Методы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин

Крыганов, Павел Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Методы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин"

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5

КРЫГАНОВ ПАВЕЛ ВИКТОРОВИЧ

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 7 СЕН 2012

Москва-2012

005052526

Работа выполнена в открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт» имени академика А.П. Крылова (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель: кандидат технических наук

Вольпин Сергей Григорьевич

Официальные оппоненты: Кульпин Леонид Григорьевич, доктор

технических наук, профессор, генеральный директор ООО «НИПИМОРНЕФТЬ» (научно-исследовательский и проектный институт по проблемам освоения нефтяных и газовых месторождений на суше и море)

Бернштейн Александр Михайлович,

кандидат технических наук, заместитель генерального директора ЗАО «НТЦ ГЕОТЕХНОКИН»

Ведущая организация: ОАО «Институт геологии и разработки

горючих ископаемых» (ОАО «ИГиРГИ»), г. Москва

Защита диссертации состоится «19» октября 2012 г. в 10 часов в конференц-зале на заседании диссертационного совета Д.222.006.01 при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, Москва, Дмитровский проезд, д. 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Министерства образования и науки Российской Федерации http://vak.ed.gov.ru «13» сентября 2012 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «13» сентября 2012 г.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «14» сентября 2012 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

Э.М. Симкин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Гидродинамические исследования пластов и скважин (ГДИ) играют важную роль в комплексном решении задач рациональной разработки месторождений. Достоверность определения фильтрационно-емкостных свойств нефтяных пластов по материалам гидродинамических исследований отражается на результатах построения геолого-гидродинамической модели, на проектировании разработки и на эффективности контроля за разработкой.

В последнее десятилетие диапазон задач, решаемых с помощью гидродинамических исследований, значительно расширился. Это связано с появлением высокоточной измерительной техники и программного обеспечения, основанного на использовании банка численных и аналитических решений для различных моделей пласта и скважины. Современные методы обработки результатов исследований позволяют не только определять фильтрационные параметры пласта, но и уточнять геологическое строение залежи, выявлять различные границы в пласте, определять характер притока жидкости в скважину и др.

В целом развитие ГДИ приводит к увеличению объема информационного обеспечения проектирования разработки. Появление нового класса задач, решаемых с помощью ГДИ, должно сопровождаться отдельным изучением точности их решений. Однако, на практике, вопросам достоверности результатов ГДИ уделяется недостаточное внимание.

Имеющиеся стандарты и регламенты проведения ГДИ, как правило, не могут быть универсальными для всех месторождений, что касается технических, технологических аспектов и методов интерпретации. Перед проведением ГДИ любого объекта всегда появляется задача получения в условиях его разработки качественного исходного материала, который в дальнейшем должен быть объективно интерпретирован. Более того, технология ГДИ может корректироваться по мере поступления информации. Поэтому диссертационная работа, посвященная методам повышения достоверности информации, получаемой по данным ГДИ, несомненно, является актуальной.

Цель исследования

Повышение качества информации о нефтяных пластах и скважинах, получаемой по данным гидродинамических исследований скважин, за счет усовершенствования технологий исследований и методов интерпретации.

Основные задачи исследования:

1. Анализ факторов, оказывающих влияние на достоверность результатов ГДИ, их систематизация и оценка погрешностей определяемых параметров.

2. Разработка способов повышения достоверности результатов гидродинамических исследований.

3. Апробация способов повышения достоверности результатов ГДИ при проведении промысловых работ.

4. Разработка способа определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления давления после кратковременной работы скважины и при длительном притоке в ствол скважины после её остановки.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи исследований решались теоретически и экспериментально в промысловых условиях. Были изучены публикации по данной проблеме; произведены переинтерпретация и анализ большого количества промысловых материалов; проведены промысловые гидродинамические исследования скважин с внедрением разработанных способов повышения достоверности результатов ГДИ. Расчёты и обработка результатов гидродинамических исследований выполнены с помощью компьютерных программ Saphir, Testar, Oil. Расчеты по гидродинамическому моделированию выполнены в программе Eclipse.

Достоверность полученных результатов

Применение подходов, связанных с уточнением дебита притока из низкопроницаемого пласта за счет учета влияния перетоков в скважинном оборудовании, выбора правильной глубины установки манометра, повышает достоверность результатов ГДИ и является во многих случаях единственной возможностью дальнейшей интерпретации материалов исследований.

Использование совместно спускаемых манометров позволяет повысить не только достоверность измерений, но и информативность материалов исследований: оценить степень освоения скважины, выявить прорывы газа из газовой шапки, выявить подтягивание воды из водяного горизонта и др. Знание данных процессов позволяет в свою очередь сушественно повысить достоверность определяемых параметров.

Достоверность экспериментальных данных обеспечивается использованием современных средств и методик проведения исследований. Положения теории основываются на известных достижениях фундаментальных и прикладных научных дисциплин, сопряженных с предметом исследования диссертации.

Научная новизна:

1. Проведены полномасштабные анализ и систематизация факторов, влияющих на достоверность получаемых результатов.

2. Разработана универсальная классификация источников ошибок, возникающих при проведении исследований и определении параметров по данным ГДИ, позволяющая выделить основные направления повышения достоверности результатов исследований.

3. Разработана методика определения фильтрационных параметров пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня и кривой последующего восстановления избыточного давления в скважине, вскрывающей низкопроницаемый коллектор.

