Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование условий эффективного применения горизонтальных скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование условий эффективного применения горизонтальных скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

На правах рукописи УДК 622.276.031:532.5

Амерханов Марат Инкилапович

ИССЛЕДОВАНИЕ УСЛОВИЙ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ОБЪЕКТАХ РАЗРАБОТКИ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ НЕФТИ

Специальность 25.00.17- "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2008

003452239

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте (ТатНИПИнефть) открытого акционерного общества "Татнефть"

Научный руководитель доктор технических наук, академик АН РТ

Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Фазлыев Рабис Тимерханович

кандидат технических наук Янгуразова Зумара Ахметовна

Ведущая организация: ООО "Башнефть-Геопроект" (г. Уфа)

Защита диссертации состоится 27 ноября 2008 г. в 16— часов на заседании диссертационного совета Д.222.018.01. в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти

Автореферат разослан 25 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук

Львова И.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность и постановка задачи. Большинство крупных месторождений Республики Татарстан (РТ) вступили в позднюю стадию разработки. Из нефтяных месторождений Татарстана уже добыто более 3 млрд. т нефти Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти. В Татарстане отобрано более 93% активных извлекаемых запасов и 45,4% трудноизвлекаемых. К трудноизвлекаемым запасам нефти относятся запасы в тех залежах, которые разрабатываются низкими темпами отбора нефти при естественном режиме и традиционных методах заводнения.

Часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в залежах вязких и сверхвязких нефтей (СВН) и битумов, а также в карбонатных и нткопроницаемых терригенных коллекторах.

Большинство залежей, содержащих трудноизвлекаемые запасы, имеют сложное геологическое строение, которое в значительной мере осложняет разработку таких объектов, а также наличие осложнений, характеризующихся различными геолого-физическими факторами. К числу таких факторов относятся сильная геолого-литологическая расчлененность коллекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, малая нефтенасыщенная толщина, низкая проницаемость коллекторов, повышенная вязкость нефтей

Разработка трудноизвлекаемых запасов характеризуется низкими коэффициентами нефтеизвлечения (КИН). Так, для залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах КИН иногда не превышает 15%, для залежей СВН при заводнении - 8-10%, при циклическом воздействии паром - 25%.

Для повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в последнее время все чаще применяют горизонтальные скважины. Так, для карбонатных и терригенных коллекторов это система горизонтальных или многозабойных скважин в сочетании с заводнением, для залежей СВН -система парных горизонтальных скважин (ГС), пробуренных одна над другой, реализующих технологию парогравитационного воздействия

В то же время применение горизонтальных скважин для выработки трудноизвлекаемых запасов сталкивается с рядом проблем, требующих решения. При разработке карбонатных и терригенных коллекторов основная проблема заключается в выборе оптимальных параметров ГС для реализации

в различных геолого-физических условиях. При разработке залежей СВН с использованием ГС встает проблема определения оптимальных технологических параметров и режимов работы скважин.

Таким образом, повышение эффективности разработки месторождений трудноизвлекаемых запасов с использованием ГС является актуальной научно-технической проблемой.

Целыо диссертационной работы является исследование условий применения горизонтальных скважин на объектах трудноизвлекаемых запасов для повышения эффективности их разработки.

В соответствии с целью в ходе исследований решались следующие основные задачи:

1. Для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами карбонатных и терригенных коллекторов:

- анализ и обобщение результатов применения горизонтальных скважин при выработке трудноизвлекаемых запасов;

- исследование основных технических и технологических параметров, влияющих на эффективность работы горизонтальных скважин;

- адаптация параметров для математического моделирования и определения условий эффективного применения горизонтальных скважин.

2. Для месторождений СВН:

- разработка новых технологических решений для эффективного применения процесса парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых горизонтальных скважин.

Методика исследований. Решение поставленных задач основывалось на анализе и обобщении геолого-промыслового материала по объектам турнейского, уфимского яруса и бобриковского горизонта РТ с использованием статистических методов обработки исходных данных, а также путем проведения лабораторных и промысловых исследований.

Научная новизна.

1. Получены статистически значимые зависимости основных геолого-технических параметров, влияющих на эффективность работы горизонтальных скважин для коллекторов турнейского яруса и бобриковского горизонта РТ.

2. Для определения эффективных параметров работы горизонтальных скважин, вырабатывающих запасы уфимского яруса РТ, установлена зависимость дебита горизонтальных скважин от средней температуры по стволу скважины и минерализации добываемой жидкости.

3. Установлена функция взаимосвязи содержания иона [НС03 ] от средней температуры по стволу добывающей горизонтальной скважины для прогноза ее изменения при осуществлении парогравитационного воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Статистические модели зависимости дебита горизонтальной скважины от ее геолого-технических параметров.

2 Методика оценки потенциального дебита горизонтальных скважин, основанная на применении нейросетевой системы искусственного интеллекта.

3. Методика управления технологией парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых горизонтальных скважин.

Практическая значимость работы. В ходе научных исследований определены оптимальные условия применения ГС в карбонатных и терригенных коллекторах месторождений РТ. Получены прогнозные зависимости для оценки параметров ГС при применении в условиях карбонатных и терригенных коллекторов, которые использовались при составлении технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти "Анализ остаточных запасов и выработка рекомендаций по повышению конечной нефтеотдачи Сабанчинского месторождения"

Разработана методика выработки залежи СВН с помощью двухустьевых ГС с использованием технологии парогравитационного воздействия на пласт и получены оптимальные параметры работы ГС для условий уфимского яруса месторождений СВН РТ.

Методика управления процессом парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых ГС успешно применяется при осуществлении опытно-промышленных работ на скважинах №230, 231, 232, 233 Ашальчинского месторождения, добыто более 17000 т нефти. Разработан руководящий документ "Инструкция по безопасному проведению опытно-промышленных работ по добыче битумной нефти с применением паротеплового воздействия на пласт" РД-159-39.0-459-06.

По основным результатам диссертационной работы получены два патента РФ на изобретения.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались:

- научно-практической конференции VI международной специализированной выставки "Нефть, газ - 99 "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений", г. Казань, 1999;

- семинаре главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросам реструктуризации энергетического комплекса ОАО "Татнефть", Альметьевск, 2007 г.;

- 5-ой Международной практической конференции "Механизированная добыча 2008'.', г. Москва, 2008 г.;

- совещании специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "Разработка высоковязких нефтей и природных битумов", г. Нурлат, 2008 г.;

- Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов», г. Казань, 2008 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 7 публикациях, в т.ч. в 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ, двух патентах на изобретения. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 139 наименований и содержит 138 страниц машинописного текста, 65 рисунков и 34 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обзор актуальных научно-технических проблем, связанных с использованием ГС при выработке трудноизвлекаемых запасов, указывается цель диссертационной работы, научная новизна, ее практическая значимость.

В главе 1 обобщен опыт применения ГС при разработке трудноизвлекаемых запасов терригенных и карбонатных коллекторов, сверхвязких нефтей и битумов.

Наиболее перспективными на сегодняшний день являются тепловые методы извлечения СВН и битумов. Основы их применения были заложены такими учеными, как И.М. Губкин, Л.И. Рубинштейн, И.А. Чарный,

Э.Б.Чекалюк, А.Б. Шейнман, Ж. Бурже, Ю.П. Желтов, Г.Е. Малофеев и др. Большой вклад в развитие и совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов внесли И.Д. Амелин, Р.Ш. Абдулхаиров, A.A. Боксерман, А.Б. Золотухин, P.P. Ибатуллин, В.И. Кудинов, А.Х. Мирзаджанзаде, Н.Л. Раковский, З.А. Янгуразова и др.

