Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам"

На правах рукописи УДК 622.276.031:532 5

Фокеева Лия Хайда ровна

ИЗУЧЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К МНОГОСТВОЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ

Специальность 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Альметьевск - 2006

Работа выполнена в Альметьевском Государственном нефтяном институте

(АГНИ)

Научный руководитель: Доктор технических наук

Официальные оппоненты: Доктор технических наук, с.н.с. Кандидат технических наук

Иктисанов Валерий Асхатович

Фазлыев Рабис Тимерханович Хайретдинов Рафаил Шакирович

Ведущая организация: институт «СургутНИПИнефть»

Защита диссертации состоится 5 октября 2006 г. в 15 час. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть» по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. Джалиля, д.32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке института ТатНИПИнефть;

Автореферат разослан: 28 августа 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., с.н.с. 1[)л С Сахабутдинов Р.З.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность и постановка задачи. Современный этап разработки нефтяных месторождений Российской Федерации характеризуется постоянным выбором наиболее эффективных технологических мероприятий для стабилизации и наращивания добычи нефти. С этой целью разработан и апробирован целый арсенал технологий строительства скважин, применение которых позволяет добиться повышения дебита скважин, нефтеотдачи пласта с низкими коллекторскими свойствами и пластовым давлением, рентабельности эксплуатации малопродуктивных залежей углеводородов, сократить затраты на эксплуатацию шельфовых месторождений. Основными технологиями, находящимися в центре внимания российских и зарубежных нефтяников, являются: бурение одно- и многоствольных горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов из существующих скважин, вскрытие продуктивного пласта на депрессии, радиальное вскрытие.

Первые многоствольные горизонтальные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако бурение этих скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время. Ведущие зарубежные сервисные компании располагают сегодня необходимыми технологиями и оборудованием для многозабойного бурения, что создает предпосылки для его широкого распространения. Технология строительства многоствольных скважин, основанная на отечественном опыте, получает широкое распространение и в ряде российских нефтяных компаний.

Бурение многоствольных горизонтальных скважин считается перспективным направлением. Пробурив несколько стволов, можно значительно сократить затраты, увеличить дебит и объем дополнительно извлекаемых запасов. Алиев З.С., Сомов Б.Е. и Чекушин В.Ф. считают, что для низкопродуктивных маломощных и с большой площадью залежей использование многоствольных скважин может быть практически

единственным вариантом их освоения.

Сегодня на повестке дня стоят вопросы выбора наиболее эффективной и экономичной архитектуры дренажа с учетом уникальных характеристик каждого коллектора и рациональной эксплуатации этих скважин. Для детального изучения данных вопросов необходимо выполнять гидродинамическое моделирование.

Применение для этой цели существующих программных комплексов Eclipse, VIP, Tempest и др. является достаточно громоздким. При этом точность расчетов в значительной степени зависит от достоверности исходной информации и используемых размеров ячеек. В связи с этим существует потребность в разработке более простых алгоритмов без дробления фрагмента залежи на ячейки.

Способы интерпретации результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах для многоствольных горизонтальных скважин в настоящее время отстутствуют.

Целью диссертационной работы является изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

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

1. Разработка упрощенной методики описания притока жидкости к многоствольным скважинам.

2. Изучение особенностей фильтрации к многоствольным скважинам.

3. Создание методов определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся режимах.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

Методика исследований. Поставленные задачи решались на базе обобщения теоретических изысканий, результатов гидродинамических

исследований скважин и пластов. Для гидродинамического моделирования использованы численные методы решений уравнений.

Научная новизна. Предложено решение задачи описания установившегося и неустановившегося притока жидкости к многоствольной горизонтальной скважине.

На основании гидродинамического моделирования показано, что для многоствольных скважин приток на единицу длины выше на концах стволов по сравнению с центральной областью стволов.

Отмечается, что бурение многоствольных скважин приводит к снижению продуктивности на единицу длины ствола по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами. Снижение происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах и плавной разводке стволов. Основные защищаемые положения:

1. Математическая модель и ее численное решение для установившейся линейной фильтрации жидкости к многоствольной скважине в однородном пласте.

2. Математическая модель неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольной скважине без учета послепритока жидкости.

3. Разработанные рекомендации по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

4. Геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов с учетом особенностей коллектора.

Практическая значимость работы. Научные результаты, полученные в ходе теоретических и экспериментальных исследований, позволили выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Научно обоснованы и апробированы методы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований

многоствольных скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Программное обеспечение, созданное на основе математических моделей фильтрации жидкости к многоствольной скважине, используется для интерпретации результатов гидродинамических исследований в институте ТатНИ ПИ нефть.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения», г. Казань, 2005; научной сессии АГНИ по итогам 2005 года, г. Альметьевск, 2006; юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть, г. Бугульма, 2006; 5-й научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и .» диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», г. Томск, 2006 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 6 публикациях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 109 наименований, 3 приложений на 4 страницах и содержит 109 страниц машинописного текста, 53 рисунка и 7 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. Иктисанову В.А., сотрудникам лаборатории гидродинамических исследований ТатНИПИнефть за помощь в обработке результатов исследований, а также ведущему научному сотруднику ТатНИПИнефть к.т.н. Хакимзянову И.Н, зав. лабораторией НГДУ «Альметьевнефть» к.ф.-м. н. Мирсаитову Р.Г., начальнику геологического отдела НГДУ «Елховнефть» к.т.н. Муртазиной Т.М. за ряд ценных замечаний и советов.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Для решения задачи описания фильтрации жидкости к многоствольным скважинам в главе 1 рассмотрены особенности установившейся фильтрации жидкости к одноствольным горизонтальным скважинам.