Основные защищаемые положения:

1. Результаты полномасштабного анализа и систематизации факторов, влияющих на достоверность определяемых фильтрационных параметров по данным ГДИ. Результаты анализа и оценки влияния погрешностей в исходных данных, ошибок в выборе технологий исследований и методов обработки на точность определяемых параметров.

2. Универсальная классификация источников ошибок, возникающих при проведении исследований и определении параметров по данным ГДИ, позволяющая выделить пути появления ошибок и основные направления повышения достоверности результатов исследований.

3. Технологические и методические решения для повышения достоверности результатов гидродинамических исследований.

4. Результаты апробации рекомендованных технологических решений при проведении промысловых работ на ряде нефтяных месторождений.

5. Методика определения фильтрационных параметров низко проницаемого пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня и кривой последующего восстановления избыточного давления.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Результаты, полученные в диссертационной работе, использовались при разработке «Методических рекомендаций по проведению и интерпретации ГДИ скважин для условий Куюмбинского месторождения» для компании ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». Методические рекомендации используются при проведении промысловых гидродинамических исследований на месторождениях ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз». С их помощью удалось повысить качество проведения исследований и точность получаемых результатов.

Результаты, полученные в диссертационной работе, вошли составной частью в Стандарты компаний ОАО «НК «Роснефть» и ООО СК «РУСВЬЕТПЕТРО». Разработанные стандарты компаний используются для повышения эффективности и информативности геофизических и гидродинамических исследований по контролю за разработкой.

подвески манометра выше на 100 м интервала вскрытия пласта изменение плотности столба жидкости ниже точки замера приводит к невозможности количественной интерпретации КВД. Результаты работы прошли защиту на НТС Заказчика.

Применение технологии исследований с использованием нескольких совместно спускаемых глубинных манометров в скважинах Юрубчено-Тохомского, Западно-Хоседаюского, Куюмбинского, Среднеботуобинского месторождений позволило обеспечить контроль качества скважинных измерений давлений и температур, анализ процессов в стволе скважины, а также осуществить контроль за степенью освоения скважины.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на VIII и IX международных научно - технических конференциях «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск 2009, 2010г.г.); X международной научно - технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск 2011г.); Научно -практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (Москва 2008г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука «Трофимуковские чтения молодых ученых - 2011» (Новосибирск 2011г.); научно-техническом совете ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Москва, 2011г.); научно-техническом совете ОАО "Востсибнефтегаз" (Красноярск, 2012г.).

Личный вклад автора

В течение 7 лет соискателем проводились гидродинамические исследования скважин на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Терско-Камовском, Северо-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Тайлаковском, Талинском, Каменном, Среднеботуобинском и других месторождениях.

Обработаны и переобработаны материалы гидродинамических исследований скважин на месторождениях Западной и Восточной Сибири, Оренбургской области, республики Коми, республики Саха (Якутия) и др.

Проведены полномасштабные анализ и систематизация факторов, влияющих на достоверность результатов гидродинамических исследований, в результате которых разработана универсальная классификация источников ошибок, позволяющая выделить основные направления повышения достоверности результатов исследований.

исследований при использовании нескольких глубинных манометров; с правильным выбором глубины установки забойных манометров.

Разработана методика определения фильтрационных параметров пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня и кривой последующего восстановления избыточного давления в скважине, вскрывающей низкопроницаемый коллектор.

Публикации

По результатам выполненных исследований опубликовано 10 печатных работ, в том числе 1 статья в издании, рекомендованном ВАК.

Структура и объем работы

Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Диссертация изложена на 133 страницах, содержит 58 рисунков и 3 таблицы. Библиография насчитывает 124 наименования.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю к.т.н. Вольпину С.Г. за обсуждение основных результатов и оказанную всестороннюю помощь при написании диссертации; Свалову A.B., Штейнбергу Ю.М. и Пономарёву А.К. за ценные советы и консультации по ряду рассмотренных в работе вопросов. Автор выражает благодарность Ломакиной О.В., Корнаевой Д.А., Ефимовой Н.П. за содействие в проведении расчётов и оформлении работы; Афанаскину И.В. - за проведение расчетов по моделированию. Автор также благодарен всему коллективу научного центра «ИНФОРМГОТАСТ» ОАО «ВНИИнефть» за внимание и помощь в ходе выполнения работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В ГЛАВЕ 1 рассмотрена и проанализирована изученность проблемы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин..

Вместе с развитием теории, методов обработки и технологии проведения гидродинамических исследований постоянно решались вопросы повышения достоверности получаемых результатов. Одним из основных направлений было создание методов обработки кривых восстановления давления с учётом истории работы скважины и продолжающегося притока в ствол скважины. Этим вопросам были посвящены работы таких авторов, как Баренблатт Г.И., Богачев Б.А., Борисов Ю.П., Бузинов С.Н. и Умрихин И.Д., Васильевский В.Н. и Петров А.И., Гемала М., Дияшев Р.Н., Кундин A.C., Крыницкий В.Г., Кульпин Л.Г. и Мясников Ю.А., Крылов А.П., Ли Юн-Шань, Маскет М., Хуань-Коу-жень, Чарный И.А., Чекалюк Э.Б., Шагиев Р.Г., Щелкачев В.Н., Эрлагер P., Bourdet D., Miller С.С., Dyes A.B., Hutchinson C.A, Odeh A.S., Selig F. и др.

Решения многих задач, анализируемых в настоящей работе, основываются на идеях коллег-специалистов центра «Информпласт», отраженных в работах. Материалом для рождения этих идей послужили результаты гидродинамических исследований, проведённых на многих месторождениях России и других стран.