В трудах P.M. Батлера он показано, что применение ГС для закачки пара в пласт позволит увеличить площадь контакта теплоносителя по стволу скважины с окружающей ее породой, таким образом, нагретый битум или СВН становятся подвижными и могут отбираться как в гравитационном, так и в напорном режимах. Работы по развитию этой технологии продолжали такие ученые, как П. Янг, Н.Р. Эдмунде, С.Д. Гиттингс, Т.С. Онг и др. Совершенствование подходов по повышению эффективности применения ГС для месторождений СВН исследовали Р Ш. Абдулхаиров, К.С Басниев, P.P. Ибатуллин, А.Н. Чекалин, З.А. Янгуразова и др.

Авторами предлагались различные подходы к повышению эффективности работы ГС при разработке залежей СВН: от оригинальных конструкций ГС до технологий их добычи. Однако многие из этих предложений не были реализованы на практике в силу различных причин. Некоторые технологические подходы были сложны в реализации.

В комплексной технологии разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами карбонатных и терригенных коллекторов, содержащих вязкие нефти, значительное место занимают бурение и эксплуатация горизонтальных и многозабойных скважин. Появление ряда пакетов прикладных программ (VIP фирмы "Лэндмарк", Roxar, Eclipse, CMG Stars) поставило проектирование ГС на совершенно новый уровень. При построении гидродинамической модели с ГС необходимо использовать различные параметры для адаптации модели, такие, например, как продуктивность, дебиты по нефти и воде и т.д. Для их оценки необходима разработка методики, которая позволила бы с достаточной достоверностью оценить эти параметры в зависимости от различных геолого-физичеекпх и технологических параметров.

Двухфазной фильтрации воды и нефти и расчету дебита жидкости в ГС посвятили исследования С.Д. Джоши, Е.И. Богомольный, Т.И. Головина, Н.В Зубов, Б.М. Сучков, В.А Савельев и др.

Теоретические основы проектирования систем разработки нефтяных месторождений наклонными, горизонтальными и многозабойными скважинами изложены в работах Ю.П. Борисова, Волкова Ю.В., В.Л. Иктисанова, В.И. Кудинова, Р.Х. Муслимова, Б.М. Сучкова, В.П. Пилатовского, И.Б. Розенберга, В.П. Табакова, Р.Т. Фазлыева, И Н. Хакимзянова и др.

Эффективное применение ГС определяется авторами в весьма широком выборе начальных параметров - от экономических расчетов до конструкции скважин. Однако многие теоретические зависимости в силу сложности строения природных объектов не дают удовлетворительной точности прогнозного результата. Поэтому в работе предложено использовать статистические методы адаптации, основанные на широком опыте применения ГС в ОАО "Татнефть".

На основе проведенного анализа и обобщения опыта применения ГС сформулированы задачи исследований диссертационной работы.

Глава 2 посвящена вопросам анализа влияния различных технических и технологических параметров по фактическим данным НГДУ ""Нурлатнефть", "Азнакаевскнефть", "Бавлынефть" на процесс отбора нефти из ГС, вскрывших залежи турнейского яруса и бобриковского горизонта.

В работе проанализировано влияние таких параметров, как протяженность, форма и направление горизонтального участка скважины, технологии бурения и вскрытия продуктивной части пласта, конструкции фильтра диаметра ствола, технологий ОПЗ на эффективность работы ГС.

Анализ показал, что низкопроницаемые коллектора мало подвержены воздействию различных технологий вскрытия, средний дебит ГС несколько выше при применении растворов ПАВ и полиакриламида (ПАА) (см рис. 1). Диаметр пробуренного ствола практически не влияет на дебиты ГС, притом, что дебиты некоторых ГС малого диаметра достигают 50-60 т/сут (см. рис 2).

Проанализированы различные технологии вскрытия и заканчивания ГС. Дорогостоящие и высококачественные буровые растворы, технологии ОПЗ, очистка пласта при освоении свабированием, применяемые СП "Татех", позволяли лишь повысить технико-экономические параметры строительства скважин, но не сказались решающим образом на продуктивности.

[2 Средний дебит нефти [ Средняя длина ствола

250 2

I

ш

240 (3 230 §

Тип раствора

Рис. 1 Анализ влияния типа раствора на дебит ГС

-Н 6.5

н

5

■В-

а> х

£ е

ю

[3 Среднийдебитнефти И Средннядлинаствола

Диаметр ствола

Рис. 2 Анализ влияния диаметра ствола на дебит ГС

Из технологий ОПЗ наиболее эффективными оказались обработки в динамическом режиме с импульсным воздействием (КИВ), а также направленные кислотные обработки с отклонением кислотного состава в неработающие интервалы пласта (см. рис. 3).

Анализ влияния протяженности ГС показал, что наибольший дебит турнейских ГС достигается при длине ствола до 200-250 м, терригенных - до 100-150 м. Дальнейшее увеличение длины не приводит к значительному приросту дебита (см. рис. 4, 5).

60 100 160 200 250 300 360 400 450 500 Длина ствола, м

Рис. 4 Анализ влияния длины ствола на дебит ГС по нефти (турнейский ярус)

14 12 Í 10

!•

I-2

0

47 98 123 332

Длина ствола, м

Рис. 5 Анализ влияния длины ствола на дебит ГС по нефти (бобриковский

горизонт)

В близких горно-геологических условиях в ВНЗ протяженные стволы повышают эффективность разработки за счет более низкого темпа обводнения.

Таким образом, в результате проведенного анализа определены параметры, влияющие на дебит ГС, а также установлены оптимальные типы и значения этих параметров

Глава 3 посвящена разработке моделей для расчета технологических показателей работы ГС.

В работе созданы статистические модели расчета потенциального дебита ГС по нефти для терригенных коллекторов, содержащих вязкие нефти и карбонатных коллекторов.

Для расчета притока к ГС, вскрывшим терригенный коллектор, проведен многофакторный анализ и построена корреляционная матрица по следующим показателям: длина ствола ГС, величины пористости, нефтенасыщенности, глинистости, проницаемости, депрессия на пласт.

В результате проведенного анализа установлена явная статистическая зависимость дебита ГС по нефти от длины горизонтального ствола ГС (¿, 1/), величин нефтенасыщенности (5//, ед ), пористости {т, ед), а также депрессии на пласт (АР, МПа) для условий бобриковского горизонта:

Огс=0,8+0,03-1+0,32-5и+Р.5-«/+0,68-ДР, (1)

при изменении переменных для этой модели в следующих пределах:

50<Х<150; 0,5>5л>0,85, 0,05>»я>0,25; 0,1>ДР>5.

Статистическая модель с вошедшими в нее переменными согласуется с моделями пласта, полученными теоретическими расчетами.

Для разработки статистической модели притока жидкости к ГС, вскрывшим карбонатный коллектор, была построена корреляционная матрица, состоящая из 12 переменных. Анализ результатов расчетов показал, что зависимость дебита от длины ГС имеет высокую степень корреляции и может быть представлена логарифмической зависимостью. Также установлено, что для карбонатных коллекторов дебит ГС по нефти пропорционален величинам нефтенасыщенности и проницаемости. Статистическая зависимость в данном случае имеет и физический смысл: высокие фильтрационные характеристики продуктивного пласта положительно влияют на начальный дебит скважины и безводный период

эксплуатации, к тому же для карбонатных коллекторов величина проницаемости имеет большее влияние, чем средняя величина пористости.

В работе использована пошаговая множественная регрессия с последовательным увеличением и последовательным уменьшением группы независимых переменных для минимизации количества независимых переменных, входящих в исследуемую модель. Установлена зависимость дебита ГС по нефти от величин проницаемости (к, Д), нефтенасыщенности ед ), длины ГС (/,, м) и депрессии на пласт (АР, МПа).

