Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели

Метт, Дмитрий Александрович

Автореферат диссертации по теме "Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели"

На правах рукописи

00505301) /

Метт Дмитрий Александрович

Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели

25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

11 ОКТ 2012

Москва- 2012

005053007

Работа выполнена в обществе с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ -Инжиниринг», г. Москва

Научный руководитель:

Кандидат технических наук Вольпин Сергей Григорьевич

Официальные оппоненты: Кульпин Леонид Григорьевич,

доктор технических наук, главный научный сотрудник, заведующий центра по проблемам освоения нефтегазовых ресурсов континентального шельфа при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук (ИПНГ РАН) Юдин Валерий Адольфович,

кандидат технических наук, главный специалист Федерального государственного бюджетного учреждения науки Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук (НИИСИ РАН)

Ведущая организация:

открытое акционерное общество «Институт геологии и разработки горючих ископаемых» (ОАО «ИГиРГИ»)

Защита состоится 7 ноября 2012 года в 16-00 на заседании Совета по защите диссертаций на соискание ученой степени кандидата наук, Д 002.076.01 по специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (Технические науки) при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук по адресу: Российская Федерация, 119333, г. Москва, ул. Губкина, дом 3. Телефон: +7 (495)135 73 71, электронная почта: mara@ogri.ru

С диссертацией можно ознакомиться у Ученого секретаря Института проблем нефти и газа Российской Академии наук, г. Москва

Автореферат разослан «20» сентября 2012 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета —

кандидат технических наук г Баганова Марина Николаевна

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы

Приоритетом развития нефтяной промышленности является рост нефтедобычи или ее стабилизация. Это обеспечивается как за счет увеличения нефтеизвлечения на старых месторождениях, так и за счет ввода в разработку новых. Для решения задач разработки месторождений необходима высокая достоверность геологической модели, так как без знания детального строения геологической среды невозможно эффективно проектировать, управлять разработкой и вести учет остаточных запасов углеводородов. Для этой цели используются различные способы исследований: гидродинамические, геологические, петрофизические, геофизические и пр. При проектировании разработки месторождения одним из ключевых параметров является знание о строении и фильтрационных параметрах латеральных флюидоупоров. Дистанционные методы несут лишь косвенную информацию о расположении и строении латеральных флюидоупоров, не обеспечивая при этом информацией об их фильтрационных характеристиках. Отсутствие учета свойств латеральных флюидоупоров приводит к преждевременному обводнению, неэффективной закачке, а значит, и к потерям в добыче. Описание фильтрационного взаимодействия латеральных флюидоупоров в системе разработки позволяет увеличить добычу и снизить потери за счет оптимизации системы разработки. Поэтому как на разведываемых, так и на разрабатываемых площадях необходимо применение комплекса перечисленных способов исследования залежей.

Цель работы

Повышение достоверности геологических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов на основе высокоинформативных ГДИС и их сочетания с ГИС и сейсморазведкой.

Основные задачи исследования:

1. Разработка методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. Определение необходимого уровня точности используемой аппаратуры.

3. Проведение апробации методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров в условиях текущих режимов работы скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи исследований решались теоретически и экспериментально в промысловых условиях. Был выполнен анализ публикаций по данной проблеме, проведены промысловые гидродинамические исследования скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора. Были проведены сравнительные расчёты по обработке результатов для разных моделей пласта с помощью компьютерных программ PanSystem, Saphir, Testar. Результаты, полученные при решении уравнений подземной гидромеханики, тестировались на примерах гипотетических скважин и реальных промысловых данных.

Достоверность полученных результатов

Достоверность результатов, получаемых при использовании усовершенствованных технологий проведения гидродинамических исследований при свабировании, компрессировании и с применением струйных насосов обеспечивается применением высокоточных измерений. Достоверность расчётных методик обработки данных гидродинамических исследований подтверждается сопоставлением результатов обработки гипотетических кривых с учётом и без учёта детальной истории работы скважин и ряда других факторов.

Научная новизна

1. Впервые предложена зависимость времени наступления радиального притока от коэффициента ствола скважины для различных значений скин-фактора.

2. Впервые для терригенных коллекторов с давлением выше давления насыщения предложена методика описания свойств латеральных флюидоупоров в условиях различных градиентов давления.

3. Впервые предложен подход реверсивного подтверждения дебита скважины при последовательной смене стационарных режимов и продолжительных кривых изменения давления с использованием термоманометрических систем.

Основные защищаемые положения

1. При гидродинамических исследованиях время наступления радиального притока зависит не только от известного комплекса параметров: вязкости, проницаемости, коэффициента ствола скважины, эффективной нефтенасыщенной толщины, но и скин-фактора, и имеет разные зависимости до и после значения скин-фактора минус 1.

2. Время наступления влияния границ пласта зависит от пъезопроводности пласта, расстояния до границ залежи и не зависит от скин-фактора. Для оценки времени начала влияния границ в работе получена новая формула.

3. Параметры латеральных флюидоупоров при различных градиентах давлений могут быть описаны комплексированием длительных гидродинамических исследований, обладающих участком влияния границ, с другими методами (сейсморазведка).

4. Корректные параметры латеральных флюидоупоров могут быть получены при ГДИС без остановки скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Результаты, полученные в диссертационной работе используются на Тевлино-Русскинском месторождении при проектировании и интерпретации гидродинамических исследований. С помощью применяемых подходов удалось снизить стоимость исследований, повысить оперативность и точность исследований, увеличить эффективность закачки и стабилизировать добычу на рассматриваемых участках.

Благодарности

Автор выражает особую благодарность Ю.С. Метту, без которого не могла быть начата в принципе никакая научная работа.

Особенно хочется отметить роль д.г-м.н B.C. Славкина - человека, советы которого помогли собрать отрывочные мысли и восторженные идеи автора в единую систему, нашедшую практическое применение.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю к.т.н. С.Г. Вольпину за огромную помощь в работе, а также за ценные критические замечания, которые позволили избежать многих ошибок в процессе подготовки диссертационной работы.

Автор сердечно благодарит к.т.н A.M. Свалова за помощь в организации работы по подготовке диссертации.

Кроме того, автор выражает благодарность коллективу ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» за ценные советы и замечания.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Ученом Совете ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг», Ученых Советах и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Структура и объем работы

Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 139 страницах, в том числе 42 рисунков и 10 таблиц. Библиография насчитывает 153 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи исследований, научная новизна и практическая ценность работы.

В первой главе «Состояние вопроса» рассмотрены проблемы существования латеральных флюидоупоров в условиях ЗСНГБ, а также существующие методы интерпретации гидродинамических исследований пластов для определения их фильтрационных параметров.

На месторождениях Западной Сибири достаточно часто встречаются так называемые тектонические нарушения, когда две скважины, пробуренные по разные стороны от тектонического нарушения могут быть продуктивными, но относиться к различным флюидальным системам. Кроме того, сами свойства тектонического нарушения могут изменяться в процессе разработки. Например, тектоническое нарушение, которое выступало непроницаемым экраном в начале разработки, может быть проницаемым в течение некоторого, в ряде случаев крайне малого, времени разработки.

В последние годы накоплен значительный фактический материал, позволяющий по новому взглянуть на описание и типизацию флюидоупоров.

Известно, что в отечественной нефтяной геологии традиционно выделяют три типа экранов: литологические, стратиграфические, тектонические.

В соответствии с последними представлениями отечественных и зарубежных ученых, экранами могут быть не только высокоамплитудные, но и малоамплитудные или вообще безамплитудные тектонические нарушения.

Экранирование обеспечивается следующими механизмами:

- глинизация зон нарушения (проникновение глин или глинистых сланцев по плоскости сбрасывания);

- катакластическими процессами, в результате которых происходит дробление зерен песчаника и в зоне разлома образуется более тонкозернистый материал;

-эпигенетическими процессами, приводящими к цементации ранее проницаемых пород в плоскости тектонического нарушения.

Проиллюстрируем наличие дизъюнктивных нарушений на промысловых примерах.