Часть затронутых в настоящей работе проблем изучена в диссертационной работе Петрова А.И. «Вопросы точности измерений при гидродинамических исследованиях скважин» 1973г. В ней рассмотрены задачи определения целесообразной точности измерения исходных величин при ГДИ, обоснование требований, предъявляемых к точности глубинных манометров, которые использовались в то время. В работе Петрова А.И. произведена оценка погрешностей измерения давлений.

В более поздних работах вопросы точности получения параметров, путей развития технических средств, технологий и программных продуктов отражены в работах следующих авторов: Иктисанова В.А., Вольпина С.Г., Закирова С.Н., Индрупского И.М., Ипатова А.И., Кременецкого М.И., Мажара В.А., Михайлова H.H., Исмагилова Р.Ф., Королева К.Б., Силкиной Т.Н., Павленко Г.А., Санникова В.А., Курочкина В.И., Сергеева В.Л., Фёдорова В.Н., Хайруллина М.Х., Мешкова В.М., Чодри A., Gringarten А., Hörne R. N. и др.

В условиях постоянного увеличения числа разрабатываемых нефтяных залежей в низкопроницаемых коллекторах, содержащих значительные, но трудноизвлекаемые запасы нефти, весьма актуальной является проблема повышения достоверности определения фильтрационных параметров по данным ГДИ. Основы разработки месторождений с низкопроницаемыми коллекторами были изложены в работах А.Я. Хавкина. Вопросы фильтрации в низкопроницаемых коллекторах рассматривались также в работах Акрам X., Беловой A.B., Каменецкого С.Г. Вопросы совершенствования технологий исследований и методов интерпретации ГДИ малодебитных скважин изложены в работах Вольпина С.Г., Исмагилова Р.Ф.

В опубликованных работах по гидродинамическим исследованиям скважин в той или иной степени всегда рассматривались вопросы повышения точности определяемых параметров. Это послужило причиной постановки и решения проблемы комплексного изучения вопросов повышения достоверности результатов ГДИ.

ГЛАВА 2 посвящена выявлению и анализу факторов, оказывающих влияние на достоверность результатов гидродинамических исследований, их систематизации и изучению степени их влияния.

Гидродинамические исследования пластов и скважин играют важную роль в комплексном решении задач рациональной разработки месторождений. Недостаточные объем и достоверность получаемой по данным ГДИ информации может ставить под сомнение адекватность

создаваемых моделей - основных инструментов проектирования. В связи с этим на примере численной модели нефтяной залежи в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения осуществлена оценка влияния неточности в определении фильтрационно-емкостных свойств нефтяных пластов, полученных по материалам гидродинамических исследований, на результаты проектирования.

На примере коэффициента продуктивности как интегрального показателя добывных возможностей скважины и пласта, показано значительное влияние ошибок в определении этого параметра, полученного по материалам ГДИ, на темп роста газового фактора, проектный срок разработки и проектное значение конечной накопленной добычи нефти.

Гидродинамические исследования скважин - это комплекс взаимосвязанных методов и средств получения и обработки данных. Эффективность комплекса и достоверность конечных результатов определяется уровнем организации технологического процесса на всех этапах получения и обработки данных.

Для оценки степени достоверности информации, получаемой по данным гидродинамических исследований скважин и выявления возможных источников ошибок, проведён анализ всех этапов технологического процесса получения и обработки данных. Весь комплекс работ, называемый термином «гидродинамические исследования скважин» можно условно разделить на 3 этапа: подготовительный, этап проведения ГДИ, этап интерпретации материалов ГДИ.

На первом - подготовительном этапе на скважине производится ревизия системы замера дебита, исправности устьевого оборудования и др.

На этом этапе выполняется планирование промысловых исследований. На основании анализа проведённых работ по определению режима работы скважины и, исходя из задач, которые необходимо решить с помощью данных исследований, выбираются метод исследований, соответствующая технология проведения работ и необходимая измерительная техника.

Метрологические характеристики глубинных измерительных приборов, используемых для регистрации давления, такие, как: разрешающая способность, стабильность (повторяемость) показаний и возможность длительной регистрации давления в скважине в условиях высоких температур должны соответствовать поставленным задачам.

На первом этапе основными источниками ошибок - возможными причинами получения недостоверной информации по данным ГДИ являются неисправность фонтанной арматуры, устьевого оборудования, системы замера дебита и низкие метрологические характеристики применяемой измерительной аппаратуры. Единственным способом избежать этих ошибок является устранение всех перечисленных выше факторов.

Ещё одним источником ошибок на этом этапе может быть неправильное планирование исследований, например, неверное задание времени работы на режимах или времени закрытия скважины для регистрации кривой восстановления давления. Предотвратить возникновение подобных ошибок позволяет наличие опыта исследователя и разработанных заранее методических рекомендаций по проведению гидродинамических исследований скважин на данном месторождении, вскрывающих коллекторы данного типа при данном способе эксплуатации.

На втором этапе - этапе проведения исследований необходимо непрерывно осуществлять регистрацию тех параметров, динамика которых позволяет представить уже при проведении исследований общую картину процессов, протекающих в системе «пласт-скважина». Эта информация, в свою очередь, позволяет в режиме реального времени, руководствуясь опытом и методическими рекомендациями, оперативно принимать решения по корректировке технологии исследований. В большинстве случаев источники ошибок на втором этапе можно устранить технологическими или методическими приёмами.