Определение дебита или коэффициента продуктивности горизонтальной скважины /ГС/ сводится к решению трехмерного уравнения Лапласа для давления с соответствующими краевыми условиями и не имеет простого аналитического решения. В связи с этим, для получения простой расчетной формулы дебита обычно используется следующий приближенный прием. Исходная пространственная задача приводится к решению двух плоских задач. В вертикальной плоскости - к притоку жидкости к точечному стоку в полосе с непроницаемыми кровлей и подошвой (рисунок 1а). В горизонтальной плоскости - к течению жидкости к стоку, представляющему собой искривленные вертикальные трещины, проходящие через всю толщину пласта (рисунок 16). Суммарная производительность ГС рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений этих двух плоских задач. Данный подход характерен для работ Полубариновой - Кочиной П.Я., Табакова В.П., Меркулова В.П. Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Giger F.M., Joshi S.D., Economides M.J., Ehlig- C.A., Babu D.K., Odeh A.S и др.

Существующие формулы для определения дебита или коэффициента продуктивности ГС, в основу которых положен отмеченный выше подход, в основном отличаются решениями для установившегося течения жидкости к точечному и линейному стокам.

Численные решения Suprunowicz R. - Butler R.M. и экспериментальные исследования на электролитической модели Щурова В.И. - Меркулова В.П. свидетельствуют, что эффект сходимости линий тока к радиусу скважины в вертикальной плоскости достаточно мал. В связи этим, уравнения, описывающие течение к тонкой пластине при моделировании в горизонтальной

плоскости, с достаточной точностью можно применить к описанию ГС в пласте малой толщины.

Рисунок 1 - Линии равного потенциала для основных плоских типов потока к ГС: а) в вертикальной плоскости к точечному стоку в полосе с непроницаемыми кровлей и подошвой; б) в горизонтальной плоскости к

линейному стоку

Теоретическая зависимость, полученная Suprunowicz R. - Butler R.M. на основе введения функции тока, свидетельствует, что поток жидкости к ГС имеет наибольшие значения на концах ствола и минимальные в середине.

По теоретическим формулам отношение продуктивности ГС к продуктивности вертикальных скважин /ВС/ может достигать 3-10 и более. Фактическое отношение коэффициентов продуктивности гораздо меньше. Возможными причинами различия между теоретическим и фактическим коэффициентами продуктивности ГС по Kuchuk F.J. являются: значительная неоднородность пластов по простиранию и наслоению, извилистость горизонтального ствола скважины, наличие водной фазы в стволе и в призабойной зоне даже при добыче необводненной продукции.

Рассмотрены вопросы снятия профиля притока в работающей ГС. Один из известных способов предложен Корженевским А.Г. и связан со спуском

глубинных приборов по межтрубному пространству на утолщенном геофизическом кабеле. Способ применим в основном для небольших длин горизонтального ствола и невысокой извилистости скважины. Способ Юсупова Р.И. и соавторов заключается в спуске на НКТ двух пакеров, при помощи которых последовательно отсекаются участки ствола с последующей откачкой из них жидкости. Это позволяет проводить исследования ГС практически любой длины и извилистости. Совершенно иное направление развито в институте «СургутНИПИнефть» под руководством Федорова В.Н. -многодатчиковая технология и методика определения интервалов притока пластовых жидкостей на основе термогидродинамических исследований скважин автономными приборами с использованием новых диагностических признаков на основе термодинамических эффектов.

Глава 2 посвящена разработке упрощенной методики описания притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

Многоствольные горизонтальные скважины изучены в гораздо меньшей степени, чем одноствольные. Число публикаций, посвященных данной теме, весьма незначительно. Данными вопросами занимались Алиев З.С., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Бороздняк О.И., Григулецкий В.Г., Никитин Б.А., Панфилов М.Б., Пилатовский В.П., Сомов Б.Е., Табаков В.П., Черных В.В. и др.

Одной из наиболее известных зависимостей, описывающей приток к многоствольной горизонтальной одноярусной скважине, является уравнение Борисова Ю.П., Пилатовского В.П., Табакова В.П.:

где 2 - дебит по жидкости, £ - гидропроводность, Л* - радиус контура питания скважины, п — число стволов, а- угол наклона ствола от вертикали, / - длина отдельного ствола, функция х(п) учитывает интерференцию стволов и задается таблицей.

2леар

(1)

При п=2 и о=90° формула (1) преобразуется в формулу Борисова Ю.П. для одноствольной ГС. Авторами уравнения рассматривались только прямые стволы одинаковой длины, расположенные на равном удалении друг от друга. В общем случае стволы многоствольной скважины могут быть различной длины и конфигурации.

В итоге, к настоящему моменту времени разработаны методы оценки продуктивности одно- и многоствольных горизонтальных скважин для однородного пласта с простейшей геометрической формой расположения стволов, для стволов с одинаковыми длинами и одинаковыми забойными давлениями. В действительности рассмотренные условия являются значительным упрощением. В связи с этим Алиев З.С. и соавторы предлагают производить расчеты не приближенными методами, а путем создания геолого-математической модели фрагмента залежи. Однако в этом случае, как отмечалось ранее, точность расчетов будет в значительной степени зависеть от достоверности исходной информации и размеров ячеек, используемых при гидродинамическом моделировании. Кроме того, использование известных программных комплексов является достаточно трудоемким процессом. Поэтому далее предпринята попытка получения упрощенного решения для многоствольных горизонтальных скважин без дробления фрагмента залежи на ячейки.