Примером двойственной природы данных дизъюнктивных нарушений может служить скважина № 7641 Тевлинско-Русскинского месторождения, пласт ЮС-1. Скважина № 7641 вошла в эксплуатацию с дебитом по жидкости 33 м3/сут и обводненностью 28%, в процессе эксплуатации дебит по жидкости упал до 10 м3/сут.

Для подержания пластового давления была введена нагнетательная скважина № 8325 (рисунок 1). После ввода нагнетательной скважины, каких либо изменений в работе скважины №7641 в течение 8 месяцев не происходило.

Рисунок 1. Схема расположения скважин участка

Согласно данным первичной интерпретации между скважинами № 7641 и

№ 8325 наблюдается скачек флюидальных контактов, что и объясняет отсутствие

реакции скважины № 7641 на ввод нагнетательной скважины (рисунок 2).

~ч

Рисунок 2. Разрез с наличием характерного скачка флюидальных контактов

Для повышения отборов было принято решение провести ГРП на скважине № 7641. После операции ГРП дебит по жидкости возрос с 10 м3/сут до 34 м3/сут и обводненность увеличилась с 10% до 70%. Кроме того, пластовое давление увеличилось на 44 атм. (с 202 атм. до 246 атм.). Указанное может говорить о прорыве флюидоупора и получении связи со скважиной № 8325.

По результатам проведенного в диссертационной работе анализа методов ГДИС были выделены четыре основные группы. Первая группа методов ГДИС основана на использовании уравнений квазистационарной фильтрации, основанных на приближенном решении М. Маскета и его аналогов, и на более новом модифицированном методе М. Маскета, разработанном С. Г. Вольпиным. К методам, основанным на приближенном решении М. Маскета и его аналогам, относятся непосредственно сам метод М. Маскета, метод Ф. И. Котяхова и И.М. Муравьева, метод В. П. Вагина, метод Н. И. Днепровской и Н. Г. Кубагушева. Модифицированный метод М. Маскета включает в себя три метода: аналитический, интегральный графоаналитический и метод наилучшего совмещения. Эти три метода в методике интерпретации дополняют друг друга, но могут использоваться и самостоятельно.

Вторая группа основана на использовании точных решений нестационарной фильтрации после мгновенного отбора (подлива). Впервые 50 лет назад С. Г. Каменецкий представил свое, ныне широко известное решение задачи о восстановлении уровня в непереливающей скважине, вскрывшей бесконечный по протяженности пласт, после «мгновенного» подлива в нее жидкости. Решение получено в классической постановке методом интегрального преобразования Лапласа и является в настоящее время одним из наиболее точных и достоверных. В зарубежной литературе считается, что наиболее приемлемое и распространенное решение для обработки экспресс — опробований в условиях напорного, гомогенного, изотропного, неограниченного по протяженности водоносного пласта и совершенной по степени и характеру вскрытия скважины было предложено в 1967 г. Купером (Cooper Н. Н. Jr.), Бредехоуфтом (Bredehoeft J. D.) и Пападопулосом (Papadopulos I. S.), спустя 8 лет после решения С. Г. Каменецкого. Решение получено методом преобразований Лапласа, как и решение С. Г. Каменецкого. Сопоставление показывает полное совпадение решения Купера, Бредехоуфта и Пападопулоса с формулой С. Г. Каменецкого. Мгновенно повысить или понизить уровень жидкости в скважине технически трудно, на это необходимо некоторое время. В 1994 г. Л. Пикинг (Picking L. W.) предложил решение, которое позволяет учитывать немгновенный подлив в скважину (или отбор из нее) и составляет теорию третьего метода. В решении используется принцип суперпозиции и решение Купера, Бредехоуфта и Пападопулоса.

Третья группа основана на использовании приближенных решений нестационарной фильтрации и сюда входят методы идентификации Г. А. Зотова, Боуэра и Райса. Метод идентификации первоначально разработан для систем автоматического управления. В 1975 г. метод был предложен для определения фильтрационных параметров пласта на основе приближенного решения. Г.А. Зотов решал задачу методом интегральных соотношений применительно к работе газовых пластов, в связи с этим сделал ряд допущений вполне справедливых для газовых пластов. Но для нефтяных скважин эти допущения могут приводить к существенным погрешностям определения пластовых параметров. Широко известны и распространены в гидрогеологии методы обработки начальных участков изменений уровней Боуэра и Райса (Bouwer and Rice) и Хворслева (Hvorslev), которые в настоящее время являются основными для экспресс - апробований в безнапорных пластах с частично проницаемой или частично перфорированной скважиной при мгновенном понижении в ней уровня.

Четвертая группа основана на использовании известных методов обработки кривых восстановления давления, основанных на существующих решениях уравнений нестационарной фильтрации при исследовании скважин по традиционным технологиям. Сюда следует отнести, в первую очередь, обобщенный метод Хорнера, методы И.А Чарного - И.Д. Умрихина, Л.Г. Кульпина, Ю.А. Мясникова и ряда других исследователей. В работе показано, что при интерпретации традиционными аналитическими способами сложных коллекторов с активной системой 1111Д, возникают значительные ошибки. Рядом авторов (Р. Хорн, Д. Бурде, Д. Лии) были описаны в аналитическом виде модели однородного бесконечного пласта, модели с различными видами границ.

Однако при переходе к сложным коллекторам использование аналитического подхода может быть оправдано только в околоскважинной зоне. При удалении от скважины количество влияющих факторов значительного возрастает, что приводит и к значительному увеличению вариантов решения и к неоднозначности интерпретации. Таким образом, вопрос о единстве залежей является одним из наиболее принципиальных и должен исследоваться особенно тщательно.

Дистанционные методы несут лишь косвенную информацию о расположении и строении латеральных флюидоупоров, при этом, не обеспечивая информацией об их проводимости при различных градиентах давления. Отсутствие учета свойств латеральных флюидоупоров приводит к преждевременному обводнению, неэффективной закачке, а значит и к потерям в добыче. Одним из ключевых параметров латеральных флюидоупоров являются их фильтрационные свойства. Следовательно, необходимо разработать технологию учета фильтрационных свойств латеральных флюидоупоров в гидродинамических моделях в условиях текущей системы разработки, при текущих значения репрессий со стороны нагнетательных скважин и депрессий со стороны добывающих.

Во второй главе «Определение времени наступления радиального притока в зависимости от коэффициента ствола скважины» даны ограничения для применения метода касательной и получены формулы для определения конца времени влияния ствола скважины.

На сегодняшний день основным способом оперативной интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах методами восстановления давления (КВД) для добывающих скважин или падения давления (КПД) для нагнетательных скважин (далее для краткости пишем только КВД) является метод касательной и различные его модификации. Диагностический log-log график КВД, как правило, состоит из отдельных участков, а именно, из участка влияния ствола скважины (ВСС), характеризуемого наклоном 1, участка радиального притока, характеризуемого постоянным значением логарифмической производной давления и участка влияния границ или работы соседних скважин (рисунок 3). Наличие участка радиального притока на КВД является обязательным условием корректной интерпретации методом касательной с определением проницаемости пласта и скин-фактора скважины. Для грубой оценки времени наступления участка радиального притока используется правило 1,5 логарифмических циклов, согласно которому между окончанием участка ВСС и началом участка радиального притока должно пройти не менее 1,5 логарифмических циклов времени. Участок влияния границ отклоняет линию производной от горизонтального направления вверх или вниз в зависимости от характера границы.

Рисунок 3. Характерные участки производной на диагностическом графике

Достоверность параметров, полученных методом касательной, зависит от выбора точек, по которым проводится касательная в полулогарифмических координатах АР — 1п(Д£). Эти точки должны лежать на участке радиального

притока. При проведении касательной по точкам, лежащим вне участка радиального притока, получаются недостоверные значения проницаемости и скин-фактора.

Рассмотрим существующую методику оценки времени наступления радиального притока.

Среди существующих оценок времени наступления радиального притока наиболее известная представлена в следующим безразмерным выражением:

ГД=СВ(60+3,55), (1)

где tD - безразмерное время наступления радиального притока; CD- безразмерный коэффициент влияния ствола скважины; S - скин-фактор.