На третьем этапе - этапе интерпретации материалов исследований скважин ошибки могут возникать, как при первичной подготовке замеренных данных давления и дебита, так и за счет применения упрощённых методик обработки, не соответствующих происходящим в пласте и скважине процессам.

Информативность и достоверность материалов гидродинамических исследований существенно возрастает, если применяемая компьютерная программа содержит набор интерпретационных моделей для разных типов коллекторов, для пластов различной формы, для разных условий на скважине и на границе пласта. Программа должна иметь аппарат для диагностики интерпретационных моделей. Успешное проведение диагностирования возможно лишь в том случае, если на всех предыдущих этапах не было существенных нарушений: использовались глубинные манометры с требуемыми метрологическими характеристиками, строго выполнялись технологии исследований и т. д.

Согласно выявленным и проанализированным источникам ошибок на всех этапах ГДИ, влияющим на достоверность фильтрационных параметров пласта, и известным классификациям погрешностей из теории ошибок, основ метрологии и анализа данных была разработана универсальная классификация источников ошибок при определении параметров по данным ГДИ, рис. 1. Универсальность диаграммы заключается в двух основных ее функциях, а именно в систематизации всех факторов, влияющих на достоверность конечных результатов, а также в том, что она предназначена для выделения основных направлений повышения точности определяемых параметров.

Источники ошибок при определении фильтрационных параметров по данным гидродинамических исследований

Ошибки инструментальные

I ~

Ошибки измерения забойного давления

Ошибки измерения

дебита флюидов

(1С*! к ї 8

Точность измерений

і.ІЦ:. к I

Разрешающая способность

к д 5

Собственные шуми

; к^ї к і з Рг:

; ; - коэффициент продуктивносте

І к - коэффициент пронииаеиости

; ( 1 - скии-фактор • Рт*- пластовое мвпеиив

Ошибки в исходных данных

Методические ошибки интерпретации

(Ошибки технологические

Неисправность

устьееого оборудования

к Ї $ : Р^

Несоблюдение технологий измерений дебита флюида

•іці к д $ :Рг

Неверный выбор глубины подвески прибора

(к^д к д з ;рг:

Недостаточная продолжительность исследований (КВД, режимы)

к і $ :РГ;

Не качествен нов

после бурения или ремонта

к і в ;Р«;

Ошибки в справочных данных

Геологическая информация

Свойства Флюидов

Свойства породы

- эффективная нефтенасыщенная толщина пласта

і 1

Тип коллектора

к д зр-;

динаиическая вязкость пластовых флюидов

■ к і

коэффициент сжимаемости

ЖИДКОСТИ

А-

коэффициент сжимаемости породы

Ь-

обьемный коэффициент пластовой нефти

к : 3 :

Выбор ошибочной интерпретационной модели

Д к Д 3 ДРГ;

Неучет истории работы скважины

(' к V г

Неучет послепритока

•: к х з

Неучет процессов в стволе скважины

(к*,! к Д 3 ДРГ!

Неточность определения 4 малодебитныя скважин

і, 1С,.! к I 3 ДР«,:

Использование старых несовершенных методик

Использование неадекватных алгоритмов при подготовке М данных измерения Риц

; к д з дрг:

Рисунок 1 - Классификация ошибок, источников их возникновения и их влияние на определяемые параметры пласта

Классификация источников ошибок, представленная на рис. 1, разработана в виде причинно-следственной блок-схемы, являющейся разновидностью организационной диаграммы. Причинно-следственная блок-схема отображает в данном случае пути появления ошибок и их влияние на определяемые параметры при рассмотрении всего комплекса взаимосвязанных методов и средств получения и обработки данных ГДИ. Влияние ошибок показано в графических элементах, отображенных красной пунктирной линией. В них приведены основные параметры пласта и скважин, необходимые для решения задач разработки месторождений, а именно коэффициенты продуктивности, проницаемости, скин-фактор и пластовое давление, на которые влияет та или иная ошибка.

К вопросу о направлениях повышения достоверности определяемых по ГДИ параметров следует отметить, что в графических элементах, выделенных синей линией, приведены те ошибки (технологические и ошибки интерпретации), ответственность за которые несет специалист в области ГДИ в отличие от инструментальных ошибок и неточностей в справочных данных. Исправление указанных ошибок является основным направлением повышения достоверности определяемых по ГДИ фильтрационных параметров пласта.

Инструментальные ошибки связаны с метрологией измерений и, как правило, исследователь вынужден пользоваться тем измерительным оборудованием, которое есть у него в наличии. Чтобы перейти на качественно иной уровень точности измерений дебита жидкости или давления, необходимо использование более совершенных измерительных средств. В настоящей работе по этой категории ошибок проанализировано влияние метрологических характеристик приборов на точность определения параметров пласта.

Технологические ошибки, такие как, например, несоблюдение технологий измерений дебита флюида, неверный выбор глубины подвески прибора, недостаточная продолжительность работы на режимах и простаивания скважины во время регистрации КВД в значительной степени зависит от опыта и квалификации исследователя.