Непосредственное решение трехмерной задачи с соответствующими краевыми условиями является достаточно сложным. В связи с этим для описания притока к многоствольной горизонтальной скважине использовался прием, применяемый для одноствольной ГС. Для моделирования траектории ствола в горизонтальной плоскости использовался набор вертикальных скважин (узлов), достаточно близко расположенных друг к другу (рисунок 2).

Для учета их взаимовлияния применялось уравнение, справедливое для однородного пласта и кругового контура питания:

р„ - р=арл =— * ' 2 т^Г' Л,

где г — расстояние между узлами, Я* - давление на контуре питания.

Уравнение (2) описывает падение давления ДР,, в узле за счет работы других узлов. Дебиты узлов определяются по уравнению:

а-г^Н^-д^-л,). о)

где рпл - пластовое давление; Р, - забойное давление; - радиус скважины.

I стиол з ствол

Ю "^100

№8249гр

№19970гр

№4642гр

Ж>37772ф

№6159 гр №13086гр

Рисунок 2- Моделирование в горизонтальной плоскости траектории многоствольных горизонтальных скважин набором узлов

Взаимозависимость режимов работы узлов приводит к необходимости использования итерационных методов, т. е. численного решения системы уравнений:

При решении прямой гидродинамической задачи задаются: гидропроводность, забойное, пластовое давления и начальные приближения дебитов. Рассчитываются падения давления и дебиты < узлов. Суммарный дебит по узлам составляет дебит многоствольной скважины при моделировании в горизонтальной плоскости 0Г„. Система уравнений (4) позволяет учесть потери давления по стволу скважины в продуктивной части, однако для дебитов и вязкости нефти месторождений ОАО «Татнефть» потери на трение по длине ствола составляют менее тысячных долей МПа.

Для описания фильтрации в вертикальной плоскости наиболее точным является применение уравнения Борисова Ю.П., полученного при использовании метода суперпозиций путем введения бесконечного количества фиктивных скважин, отраженных относительно кровли и подошвы (рисунок

где £>„,, - дебит при моделировании в вертикальной плоскости.

Для расчета дебита многоствольной скважины производится суммирование фильтрационных сопротивлений:

(4)

1а):

(5)

Рт - Рг _ Р , - Р, Р„ - я, öx ~ ß. + О.

После этого рассчитываются продуктивность скважины qz/{pn, — р,) и ее

дебит Qz.

Первоначально отработка алгоритма проведена для ГС. Численное .моделирование показало, что приток на концах ствола больше по сравнению с центральными узлами, что согласуется с работами Полубариновой-Кочиной П.Я. и Suprunowicz R. - Butler R.M. Объяснение данной тенденции в рамках рассматриваемой модели заключается в том, что узлы, отстоящие от концов ствола, испытывают наибольшее влияние интерференции. Сопоставление полученного профиля притока с уравнением Suprunowicz R. - Butler R.M. свидетельствует о высокой степени совпадения значений (рисунок 3).

4

о х

6 о

О

50

100

150

200

— — по предлагаемому алгоритму по уравнению Батлера

Длина ствола, м

'средний приток

Рисунок 3 — Отношение дебита узла к среднему притоку вдоль длины горизонтального ствола по предлагаемому алгоритму и уравнению Suprunowicz R. - Butler R.M.

Рисунок 4 - Расчетный приток жидкости к узлам четырехствольной скважины №8249гр

Аналогичная ситуация получена и для многоствольных скважин (рисунок 4). На концах стволов наблюдается наибольшее значение притока жидкости.

Эффективная длина ствола горизонтального участка, вскрывающая коллектор, как правило, меньше общей длины. В рамках предлагаемой модели возможен учет малопроницаемых участков коллектора.

Для расчета распределения давления область питания разбивалась на ячейки. Для определения давления в каждой ячейке Р производилось суммирование падений давления, обусловленных влиянием работы узлов (скважин) по уравнению:

При попадании в узлы давление принималось, равным забойному.

Решая обратную гидродинамическую задачу, по результатам установившихся исследований определены фильтрационные параметры пласта ряда многоствольных скважин, построены профили притоки и карты изобар (рисунок 5).

(7)

X, м

координаты ствола - дебет узлов средний дебит по длине ствола

а)

В 60-62 ■ 62-64 64-66 66-68 ■ 68-70 В 70-72 М 72-74 74-76 М 76-78

б)

Рисунок 5 - Расположение стволов, профиль притока по координате X (а) и изобары (б) для скважины №19970гр НГДУ «Азнакаевскнефть», залежь №3

Для четырехствольной скважины №8249гр расчет гидропроводности и проницаемости дополнительно произведен с учетом эффективных участков ствола, определенных Тюриным В.В. Учет неоднородности коллектора привел к увеличению гидропроводности в 3,9 раза, проницаемости в 23 раза.

В главе 3 рассмотрены вопросы неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

К настоящему времени отсутствуют публикации по интерпретации результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах фильтрации для многоствольных горизонтальных скважин. Замена многоствольной скважины одноствольной горизонтальной возможна только при близком расположении стволов к основному стволу. Поэтому целью данной главы являлась разработка методики обработки криврй восстановления давления /КВД/ для многоствольных скважин.