Безразмерное время наступления радиального притока tD определяется по формуле:

(2)

где X - пьезопроводность пласта; t -размерное время; rw — радиус скважины. Безразмерный коэффициент влияния ствола скважины CD определяется по формуле:

Inphrl ^ (3)

где С- коэффициент влияния ствола скважины; Р - общая сжимаемость; h - эффективная толщина пласта; rw - радиус скважины. В размерном виде в промысловой системе единиц формула (1) записывается в

виде:

?[ЧаС]=0.45^0з.^^44^-(б0 + 3,55). (4)

к[мДЩм\

Для проверки формулы (1) было проведено численное моделирование тестовых примеров с использованием гидродинамического симулятора Saphir NL. Моделировалась КВД скважины после продолжительного периода работы.

Полученные модельные КВД интерпретировались на программном продукте Saphir методом касательной с помощью ограничения интервала нелинейной регрессии узким диапазоном в момент времени t, рассчитанным по формуле (4) с использованием исходных для модели значений параметров. Полученное при

интерпретации значение проницаемости сравнивалось со значением проницаемости, используемым при моделировании.

С увеличением скин-фактора от минус 4 до 7 ошибка в определении проницаемости увеличивается с 15,3% до 62%. Основываясь на результатах выполненных тестов можно сделать вывод о значительных ошибках определения времени радиального притока по формуле (4).

Вывод нового критерия достижения времени радиального притока на основе моделирования тестовых примеров.

Для вывода эмпирической зависимости времени наступления радиального притока от гидропроводности, скин-фактора и коэффициента ствола скважины, основываясь на численном эксперименте предположим, что эта зависимость, как следует из теории размерностей и я-теоремы, выражена следующей формулой:

где £гай - время наступления радиального притока: ц - вязкость;

С- коэффициент влияния ствола скважины; к - проницаемость пласта; к - эффективная толщина пласта;

Для серии описанных выше примеров время наступления радиального притока tra.il определялось как время, в которое при интерпретации методом касательной модельной КВД получалось значением проницаемости, отличающееся от заложенного в модель значения, не более чем на 20 %.

Для тестового примера, описанного выше, с учетом сжимаемостей и других параметров флюидов и породы для Тевлинско - Русскинского, Повховского месторождений зависимость приведена на рисунке 4. Эта зависимость, по существу, сводится к определению функции которая может быть представлена в виде двух линейных участков с разными углами наклона для отрицательных и положительных значений скин-фактора 5. В формуле (5) зависимость может быть представлена

в виде

(5)

(6)

ЗП -----:--Г-:-:----Г---

О ? 25 - Л с; л | т 20 ГО а £ со ? 15 .

—И— 0

г | ! ! 1 1 1 1 м ! ! 1 М 1 м- мм

5 * ? & го ^ I 10 а Е —ММ мм]

а. 5 ш э —\—¡27»®—!— —ьь 1 М 1

0 - 0 5 Скин - 10 1 фактор 5 2

Рисунок 4. Зависимость времени радиального притока от скин-фактора , с учетом сжимаемостей и других параметров флюидов и породы для Тевлинско -Русскинского, Повховского месторождений.

В третьей главе «Определение времени наступления радиального притока в зависимости от расстояния до границ» даны ограничения для применения метода касательной и получены формулы для определения времени начала влияния границ.

В приведенных выше формулах подразумевалось использование модели бесконечного радиального пласта. В условиях системы разработки, когда пространство вокруг скважины может быть ограничено другими добывающими или нагнетательными скважинами, время исследования методом КВД с целью определения проницаемости пласта и скин-фактора скважины должно быть ограничено таким образом, чтобы радиус исследования (дренирования) не превышал расстояния до границ или половины расстояния до соседних скважин [3]. В соответствии с теорией размерностей, соотношение для безразмерного времени начала влияния соседних скважин в условиях компенсации добычи и закачки представим в виде функциональной зависимости:

I — ^ ^ГЕ — * /7 В1. * * ^ •)

"" Д» X к Р0 2жгЛ

(7)

где:

Ик - условный радиус контура питания,

к>,гр _ безразмерное время начала влияния границ, время начала влияния границ,

qo-нaчaльный дебит,

Ро-пластовое давление.

Для уточнения функциональной зависимости (7) была проведена серия тестов с использованием программного обеспечения Saphir. Для увеличения оперативности промысловых расчетов и снижения неопределенностей при задании параметров,

автором было принято решение пренебречь комплексом %* . Следовательно,

Р0 2 nraRk

безразмерное время tD может быть в общем виде представлено выражением:

Для определения коэффициентов А и а была использована численная модель, описанная выше с добавлением нагнетательной скважины с приемистостью 100 м3/сут (столь низкие значения приемистости обусловлено необходимостью получения равновесной системы с добывающей скважиной) на расстоянии 2Як от добывающей скважины. В ходе численного эксперимента изменилась проницаемость пласта и расстояние между скважинами. По результатам моделирования находилось время влияния границ с ошибкой определения проницаемости по методу касательной до

к

20%. Результаты численного эксперимента и график зависимости £Сгр от

представлен на рисунке 5. Полученное выражение справедливо для рассматриваемых условий, Тевлино-Русскинского и Повховского месторождений, пласты БС 102_з и БВ8 соответсвенно.

Рисунок 5. Зависимость безразмерного времени радиального притока от безразмерного комплекса (к/я£)х1014

Зависимость (8) с учетом полученных коэффициентов окончательно может быть представлена в виде:

=12327*

¿•10И

Запишем уравнение (9) в размерном виде:

Н1 „ X

Л: 1014" 0.9606"

12327*

(9)

(10)

Таким образом, необходимым условием корректности применения метода касательной является выполнение нижеследующих условий для времени ЬгаЛ, которые на КВД могут быть использованы для выбора точек, по которым может быть проведена касательная:

01)

кп

Отметим также, что для скважин механизированного фонда часто условия (11) не выполняются, так как из-за большого коэффициента влияния ствола скважины время наступления радиального притока больше времени выхода волны давления в зону влияния границ или соседних скважин. В этом случае интерпретация, выполненная методом касательной, будет некорректна.

В работе представлены новые, более точные соотношения, ограничивающие интервал времени, допускающий применение метода касательных для определения параметров пласта и скважины (проницаемости и скин-фактора). Показано, что в случае невыполнения этих условий, интерпретация КВД методом касательных дает некорректные результаты, что приводит как к значительному завышению, так и к значительному занижению потенциала скважины.

Для определения необходимого уровня точности аппаратуры для измерения давления, используемого для расчета расстояния до флюидоупора, была проведена серия численных экспериментов согласно приведенной выше модели. При этом изменялись значения множителя гидропроводности от 1 до 1000 с шагом 10. Численные эксперименты показали, что необходимый уровень точности используемой аппаратуры для измерения давления составляет 0,001 атм.

В четвертой главе «Методика описания латеральных флюидоупоров»

рассмотрены различные гидродинамические методы определения локальных флюидоупоров (гидропрослушивание, КВД, КИД). Определены погрешности и граничные условия каждого из методов. Фактором, осложняющим поддержание добычи на промышленном уровне, является то обстоятельство, что в ходе промышленной разработки многих месторождений ЗСНГБ выяснилось, что залежи представлявшиеся при разведке едиными флюидальными системами на самом деле являются объединением более мелких залежей самостоятельных флюидальных систем, разделенных латеральными флюидоупорами. Как показала практика разработки таких залежей, данные экраны, являющиеся непроницаемыми в геологическом масштабе давлений, не всегда сохраняют экранирующие свойства в условиях активной разработки.

Одним из ключевых параметров латеральных флюидоупоров является их фильтрационные свойства. Как показали исследования последних лет, при активной разработке (работа нагнетательных скважин, значительные депрессии в добывающих скважинах, проведение операций ГРП) свойства латеральных флюидоупоров могут изменяться значительным образом. Так, латеральный флюидоупор изначально диагностируемый как непроницаемый, после стимулирования рядом расположенной скважины методом ГРП становится полупроводящим, а после накопления значительного объема закачки со стороны нагнетательной скважины, проводящим, что приводит к резкому прорыву фронта нагнетания и обводнению окружающих добывающих скважин.