Сводка результатов расчета пошаговой множественной регрессии представлена на рисунке 6.

9 8

0 |_

т

1 7

ю о

г6

Г

Ф

5 5

х V

2 4

* 4

и а> т

Ё 3 га

е

2

1

123456789 Расчетные значения дебитов ГС

Рис. б Доверительный интервал 95%, построенный для регрессионного

уравнения

Данная множественная регрессионная модель обладает коэффициентом корреляции 79,1%о, к тому же высок коэффициент детерминации, скорректированный с учетом степеней свободы (51,7%), стандартная ошибка составляет 1,24:

С}гс= 15,6Л+8,2-5н+1,8-1п(£)+ 0,24-ДР - 11,9, (2)

при изменении переменных для этой модели в следующих пределах: 100<£<500; 0,006</с<0,01; 0,5>5н>0,9; 0,2>ДР>7.

Повышение эффективности и точности способа оценки дебита ГС возможно за счет расширения выбора исходных фактических параметров пласта и скважины, выявления основных критериев, влияющих на потенциальный дебит.

о

о ..

о

° „ей 9 "/о

оОУоо у-'

о,-''

о'' ° .6

/ СО''' о-

) / , | 'О..95%доверительный иитероап

^ и' О

Для расчета притока нефти к ГС в данной работе разработана методика использования системы нейроанализа. Программные средства основаны на нейронной сети Neuro Shell фирмы Ward Systems Group, Inc. Для осуществления этого способа оценки дебита ГС определены такие параметры, как нефтенасыщенность пласта, расстояние от ГС до водонефтяного контакта (ВНК) пласта, длина горизонтального ствола скважины, а также тип и плотность растворов вскрытия пласта и технология освоения скважины. Эти исходные фактические данные использовались для обучения нейросетевой системы искусственного интеллекта. Увеличение точности оценки дебита достигалось благодаря выбору генетического алгоритма архитектуры нейросетевой системы.

Методика включала:

- построение обучающих выборок из исходных фактических данных;

- выявление основных критериев, в наибольшей степени влияющих на потенциальный дебит ГС по нефти;

- обучение нейросетевой системы;

- расчет потенциального дебита нефти ГС.

Таким образом, разработанный способ оценки потенциального дебита ГС по нефти с помощью системы нейросетевого анализа на базе полученных зависимостей обладает высокой эффективностью и точностью (от 80 до 99% от фактического дебита) и может быть использован при составлении проектов разработки нефтяных месторождений.

Способ, положенный в основу методики, защищен патентом РФ №2300632.

В главе 4 рассмотрен вопрос применения ГС для выработки залежей

СВН.

Приведены результаты промысловых испытаний режимов эксплуатации двухустьевых ГС на Ашальчинском месторождении СВН. Первые две пары ГС (№230,231,232,233) пересекают центральную часть залежи в зоне максимальных толщин (рис. 7). Краткая геолого-физическая характеристика продуктивного пласта приведена в таблице 1.

Рис. 7 Схема расположения скважин № 230, 231, 232, 233 опытного участка Ашальчинского месторождения

Таблица 1

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта уфимского яруса Ашальчинского месторождения

Параметры Значения

Средняя глубина залегания, м 81,2

Тип коллектора поровый

Средняя общая толщина, м 20,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 15,8

Начальное пластовое давление, МПа 0,44

Начальная пластовая температура, °С 8

Проницаемость по керну, мкм~ 2,66

Коэффициент песчанистости, д.ед. 0,93

Вязкость сверхвязкой нефти в пласт, усл., мПа-с 26900

Плотность сверхвязкой нефти в пласт, усл., кг/м3 979

Пористость, % 31,6

Разработаны рекомендации по анализу термограмм по длине ствола ГС и исследованию состава и минерализации воды, объясняющие варианты

принятия решений по изменению режима работы пары Г С.

В работе проанализированы основные режимы рабоп.1 скважин. Уникальность пробуренных на опытном участке скважин с выходом на поверхность заключалась в возможности регулирования режимом и\ рабомп в широких пределах.

Разработана методика управления процессом napoiраппlamioiinoiо воздействия с помощью двухустьевых ГС

Основной задачей, решаемой в работе, является обеспечение ео?;г.шия паровой камеры и равномерного прогрева межскважпппон юны, недоп>щение прорыва пара в добывающую скважину из паронагистатсльпои, получение максимального дебита СВН при оптимальных величинах паронефтяного отношения.

Предложено осуществлять регулирование процесса

парогравитационного воздействия на основе анализа технологических параметров работы скважин, температуры по длине ствола ГС и состава проб скважинной жидкости

Для создания методики управления технологией вырабопеп ¡апасов СВН необходимо было выяснить влияние основных параметров работы I С на эффективность ее работы. Для двухустьевых ГС разрабоишо девяп. основных режимов эксплуатации (см. рис. 8). Оценка параметров имеющихся закономерностей производилась на основе методов статистического анализа В качестве основного зависимого параметра обоснован выбор гемпераiypi.i на устьях и по стволу ГС. Это обусловлено тем, что дебит ГС увеличпвастся с уменьшением вязкости, а проведенные нами лабораторные исследования показали, что увеличение температуры сверхвязкой нефти с 8 до 20 "С веде: к уменьшению вязкости на 30%.

В результате проведения многофакторного анализа в работе построена корреляционная матрица по девяти основным влияющим факторам' добыча жидкости, обводненность, давление межтрубное, буферное, на приеме насоса, объем закачки пара, давление закачки пара, температура пара па устье скважины, средняя температура по стволу паронагпетателыюн скважины. Объем выборки представлял 240 точек. Установлены статистически значимые зависимости температуры на устье и средней по стволу ГС от величины отбора жидкости и закачки пара Теоретические

результаты коррелируют с промысловыми данными по эксплуатации скважин №230, 23 I.

1 вариант \ \ \ , М -•'л 2 вариант V

3 вариант \ \ 4 вариант \

5 вариант \\ ___ 6 вариант

7 вариант 8 вариант

........

9 вариант

Рис. 8 Проанализированные возможные режимы эксплуатации двухустьевых

ГС

Предложенная методика, согласно полученным зависимостям, основана на анализе устьевых температур и термограмм, полученных с помощью оптико-волоконного кабеля, позволяющего регистрировать температуру по всей длине ГС. Они характеризуют состояние прогрева паровой камеры, расположенной над горизонтальной частью скважины. Далее данные, полученные по устьевым температурам и термограммам, анализируются на равномерность прогрева межскважинной зоны и на наличие температурных пиков.

Для уточнения технологических параметров ГС в рабою ирсиожепо использовать результаты анализа минерализации н сос!ава добываемой •жидкости.

Установлено, что дебит по нефти значимо коррелирует с темпера|урои на устье скважины и общей минерализацией добываемой воды Причем дебит пропорционален температуре добываемой жидкости (Т,"С) и обрапю пропорционален величине минерализации (М, г/л): Охс =0,21-Т - 1,38 М-4.33

Коэффициент корреляции модели составляет 79%. Стандарт.1я ошибка равна 2,6 и ее величину можно использовать в задании границ придекгманп» для новых наблюдений.

На основе полученных зависимостей в работе разработана методика определения эффективных условий работы двухустьсвых ГС для вырабопеп запасов СВН, которая основывается на анализе как динамики изменения температуры по стволу скважины, так и состава и минерализации воды иг обоих устьев добывающей скважины. Методика заключается в следующем

1. Анализируются изменения температур по стволу ГС. В "случае выявления на термограмме неравномерности прогрева межскважиппой юны (температура в какой-то зоне заметно ниже, чем в других) появления оарыч пиков или изменением температур по устьям ГС, принимается решение о смене направления фильтрации (режимов закачки теплоносителя и~01бора продукции) для осуществления равномерного прогрева паровой камеры.