Для решения поставленной задачи использовался известный подход к определению расстояния до границ пласта, основанный на применении методов суперпозиций и введения фиктивных источников и стоков. В данном случае также применялся метод суперпозиций, а вместо введения фиктивных скважин, характеризующих влияние границ пласта, учитывалось влияние узлов многоствольной скважины. В этом случае при отсутствии влияния послепритока скважины, когда возможно применение основной формулы упругого режима, восстановление давления в г узле описывается следующей формулой:

приу=/ г0=г„ (8)

аке г1

Численные расчеты показали, что для каждого узла восстановление давления в ГС происходит одинаково. Для многоствольных горизонтальных скважин наблюдается различное восстановление давления в каждом узле. Однако тангенс угла наклона КВД, построенной в полулогарифмических координатах, всегда одинаков. Поэтому при помощи предлагаемого подхода

возможно определение гидропроводности пласта для многоствольных горизонтальных скважин (рисунок 6).

Замечено, что значения гидропроводности, определенные по КВД в 2-3 раза больше значений, рассчитанных по результатам исследований на установившихся режимах. Возможно, что данное отличие связано с отсутствием учета продолжающегося притока жидкости в скважину.

с

<и Б Я

1000

Время, ч

Рисунок 6 - КВД скважины №8249гр

Глава 4 посвящена разработке рекомендаций по выбору оптимальной траектории стволов.

С этой целью выполнено моделирование для различных траекторий стволов. Изучалось влияние искривления ствола в горизонтальной плоскости, а также влияние ответвлений и разделения на несколько стволов. Данные по отношению продуктивности многоствольной скважины к продуктивности прямого ствола ГС этой же длины свидетельствуют о следующих закономерностях (рисунок 7).

а) б)

д) е)

Рисунок 7 - Изобары для различных траекторий стволов суммарной одинаковой длины

Искривление ствола в виде четверти окружности снижает продуктивность всего лишь на 1%, в виде полуокружности - на 4% (рисунок 76). Круговой ствол имеет гораздо большее снижение - 15%. Наличие ответвлений уменьшает продуктивность скважины. Так, для скважины с тремя разнесенными стволами на одинаковое расстояние друс от друга снижение продуктивности составляет 6% (рисунок 7в), для скважины с четырьмя стволами - 12% (рисунок 7г). Чем больше пересечений стволов, тем меньше значение получаемой продуктивности (рисунок 7д). Фрактальная структура при заданной длине ствола резко снижает продуктивность.

Увеличение продуктивности возможно только при разбиении на несколько отстоящих друг от друга стволов (рисунок 7е). Данная картина соответствует зарезке нескольких боковых горизонтальных стволов. Однако для разнесения стволов также требуется дополнительное бурение. Выигрыш продуктивности будет компенсироваться увеличением общей длины скважины. Например, с учетом разнесения стволов для траектории стволов, представленных на рисунке 7е, будет происходить снижение продуктивности на 43%. Наличие разделенных в продуктивном пласте стволов дает лишь возможность улучшить изоляцию обводнившихся участков пласта по сравнению с многоствольной скважиной, разнесение стволов которой выполнено в продуктивном пласте.

Далее выполнено моделирование на примере реальных многоствольных скважин. Для этого проведен расчет дебита скважины от длины ствола в однородном бесконечном пласте (рисунок 8). Для моделирования использовались параметры: гидропроводность пласта, забойное и пластовое давления, определенные по результатам гидродинамических исследований. Отмечается, что по мере бурения второго и последующих стволов вначале наблюдается стабилизация дебита. Это обусловлено интерференцией узлов скважины, расположенных близко друг к другу. По мере роста длины этих стволов и удаления их от предыдущих стволов дебит начинает увеличиваться. Отсюда следует важный вывод - бурение дополнительных стволов малой длины не приводит к росту продуктивных характеристик скважины.

Сравнение продолжения линии тренда для первого ствола с дебитом многоствольной скважины свидетельствует, что бурение вторых стволов в отличие от одноствольной скважины той же длины, снижает продуктивные характеристики двухствольных скважин на 12-17%. Бурение трех- и четырехствольных скважин №№ 6159гр, 2927гр, 8249гр вместо одноствольной ГС той же длины уменьшает продуктивность на 24-34%.

Более значительное снижение продуктивных характеристик по сравнению с результатами моделирования, представленными на рисунке 8, обусловлено плавным разводом стволов друг от друга.

В целом отмечаются следующие закономерности:

- бурение многоствольной скважины изначально приводит к снижению продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольной горизонтальной скважиной,

- наиболее эффективными являются скважины с малым числом стволов с наибольшей длиной и разводкой стволов друг от друга.

Длина стволов, м

Рисунок 8 - Расчетное изменение дебита скважины №6159гр по мере бурения ее стволов

Отметим, что расчеты проведены без учета эффективной или работающей длины стволов скважины и для однородного бесконечного пласта. В действительности, бурение стволов в различных направлениях увеличивает вероятность пересечения трещин пласта. Кроме того, в отличие от бесконечного пласта, когда влиянием соседних скважин можно пренебречь, для

реальной скважины вместо линейного увеличения дебита наблюдается постепенное снижение темпов роста дебита. Учет влияния данных факторов является темой отдельной работы.

Другими условиями применения многоствольных скважин могут быть: значительное удорожание строительства горизонтальной скважины большой длины, а также потребность в достижении высоких продуктивностей скважины при разработке низкопроницаемых коллекторов, шельфовых месторождений и при добыче высоковязких нефтей и битумов. Окончательное решение о выборе траектории многоствольных скважин должно приниматься после гидродинамического моделирования и экономического обоснования.