Одним из многих примеров такого поведения может служить участок Тевлинско-Русскинского месторождения пласт ЮС1. Как показывает анализ разреза между скважинами №1 - №2 - №3 наблюдается резкий скачек флюидальных контактов (рисунок 6), что говорит о наличии малоамплитудных литологических экранов тектонической природы.

Рисунок 6. Скачек флюидальных контактов при первичной интерпретации

Так, скважина №2 вошла в разработку в ноябре 2008 года с дебитом по жидкости 28 м3/сут и обводненностью 64 %, за три месяца работы дебит скважины упал до 7 м3/сут с обводненностью 46 %, поддержание давления осуществлялось со стороны нагнетательной скважины №1. Отсутствие реакции на нагнетание и наличие скачка флюидальных контактов также свидетельствует о наличие литологических экранов тектонической природы между скважинами №1 и №3. Для поддержания пластового давления были введены окружающие нагнетательные скважины №3 и №8 с приемистостью 65 м3/сут и 133 м3/сут соответственно. Однако в течение 8 месяцев динамический уровень по скважине №2 практически не менялся и находился в диапазоне глубин от 1500 до 1700 м. В начале 2010 года в нагнетательной скважине №3 был проведен ГРП для увеличения приемистости, что привело к росту дебита по жидкости в добывающей скважине №2 с 4 до 18 м3/сут и росту динамического уровня на 700 м. Такое поведение может говорить о прорыве латерального флюидоупора между скважинами №2 и №3 (рисунок 7).

® е

/ / / /

е ©/>/' е

/ /

Рисунок 7. Схема расположения латеральных флюидоупоров

Следовательно, необходимо описывать свойства латеральных флюидоупоров при различных градиентах давления, что можно сделать, используя только гидродинамические исследования. При этом, необходимо решить ряд методических задач гидродинамических исследований, возникающих при их планировании и интерпретации.

При интерпретации традиционными аналитическими способами сложных коллекторов с активной системой ППД возникают значительные ошибки. Рядом авторов (Р. Хорн, Д. Бурде, Д. Лии) были описаны в аналитическом виде модели: однородного бесконечного пласта, различные виды границ. Однако при переходе к сложным коллекторам использование аналитического подхода может быть оправдано, только в околоскважинной зоне, при удалении от скважины количество влияющих факторов значительного возрастает, что приводит к значительному увеличению вариантов решения и, как следствие, к неоднозначности интерпретации. Для расширения возможностей интерпретации гидродинамических исследований и описания сложных геологических структур может применяться численное моделирование. Однако при применении численного моделирования путем перебора различных наборов параметров для минимизации расхождения между фактической кривой и модельной возникает множество формальных решений, которые далеки от реальности. Основным недостатком численного метода является наличие огромного количества степеней свободы. Для снижения количества степеней свободы при определении параметров латеральных флюидоупоров необходимо использование как априорной информации о пласте, полученной другими способами, так и понимание физических процессов, происходящих в пласте. Как было показано Д. Бурде при применении метода нелинейной

регрессии возможно получение достаточно хорошего описания практически любой кривой различными наборами аналитических моделей: ствола скважины, околоскваженной зоны и границ пласта. Основным подходом при интерпретации гидродинамических данных является использование алгоритма последовательных дополнений и взаимных проверок различных параметров пласта, а также использование аналитического подхода для нахождения параметров первого приближения и численных моделей, соответствующих физическому описанию пласта. Так, в основе метода стоит положение о том, что не сами гидродинамические методы несут информацию о пласте и его строении, а они являются лишь проверкой той или иной гипотезы о строении пласта.

Ниже предложен алгоритм проведения интерпретации гидродинамических исследований.

Рисунок 8. Алгоритм проведения интерпретации гидродинамических исследований

Решением данной задачи является переход к численной модели пласта. Для снижения степеней свободы и уменьшения вариантов решения необходимо внести в модель результаты работы и ГДИС окружающих скважин, а также задать первое приближение параметров флюидоупоров, основываясь на данных аналитических моделей.

Такой подход позволит резко снизить количество возможных вариантов решения и повысит достоверность модели, что, в свою очередь, приведет к повышению эффективности разработки.

При интерпретации продолжительных высокоинформативных гидродинамических исследований значимую роль играет достоверность задания истории работы скважины.

Неверное задание истории работы скважины приводит к возникновению фантомных участков границ залежи и приводит к неверной оценке строения пласта.

Проиллюстрируем данную методику на реальных примерах.

Одним из многих примеров может служить упомянутая выше скважина 2 Тевлинско-Русскинского месторождения пласт ЮС 1 (рисунок 9).

■ Дебит жадности, мЗ/сут я^ш Дебит нефти, т/с/т Обводненность,

15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 Месяцы

Рисунок 9. Динамика работы скважины

Анализ поведения скважины 2 говорит об отсутствии гидродинамической связи с нагнетательной скважиной до ГРП и росту добычи жидкости после воздействия. Причиной отсутствия гидродинамической связи является наличие латерального флюидоупора, что хорошо видно при анализе первичной интерпретации каротажа. Разница между контактами в скважинах 2 и 3 составляет 6.8 метров (рисунок 10).

Сшхяа

Кгротык

* 5 1 40 4 Р$129 5

¡? 655РЯ30.7

* & [ 79.4 РЯ34.4

& * а а

Рисунок 10. Скачек флюидальных контактов при первичной интерпретации

Анализ кривой восстановления давления показал наличие непроницаемого флюидоупора. Однако, при исследовании на стационарных режимах при все увеличивающейся депрессии после ОПЗ поздний участок кривой изменения давления меняет свою форму. Это может говорить либо о приближении непроницаемого флюидоупора, что мало вероятно, либо об изменении его фильтрационных свойств (рисунок 11).

0.001 0.01 0.1 1 10 100

сЛ:, час

Рисунок 11. Кривые изменения давления в добывающей скважине до и после прорыва латерального флюидоупора

Возможные искажения кривой, вызванные отсутствием учета истории работы скважины, были исключены.

При интерпретации продолжительных высокоинформативных

гидродинамических исследований значимую роль играет достоверность задания истории работы скважины. Неверное задание истории работы скважины приводит к возникновению фантомных участков границ залежи и приводит к неверной оценке строения пласта.

В работе предложен подход реверсивного подтверждения дебита скважины при последовательной смене стационарных режимов и продолжительных кривых изменения давления с использованием термоманометрических систем. Подход заключается в утверждении, что все кривые изменения давления в безразмерном виде должны сходиться, как минимум, на участке влияния ствола скважины, а основываясь на предположении о неизменности коллектора в ограниченный промежуток времени, на протяжении всей кривой.

Кривая изменения давления от дебита описывается с учетом истории формулой:

Л/(0 = Р>- я\Рв^в) + А+ТМ}-4)->Ирв(*о + (12)

Где:

р^ - забойное давление скважины,

рг начальное пластовое давление,

В - объемный коэффициент нефти в пластовых условиях, ql- первое значение дебита, ри-безразмерное давление, ^ безразмерное время, Ы- количество значений дебитов.

Задача сводится к поиску таких дебитов q, при которых выполнялись бы условия для равенства давления в первой точке кривой изменения давления в полулогарифмических координатах и коэффициента ствола скважины для всех кривых. Однако, в работе показано, что данная задача имеет несколько решений. Для получения однозначного решения необходимо иметь набор последовательно изменяющихся зависимостей давления и дебита Р=Р^). Данные параметры могут быть получены при кратковременных замерах при изменении работы насоса без остановки скважины, а с учетом предлагаемого подхода может быть интерпретирован весь период работы скважины без остановки на длительные КВД.

Кроме того, данный подход может быть крайне полезен при оценке потенциала скважины для ГТМ. Так, при последовательных замерах давления и дебита через продолжительные периоды времени, в случае изменения поведения участка радиального притока можно говорить об изменении скин-фактора и, к сожалению, в большинстве случаев об его увеличении. Следовательно, решение о необходимости стимуляции скважины, а также оценка эффективности может проводиться своевременно без потерь в добыче при исследовании. Наиболее значимые результаты работы:

1. Параметры латеральных флюидоупоров при различных градиентах давлений могут быть описаны комплексированием длительных гидродинамических исследований, обладающих участком влияния границ, с другими методами.