2. С каждого устья добывающей ГС производится отбор и апалт продукции. В отбираемой продукции кроме СВН и сконденсированной воды присутствует попутно отбираемая пластовая вода с высокой минерализацией. Минерализация пластовой воды при смешении с конденсатом снижается. При постоянстве закачки и отбора устанавливается равновесное соотношение между количеством добытой высоковязкой нефти и минерализацией попутно отбираемой воды. При этом можно устанавливать соотношении обьемов добытой воды и конденсата и степень равномерное ги прогрева межскважинной зоны, используя эти данные для регулирования режимов отбора жидкости и закачки пара по устьям скважин.

3. Объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины увеличивается

и/или уменьшается до установления равновесной минерализации добываемой продукции, наблюдавшейся до изменения температуры.

Общие принципы регулирования режимов работы двухустьевых ГС представлены в таблице 2, где Т - устьевая температура ГС, Уд - объем добычи жидкости, V,- объем закачки пара, Т - увеличение, | - уменьшение.

Таблица 2

Общие принципы регулирования режимов работы двухустьевых ГС при отборе жидкости и закачке пара в оба устья ГС на примере скважин

№230,231

Событие Действия

добывающая скважина нагнетательная скважина

1 устье 2 устье 1 устье 2 устье 1 устье 2 устье

тт V,!

тт Vдl V,!

тт Т| Vдl V,!

Т1 УзТ

Т1 VДT УзТ

Т| Т1 УдТ УзТ УзТ

ТТ Т| VдT V,! УзТ

Т[ тт VдT V«! УзТ Уз1

11а основе разработанных методических рекомендаций за период работы пары скважин с июня 2006 по сентябрь 2008 года опробовано шесть основных вариантов режимов эксплуатации. Основные режимы работы и ,\арак|ерпстика параметров работы пар ГС при смене фильтрационных потоков приведены в таблице 3.

В результате реализации методики получена возможность равномерной выработки запасов СВН с использованием двухустьевых ГС с установлением оптимальных режимов их работы и рентабельным паронефтяным о гношеннем.

Способ, положенный в основу методики, защищен патентом РФ /6/.

Важной задачей при определении условий эффективного применения ГС для добычи СВН является прогноз изменения средней температуры по стволу скважины.

Установлено, что средняя температура по стволу ГС пропорциональна содержанию иона [НСО^ ], причем зависимость обратная.

Таблица 3

Варианты регулирования режимов работы пары ГС ан примере скважин

№ 232, 233

Параметр Варианты эксплуатации (см. рис. 8)

1 2 3 5 6 9

верт. устье 32 35 20 39 39 37

Закачка пара, т/сут наклон, устье 33 31 35 0 0 0

верт. устье 112 0 40,2 90 0 19

Добыча жидкости, м3/сут наклон, устье 0 24 65 0 55 37

верт. устье 4,8 0 5,5 4,6 0 3,7

Минерализация, г/л наклон устье 0 4 2,8 0 4,2 3,3

верт. устье 23 40 34 58 10 33

Температура на устье, °С наклон, устье 73 73 108 0 62 80

Дебит сверхвязкой нефти, т 3 3,4 17 7 2,4 ■ 7

Пластовая вода Ашальчинского месторождения _ имес! гидрокарбонатно-натриевый тип. При нагревании ШНССЬ разлагается с выделением С02. Анализ процесса выделения газа из межгр'убного пространства скважин Ашальчинского месторождения показал, что двуокись углерода составляет до 70-80% объемной доли и с увеличением температуры содержание иона [НС03 ] уменьшается.

Уменьшение удельного содержания иона [НСОч ] связано с разбавлением пластовой воды конденсатом, образующимся на сгепкач паровой камеры при конденсации пара и стекающего под действием гравитационных сил в нижний ствол ГС вместе с СВН, а также со степенью диссоциации иона.

В результате исследования модели множественной регрессии получена зависимость изменения средней температуры по стволу ГС (Г, °С) за заданный промежуток времени в зависимости от содержания иона [НСОт г/.т.

Т=А-В- 1п(С111С(>П+1). Для суточного прогноза получены следующие коэффициенты: А-145, В^37

В качестве примера практической реализации метода контроля и управления процессом парогравитационного воздействия с помощью

двухустьевых ГС в работе приводится опыт использования методики для регулирования работы первой пары скважин № 232, 233.

На рисунке 9 представлена термограмма следующего режима работы: закачка пара с обоих устьев, добыча жидкости с вертикального устья. Анализ работы ГС показал, что режим ведет к образованию пики температур в районе фильтра, общая минерализация составляет 4,6 г/л (см. рис. 9) при фоновом значении 5,88 г/л, из этого следует, что добывается преимущественно пластовая вода и существует ее подток к вертикальному устью. Дебит СВН составляет 2-3 т/сут.

Для увеличения равномерности прогрева ствола скважины и исключения влияния пластовой воды со стороны вертикального устья режим модифицирован: предложено перемещение отбора жидкости на противоположное, наклонное устье. Объем добычи корректировался по замерам минерализации флюида и контролю распределения температуры по стволу скважины с помощью оптико-волоконного кабеля. Анализ эксплуатации ГС показал, что этот режим привел к выравниванию прогрева по длине ствола скважины и снижению минерализации (см. рис. 10), в результате чего дебит СВН вырос до 6 т/сут.

Рис. 9 Распределение температуры по стволу ГС и минерализации жидкости при первом режиме эксплуатации

Рис. 10 Распределение температуры по стволу ГС и минерализации жидкости при втором режиме эксплуатации

Однако дальнейшая эксплуатация показала, что температура прогрева межскважинной зоны продолжает уменьшаться, поэтому, после проведенного анализа термограмм и минерализации добываемой воды, памп рекомендован вариант с закачкой пара и добычей жидкости с обоих устьев. При этом объемы закачки пара предложены в следующих пропорциях: со стороны вертикального устья 20 т/сут (36%), со стороны наклонного 35 т/сут (64%), добыча жидкости: со стороны вертикального устья 40 т/сут (38%), со стороны наклонного 65 т/сут (62%). Практика показала, что при реализации этого режима в отличие от отбора жидкости только из наклонного устья (см. рис. 10) обеспечивается равномерный прогрев основной зоны притока битума до 120°С (см. рис. 11).

Минерализация со стороны наклонного устья составила 2,8 г/л. па вертикальном - 5,5 г/л, что соответствует минерализации пластовой воды (рис. 11). Из этого следует, что преимущественный приток СВП происходит со стороны наклонного устья, а подток воды со стороны вертикального.

В результате реализации данных методических положений дебит скважины №232 увеличился до 17 т/сут.

Рис. I I Распределение температуры по стволу ГС и минерализации жидкости при третьем режиме эксплуатации

Основные характеристики параметров работы пар ГС по состоянию на 15.10.08 г. приведены в таблице 4.

Таблица 4

Характеристика параметров работы пар ГС №230, 231, 232, 233 по состоянию

на 15.10.08 г.

Показатели Значение

скважины №232,233 скважины №230,231

Накопленная добыча сверхвязкой нефти, т 9606 6523

Накопленная закачка пара, т 44024 2651 1

Накопленная добыча жидкости, т 76378 45684

Текущая обводненность по участку, % 88 87

Текущий дебнг по сверхвязкой нефти, т/сут 16,7 16,5

Текущий дебит по жидкости, т/сут 140 125

Паропефтяное отношение 4,6 4,1

Текущее паропефтяное отношение 2,9 3,7

На основании проведенных промысловых и лабораюриыч исследований первой пары скважин рекомендованы оптимальные парамефы работы второй пары скважин №230,231. Анализы минерализации и cocuma добываемой жидкости показали отсутствие активной подошвенной поды и позволили определить режим работы с равномерным отбором жпдкосш с обоих устьев добывающей ГС при равномерной закачке пара в оба усп>я паронагнетательной ГС.