Бурение многоствольных скважин может быть эффективным при совместной или раздельной эксплуатации нескольких пластов или горизонтов. В этом случае каждый горизонт или пласт разрабатывается отдельным горизонтальным стволом. Снижение продуктивности за счет взаимовлияния стволов отсутствует. Многоствольная скважина принципиально позволяет регулировать выработку запасов из различных горизонтов за счет подбора длины стола в каждом горизонте.

Одной из важных задач является определение оптимальной траектории и длин стволов с учетом геолого-физических характеристик коллектора. Увеличение числа и длин стволов приводит к росту продуктивности и дебита скважины. С другой стороны, стоимость скважины также увеличивается с ростом длины стволов. Поэтому существует оптимальная конфигурация многоствольной горизонтальной скважины.

Решение данной задачи является геолого-экономическим и должно рассчитываться для каждого объекта разработки и скважины отдельно. Предлагаемый подход к решению этой задачи заключается в получении зависимостей дебита скважины и стоимости строительства для различных вариантов траекторий и длин стволов (рисунок 9). При этом необходимо учитывать те требования к проектированию стволов, которые были

рассмотрены ранее. Далее рассчитывается чистый дисконтированный поток наличности ЫРУ и определяется его максимум. Выбирается та система дренажа и длина стволов, которая приводит к максимальному дисконтированному потоку КРУ. Данная задача должна решаться для каждой скважины отдельно с учетом геолого-физических характеристик коллектора. В качестве примера на рисунке 9 приведены результаты расчетов для модельных многоствольных скважин с различным количеством стволов одинаковой длины, разнесенных от основного ствола по окружности на равном расстоянии друг от друга.

12

ю 9

36

27

18

ю Ё

и

О 5 10 15

Число стволов по 100 м

Рисунок 9 - Зависимости дебита, стоимости строительства и накопленного дисконтированного потока наличности КРУ от числа стволов модельных

скважин

Предлагаемый подход позволяет также оценить экономическую эффективность уже пробуренных скважин. На рисунке 10 представлены результаты расчетов по скважине №6159гр. Отмечается, что после бурения третьего ствола ЫРУ имеет тенденцию к росту, а индекс доходности не увеличивается. Меньшая длина третьего ствола могла привести к ухудшению экономических показателей.

0,0

0 100 200 300 400 500 600 700

Длина стволов, м

Рисунок 10- Результаты моделирования и ИД от пробуренной в пласте длины стволов для скважины №6159гр

Аналогичные расчеты ЫРУ и ИД и анализ эффективности проведены для других многоствольных горизонтальных скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для установившейся и неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

2. Предложены, обоснованы и апробированы способы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований многоствольных скважин.

3. Установлены следующие закономерности:

- для многоствольных горизонтальных скважин приток на концах стволов выше по сравнению с центральной областью стволов;

- при моделировании многоствольной горизонтальной скважины набором узлов тангенс угла наклона КВД в полулогарифмических координатах для каждого узла имеет одинаковое значение при отсутствии влияния послепритока;

- для многоствольных горизонтальным скважин с увеличением числа стволов происходит замедление темпа роста коэффициента продуктивности;

- бурение многоствольных горизонтальных скважин в однородном пласте приводит к снижению продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами;

- снижение продуктивности на единицу длины ствола происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах стволов;

- многоствольные скважины могут быть эффективными по сравнению с одноствольными: а) при большой глубине залегания пластов, б) разбуривании шельфовых месторождений, в) значительном удорожании строительства одноствольных скважин большой длины, г) при разработке высоковязких нефтей и низкопроницаемых коллекторов.

4. Предложено геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов для многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора.

5. Развитый в работе подход позволил выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Основные положения диссертации опубликованы

в следующих работах •

1. Фокеева Л.Х. Гидродинамические исследования деформации терригенных коллекторов при изменении пластового и забойных давлений [Текст]/ Иктисанов В.А., Мирсаитов Р.Г. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 1999. -№ 9. - С. 29-34.

2. Фокеева Л.Х. Моделирование притока жидкости к многоствольным скважинам [Текст]/ Иктисанов В.А., Материалы науч.-практ конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения». Изд-воКГУ.-2005.-С. 121-123.

3. Фокеева Л.Х. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам [Текст] / Материалы научной сессии по итогам 2005 года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. - С. 64.

4. Фокеева Л.Х. Интерпритация КВД многоствольных горизонтальных скважин [Текст] / Иктисанов В.А., Яраханова Д.Г. // Материалы 5-й научно-технической конференции "Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений" / Изд-во Томского ун-та. Томск, 2006.- С. 83-85.

5. Фокеева Л.Х. Современные подходы к интерпретации КВД [Текст]/ Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х., // Юбилейный сборник трудов ТатНИПИнефть, Москва, 2006. - С.108-115.

6. Фокеева Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора // Нефтегазовое дело. -2006.

Подписано в печать 18.08.2006 г.

Формат 60x84/16 Печать RISO 1,75 уч.-изд.л. 1,8ус.печ.л. Тираж 100 экз. Заказ № 50

ТИПОГРАФИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО

НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА 423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Фокеева, Лия Хайдаровна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ОСОБЕННОСТИ УСТАНОВИВШЕЙСЯ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ К ОДНОСТВОЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

1.1 Анализ работ, посвященных теоретическому определению продуктивности горизонтальных скважин.

1.2 Дополнительные факторы, влияющие на продуктивность горизонтальных скважин.

1.3 Способы исследования ствола горизонтальной скважины.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

2 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ОПИСАНИЯ УСТАНОВИВШЕГОСЯ ПРИТОКА ЖИДКОСТИ К МНОГОСТВОЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

2.1 Анализ работ, посвященных определению продуктивности многоствольных горизонтальных скважин.