2. Корректные параметры латеральных флюидоупоров могут быть получены при ГДИС без остановки скважин.

Еще одним важным достижением является то, что предлагаемые гидродинамические исследования проводятся без остановки как добывающих так и нагнетательных скважин. Это не только позволяет описать свойства латеральных флюидоупоров в действующей системе разработки, но и не потерять темпы добычи.

Выводы:

1. В ходе выполнения работы была разработана методика снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. В результате проведения серии численных экспериментов определен необходимый уровень точности используемой аппаратуры для измерения давления 0,001 атм.

3. Разработана технология планирования моделирования экспериментальных исследований в зависимости от ожидаемого диапазона изменения параметров. Применение подобного подхода позволяет значительно снизить риск проведения неинформативных исследований и получения искаженных параметров.

4. В ходе опытно-промышленных работ по апробации предложенной технологии было установлено, что данные, полученные традиционным и экспериментальным методами, сопоставимы по ключевым показателям.

Список принятых сокращений

БРП - бесконечный радиальный приток

ВСС - влияния ствола скважины

ГДИС - гидродинамическое исследование скважины

ГТМ — геолого-технические мероприятия

ГРП - гидроразрыв пласта

ЗСНГБ - Западно - Сибирский нефтегазоносный бассейн

ИП - испытатель пластов

КВД — кривая восстановления давления

КПД — кривая падения давления

КИД - кривая изменения давления

ОПЗ - обработка призабойной зоны

ПНП - повышение нефтеотдачи пласта

ПЗП - призабойная зона пласта

ППД - поддержание пластового давления

УЗП - удаленная зона пласта.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 5 печатных работ, в том числе 3 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК:

1. В .А. Санников, В.И. Курочкин, Д. А. Метт. Анализ корректности применения метода касательной при интерпретации кривой восстановления давления //Нефтяное хозяйство, М., 2009, № 4, стр. 19-22.

2. Д.А. Метт, B.C. Славкин. Гидродинамические исследования скважин как основа определения проводимости латеральных флюидоупоров при различных градиентах давления //Нефть, газ и бизнес, М., 2012, №1, стр. 11-15.

3. Д.А. Метт. Определение точности аппаратуры для исследования фильтрационных свойств латеральных флюидоупоров, //Нефть, газ и бизнес, М., 2012, №4, стр. 22-24.

Другие статьи и материалы научных конференциях:

1. Д.А. Метт, B.C. Славкин. Гидродинамические исследования скважин как основа определения проводимости латеральных флюидоупоров при различных градиентах давления //Сборник трудов, XIX Губкинские чтения, М., 2011, стр 87-88.

2. Д.А. Метт, B.C. Славкин. Гидродинамические исследования скважин как основа определения проводимости латеральных флюидоупоров при различных градиентах давления //Материалы конференции по повышению нефтеотдачи пласта, ОАО «ЛУКОЙЛ», 2011, стр. 54-55.

Соискатель

Д.А. Метт

Формат 60x90/16. Заказ 1586. Тираж 100 экз. Усл.-печ. л. 1,2.

Печать офсетная. Бумага для множительных аппаратов.

Отпечатано в ООО "ФЭД+", Москва, Ленинский пр. 42, тел. (495)774-26-96

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Метт, Дмитрий Александрович

Введение.

ГЛАВА 1. Состояние вопроса.

1.1. Проблемы неоднородного строения залежей, влияние латеральных флюидоупоров на разработку.

1.2. Методы, основанные на использовании уравнений квазистационарной фильтрации.

1.2.1. Методы исследования малодебитных скважин основанные на приближенном решении Маскета.

1.2.1.1. Метод Маскета.

1.2.1.2. Метод Ф. И. Котяхова и И. М. Муравьева.

1.2.1.3. Метод В.П. Вагина.

1.2.1.4. Модифицированный метод Маскета.

1.2.1.4.1. Аналитический метод.

1.2.1.4.2. Метод наилучшего совмещения.

1.2.1.4.3. Интегральный графоаналитический метод.

1.2.1.5. Методы, основанные на использовании точных решений нестационарной фильтрации после мгновенного отбора (подлива).

1.2.1.6. Метод, основанный на решении X. Купера (Hilton Н. Jr. Cooper) с соавторами (Bredehoeft J. D. and Papadopulos I. S.).

1.2.1.7. Метод, основанный на решении JI. Пикинга (Picking L. W.).

1.2.1.8. Методы, основанные на использовании приближенных решений нестационарной фильтрации. Метод, основанный на решении Боуэра и Райса

1.2.1.9. Метод идентификации.

1.2.1.10. Метод, основанный на решении Г.А. Зотова (приближенное решение о неустановившемся притоке к газовой скважине).

1.2.1.11. Методы, основанные на использовании существующей математической базы интерпретации КВД с учетом «послепритока».

ГЛАВА 2. Определение времени наступления радиального притока в зависимости от коэффициента ствола скважины.

2.1. Текущие подходы к расчету времени наступления радиального притока.

2.2. Описание существующей методики оценки времени наступления радиального притока.

2.3. Проверка рассматриваемой методики на основе моделирования тестовых примеров.

2.4. Вывод нового критерия достижения времени радиального притока на основе моделирования тестовых примеров.

ГЛАВА 3. Определение времени наступления радиального притока в зависимости от расстояния до границ.

3.1 Аналитические решения для различных моделей пласта.

3.2 Условие достижения границы влияния соседних скважин.

3.3 Проверка формул на промысловом примере.

ГЛАВА 4. Методика описания латеральных флюидоупоров.

4.1 Латеральные флюидоупоры и их гидродинамические свойства.

4.2 Разработка методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований.

4.3 Иллюстрация предлагаемой методики на промысловых примерах. 117 Заключение.

Список сокращений и условных обозначений.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели"

Актуальность проблемы

Приоритетом развития нефтяной промышленности является рост нефтедобычи или ее стабилизация. Это обеспечивается как за счет увеличения нефтеизвлечения на старых месторождениях, так и за счет ввода в разработку новых. Для решения задач разработки месторождений необходима высокая достоверность геологической модели, так как без знания детального строения геологической среды невозможно эффективно проектировать, управлять разработкой и вести учет остаточных запасов углеводородов. Для этой цели используются различные способы исследований: гидродинамические, геологические, петрофизические, геофизические и пр. При проектировании разработки месторождения одним из ключевых параметров является знание о строении и фильтрационных параметрах латеральных флюидоупоров. Дистанционные методы несут лишь косвенную информацию о расположении и строении латеральных флюидоупоров, не обеспечивая при этом информацией об их фильтрационных характеристиках. Отсутствие учета свойств латеральных флюидоупоров приводит к преждевременному обводнению, неэффективной закачке, а значит, и к потерям в добыче. Описание фильтрационного взаимодействия латеральных флюидоупоров в системе разработки позволяет увеличить добычу и снизить потери за счет оптимизации системы разработки. Поэтому как на разведываемых, так и на разрабатываемых площадях необходимо применение комплекса перечисленных способов исследования залежей.

Цель работы

Повышение достоверности геологических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов на основе высокоинформативных ГДИС и их сочетания с ГИС и сейсморазведкой.

Основные задачи исследования:

1. Разработка методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. Определение необходимого уровня точности используемой аппаратуры.

3. Проведение апробации методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров в условиях текущих режимов работы скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи исследований решались теоретически и экспериментально в промысловых условиях. Был выполнен анализ публикаций по данной проблеме, проведены промысловые гидродинамические исследования скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора. Были проведены сравнительные расчёты по обработке результатов для разных моделей пласта с помощью компьютерных программ PanSystem, Saphir, Testar. Результаты, полученные при решении уравнений подземной гидромеханики, тестировались на примерах гипотетических скважин и реальных промысловых данных.

Достоверность полученных результатов

Достоверность результатов, получаемых при использовании усовершенствованных технологий проведения гидродинамических исследований при свабировании, компрессировании и с применением струйных насосов обеспечивается применением высокоточных измерений. Достоверность расчётных методик обработки данных гидродинамических исследований подтверждается сопоставлением результатов обработки гипотетических кривых с учётом и без учёта детальной истории работы скважин и ряда других факторов.