Исправность устьевого оборудования и качественное освоение скважины после бурения или ремонта должны обеспечить представители компании-недропользователя. Однако контролирует их обеспечение и принимает решение о готовности скважины к дальнейшему проведению ГДИ непосредственно исследователь. Поэтому, большинство предложенных в 3-й главе методов повышения достоверности направлено на минимизацию именно технологических ошибок:

• путем выбора технологии проведения ГДИ низкопроницаемых коллекторов, позволяющей осуществить контроль за различными перетоками в системе «пласт-скважина» и уточнить истинный дебит притока из пласта;

. путем выбора правильной глубины установки забойных манометров в скважинах при фонтанном способе эксплуатации, и в скважинах, оборудованных ЭЦН и УГИС; • путем выбора технологии проведения ГДИ, позволяющей осуществить контроль за степенью очистки скважины, выявить начало поступления газа из газовой шапки и подтягивание воды из водонасыщенной части пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах и др.

Справочные данные необходимы для расчёта параметров, входящих в комплексы, определяемые по данным ГДИ. Эти справочные данные характеризуют пластовые флюиды и коллекторские свойства пласта и определяются по ГИС и в лабораториях при анализе керна и флюидов. В настоящей работе сделана оценка влияния возможных ошибок в справочных данных на точность определения по данным ГДИ фильтрационных параметров пласта. В 3-й главе предложен новый расчётный способ определения проницаемости пласта без привлечения материалов исследований ГИС, РУТ и керна. Кроме того, этот способ позволяет оценить на качественном уровне толщину продуктивного пласта, по которой происходит фильтрация. Этот метод основан на комплексном использовании результатов гидродинамических исследований скважин методами установившихся отборов и восстановления давления.

Методические ошибки интерпретации зависят от качества первичной обработки данных измерений и подготовки их к интерпретации, от полноты учёта различных процессов, протекающих в пласте и скважине, от уровня компьютерной программы интерпретации материалов исследований, используемой исследователем. Также немаловажную роль для качественного проведения обработки играет квалификация интерпретатора. Идея разработки «одной кнопки», при нажатии которой автоматически и достоверно определяются все интересующие исследователя параметры, не может и не должна быть реализована. Точность определения фильтрационных параметров зависит от многих составляющих: качественной подготовки замеренных данных, выбора интерпретационной модели, полноты представления интерпретатором картины процессов в системе «скважина-пласт». Поэтому оценить количественно влияние всего комплекса составляющих очень сложно. Вкладом данной работы в устранении методических ошибок являются изложенный в 3-й главе новый расчётный способ оценки проницаемости пласта и новая методика определения фильтрационных параметров низкопроницаемых коллекторов, рассмотренная в 4-й главе.

Классификация источников ошибок при проведении ГДИ показывает, что существует ряд ошибок, возможность устранения которых зависит от исследователя. В этой связи представляет интерес вопрос о том, насколько велика на практике доля исследований, ошибки которых можно было бы

устранить на том или ином этапе проведения ГДИ. Для ответа на этот вопрос были использованы в качестве примера фактические материалы исследований скважин и пластов Покровского месторождения за период 2002-2008гг. На основе анализа этих материалов были выявлены причины недостоверности определяемых параметров, и, как выяснилось, в большинстве случаев причины невозможности интерпретации, рис. 2.

9 Ошибка №1. Низкая разрешающая способность манометра

□ Ошибка N82. Недостаточная продолжительность КВД, КПД

□ Ошибка №3. Некачественная КВД из-за недсюсвоенности скважины

□ Ошибка №4. Техногенный фактор во время регистрации КВД

■ Ошибка N85. Регистрация КВД сначала с помощью эхолота, затем с помощью глубинного манометра

□ Ошибка N86. Спуск прибора после скважины

■ Ошибка N87. Использование устьевого манометра для регистрации КПД

■ Проведена переинтерпретация

Рисунок 2 - Процентное соотношение ошибок при проведении ГДИ на Покровском месторождении

Подавляющее большинство источников ошибок связано с технологией проведения ГДИ и интерпретацией материалов исследований. Поскольку эти ошибки полностью зависят от исследователей, необходимо искать пути их устранения.

Динамика забойного давления, регистрируемого глубинным манометром в стволе скважины, является главным носителем информации о свойствах пласта при решении обратной задачи ГДИ. Основными техническими характеристиками, определяющими качество скважинных приборов, глубинных манометров и датчиков для измерения давления, являются точность и разрешающая способность.

На рис. 3 приведен сравнительный анализ показаний пяти автономных глубинных манометров разных производителей, три из которых были одновременно спущены в нефтяную скважину. Записи двух других приборов выбраны с аналогичным темпом роста давления. Наблюдаемая у некоторых приборов регистрация давления в виде чередующихся «полочек» при дальнейшей интерпретации может вызвать осложнения, в частности при выборе интерпретационной модели пласта.

В настоящей работе рассмотрен ряд примеров необходимости использования манометров с высокой разрешающей способностью при проведении ГДИ, в особенности, методами гидропрослушивания и восстановления давления.

„ 21.184 I_

С ; О - Прибор №1 {1, 2 и 3 были в скважине одновременно)

Е. 21.183 ; 0-Я»и|0Р£?" "**

« ; о - Прибор №3

с ; о! ♦ - Прибор №5

| 21.181 | ф ;

х 21.180

1 21.179 - § м о.;

21.178 ш х

а. ;

21.177 ■ с ;

х ;

21.176 ■ ;

о :

21.175 ■ ;

21.174 ;

21.173 - ;

21.172 ■ ;

21-171 " .. „ ' _ .