2.2 Разработка алгоритма расчета дебита многоствольной скважины.

2.3 Определение фильтрационных параметров пласта по данным установившихся исследований.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

3 НЕУСТАНОВИВШАЯСЯ ФИЛЬТРАЦИЯ ЖИДКОСТИ К МНОГОСТВОЛЬНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ СКВАЖИНАМ.

3.1 Разработка алгоритма интерпретации КВД многоствольной скважины.

3.2 Примеры определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся режимах.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

4 РАЗРАБОТКА РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО ВЫБОРУ ОПТИМАЛЬНОЙ

ТРАЕКТОРИИ СТВОЛОВ.

4.1 Изучение влияния траектории стволов скважины на ее продуктивность

4.2 Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам"

Актуальность и постановка задачи. Современный этап разработки нефтяных месторождений Российской Федерации характеризуется постоянным выбором наиболее эффективных технологических мероприятий для стабилизации и наращивания добычи нефти. С этой целью разработан и апробирован целый арсенал технологий строительства скважин, применение которых позволяет добиться повышения дебита скважин, нефтеотдачи пласта с низкими коллекторскими свойствами и пластовым давлением, рентабельности эксплуатации малопродуктивных залежей углеводородов, сократить затраты на эксплуатацию шельфовых месторождений. Основными технологиями, находящимися в центре внимания российских и зарубежных нефтяников, являются: бурение одно- и многоствольных горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов из существующих скважин, вскрытие продуктивного пласта на депрессии, радиальное вскрытие.

Первые горизонтальные и многоствольные скважины были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Однако бурение многоствольных скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только в последнее время. Ведущие зарубежные сервисные компании располагают сегодня необходимыми технологиями и оборудованием для многозабойного бурения, что создает предпосылки для ее широкого распространения. Технология строительства многоствольных скважин, основанная на отечественном опыте, получает широкое распространение и в ряде российских нефтяных компаний - ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др.

Многоствольная или многозабойная скважина (Multi Lateral Wells) образуется при бурении ряда ответвлений от горизонтального ствола скважины преимущественно в области продуктивного пласта. Бурение многоствольных горизонтальных скважин считается перспективным направлением. Пробурив несколько стволов, можно значительно сократить затраты и увеличить дебит и объем дополнительно извлекаемых запасов. Аналогичные рассуждения приводят Алиев З.С., Сомов Б.Е. и Чекушин В.Ф. - для низкопродуктивных маломощных и с большой площадью залежей использование многоствольных скважин может быть практически единственным вариантом их освоения.

Сегодня на повестке дня стоят вопросы выбора наиболее эффективной и экономичной архитеюуры дренажа с учетом уникальных характеристик каждого коллектора и рациональной эксплуатации этих скважин. Для детального изучения данных вопросов необходимо выполнять гидродинамическое моделирование.

Применение для этой цели существующих программных комплексов Eclipse, VIP, Tempest и др. является достаточно громоздким. При этом точность расчетов в значительной степени зависит от достоверности исходной информации и используемых размеров ячеек. В связи с этим, существует потребность в разработке более простых алгоритмов без дробления фрагмента залежи на ячейки.

Способы интерпретации результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах для многоствольных горизонтальных скважин в настоящее время отсутствуют.

Целью диссертационной работы является изучение особенностей притока жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

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

1. Разработка упрощенной методики описания притока жидкости к многоствольным скважинам.

2. Изучение особенностей фильтрации к многоствольным скважинам.

3. Создание методов определения фильтрационных параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на неустановившихся режимах.

4. Разработка рекомендаций по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

Методика исследований. Поставленные задачи решались на базе обобщения теоретических изысканий, результатов гидродинамических исследований скважин и пластов. Для гидродинамического моделирования использованы численные методы решений уравнений.

Научная новизна. Предложено решение задачи описания установившегося и неустановившегося притока жидкости к многоствольной горизонтальной скважине.

На основании гидродинамического моделирования показано, что для многоствольных скважин приток на единицу длины выше на концах стволов по сравнению с центральной областью стволов.

Отмечается, что бурение многоствольных скважин приводит к снижению продуктивности на единицу длины ствола по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами. Снижение происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах и плавной разводке стволов. Основные защищаемые положения:

1. Математическая модель и ее численное решение для установившейся линейной фильтрации жидкости к многоствольной скважине в однородном пласте.

2. Математическая модель неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольной скважине без учета послепритока жидкости.

3. Разработанные рекомендации по выбору оптимальной траектории и длин стволов.

4. Геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов с учетом особенностей коллектора.

Практическая значимость работы. Научные результаты, полученные в ходе теоретических и экспериментальных исследований, позволили выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Научно обоснованы и апробированы методы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований многоствольных скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.

Программное обеспечение, созданное на основе математических моделей фильтрации жидкости к многоствольной скважине, используется для интерпретации результатов гидродинамических исследований в институте ТатНИПИнефть.

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции «Нетрадиционные коллекторы нефти, газа и природных битумов. Проблемы их освоения», г. Казань, 2005; научной сессии АГНИ по итогам 2005 года, г. Альметьевск, 2006; юбилейной научно-технической конференции, посвященной 50-летию ТатНИПИнефть, г. Бугульма, 2006; 5-й научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений», г. Томск, 2006 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 6 публикациях.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 109 наименований, 3 приложений на 4 страницах и содержит 109 страниц машинописного текста, 53 рисунка и 7 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.т.н. Икгисанову В.А., сотрудникам лаборатории гидродинамических исследований ТатНИПИнефть за помощь в обработке результатов исследований, а также ведущему научному сотруднику ТатНИПИнефть к.т.н. Хакимзянову И.Н, зав. лабораторией НГДУ «Альметьевнефть» к.ф.-м. н. Мирсаитову Р.Г., начальнику геологического отдела НГДУ «Елховнефть» к.т.н. Муртазиной Т.М. за ряд ценных замечаний и советов.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Фокеева, Лия Хайдаровна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для установившейся и неустановившейся фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам.

