбора оптимальных программ планирования ГТМ.

2. Разработаны гидродинамические модели изучения процессов фильтрации жидкости в скважинах с созданными глубокими высокопроницаемыми трещинами.

3. На основе моделирования решены задачи о характере распределений давлений в пласте после проведения ГРП. В результате получены новые зависимости о соответствии скин-эффекта и параметров создаваемых трещин.

4. Разработана новая методика определения параметров пласта по данным КВУ, записанных в скважинах, подвергнутых воздействию ГРП. Эта методика позволяет определить глубину трещины и ее гидропроводность.

5. Разработаны критерии оптимального планирования ГРП с выбором перспективных скважин для гидроразрыва.

6. На основе выполненных исследований в ОАО «ТНК-Нжжневартовск» опробованы методики подбора скважин для ГРП и расчета параметров пласта по данным КВУ. Принято решение о подготовке на основе выполненных исследований специального регламента по выполнению работ с ГРП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На поздней стадии разработки цена прогноза на ГРП становится весьма высокой.

Дальнейшее внедрение ГРП в Нижневартовском регионе связано со следующим:

1. Повышения надежности прогноза эффективности ГРП рассматривается с применением гидродинамического моделирования.

2. Необходима программа широких промысловых исследований в скважинах с регистрацией КВД до и после ГРП, гидропрослушивания, изучения ориентации трещин в пластах, индикаторных замеров меченными жидкостями, изучения механических свойств пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и т. д. Одним из совершенно необходимых шагов при составлении текущих и долгосрочных программ интенсификации добычи нефти на месторождении является изучение результатов уже проведенных ГТМ на этом месторождении и определение наиболее эффективных методов воздействия на пласт.

При выполнении такого анализа принят во внимание тот факт, что при проведении капитальных ремонтов скважин часто приходится проводить не один какой-то определенный метод воздействия на пласт, а несколько различных методов (СКО, перестрел, ТГХВ и пр.). Связано это с тем, что во многих случаях скважину не удается сразу освоить после выполнения основной цели, например, ликвидации аварии (обрыва НКТ, ЭЦН и т.д.) - и тогда применяют последовательно несколько методов интенсификации.

В базах данных по ГТМ обычно ограничиваются указанием какого-то одного (или двух) из комплекса на самом деле выполненных работ по воздействию на пласт в конкретной скважине, и тогда эффективность КРС относится на данную указанную операцию.

Поэтому справедливо возникает вопрос о необходимости учета всех мероприятий, проведенных на скважине при КРС и определении доли «участия» каждого мероприятия в конечном «эффекте».

Очевидно, установить насколько каждый отдельный метод влияет на конечный результат, можно при рассмотрении выборок ГТМ, где рассматриваемые методы применялись самостоятельно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Казанцев, Павел Юрьевич, Тюмень

1. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. -М.: Высшая школа, 1992. 231 с.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. 288 с.

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

4. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.- М.: Недра, 1973. 246 с.

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

6. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Изд-во «Наука», 1964. - 270 с.

7. Глова В.Н., Латышев В.Н. "Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз'7/Нефтяное хоз во, 1996, № 1. — С. 52-54.

8. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

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

10. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, - 204 с.

11. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М. Исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений// Тр. Всерос. науч.-техн. конф.: Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы, Альметьевск, 2001, Т. 1 С.315-323.

12. Карнаухов M.JL, Сидоров А.Г., Пьянкова Е.М. Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ в горизонтальных скважинах// Тез. докл. пятой науч.-прак. конф.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, Ханты-Мансийск, 2001. С. 70.

13. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М. Исследование скважин при проведении работ по их ремонту и восстановлению продуктивности// Изв. вузов. Нефть и газ, 2001, №6.-С. 50-54.

14. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М., Тулубаев А.Б. Гидропрослушивание скважин// Материалы Всерос. науч.-техн. конф.: Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Тюмень: Вектор Бук, 2001, - С. 16 - 17.

15. Карнаухов M.JL, Рязанцев Н.Ф. К вопросу о применимости методик определения параметров пласта по данным испытания скважин// Нефт.хоз-во. -1976, №1.-С. 18-20.

16. Карнаухов M.JI., Рязанцев Н.Ф. Влияние скин-эффекта и притока после закрытия скважины на кривые восстановления давления, получаемые при испытании скважин в процессе бурения// Нефт.хоз-во. 1976, № 1. - С. 2537.

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

18. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949 - 628 с.

19. РД-39-0147035-234-8 Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. - М.: ВНИИ, 1989. - 70 с.

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

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

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

23. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения// Нефтяное хоз-во,1998, № 6, с. 34-37.

24. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. "Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта", Нефтяное хоз-во, 1997, № 10 , С. 54-58.

25. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Хабибуллин З.А. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.94 с.

26. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995. - 120 с.

27. Малышев А.Г., Малышев Г.А. и др. "Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"// Нефтяное хоз-во, 1997, № 9, -С. 40-46.

28. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. - 355 с.

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

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

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

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

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

34. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, - 304 с.

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

36. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: М.: Нефть и газ, 1995. 4.1. - 586 с.;Ч.2. - 493 с.

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

38. Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. Ч. 1, Анализ притоков. М.: ОНШ, 1936. 206 с.

39. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept 1979.-p. 279-290.

40. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

41. Ammann C.B. Case Histories of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

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

43. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

44. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

45. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8,1997.

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

47. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

48. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

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

50. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

51. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982-1983, 19881989.

52. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.- p. 265-269.

53. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering // Elsevier Scientic Publishing Company, New York, 1978.

54. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

55. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

56. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4, 1986. p. 443-461.

57. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.

58. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

59. Fetcovich MJ. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065-1077.

60. Fernandez В., Ehlig-Economides C., and Economides MJ. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

61. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

62. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

63. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

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

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

66. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 1820, 1986.

67. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.

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

69. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31, 1994.

70. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

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

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

73. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

74. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods // J. Petrol. Technol., Oct. 1972.

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

76. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems//Trans. A8 1 1956, v.78, 1 5.

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

78. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

79. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Petrol. Technol., July, 1971.

80. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91-104.

81. Petty L.O. How to Get Better Data From a Drill-Stem Test // Oil and Gas Journal, Feb. 1962.

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

83. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

84. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

85. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area// J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.

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

87. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

88. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).

89. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, 4, (1996), 21-27.

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

91. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.

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

93. Tauzin E., and Home R.N. Influence Functions for the Analysis of Well Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28433, Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25-28, 1994.

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

95. Van-Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in the Reservoirs // Trans. AIME. 1949, -v. 186. -p. 305- 324.

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

97. Zak A.J. and Griffin P. Here's a Method for Evaluating DST Data // Oil and Gas Journal, April, 1957.