21.170 ------,---------,___,__

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Время, час

Рисунок 3 - Запись давления на забое скважины разными глубинными

манометрами

Проведены оценки относительных погрешностей, соответственно проницаемости и скин-фактора в зависимости от величины разрешающей способности манометров и длительности участка КВД в полулогарифмических координатах, соответствующего радиальной фильтрации в пласте. Установлено, что чем длиннее этот участок, тем точнее будут определяться фильтрационные параметры. Оценки показали, что выбор манометров с меньшей разрешающей способностью в большей степени повлияет на погрешность скин-фактора.

На рис. 4 представлена оценка влияния относительной погрешности измерения давления на относительную погрешность коэффициента продуктивности при разной величине депрессии. Видно, что при меньшей величине депрессии влияние погрешности измерений давления на погрешность определения коэффициента продуктивности значительно больше и при величине депрессии 0.05 МПа может достигать 70%.

На процесс восстановления давления в скважине влияет переменный дебит скважины до ее остановки (история работы). При обработке материалов гидродинамических исследований неполная информация об истории работы или её отсутствие вносит в результаты обработки ошибку, часто весьма существенную. С этим связана необходимость иметь всю динамику дебита за период, предшествующий началу исследований.

- Прибор №1 {1, 2 и 3 были в скважине одновременно) о - Прибор Ns2 о . Прибор №3

• - Прибор №4

♦ ■ Прибор №5

Рисунок 4 — Оценка влияния относительной погрешности измерения давления на относительную погрешность коэффициента продуктивности при разной величине депрессии

На рис. 5 проиллюстрированы результаты численного эксперимента, цель которого заключалась в анализе влияния истории работы соответственно на вид кривой производной и на точность определения фильтрационных параметров. При наличии результатов интерпретации КВД с использованием обобщенного дифференциального метода с учетом всей динамики дебита скважины до ее остановки, была проведена обработка этой же КВД двумя другими способами, меняя историю работы. В результате, как видно на рис. 5, по виду производной в зависимости от истории работы скважины могут быть выбраны разные интерпретационные модели пласта. При этом значение гидропроводности при обработке КВД методом Хорнера оказалось заниженным на 20%, методом касательной - завышенным на 250%.

В работе проведены оценки относительных погрешностей коэффициента продуктивности, проницаемости и скин-фактора, вносимых погрешностью измерения дебита на разных режимах работы скважины. Установлено, что в случае одинаковой погрешности измерения дебита на каждом из режимов влияние на точность определения коэффициента продуктивности и проницаемости одинаковое и значительно больше, чем на точность определения скин-фактора. Для случая различной погрешности замеров дебита на разных режимах до КВД влияние в большей степени отражается на погрешности скин-фактора, чем на погрешности проницаемости и может составлять сотни процентов.

Рисунок 5 - Диагностический график при разном задании истории работы скважины

Изучено влияние ошибок некоторых характеристик пластов и флюидов (называемых далее справочными данными), определяемых по данным ГИС, РУТ и керну и используемых при определении ряда фильтрационных параметров пласта по данным ГДИ. Проведены следующие оценки:

• оценка относительных погрешностей проницаемости и скин-фактора, вносимых относительной погрешностью эффективной толщины;

• оценка относительной погрешности проницаемости, вносимой относительной погрешностью вязкости;

• оценка относительных погрешностей проницаемости и скин-фактора, вносимых относительной погрешностью объемного коэффициента;

• оценка относительной погрешности скин-фактора, вносимой относительными погрешностями коэффициентов сжимаемости жидкости, породы и коэффициента открытой пористости.

Анализируя результаты проведенных оценок, следует отметить, что при погрешности справочных данных, равной 50%, погрешность определения проницаемости составляет не более 50%, кроме случая, когда занижено значение эффективной толщины. Погрешность определения скин-фактора составляет при этом не более 15%. Наименьшее влияние на точность определения проницаемости оказывает погрешность в определении объемного коэффициента. Наибольшее влияние на точность определения проницаемости оказывает большая погрешность в определении эффективной толщины, особенно, если ее значение занижено. Погрешность в определении скин-фактора в наибольшей степени зависит от точности определения эффективной толщины и практически не зависит от погрешности коэффициента сжимаемости породы.

В ГЛАВЕ 3 разработан ряд способов повышения достоверности результатов ГДИ в виде трёх технологических решений и методического решения, представляющего собой новый расчётный способ определения проницаемости пласта и степени охвата пласта процессом фильтрации.

Первое технологическое решение задачи повышения достоверности результатов ГДИ связано с необходимостью уточнения дебита притока из низкопроницаемого пласта за счет учета влияния перетоков в скважинном оборудовании.

При исследованиях скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы, объём жидкости, отбираемой из пласта, соизмерим с объёмами жидкости различных перетоков в системе «пласт-скважина». Поэтому при исследованиях низкопроницаемых коллекторов определение истинного дебита притока из пласта является одним из важнейших способов повышения достоверности результатов.

Малодебитные скважины, вскрывающие низкопроницаемые коллекторы, работают в большинстве случаев в периодическом режиме, как при фонтанном, так и при механическом способах эксплуатации. В этом случае невозможно установить прямую зависимость между измеренным дебитом на поверхности и дебитом в пластовых условиях, знание которого необходимо для обработки результатов исследований. Для определения истинного дебита притока к забою в каждый момент времени необходимо кроме измерений его на поверхности производить измерения во времени забойного и устьевых давлений. Это позволит определять дебит притока расчётным путём.