2. Предложены, обоснованы и апробированы способы определения гидропроводности пласта по данным гидродинамических исследований многоствольных скважин.

3. Установлены следующие закономерности:

- для многоствольных горизонтальных скважин приток на концах стволов выше по сравнению с центральной областью стволов;

- при моделировании многоствольной горизонтальной скважины набором узлов тангенс угла наклона КВД в полулогарифмических координатах для каждого узла имеет одинаковое значение при отсутствии влияния послепритока;

- для многоствольных горизонтальным скважин с увеличением числа стволов происходит замедление темпа роста коэффициента продуктивности;

- бурение многоствольных горизонтальных скважин в однородном пласте приводит к снижению продуктивности на единицу длины по сравнению с одноствольными горизонтальными скважинами;

- снижение продуктивности на единицу длины ствола происходит за счет взаимовлияния стволов и наиболее выражено при увеличении числа стволов, их близости друг к другу, малых длинах стволов;

- многоствольные скважины могут быть эффективными по сравнению с одноствольными: а) при большой глубине залегания пластов, б) разбуривании шельфовых месторождений, в) значительном удорожании строительства одноствольных скважин большой длины, г) при разработке высоковязких нефтей и низкопроницаемых коллекторов.

4. Предложено геолого-экономическое решение задачи определения оптимальной траектории и длин стволов для многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностей коллектора.

5. Развитый в работе подход позволил выявить наиболее эффективные конструкции и область применения многоствольных скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Фокеева, Лия Хайдаровна, Альметьевск

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоениянефтяных месторождений. - М.: Издательство «Техника». 0 0 0 «Тумагрунп»,2001.-192с.

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

3. Аппаратурно-методический комплекс для исследования горизонтальных скважин АМК-Г1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации.//ВНИИГИС. - М., 1994. - 39 с.

4. Баренблатг Г.И., Битов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных нластах. - М.: Недра, 1984. - 211 с.

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

6. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993.-416 с : ил.

7. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно экснлуатируемых пластов. - М.: Недра, 1971. - 175 с.

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

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

10. Бузинов Н., Григорьев А.В., Егурцов Н.А. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Горизонтальные скважины: Тез.3-го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г. - М., 2000.97

11. Бузинов Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов, - М.: Недра, 1973 - 248 с.

12. Бузинов Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и '^ пластов. - М.: Недра, 1984 - 265 с.

13. Булыгин Д.В., Булыгин В.Я. Геология и имитация разработки залежей нефти. - М.: Недра, 1966. - 382 с.:ил.

14. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Пер. с англ. под ред. Ковалева А.Г. - М.:Недра, 1986.-608 с.

15. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными ' ^ скважинами. М.: Недра. - 1969. - 192 с.

16. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток пефти к одипочной многозабойной скважине в анизотропном пласте // Нефтяное хозяйство. -№1.-1994.

17. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в деформируемых нефтяных пластах. - Казань: Изд-во Казанского мат. об-ва,1999.-238 с.

18. Желтов Ю.Н. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966.-198 с.

19. Желтов Ю.Н. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. - 2-е изд. перераб. и доп. - М.:ОАО «Издательство недра», 1998. - 365 с : ил.

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

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

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

23. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. - М.: 0 0 0 "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 516 с. :ил.

24. Материалы семинара-дискуссии // Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. - Альметьевск, 1996. - 187-188.

25. Меркулов В.Н, Сургучев Н.А.. Определение дебита и эффективности ' ^ наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1960. - № 21.

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

27. Меркулов В.Н. Ноток к горизонтальной скважине конечной длины в пласте ограниченной толщины // Нефть и газ. -1958. - №1.

28. Меркулов В.Н. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. ин-та/КуйбышевНИН. -1960. - Вып. 8.

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

30. Минеев Б.Н. Определение нараметров пласта по кривым восстановления Щ-' давления с учетом гидродинамического несоверщенства скважин //Нефтепромысловое дело. - 1976. - № 6. - 12 -16.

31. Муслимов Р.Х., Васянин Г.И. Геология турнейского яруса Татарстана. Казань, Мастер Лайн, 1999. -186 с.'f100

32. Непримеров H.H., Молокович Ю.М., Штанин А.В. Особенности гидродинамических методов онределения фильтрационных характеристикпродуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -1977. - Ко 8. - 45-50.

33. Пат. 2087929. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследовапия этих скважин / А.Г.Корженевский, А.А. Корженевский, В.Н. Алейников. Заявл. 12.03.96 // Бюл.Изобретения. -1997. -^223. -С. 375.

34. Нилатовский В.Н. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующимгоризонтальный пласт // Тр. ин-та/ ВННИ. -1961. - Вып. 32. -С. 29-57.

35. Нодземная гидравлика / К.С. Басниев, А.М Власов, И.Н. Кочина и др. - М.: Недра, 1986.-303 с.

36. Нолубаринова - Кочина Н.Я. Теория движения грунтовых вод. - М.: Гостехиздат, 1952 . - 674 с.