Закачка пара с температурой 185°С рекомендована в следующих пропорциях: общая закачка пара 80 т/сут, общая добыча жидкости 140 NiVcyi Таким образом, проведенные промысловые и лабораюрные исследования работы ГС для условий добычи СВН позволили получип> статистически значимые зависимости эффективности работы ГС о г ее основных геолого-технических параметров. Полученные зависимосш легли в основу методики выработки залежей СВН технологией парогравитациоииого воздействия с помощью двухустьевых ГС.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ?

1. Анализ и обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин при выработке трудноизвлекаемых запасов показал, что наибольшей научной и промысловой актуальностью обладают следующие аспект.

- исследование влияния геолого-технических параметров горизонтальных скважин на эффективность их применения;

- определение эффективных технологических параметров работы горизонтальных скважин при паротепловом воздействии на залежи сверхвязкой нефти.

2. На основании статистической модели для горизонтальных скважин, вскрывших бобриковский горизонт, выявлены основные параметры, влияющие на эффективность их применения: величины пориста и. нефтенасыщенности, депрессии, длины горизонтальной части ствола.

3. На основании статистической модели для горизонтальных скважин, вскрывших турнейский ярус, выявлены основные параметры, влияющие па эффективность их применения: величины проницаемое! п. нефтенасыщенности, депрессии, длины горизонтальной части ствола.

4. Разработан н испытан способ оценки потенциального дебита горизонтальных скважин, основанный на применении нейросетевой системы искусственного интеллекта.

5. На основании статистических зависимостей подтверждаются следующие теоретические закономерности:

- для горизонтальных скважин, вскрывших бобриковский горизонт, дебит по нефти пропорционален длине горизонтальной части ствола, а также величинам пористости, нефтенасыщенности и депрессии на пласт,

- для горизонтальных скважин, вскрывших турнейский ярус, дебит по нефти имеет нелинейную зависимость от длины горизонтальной части ствола, а также пропорционален величинам нефтенасыщенности, проницаемости и депрессии на пласт.

6 Для эффективного применения горизонтальных скважин, вырабатывающих запасы СВН уфимского яруса, предложена и испытана при опьппо-промышленных работах методика управления парогравитационным воздействием с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающая контроль процесса, регулирование закачки пара и отбора жидкости, анализ термограмм и состава добываемой жидкости. С ее применением добыто более 10 000 т СВН из пары горизонтальных скважин №232, 233, и более 7 ООО т из пары скважин №230,231.

7. Предложенные в работе технические решения защищены двумя iiaieii гимн РФ на изобретения.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Амерхапов М.И., Ибатуллин P.P., Рахимова Ш Г., Ибрагимов Н.Г , Хисамов Р С., Фролов А И. Методы управления парогравитационным воздействием с помощью двухустьевых скважин. // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №7. С. 64-65.

2. Ибатуллин P.P., Амерханов М И, Ибрагимов Н Г., Хисамов P.C., Фролов А И Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №7. С. 40-42.

3. Патент РФ №2300632 Класс Б21В 47/10 Способ оценки дебша горизонтальной скважины//Амерханов М.И. Ибагуллпп P.P., Шутов A.A., Рахимова Ш.Г.; Заявл. 06.12.2005, Опубл. 10.06.2007 1ж>л. изобретений №16.

4. Амерханов М.И., Ибатуллпн P.P., Васильев Э.П , Тюрин В.В. // Anajint технологических факторов, влияющих на продукт ивность горизонтальных скважин. - Материалы международной паучпо-практнческой конференции "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений". - Казань: Изд-во "Экоцентр", 1999. С. 391-402.

5. Амерханов М.И., Ибатуллин P.P., Васильев Э.П., Тюрин В.В. //Оценка продуктивности горизонтальных скважин в различных icojioio-физических условиях. - Сборник научных трудов "Научный покчщнал нефтяной отрасли Татарстана на пороге XXI века". Бугульма: институт "ТатНИПИнефть" ОАО "Татнефть", 2000. С. 23-41 *

6. Тахаутдинов Ш.Г., Ибрагимов Н.Г., Хисамов P.P. Ибатуллпн P.P.. Амерханов М.И. Положительное решение о выдаче патента 22 05.2008 на изобретение №2007102096/03 от 19 01.2007: Способ разработки месторождений тяжелой нефти и/или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин.

7. Амерханов М.И., Ибатуллин Р.Р, Ибрагимов И.Г. Хисамов Р С. Фролов А.И.//Увеличение эффективности паротепловото воздействия путем регулирования режимов работы скважин. - Материалы Международной научно-практической конференции "Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов" Казань: Изд-во "Фэн", 2008. С. 47-49.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» тел.: (85594) 78-656, 78-565 Подписано в печать 24.10.2008 г. Заказ №001081024 Тираж 90 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Амерханов, Марат Инкилапович

Принятые обозначения и сокращения.

Введение.

1 Обобщение опыта применения ГС для выработки трудноизвлекаемых запасов по литературным данным.

1.1 Применение ГС при разработке залежей СВН и битумов.

1.2 Обзор влияния различных технологических параметров на работу ГС, вырабатывающих трудноизвлекаемые запасы карбонатных и терригенных коллекторов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Исследование условий эффективного применения горизонтальных скважин на объектах разработки с трудноизвлекаемыми запасами нефти"

Большинство крупных месторождений Республики Татарстан (РТ) вступило в позднюю стадию разработки. Из нефтяных месторождений Татарстана уже добыто более 3 млрд. т нефти. Из года в год повышается доля трудноизвлекаемых и снижается доля активных запасов нефти. В Татарстане [1] отобрано более 93% активных и 45,4% трудноизвлекаемых запасов. К трудноизвлекаемым запасам нефти относятся запасы в тех залежах, которые разрабатываются низкими темпами отбора нефти при естественном режиме и традиционных методах заводнения [1].

Часть трудноизвлекаемых запасов сосредоточена в залежах вязких и сверхвязких нефтей (СВН) и битумов, а также в карбонатных и низкопроницаемых терригенных коллекторах [2].

Как правило, залежи, содержащие трудноизвлекаемые запасы, имеют сложное геологическое строение, а также наличие осложнений, характеризующихся различными геолого-физическими факторами [3]. К числу таких факторов В.И. Кудинов [3] относит сильную геолого-литологическую расчлененность коллекторов, многопластовость продуктивных горизонтов, малую нефтенасыщенную толщину, низкую проницаемость коллекторов, повышенную вязкость нефтей.

Разработка трудноизвлекаемых запасов характеризуется низкими коэффициентами нефтеизвлечения (КИН). Так, для залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах КИН иногда не превышает 15%, для залежей СВН при заводнении - 8-10%, при циклическом воздействии паром - 25%.

Для повышения эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов в последнее время все чаще применяют горизонтальные скважины. Одной из эффективных технологий выработки трудноизвлекаемых запасов из карбонатных и терригенных коллекторов в настоящее является бурение системы одиночных горизонтальных или многозабойных скважин в сочетании с заводнением [4]. Так, для карбонатных и терригенных коллекторов это система горизонтальных или многозабойных скважин в сочетании с заводнением. Новой технологией, использующейся для разработки трудноизвлекаемых запасов СВН, в настоящее время является система парных горизонтальных скважин (ГС), пробуренных одна над другой, реализующих технологию парогравитационного воздействия.