Научная новизна

1. Впервые предложена зависимость времени наступления радиального притока от коэффициента ствола скважины для различных значений скин-фактора.

2. Впервые для терригенных коллекторов с давлением выше давления насыщения предложена методика описания свойств латеральных флюидоупоров в условиях различных градиентов давления.

3. Впервые предложен подход реверсивного подтверждения дебита скважины при последовательной смене стационарных режимов и продолжительных кривых изменения давления с использованием термоманометрических систем.

Основные защищаемые положения

1. При гидродинамических исследованиях время наступления радиального притока зависит не только от известного комплекса параметров: вязкости, проницаемости, коэффициента ствола скважины, эффективной нефтенасыщенной толщины, но и скин-фактора, и имеет разные зависимости до и после значения скин-фактора минус 1.

2. Время наступления влияния границ пласта зависит от пъезопроводности пласта, расстояния до границ залежи и не зависит от скин-фактора. Для оценки времени начала влияния границ в работе получена новая формула.

3. Параметры латеральных флюидоупоров при различных градиентах давлений могут быть описаны комплексированием длительных гидродинамических исследований, обладающих участком влияния границ, с другими методами (сейсморазведка).

4. Корректные параметры латеральных флюидоупоров могут быть получены при ГДИС без остановки скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Результаты, полученные в диссертационной работе используются на Тевлино-Русскинском месторождении при проектировании и интерпретации гидродинамических исследований. С помощью применяемых подходов удалось снизить стоимость исследований, повысить оперативность и точность исследований, увеличить эффективность закачки и стабилизировать добычу на рассматриваемых участках.

Благодарности

Автор выражает особую благодарность Ю.С. Метту, без которого не могла быть начата в принципе никакая научная работа.

Особенно хочется отметить роль д.г-м.н B.C. Славкина - человека, советы которого помогли собрать отрывочные мысли и восторженные идеи автора в единую систему, нашедшую практическое применение.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю к.т.н. С.Г. Вольпину за огромную помощь в работе, а также за ценные критические замечания, которые позволили избежать многих ошибок в процессе подготовки диссертационной работы.

Автор сердечно благодарит к.т.н A.M. Свалова за помощь в организации работы по подготовке диссертации.

Кроме того, автор выражает благодарность коллективу ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» за ценные советы и замечания.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Ученом Совете ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг», Ученых Советах и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Структура и объем работы

Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 139 страницах, в том числе 42 рисунков и 10 таблиц. Библиография насчитывает 153 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Метт, Дмитрий Александрович

Заключение

1. В ходе выполнения работы была разработана методика снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. В результате проведения серии численных экспериментов определен необходимый уровень точности используемой аппаратуры для измерения давления 0,001 атм.

3. Разработана технология планирования моделирования экспериментальных исследований в зависимости от ожидаемого диапазона изменения параметров. Применение подобного подхода позволяет значительно снизить риск проведения неинформативных исследований и получения искаженных параметров.

4. В ходе опытно-промышленных работ по апробации предложенной технологии было установлено, что данные, полученные традиционным и экспериментальным методами, сопоставимы по ключевым показателям.

Список сокращений и условных обозначений

БРП - бесконечный радиальный приток

ВСС - влияние ствола скважины

ГДИС - гидродинамические исследования скважины

ГТМ - геолого-технические мероприятия

ГРП - гидроразрыв пласта

ЗСНГБ - Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн ИП - испытатель пластов

КВД - кривая восстановления давления КПД - кривая падения давления КИД - кривая изменения давления ОПЗ - обработка призабойной зоны 11Н11 - повышение нефтеотдачи пласта ПЗП - призабойная зона пласта ППД - поддержание пластового давления УЗП - удаленная зона пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Метт, Дмитрий Александрович, Москва

1. Аметов И. М., Ализаде M. М. О построении модели пласта по результатам гидродинамических исследований // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1975. - № 8. - с. 45 - 48.

2. Аржанов Ф. Г., Вахитов Г. Г., Евченко В. С. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири // М. -Недра. 1979.-335 с.

3. Баренблатт Г. И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. // Известия АН СССР, ТН, 1954, № 9, с. 35 49.

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

5. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. // М.: Недра, 1972. 288 с. 131.

6. Басниев К. С., Кочина И. Н., Максимов В. М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. // М.: Недра, 1993. 416 с.

7. Беззубое A.B., Бухаленко Е.И. Компрессоры для добычи нефти // Справочник для рабочего. М: Недра, 1987. 137 с.

8. Бейтмен Г., Эрдейи А. Высшие трансцендентные функции. Функции Бесселя, функции параболического цилиндра, ортогональные многочлены. // М, Наука. 1971 г. - 296 с.

9. Белов В. В. Вопросы фильтрации жидкости в трещинных коллекторахк гидродинамически несовершенным скважинам. // Фонды ГНИ и СевКавНИПИнефти, диссертация на соискание уч. степени к.т.н. -Грозный. 1977. - 205 с.

10. Белов В. В., Волъпин С. Г., Исмагилов Р. Ф. Исследование поведения пластового давления после мгновенного подлива жидкости в скважину// Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами. // Труды ВНИИнефть, вып. 140. - М.: 2009. - 75 - 98.

11. Белов В. В., Исмагилов Р. Ф. Снижение давления после мгновенного подлива жидкости в непереливающую скважину// Нефть, газ и бизнес. 2009. - № 5. - с. 75 - 78.

12. Белова А. В. О восстановлении давления после остановки добывающей скважины в низкопроницаемом пласте// Нефть, газ и бизнес. 2009. -№ 3, - с. 62-63.

13. Белова А. В. Способ определения гидропроводности пласта при эксплуатации нефтедобывающей скважины: патент РФ № 2301886 от 17.08. 2006 // Опубл. 27. 06. 2007, бюл. изобр. № 18.

14. Белова А. В. Теоретические основы приближенных методов решения уравнения пьезопроводности: Учебное пособие. М.: Изд во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006, 99 с.

15. Белова А. В. Уравнения фильтрации жидкости к скважине в пласте со структурно механическими свойствами // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений//Труды ВНИИ-вып. 135.- М.: - 2006. - с. 160- 179.

16. Боганик В. Н., Медведев А. И., Пестрикова Н. А., Позднеев Ж. А. и др. Обработка кривой свабирования в системе «ГДИ эффект» // Каротажник, 2003, вып. 104, с. 67 -76.

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

18. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложненных условиях. // Диссертация доктора техн.наук.-М: ВНИИнефть им. А.П. Крылова, 1996.

19. Валовский В.М., Валовский КВ. Техника и технология свабирования скважин. // М: ВНИИОЭНГ, 2003. -396 с.

20. Валовский В.М., Валовский КВ., Авраменко А.Н., Фархутдинов Р.Г. Особенности свабирования скважин с высоковязкой продукцией. // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 11- с. 82 87.

21. Валовский В.М., Валовский КВ., Фархутдинов Р.Г. Технические средства свабирования скважин и их технологические возможности. // Нефть Татарстана. 1998. № 2. с. 37 -39.

22. Валовский В.М., Валовский К В. Особенности расчета производительности свабирования скважин с пакером. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - с 64 - 66.

23. Васильевский В. И., Умрихин И. Д. и др. Временное руководство по исследованию скважин "экспресс-методами".// М. ВНИИ, 1964.

24. Веригин Н. Н., Васильев С. В., Саркисян В. С., Шержуков Б. С. Гидродинамические и физико химические свойства горных пород // М., Недра, - 1977.-271 с.

25. Волъпин С. Г. Современные проблемы гидродинамических исследований скважин // Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА». М.: ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА», 2001. - с. 105 - 114 с.

26. Волъпин С. Г., Лавров В. В. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России (В порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. 2003- № 6. - с. 66 - 68. 33.

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

28. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А. и др. Исследование малодебитных скважин в России // Нефтяное обозрение. Весна, 1999 г. с. 4 - 10.

29. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. - с. 8 - 10.

30. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. и др. Анализ применения ГДИС технологий в информационном обеспечении проектирования разработки // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 10. - с. 61 - 65.

31. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Ефимова Н.П. и др. "TESTAR" пакет программ для обработки материалов гидродинамических исследований нефтегазовых пластов. // Нефтяное хозяйство - 2002, №5.-с. 58-60.

32. Джалалов Г. И., Ибрагимов Т. М., Абасов М. Т. Методика идентификации фильтрационных и емкостных параметров деформируемых пластов при нестационарной фильтрации флюидов // Баку. Элм. - 1989. - 48 с.

33. Днепровская Н. И., Кубагушев Н. Г. Исследование скважин методом прослеживания уровня // Исследования в области разработки нефтяных месторождений // Тематический сборник ВНИИнефть, вып. 3.- 1969. с. 91 - 103.

34. Желтое Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: ОАО «Издательство «Недра»», 1998. - 365 с.

35. Закиров С. Н. Индрупский И. М., Закиров Э. С., Аникеев Д. 77. Новый подход к исследованию скважин и пластов// Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 6.-с. 113-115.

36. Зверева Л. А., Ковалев А. Ф., Лиховол Г. Д., Шакиров Р. А. Методика обработки кривых гидродинамического поглощения // Каротажник,2008, вып. 1 (166), с. 125 137.

37. Зотов Г. А., Тверковкин С. М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. // М., Недра. 1970. - 192 с.

38. Ильясов А. М., Исякаев В. А., Лиховол Г. Д., Нагуманов М. М. О распределении давления в пласте при пуске скважины с самоустанавливающимся дебитом // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа. 1972. - № 5. - с. 183 - 186.

39. Имаев А.И., Баженов В.В., Горшенин С.И и др. Опыт применения эжекторных установок для испытания, освоения скважин и очистки призабойной зоны. // Сборник докладов ТатНИПИ-50, 2006.

40. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин. РД 39-3-593-81. М., ВНИИ, 1982. 180 е.;

41. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. // М.: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Институт компьютерных исследований, 2005. 780 с.

42. Каменецкий Федоров С. Г., Сагитов А. У. Экспресс - метод исследования пьезометрических непереливающих скважин // Нефтепромысловое дело. - 1963. - № 8. - с. 8 - 11.

43. Каменецкий С. Г. Две задачи теории фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде // Разработка нефтяных месторождений и подземная гидродинамика // Труды ВНИИ- вып. XIX. М.: Гостоптехиздат - 1959.-е. 134- 145.

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

45. Каменецкий С. Г.,Сагитов А. У. Экспресс метод исследования пьезометрических непереливающих скважин. // Нефтепромысловоедело. 1963. -№ 8.-с. 8- 11.

46. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. // М, Наука. 1974 г. - 576 с.

47. Каптелинин Н. Д. Исследование малопродуктивных и нефонтанирующих скважин по прослеживанию уровня. // Труды Гипротюменнефтегаз, Тюмень, 1970, вып. 17

48. Каптелинин Н. Д. Метод обработки данных исследований скважин при создании скачка забойной депрессии // Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 3.-Тюмень. 1975.-с. 192-201.

49. Карнаухов М. Л., Сидоров А. Г., Пьянкова Е. М. Методики интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин в ОАО «Тюменская нефтяная компания» // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6. - с. 52 - 54.

50. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. Под ред. С.Г. Скрыпника М: ВНИИОЭНГ, 1994. т. 2. 216с.

51. Климентов 77. П., Кононов В. М. Динамика подземных вод. // М.: «Высшая школа». 1973 . - 440 с.

52. Ковалев А. Ф., Шакиров Р. А., Лиховол Г. Д. Анализ кривых давления, полученных в процессе вторичного вскрытия пласта перфорацией // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - с. 76 - 77.

53. Ковалев А. Ф., Шакиров Р. А., Ульянов Н. Е. Комплексная технология перфорации с обраб+откой призабойной зоны и гидпрдинамическим сопровождением // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 3. - с. 40 - 43.

54. Композит-каталог нефтегазового оборудования и услуг. Российский том. М: Топливо и энергетика. 2000. 712 с

55. Конопля Д. В. Возможность планирования работ по выводу скважины на режим // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 7. - с. 114-116.

56. Корн Г. А., Корн Т. М. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Определения, теоремы, формулы. // М.: Наука, 1970. 720 с.

57. Котяхов Ф. И., Муравьев И. М. Анализ гидродинамического исследования скважин методом прослеживания уровня. // Академия нефтяной промышленности. Геология, разведка, добыча и переработка нефти и газа. Вып. III. Гостоптехиздат. 1956. - с. 148 - 162.

58. Кузнецов Ю.А., Шлеин Г.А., Ягафаров А.К. Устройство для вызова притока пластового флюида. //Патент РФ № 2015317 РФ МПК5 Е 21 В 49/00. //№ 5019053/03; Заявлено 27.12.1991; Опубл. 30.06.1994.

59. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. // "Недра", М., 1974, 200 с.

60. Кульпин Л.Г., Нуретдинов Я.К, Шановский Я.В. и др. Определение фильтрационных параметров пласта с помощью устройства УЭГИС. // НТВ «Каротажник» 2003, № 109. - с. 257-259.

61. Лиховол Г. Д. К вопросу гидродинамических исследований при компрессировании// Каротажник, 2004, вып. 10 11, с. 216 - 224.

62. Лиховол Г. Д. Определение коэффициентов продуктивности методом идентификации // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 2. - с. 42 - 46.

63. Лиховол Г. Д., Шевелев 77. В., Саулей В. И. Временное руководство поЛисследованию малодебитных (до 40 м /сут) фонтанных скважин и скважин, возбуждаемых компрессором // Управление

64. ЗапСибнефтегеофизика, Зап. Сиб. Опытно - метод, экспедиция, опытно - метод, партия № 4. - Нижневартовск.- 1982. - 44.

65. Лиховол Г. Д. Ковалев А. Ф. Гидродинамика неоднородных пластов при вызове притока компрессированием // Каротажник, 2009, вып. 6 (183), с. 51-64.

66. Лыков А. В. Теория теплопроводности. // М.: Высшая школа, 1967.600 с.

67. Маричев Ф.Н., Богачев А.Б. и др. Сравнительная оценка методов определения коэффициента продуктивности // Нефтяное хозяйство. -1990.-№7.-39-42.

68. Медведский Р. И. Динамика изменения уровня в непереливающей скважине //Оптимизационные решения в практике разведочных работ. Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 204. Тюмень. - 1986. - с. 80 - 87.

69. Медведский Р. И., Бердников Ю. А. Об одном методе оценки гидродинамических параметров пласта // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 1. Тюмень. - 1975. - с. 47 - 51.

70. Мелик Пашаев В. С., Степанов А. И., Умрихин И. Д., Федорцев В. К и др. Методическое руководство по промышленной разведке нефтяных месторождений Западной Сибири // М.: ВНИИнефть. -1972.- 174 с.

71. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД 39-100-91. М., ВНИИ, 1991. 540 с

72. Мингазеев П. В., Панков М. В., Кулагина Т. Е., Камартдинов М. Р., Деева Т. А. Гидродинамические исследования скважин // Томск: издательство ТПУ. 2004. - 340 с.

73. Мищенко И. Т. Скажинная добыча нефти. // Учебное пособие для вузов М.: ФГУП изд-во "Нефть и газ", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

74. Мустаев Я. А., Бикбаев И. М., Филончев А. И. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям скважин рифогенных месторождений на поздней стадии разработки // Уфа.: БашНИПИнефть. 1971. - 43 с.

75. Нефёдов Н. В., Калмыков А. В., Егоров А. Г., Мазо А. Б. Об аномальных кривых восстановления забойного давления в сложнопостроенных залежах высоковязких нефтей на примере месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. -2009.-№3.-с. 37-39.

76. Николаевский В. Н., Басниев К. С., Горбунов А. Т., Зотов Г. А. Механика насыщенных пористых сред // М.: Недра, 1970. 339 с.