Другой областью применения уточнения дебита расчетным путем являются ГДИ в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН). После остановки ЭЦН для регистрации кривой восстановления уровня в межтрубном пространстве с помощью эхолота или кривой восстановления забойного давления с помощью датчика давления, установленного под насосом, наблюдается переток жидкости из трубного пространства в затрубное. Этот переток, обусловленный негерметичностью обратного клапана насоса, может продолжаться от десятков минут до нескольких суток. В зависимости от фильтрационных характеристик пласта может наблюдаться не только переток жидкости в затрубное пространство, но и отток её в продуктивный пласт. Он будет происходить до момента выравнивания уровней в трубном и затрубном пространствах. Проявление описанного процесса значительно искажает кривую восстановления уровня или давления. Учесть влияние перетока можно путём регистрации изменения давления над насосом с помощью глубинного манометра, спущенного в насосно-компрессорные трубы до начала исследований. Кроме этого, на всём протяжении исследований необходимо регистрировать изменение устьевых давлений. Далее рассчитывается истинный дебит притока из пласта на

каждый момент времени регистрации кривой восстановления уровня (давления).

На рис. 6 показана динамика жидкости в стволе скважины, оборудованной ЭЦН, при исследованиях её методом восстановления давления. В ходе исследований характер КВД был существенно искажён влиянием оттока жидкости в пласт. Использование расчётной кривой дебита оттока-притока позволяет обработать кривую восстановления давления с учётом всех происходящих в скважине процессов.

с г

?19

Давление над насосом в НКТ Давление под насосом Дебит скважины

31.10.01 23:00 31.10.01 23:30 01.11.01 0:00 01.11.01 0:30 01.11.01 1:00 01.11.01 1:30 01.11.01 2:00

Календарное время

Рисунок 6 - Динамика процессов в стволе скважины после остановки ЭЦН

В настоящей работе также приведен пример необходимости уточнения дебита притока при обработке кривой восстановления давления в скважине, оборудованной штанговым насосом (11II II). Дебит притока из пласта для интерпретации кривой изменения забойного давления необходимо определять по накопленному объему жидкости, отбираемому из скважины, периодически измеряемому в ёмкости (танке) на устье скважины и накопленному объему жидкости, отбираемому из затрубного пространства, рассчитываемому по данным об изменении забойного давления.

Аналогичный подход, связанный с уточнением дебита притока, необходимо применять и в скважинах, оборудованных струйным насосом (УГИС). Использование УГИС для проведения гидродинамических исследований скважин позволяет решить важную технологическую задачу -закрытие скважины на забое и, тем самым, устранить влияние ствола скважины на характер восстановления забойного давления. Но при использовании струйных насосов возникают две технологические проблемы, незнание, а, следовательно, и неучёт которых приводит к неверному определению по данным ГДИ фильтрационных параметров пласта.

Проблема 1. При работе скважины с УГИС в силу разных причин происходят запланированные и незапланированные остановки. При остановке агрегата трубное пространство начинает сообщаться с подпакерным пространством. Поскольку давление, создаваемое столбом жидкости в НКТ, превышает забойное давление в подпакерной зоне, то начинается переток жидкости из НКТ в подпакерную зону. При этом возникает репрессия на пласт, в результате чего перетекающая жидкость поглощается пластом.

Проблема 2. При остановке скважины на КВД обратный клапан УГИС может пропускать жидкость, в результате будет происходить переток жидкости в подпакерное пространство. Неучет влияния этого процесса при обработке КВД приводит к ошибкам в интерпретации. Для уточнения дебита послепритока при остановке скважины необходима информация об объеме жидкости, проходящем сквозь вставку под насос. При наличии кривой изменения давления, регистрируемой над насосом, появляется возможность для обработки КВД с учётом расчетной кривой дебита послепритока, численно равного дебиту слива из НКТ под насос.

Таким образом, при исследовании низкопроницаемых коллекторов уточнение дебита притока за счет учета перетоков в скважинном оборудовании позволяет:

• осуществить контроль динамики флюидов в стволе скважины,

• определить истинный дебит притока из пласта, который не совпадает с дебитом флюида в поверхностных условиях;

• произвести качественную обработку КВД с учетом перетоков в скважинном оборудовании, в то время, когда все современные программы интерпретации материалов ГДИ учитывают только влияние ствола скважины.

Апробация первого технологического решения проводилась на месторождениях нефтедобывающих компаний: ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (Тайлаковское) и ОАО «ТНК-Нягань» (Талинское, Каменное).

Второе технологическое решение связано с повышением достоверности результатов ГДИ за счёт использования нескольких глубинных манометров, установленных одновременно в стволе скважины.

При проведении промысловых работ исследователи обычно используют два глубинных манометра с целью дублирования записи на случай отказа одного из них.

В данной работе показано, что анализ измерений давления, одновременно производимых двумя и более манометрами в стволе скважины, позволяет решать целый ряд задач для повышения достоверности и информативности результатов ГДИ.

По данным нескольких манометров появляется возможность идентифицировать замеры давлений, которые достоверны для интерпретации, т.е. обусловлены характеристиками коллектора. Вместе с тем такой подход позволяет выявить информацию, вызванную различными явлениями в стволе скважины, такими как:

• разделение фаз в стволе скважины;

. движения границ разделов (нефть, газ и вода);

• температурные аномалии;

• изменение свойств пластового флюида при работе скважины, вызванное недостаточным ее освоением; началом поступления воды; началом разгазирования или подтягиванием газа из газовой шапки и др.