37. Салехов Г.С. К определению давления в неоднородных пластах нефтяных месторождений. Т.9. - Казань: Изд-во Казан, филиала АН СССР, 1956, 49-52.

38. Табаков В.Н. О притоке к многозабойным скважинам в плоском пласте // НТ сб. по добыче нефти, ВНИИ. - вып. 3. - 1960.101

39. Табаков В.П. Определение дебита и эффективность многозабойной скважины Б слоистом пласте // НТ сб. но добыче нефти, ВНИИ. - вын. 2. -1960.

40. Табаков В.П. Онределение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в нлоском нласте. НТС по добыченефти. - М.: Гостонтехиздат, 1961. - № 13.

41. Терцаги К. Теория механики грунтов. - М.: Госстройиздат, 1961. - 507 с.

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

43. Тюрин В.В. Уточнение нредставлений о геологическом строении верхнетурнейских залежей нефти для эффективного нрименениягоризонтальных технологий // Труды Академии наук Реснублики Татарстан.- Казань: Изд-во «Нлутон», 2005. - 251-263.

44. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979. -254 с.

45. Федоров В.Н. Анпаратурно-методический комплекс ' для термогидродинамических исследований пологих и горизонтальныхскважин. Автореферат дне... докт. техн. наук. - Уфа, 2004. - 38 с.

46. Фокеева Л.Х. Неустановившаяся фильтрация жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Материалы научной сессии по итогам 2005года. Часть 1. Из-во АГНИ. -2006. - 64.

47. Фокеева Л.Х. Определение оптимальной траектории и длин стволов многоствольных горизонтальных скважин с учетом особенностейколлектора // Нефтегазовое дело. -2006.

48. Чарный И.А. Нодземная гидрогазодинамика. - М.: Гостонтехиздат, 1963. - 396 с.

49. Шагиев Р.Г. Исследование скважин но КВД. - М.: Наука, 1998. -304 с.

50. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: В 2 ч. - М.: Нефть и газ, 1995. -Ч. 2.-493 с.

51. Aguilera R., Artindale J.S., Cordell G.M., Ng. М.С, NichoU G.W., Runions ^102G.A.: Horizontal wells, Gulf Pulishing, Houston, 1991.

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

53. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil 1983, May, pp. 95-106.

54. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE, 1984, №12777.

55. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displacement in sands. // Trans. AIME. 146,1942,pp.lO7-116.

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

57. Butler R.M. The potential for horizontal wells for petroleum production // JCPT. 1989. May-June, № 3. pp. 39-47.

58. Clonts M.D., Ramey H.J. Pressure transient analysis for wells with horizontal drainholes//SPE. 1986.15119.

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

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

61. Elbel J., Ayoub J. Evaluation of apparent lengths indicated from transient tests // JCPT. 1992. Dec, V.31,№3.

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

63. Gilbert C.J. Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole pit area fields U.K.//SPE FE. 1996. May. pp. 101-108.

64. Gladfelter R.E., Tracy G.W., Wilsey L.E. Selecting wells which will respond to producrtion-stimalation treatment // OGJ, V.54, №3,1955. May, pp. 126-131.

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

66. Gringarten A.C., Ramey H.J., Raghavan R. Unsteady-State pressure distributions 103created by a well with a single infinite-conductivity vertical fracture // SPEJ,1974, Aug., pp.347-360.

67. Hawkins M.F. A note on the skin-effect // JPT, Dec. 1956, №65-66, Trans., AIME, p.207.

68. Hegeman P.S., Hallford D.L., Joseph J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE FE. Sept. 1993, pp. 201-207.

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

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

71. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. // Physics, Jan. 1934, V.5, №1. pp. 20-30.

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

73. Joshi S.D. Horizontal well technology: Penn Well, Tulsa, OK, 1991. 87.' Kamal M.M., Freyder D.G., Murray M.A. Use of transient testing in reservoirmanagement//JPT, 1995.

74. Kuchuk F., Karakas M., Ayestaran L. Well Testing and Analysis Techniques for 1.ayered Reservoirs // SPEFE, Aug. 1986. pp. 342-54.

75. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer// SPE FE.1991. Mar. pp. 86-94.

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

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

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

79. Lee W.J. Characterizing formations with well tests.// SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc., 1997.

80. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure 104transient tests // JPT, 1994. Febr. pp.157-162.

81. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom-hole pressure build-up characteristics. // Trans.AIME, 1950, V.189, pp. 91-107.

82. Mukherjee H., Economides M.J. A parametric comparison of horizontal and vertical well performance // SPE FE. 1991. June. pp. 209-216.

83. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and some problems in heat conduction. //Physics, V.5,1934, №3, March, pp. 71-94.

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

85. Odeh A.S. Unsteady-state behavior of naturally fractured reservoirs // Soc. Pet. Eng. J. 1965, p. 60-66.

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

87. Ozkan E., Raghavan R., Joshi S.D. Horizontal-well pressure analysis // SPE FE, 1989, Dec. pp. 567-575. 2

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

89. Shah P.C, Gupta D.K., Singh L., Deruyck B.G. Field application of a method for inteфretation of horizontal-well transient tests // SPE FE, 1994, March, pp. 23-31.

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

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

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

93. Stewart G., Recent Developments in well Test analysis // Petroleum Engineer, 1997, Aug., pp. 47-56.

94. Stewart G., Westaway P. Future developments in well test analysis: horizontal 105well test inteфretation techniques // Petroleum Engineer, 1997, Nov., pp. 77-80.

95. Suprunowicz R., Butler R.M. The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays.// JCPT, June 1992.V.31,№6,pp.41-46.106