77. Орлов Д.Г. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластовых флюидов: автореферат дис. канд. техн. таук: 25.00.15 // Дмитрий Геннадьевич Орлов; ТюмГНГУ; ООО "СибНИИНП". Тюмень, 2005. - 25 с.

78. Пакет программ «ТЕСТАР», версия 1.03. Руководство пользователя. ЗАО Центр гидродинамических исследований «ИНФОРМПЛАСТ». М., 2007.-с. 33.

79. Пономарев А.К Устройство для фиксации и отсоединения скважинных приборов. // Патент РФ № 2227200 РФ МПК7 Е 21 В 23/02. / № 2001134227/032001134227/03; Заявл. 20.12.2001; Опубл. 20.04.2004.

80. Синдаловский Л. Н. Справочник аналитических решений для интерпретации опытно фильтрационных опробований. // СПб.: Изд -во С. - Петерб. У - та. - 2006. - 769 с.

81. Технология вызова притока свабированием при освоении скважин. РД 39-0147585-140-96. Бугульма: РНТЦ ВНИИнефть, 1996. 47 с.

82. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. // М.: Наука, 1972.-736 с.

83. Токарев А. П., Пьянкова Е. М. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 3. - с. 56 - 58.

84. Хоминец З.Д. Перспективы применения эжекторныхмногофункциональных пластоиспытателей геофизическими организациями // НТВ «Каротажник» 2004, №120. - с. 99-113.

85. Хоминец З.Д. Скважинная струйная установка // Патент РФ № 2188970 РФ МПК7 F 04 F 5/54.// № 2001108895/06; Заявл. 05.04.2001; Опубл. 10.09.2002.

86. Хоминец З.Д. Эжекторные многофункциональные пластоиспытатели ЭМПИ-УГИС: результаты, перспективы и области их применения -2007, №7.-с. 119-123.

87. Хоминец З.Д, Стенин В.П. Скважинная струйная установка для освоения скважин. //Патент РФ № 2170857 РФ МПК7 F 04 F 5/54. / № 2000117928/06; Заявл. 10.07.2000; Опубл. 20.07.2001.

88. Хоминец З.Д., Стенин В.П. Способ работы скважинной струйной установки при испытании скважин . // Патент РФ № 2197648 РФ МПК7 F 04 F 5/45, F 21 В 47/00. /№ 2001133328/06; Заявл. 13.12.2001; Опубл. 27.01.2003.

89. Хоминец З.Д., Шановский Я.В., Лисовский B.C. Скважинная струйная насосная установка. //Патент РФ № 2106540 РФ МПК6 F 04 F 5/02. / № 97103887/06; Заявл. 14.03.1997; Опубл. 10.03.1998.

90. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. // М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.

91. Шановский Я.В. Опыт применения и оптимальный парк эжекторных устройств для освоения геофизических и гидродинамических исследований скважин // НТВ «Каротажник» 2008, № 9. - с. 3-9.

92. Шановский Я.В., Нигматулин Р.К., Магдеев Ш.Ф. и др. Опыт исследования Усинского месторождения тяжелой нефти эжекторными устройствами УЭГИС. // НТВ «Каротажник» 2006, № 14. - с. 11-17.

93. МХ.Шержуков Б. С., Гамаюнов Н. Н. Методика расчета гидрогеологических параметров водоносных пластов при опробовании их опытной скважиной. // Известия ВУЗов, Геология иразведка. 1964. № 5. с. 105 - 111.

94. Шешуков А. И., Федоров В. Н., Мешков В. М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - с. 64 - 67. МЪ.Щелкачев В. Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. // Гостоптехиздат, 1948.

95. Щербаков Г. В., Балакиров Ю. А. Метод определения параметров пласта по результатам исследований насосных скважин. // Азерб. нефт. хозяйство, 1964, N 5.

96. Щербаков Г. В., Требин Ф. А. К анализу методов гидродинамических исследований скважин. // Нефтяное хозяйство, 1957, N 3.

97. Ягафаров А. К, Кузнецов И. А., Кудрявцев И. А., Музипов X. Н. и др. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающихся нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - с. 58 - 60.

98. Ml.Ягафаров А. К, Нагарев О. В., Ерка Б. А., Кудрявцев И. А. и др. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающихся скважин // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-е. 55-57.

99. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. -М.: Наука, 1996. 176 с.

100. Ayoub J. A., Bourdet D. P., Chauvel Y. L. Impulse Testing. // Paper SPE 15911, SPE Formation Evaluation, September, 1988, p. 534 545.

101. Bouwer, Herman. The Bouwer and Rice slug test-an update. // Ground Water. 1989, vol. 27, № 3, pp. 304 309.

102. Bredehoeft J.D., Papadopulos I. S. A method for determining the hydraulic propreties of tight formations. // Water Resources Research. 1980, vol. 16, № l.p. 233-238.

103. Bredehoeft, John D., Hilton H. Cooper, Jr., and Istavros S. Papadopulos. Inertial and storage effects in well-aquifer systems: an analog investigation. // Water Resources Research. 1966, vol. 2, № 4.

104. Brown D. L., Narasimhan T. N. An evaluation of the Bouwer and Rice method of slug test analysis. // Water Resources Research. 1995, vol. 31, № 5, pp. 1239 1246.

105. Carslaw H. S. and Jeager J. C. Conduction of Heat in Solids. // Oxford, 1959. // Kapcjioy Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. // М.: Наука. 1964.-487 с.

106. Crump J. G., Hite R. H. A New Method for Estimating Average Reservoir Pressure: The Muskat Plot Revisited. // Paper SPE 102730, SPE Reservoir Evaluation & Engineering. April, 2008. p. 298 - 306.

107. DeBisschop K. Spreadheet Evaluation of Slug Tests. 2000. 25 p.

108. Ehlig — Economides С. A., Hegeman P., Clark G. Three key elementsnecessary for successful testing // Oil & Gas Journal. 1994. - July, 25. -pp. 84-93.

109. Ehlig Economides C. A., Hegeman P., VikS. Guidelines simplify well test interpretation // Oil & Gas Journal. - 1994. - July, 18. - pp. 33 - 40.

110. Ferris J. G., Knowles D. B. The slug test for estimating transmissibility. U. S. Geological Surv. // Ground Water Note. 1954. № 26. p. 1 7.

111. Hantush M. S. Aquifer Tests on Partially Penetrating Wells. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY5, September, pt. 1, pp. 171 195.

112. Hantush M. S. Drawdown Around a Partially Penetrating Well. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY4, July, pt. l,pp. 83-96.

113. Hantush M. S. Hydraulics of Wells. Advances in Hydrosciences. Academic. Press Inc. New York, 1964, v. 1, hh. 280 432.

114. Hantush M. S. Aquifer Tests on Partially Penetrating Wells. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY5, September, pt. 1, pp. 171 195.

115. Hvorslev, M. Juul. Time lag and soil permeability in ground-water observations. // U.S. Army Corps of Engineers, Waterways Experiment Station. 1951, Bulletin № 36.

116. Muskat M. Use of Data on the Build up of Bottom - hole Pressures // Pressure Analysis Methods. - 1967. - AIMMPE. - pp. 5 - 9.

117. Neuzil C. E. On conducting the modified «slug» test in tight formations. // Water Resources Research. 1982, vol. 18, № 2. p. 439 441.

118. Papadopulos, Stavros S., JohnD. Bredehoeft, and Hilton H. Cooper, Jr. On the analysis of'slug test' data. // Water Resources Research. 1973, vol. 9, №4.

119. Picking L. W. Analyzing the recovery of a finite-diameter well after purging at an unknown rate A substitute for slug-testing. // Ground Water. 1994. Vol. 32. № 1. p. 91 - 95.

120. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical Inversion of Laplace Transform. Communication of ACM. 13(1). - 1970, January, - p. 47.

121. Jielding G., Freeman B., Needham D. Quamtitative Fault Seal Prediction. AAPG Bulletin, v.81, 1997, pp. 897-917.

122. S. Oliver: "Incorporation of Transient Pressure Data Into Reservoir Characterization", In Situ (1994), Vol.18, 243 275.

123. Dynamic Flow Analysis v4.02 - KAPPA 1988-2007