Бурение горизонтальных скважин в последнее время развивается быстрыми темпами и является эффективным методом повышения эффективности разработки нефтяных пластов. К настоящему времени в мире пробурено более 11000 ГС, около 700 скважин в России, из них половина в Татарстане и Башкортостане. На конец 2007 года действующий фонд добывающих ГС ОАО "Татнефть" составил более 310 скважин, дополнительная добыча нефти по ним более 4 млн. т.

В то же время применение горизонтальных скважин для выработки трудноизвлекаемых запасов сталкивается с рядом проблем, требующих решения. При разработке карбонатных и терригенных коллекторов основная проблема заключается в выборе оптимальных параметров ГС для реализации в различных геолого-физических условиях. При разработке залежей СВН с использованием ГС встает проблема определения оптимальных технологических параметров и режимов работы скважин.

Таким образом, повышение эффективности разработки месторождений трудноизвлекаемых запасов с использованием ГС является актуальной научно-технической проблемой.

Целью диссертационной работы является исследование условий применения горизонтальных скважин на объектах трудноизвлекаемых запасов для повышения эффективности их разработки.

В соответствии с целью в ходе исследований решались следующие основные задачи:

1. Для месторождений с трудноизвлекаемыми запасами карбонатных и терригенных коллекторов:

- анализ и обобщение результатов применения горизонтальных скважин при выработке трудноизвлекаемых запасов;

- исследование основных технических и технологических параметров, влияющих на эффективность работы горизонтальных скважин;

- адаптация параметров для математического моделирования и определения условий эффективного применения горизонтальных скважин.

2. Для месторождений СВН:

- разработка новых технологических решений для эффективного применения процесса парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых горизонтальных скважин.

Методика исследований. Решение поставленных задач основывалось на анализе и обобщении геолого-промыслового материала по объектам турнейского, уфимского яруса и бобриковского горизонта РТ с использованием статистических методов обработки исходных данных, а также путем проведения лабораторных и промысловых исследований.

Научная новизна.

1. Получены статистически значимые зависимости основных геолого-технических параметров, влияющих на эффективность работы горизонтальных скважин для коллекторов турнейского яруса и бобриковского горизонта РТ.

2. Для определения эффективных параметров работы горизонтальных скважин, вырабатывающих запасы уфимского яруса РТ, установлена зависимость дебита горизонтальных скважин от средней температуры по стволу скважины и минерализации добываемой жидкости.

3. Установлена функция взаимосвязи содержания иона [НСОэ ] от средней температуры по стволу добывающей горизонтальной скважины для прогноза ее изменения при осуществлении парогравитационного воздействия на пласт.

Основные защищаемые положения:

1. Статистические модели зависимости дебита горизонтальной скважины по нефти от ее геолого-технических параметров.

2. Методика оценки потенциального дебита горизонтальных скважин по нефти, основанная на применении нейросетевой системы искусственного интеллекта.

3. Методика управления технологией парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых горизонтальных скважин.

Практическая значимость работы. В ходе научных исследований определены оптимальные условия применения ГС в карбонатных и терригенных коллекторах месторождений РТ. Получены прогнозные зависимости для оценки параметров ГС при применении в условиях карбонатных и терригенных коллекторов, которые использовались при составлении технико-экономического обоснования коэффициента извлечения нефти "Анализ остаточных запасов и выработка рекомендаций по повышению конечной нефтеотдачи Сабанчинского месторождения"

Разработана методика выработки залежи СВН с помощью двухустьевых ГС с использованием технологии парогравитационного воздействия на пласт и получены оптимальные параметры работы ГС для условий уфимского яруса месторождений СВН РТ.

Методика управления процессом парогравитационного воздействия на пласт с помощью двухустьевых ГС успешно применяется при осуществлении опытно-промышленных работ на скважинах №230, 231, 232, 233 Ашальчинского месторождения, добыто более 17000 т нефти. Разработан руководящий документ "Инструкция по безопасному проведению опытно-промышленных работ по добыче битумной нефти с применением паротеплового воздействия на пласт" РД-159-39.0-459-06.

По основным результатам работы получено два патента РФ на изобретения.

Апробация работы. Результаты работы докладывались и обсуждались:

- научно-практическая конференция VI международной специализированной выставки "Нефть, газ — 99 "Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений", г. Казань, 1999;

- семинар главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросам реструктуризации энергетического комплекса ОАО "Татнефть", Альметьевск, 2007 г.;

- 5-ой Международная практическая конференция "Механизированная добыча 2008", г. Москва, 2008 г.;

- совещание специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "Разработка высоковязких нефтей и природных битумов", г. Нурлат, 2008 г.;

- Международная научно-практическая конференция «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов», г. Казань, 2008 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 7 публикациях, в т.ч. в 2 по рекомендованному списку изданий ВАК РФ, 2 патентах РФ на изобретения. и

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Амерханов, Марат Инкилапович

Основные выводы и рекомендации

1. Анализ и обобщение результатов эксплуатации горизонтальных скважин при выработке трудноизвлекаемых запасов показал, что наибольшей научной и промысловой актуальностью обладают следующие аспекты:

- исследование влияния геолого-технических параметров горизонтальных скважин на эффективность их применения;

- определение эффективных технологических параметров работы горизонтальных скважин при паротепловом воздействии на залежи сверхвязкой нефти.

2. На основании статистической модели для горизонтальных скважин, вскрывших бобриковский горизонт, выявлены основные параметры, влияющие на эффективность их применения: величины пористости, нефтенасыщенности, депрессии, длины горизонтальной части ствола. i

3. На основании статистической модели для горизонтальных скважин, вскрывших турнейский ярус, выявлены основные параметры, влияющие на эффективность их применения: величины проницаемости, нефтенасыщенности, депрессии, длины горизонтальной части ствола.

4. Разработан и испытан способ оценки потенциального дебита горизонтальных скважин, основанный на применении нейросетевой системы искусственного интеллекта.

5. На основании статистических зависимостей подтверждаются следующие теоретические закономерности:

- для горизонтальных скважин, вскрывших бобриковский горизонт, дебит по нефти пропорционален длине горизонтальной части ствола, а также величинам пористости, нефтенасыщенности и депрессии на пласт; для горизонтальных скважин, вскрывших турнейский ярус, дебит по нефти имеет нелинейную зависимость от длины горизонтальной части ствола, а также пропорционален величинам нефтенасыщенности, проницаемости и депрессии на пласт.

6. Для эффективного применения горизонтальных скважин, вырабатывающих запасы СВН уфимского яруса, предложена и испытана при опытно-промышленных работах методика управления парогравитационным воздействием с использованием двухустьевых горизонтальных скважин, включающая контроль процесса, регулирование закачки пара и отбора жидкости, анализ термограмм и состава добываемой жидкости. С ее применением добыто более 10 ООО т СВН из пары горизонтальных скважин №232, 233 и более 7 ООО т из пары скважин №230,231.

7. Предложенные в работе технические решения защищены двумя патентами РФ на изобретения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Амерханов, Марат Инкилапович, Бугульма

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

2. ХисамовР.С. Развитие ресурсной базы ОАО "Татнефть". О перспективах разработки карбонатных коллекторов и новые технологии увеличения коэффициента извлечения нефти, (г. Лениногорск, 26 апреля 2007 года). К.: Идель-Пресс 2007. - С.5-17.

3. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., Недра, 1988. 343 с.

4. Пател С. Канадские битуминозные пески: благоприятные возможности, технологии и проблемы // Нефтегазовые технологии. — 2007.-№6. -С. 87-93

5. Vander P.A. Valk, Yang P. Investigation of key parametrs in SAGD wellbore design and operation // JCPT — 2007. —№6.-p.49-56

6. I.Edmunds N., Investigation of SAGD Steam Trap Control in Two and Three Dimensions; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 39, No. 1, p. 30-40, January 2000.

7. Kisman K.E., Artificial Lift—A Major Unresolved Issue for SAGD; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 42, No. 8, p. 39-45, August 2003.

8. Edmunds N.R. and Gittins, S.D., Effective Application of Steam Assisted Gravity Drainage of Bitumen to Long Horizontal Well Pairs; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 32, No. 6, p. 49-55, June 1993.

9. Чарный И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство. -1953.-№2.-C.3.

10. Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. М: Недра, 1988. - 422 с.

11. Желтов Ю.П. О вытеснении нефти из пластов движущимся фронтом горения. М.: Недра, 1968.

12. Иктисанов В.А., Фокеева JI.X., Мирсаитов Р.Г. Гидродинамические исследования деформации терригенных коллекторов при изменении пластового и забойных давлений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. - № 9. - С. 29-34.

13. Иктисанов В.А., Фокеева JI.X. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам Материалы науч.-практ конференции

14. Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Изд-во КГУ. 2005. - С. 121-123.

15. Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., Фокеева JI.X. Современные подходы к интерпретации КВД // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. С. 108-115.

16. Малофеев Г.Е. К расчету распределения температуры в пласте при закачке горячей воды в скважину // Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 5

17. Кудинов В. И. Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей. М.: «Нефть и газ», 1996 - 284 с.

18. Кудинов В. И., Колбиков В. С. Создание и промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя на залежах нефти со сложной геологической характеристикой // Нефтяное хозяйство. 1993. -№11.-С.4.

19. Боксерман А. А., Якуба С. И. О некоторых особенностях процесса вытеснения нефти теплоносителями из слоисто-неоднородного пласта // Труды ВНИИнефть. М., 1979. - Вып. 69. - С. 9.

20. Боксерман А. А., Раковский Н. JL, Глаз И. А. и др. Разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВИНИТИ, 1975 - Т. 7. - 87 с.

21. Раковский H.JI. Тепловая эффективность нагнетания теплоносителей в слоисто-неоднородные пласты // Нефтяное хозяйство. 1982. - № 11.-С. 3.

22. Хисамов Р.С., Гатиятуллин Н.С., Шаргородских И.Е., Войтович Е.Д., Войтович С.Е. Геология и освоение залежей природных битумов Республики Татарстан. Казань:Изд-во "Фэн" Академии наук РТ, 2007.295 с.

23. Butler R.M. Thermal Recovery of Oil and Bitumen. Prentice Hall Inc., Englewood Cliffs.- 1991. p. 292.

24. Butler R.M: The Potential for Horizontal Wells for Petroleum Production // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.28, p.32-34, May-June 1989

25. Butler R.M. Steam Assisted Gravity Drainage Co ncept, Development, Performance and Future // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.33, No.2, p. 45-47, February 1994.

26. Байбаков H.K., Гарушев A.P., Антониади Д.Г., Ишханов В.Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М: ВНИИОЭНГ, 1995.— 181 с.

27. Патент 4696345, США. Hasdrive with multiple offset production / E.Hsueh (США); опубл. 25.09.1987.

28. R.M. Butler, Q. Jiang Improved Oil Recovery of Heavy Oil by Vapex with Widely Spaced Horizontal Injectors and Producers // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.39, No.l, January 2000, p. 49-56.

29. Глазова B.M, Дадаева Э.А., Алферов СЕ. Разработка месторождений тяжелых и высоковязких нефтей за рубежом (Обз. информ. Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»). М., ВНИИОЭНГ, 1989 С. 37-42.

30. Isaacs, Е.Е., Суг, Т., His, С, and Singh, S. Recovery methods for heavy oil and bitumen in the 21st century: presented at the 7th UNITAR International Conference on Heavy Oil and Tar Sands, Beijing, China. 1998, p. 158-163.

31. Bulter R.M. Gravity Drainage to Horizontal Wells // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.31, No.4, April 1992, p. 27-33.

32. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / Bulter R.M. Can. Patent 113021,1982

33. Nasr, T.N., Coates, R., Tremblay, В., Sawatzky, R., and Frauenfeld, Т., 2002, New oil production technologies for heavy oil and bitumens: presented at the 17th World Petroleum Congress, Rio de Janeiro, Brazil.

34. Edmunds N.R., Gittins S.D. Effective Steam Assisted Gravity Drainage to Long Horizontal Well Pairs // Journal of Canadian Petroleum Technology, vol.32, No.6, p. 57-59, June 1993.

35. Joshi S.D. Horizontal wells technology. -Permwell publishing company. Tulsa. Oklahoma, 1990-p. 552.

36. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Савельев B.A., Зубов H.B., Головина Т.Н. Технологическая и экономическая эффективность бурения горизонтальных скважин и боковых горизонтальных слоев. — М. Нефтяное хозяйство.-1998.-№3.-С.19-21.

37. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами-М.:Недра, 1964.-153с.

38. Зубов Н.В. Приближенные методы прогнозирования эффективности бурения ГС и БГС. V международная научно-практическая конференция по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 23-25 октября, 2000г.).—М: Нефть и газ, 2001.-С.203-216.

39. Богомольный Е.И., Сучков Б.М. Повышение дебита горизонтальных скважин — М. Нефтяное хозяйство-1998.-№3-С.35-36.

40. Зимин Г.В., Орлов Г.А. Способ интенсификации работы горизонтальной нефтедобывающей скважины.-Патент №2061180.

41. Орлов Г.А. Способ кислотной обработки нефтяного пласта—Патент №2082880.

42. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти — Самара: Кн. изд-во, 1998.-368 с.

43. Сомов Б.Е. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами // Стр-во нефт. и газ. скважин на суше и наморе-1997 —№2.-С.26-32.

44. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Солодкий К.М., Султанов Б.З. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник; Под ред. А.Г Калинина. М.: Недра, 1997. - 648 с.

45. Басниев К.С. и др. Разработка залежей тяжелых нефтей и битумов скважинами сложной архитектуры//Интенсификация добычи нефти Труды 12 Европейского симпозиума. Казань, 8-10 сентября 2003.— Казань-Изд-во ФЭН. С. 91-97.

46. Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Потапов А.П., Леготин Л.Г., Султанов A.M. Опыт и особенности интерпретации материалов ГИ ГС //Материлы семинара-дискуссии. Альметьевск, 24-26 июня 1996 года.-Казань: Новое Знание, 1998.- С. 190-204.

47. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет//Тр. ин-та/ВНИИ—1994-ВЫп. 117.-С. 106-113.

48. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами//Нефтяное хозяйство.—1997.—№7 — С. 19-24.

49. Казак А.С. Горизонтальные скважины и гидравлический разрыв пласта. -М.: Недра, 1999.-150 с.

50. Коротков К.Ф. Сравнительная оценка характеристик горизонтальных и вертикальных скважин//Мировая нефть. 1992. - IV. - Vol. 213. -№4. - С. 67-72.

51. Лысенко В. Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1998. - 200 с.

52. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. Научно-исследовательская и конструкторская деятельность ВНИИ за 50 лет//Тр. ин-та/ВНИИ. 1994.-Вып. 117. -С. 106-113.

53. Сравнительный анализ результатов применения различных технологий разработки пласта АВ11-2 "рябчик" на Самотлорском месторождении.-Тюмень: Тюм. кн. изд-во,2001.-100с.

54. Савельев В.А. Сугаипов Д.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластам с высокими вертикальной анизотропией и расчлененностью// Нефтяное хозяйство.-2003.-№11- С.68-70.

55. Опыт применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО "Татнефть" / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов, Ю.А.Волков, Л.Г.Карпова, Р.Т.Фазлыев, В.В.Тюрин // Нефтяное хозяйство, 1996, №12. -С.31-36.

56. Шарафутдинов Р.Ф., Валиулин Р.Д. Моделирование полей давления и температуры в пласте при пуске горизонтальной скважины в работу// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -2001.-№3.-С.5-9.

57. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Причины низкой эффективности эксплуатации одной из горизонтальных скважин Верх-Тарского месторождения//Нефтяное хозяйство.-2003.-№ 4.-С. 102-103.

58. Опыт проектирования и разработки низкопродуктивных объектов с применением горизонтальной технологии бурения/В. Савельев, Е. Богомольный, Н. Струкова, А. Берлин//Бурение. 2001. - № 2. - С. 4853.

59. Львовский Е.Н. Статистические методы построения эмпирических формул : Учеб. пособие для втузов.-М.: Высш. шк., 1998.-239с.

60. Зубов Н.В. Приближенные методы прогнозирования эффективности бурения ГС и БГС. V международная научно-практическая конференция по горизонтальному бурению (г. Ижевск, 23-25 октября, 2000 г.). -М: Нефть и газ, 2001. С. 203-216.

61. Tan T.B., Butterworth E. and Yang P. Application of a Thermal Simulator with Fully Coupled Discretized Wellbore Simulation to SAGD; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 41, No. 1, pp. 25-30, January 2002.

62. McCormack M. SAGD Injection Wells—What Your Prof Never Told You; Journal of Canadian Petroleum Technology, Distinguished Authors Series, Vol. 41, No. 3, pp. 17-23, March 2002.

63. Kaiser T.M.V., Wilson, S. and Venning L.A. Inflow Analysis and Optimization of Slotted Liners; SPE Drilling and Completions, Vol. 17, No. 4, pp. 200-209, December 2002.

64. Boyle T.B., Gittins S.D. and Chakrabarty C. The Evolution of SAGD Technology at East Senlac; Journal of Petroleum Technology, Vol. 42, No. l,pp. 58-61, January 2003.

65. Small G.P. Steam-Injection Profile Control Using Limited-Entry Perforations; SPE Production Engineering, Vol. 1, No. 5, pp. 388-394, September 1986.

66. Boone T.J., Youck D.G. and SUNS S. Targeted Steam Injection Using Horizontal Wells With Limited Entry Perforations; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 40, No. 1, pp. 25-30, January 2001.

67. Э.И.Сулейманов, Р.Т.Фазлыев, Ю.А.Волков // Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтепромыслового дела: XIV Губкинские чтения, тезисы докладов, г.Москва, 15-17 октября 1996г. -М.:ГАНГ им.И.М.Губкина. -1996. -С.139.

68. Хакимзянов И.Н., Фазлыев Р.Т., Нуреева Н.С. О влиянии анизотропии и положения ГС в пласте на её продуктивность // Тр.ТатНИПИнефть: Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Татарстана. -Бугульма, 1996. -Юбилейный выпуск.-С.73-80.

69. Закс JI. Статистическое оценивание. Пер. С нем. В.Н. Варыгина. М.: Статистика, 1976. - 598 с.

70. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. //Пер. с англ. Под редакцией М.М.Максимова. -М:Недра, 1982.-408 с.

71. Зайдель Я.М., Леви Б.И. Расчет на ЭВМ циклического и физико-химического заводнения при их совместном применении. //Труды БашНИПИнефть,-Уфа, 1979, Вып.55,-с.71-77.

72. Абдурахнанов М.Т., Кагарманов Н.Ф. Оптимизация профилей горизонтальных скважин // Пути интенсификации добычи нефти: Сб.тр. ин-та БАШНИПИНефть. Уфа, 1989. - Вып. 80. С. 78-81.

73. Бурение наклонно направленной скважины с отклонением забоя 2453 м /И.Г.Архипов, Ю.А.Аронов, В.В.Безумов и др. // НТС. Сер. Бурение/ ВНИИОЭНГ. 1972. - №> 11. С. 81-82.

74. Вудс Г., Лубинский А. Искривление скважин при бурении. М.: Гостоптехиздат, 1960. 161 с.

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

76. Григорян И.А. Бурение наклонных скважин уменьшенных и малых диаметров. М.: Недра, 1974. 183 с.

77. Григорян Н.А., Григорян B.C. Экономика бурения наклонных скважин. М.: Недра, 1977. 240 с.

78. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте//Нефтяное хоз-во. 1994. - № 1. С. 39-42.

79. Гулизаде М.П., Кауфман Л.Я., Сушон Л .Я. Методика расчета интенсивности искривления наклонных скважин. Тюмень: Гипротюменнефтегаз, 1974. 86 с.

80. Калинин А.Г. Искривление буровых скважин. М.: Гостоптехиздат, 1963.210 с.

81. Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин: Справочник. М.: Недра, 1990. 350 с.

82. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Аксенов М.Г. Бурение наклонных скважин большого диаметра методом проводки опережающих стволов // Нефтяное хоз-во. 1976. - № 5. С 47-51.

83. Проводка дополнительного горизонтального ствола из эксплуатационной колонны бездействующей скважины / Оганов А.С., Беляев В.М., Повалихин А.С.и др. // Нефтяное хоз-во. 1993. - № 9. С.30-32.

84. Профили направленных скважин и компоновки низа бурильных колонн / А.Г.Калинин, Б.А.Никитин, К.М.Солодкий, А.С.Повалихин. -М.: Недра, 1995. 301 с.

85. Технические средства для проводки дополнительного горизонтального ствола скважины / О.К.Рогачев, В.М.Беляев, А.С.Оганов и др. // Стр-во нефтяных и газовых скважин на суше и на море.- ВНИИОЭНГ.- 1994. -№ 3. С. 94-96.

86. Маслянцев Ю.В., Евченко B.C., Майер В.П. Исследование влияния расчлененности пластов на эффективность разработки месторождения горизонтальными скважинами. Тюмень: Тюм. кн. изд-во, 1998.-98 с.

87. Экономические аспекты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин / Р.Х.Муслимов, Э.И.Сулейманов,

88. A.Ф.Яртиев, Р.Т.Фазлыев // Тез.докл. научн.-практич. конф. "Проблемы развития нефтяной промышленности Татарстана на поздней стадии освоения запасов", г.Альметьевск, 27-28 октября 1994г.,-С.107-109.

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

90. Шарапов И.П. Применение математической статистики в геологии-М.: Недра, 1965.-259 с.

91. Natrella M.G. Experimental Statistics, National Bureau of Standards Handbook, 91 US Government Printing Office, Washington, 1963, p. 5-31.

92. Реми Г. Курс неорганической химии, т. 1-3. М.: Мир, 1972—1974. 920 с.

93. Амерханов М.И., Ибатуллин P.P., Рахимова Ш.Г., Ибрагимов Н.Г.,. Хисамов Р.С., Фролов А.И. Методы управления парогравитационным: воздействием с помощью двухустьевых скважин. // Нефтяное. хозяйство. 2008. - №7. С. 64-65.

94. Ибатуллин P.P., Амерханов М.И., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С., Фролов А.И. Развитие технологии парогравитационного воздействия на пласт на примере залежи тяжелой нефти Ашальчинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7. С. 40-42.

95. Патент РФ №2300632 Класс Е21В 47/10 Способ оценки дебита горизонтальной скважины //Амерханов М.И. Ибатуллин P.P., Шутов А.А., Рахимова Ш.Г.; Заявл. 06.12.2005, Опубл. 10.06.2007 Бюл. изобретений №16.

96. Амерханов М.И., Ибатуллин P.P., Васильев Э.П., Тюрин