Пример повышения информативности материалов ГДИ представлен на рис. 7. По приведенным кривым видно, что в фонтанной скважине при штуцере диаметром 10 мм из пласта начинает поступать газ из газовой шапки, появление которого в продукции скважин резко снижает забойную температуру и плотность, рассчитанную по разности давлений, регистрируемых двумя совместно спущенными манометрами.

Другой пример повышения информативности материалов ГДИ представлен на рис. 8. Анализ изменения плотности жидкости между совместно спущенными манометрами показал, что жидкость в простаивающей скважине до её пуска в работу была тяжелее плотности жидкости в простаивающей скважине во время регистрации КВД. Это объясняется тем, что до запуска скважины она была заполнена дегазированной «мертвой нефтью», закачанной в скважину до начала исследований. Подобный анализ позволил оценить степень очистки скважины во время исследований.

Рассмотренные в настоящей работе примеры использования совместно спускаемых манометров позволяют провести сравнительный анализ технических особенностей глубинных манометров, выявить начало поступления газа в вертикальную или горизонтальную скважину и изучить изменение свойств пластового флюида.

Апробация второго технологического решения проводилась на месторождениях нефтедобывающих компаний: ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз» (Куюмбинское, Терско-Камовское), ОАО «Востсибнефтегаз» (Юрубчено-Тохомское), ООО СК «РУСВЬЕТПЕТРО» (Западно-Хоседаюское), ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Среднеботуобинское) и др.

"І

5 650

квд

6 мм

8 мм

- ПЛОТНОСТЬ

-температура

26.43

(І О.

26.40 ¡5

с 2

26.37 % х >х о 10

ге

26.34

- 26.31

- 26.28 26.25

28.06.03 30.06.03 02.07.03 04.07.03 06.07.03

Рисунок 7- Изменение плотности и температуры на забое скважины

08.07.03

Календарное время

"г ' £

З КВД1 ¡4« 4

і II

§ I

- плотность жидкости

- забойное давление

- температура

04.07.11 10.07.11 16.07.11 22.07.11 28.07.11 03.08.11 09.08.11 15.08.11 21.08.11 27.08.11

Календарное время

Рисунок 8 - Изменение плотности жидкости между манометрами. Месторождение Юрубчено-Тохомское. Скв. 7.

Третье технологическое решение задачи повышения достоверности результатов ГДИ связано с правильным выбором глубины установки забойных манометров.

При исследованиях скважин, эксплуатируемых при малых значениях депрессии и забойных давлениях ниже давления насыщения, изменение давления на глубине выше забоя может быть искажено влиянием изменения плотности в интервале между пластом и глубиной замера. Важным моментом является выбор глубины установки манометра. На рис. 9-10 показаны кривые изменения давления, зарегистрированные в разное время в одной скважине, при глубине подвески манометров, соответственно на 100 м выше пласта и напротив пласта. В первом случае (рис. 9) кривая давления при запуске скважины растет, во время КВД — падает и обработке не подлежит. Во втором случае (рис. 10) правильный выбор глубины (напротив пласта) позволил получить традиционную динамику кривой давления, неискаженную

изменением плотности и позволил провести качественную интерпретацию. „ 20 5

«Г

1 20.45 ш 1 о

о 20.4 о

20.35 20.3 20.25 20.2

23.07.2010 02.08.2010 12.08.2010 22.08.2010 01.09.2010 11.09.2010

Календарное время

Рисунок 9 - Кривая изменения давления, зарегистрированная при глубине подвески манометра на 100 м выше пласта

Таким образом, перед спуском манометра необходимо провести дизайн исследований, в котором следует проанализировать возможные значения депрессии на пласт и забойных давлений.

Апробация третьего технологического решения проводилась на месторождениях нефтедобывающих компаний: ОАО «Востсибнефтегаз» (Юрубчено-Тохомское), ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Среднеботуобинское) и др.

Методическое решение, предложенное в работе, связано с повышением достоверности гидродинамических исследований скважин за счет оценки проницаемости и степени охвата пласта процессом фильтрации.

21.2

I I С

КВД 1 4мм 1 8мм 1 КВД1 1 12мм им>Лбмм!

к! I »

I I I

Г I

I I I

! I I

I I I

КВД2

21.05

20.85 -I-

29.08.2010

04.10.2010

09.10.2010

14.10.2010

19.10.2010

24.10.2010

Календарное время

Рисунок 10 - Кривая изменения давления, зарегистрированная при глубине подвески манометра напротив пласта

Формулы (1) и (2), полученные в данной работе, позволяют при наличии результатов интерпретации комплексных гидродинамических исследований, включающих методы установившейся и неустановившейся фильтрации, использовать другой метод определения проницаемости по формуле (1), который, во-первых, не требует знания эффективной толщины пласта, во-вторых, сам позволяет оценить её по данным гидродинамических исследований по формуле (2):

где: к - проницаемость пласта; И — эффективная нефтенасыщенная толщина пласта; ц - вязкость фильтрующегося флюида, /?* - коэффициент упругоёмкости пласта; К - коэффициент продуктивности скважины; гидропроводность пласта е = А/г///; комплексный параметр В = х^пр, 2сг -расстояние между скважинами в ряду; / - расстояние между рядами.

По ряду месторождений Западной Сибири была произведена оценка эффективной толщины согласно формуле (2). Если определяемая по материалам ГДИ эффективная толщина значительно меньше толщины по данным ГИС, то причиной данного расхождения может быть значительная неоднородность коллектора по разрезу, приводящая к сокращению толщин проницаемых интервалов, по которым происходит фильтрация. Если по материалам ГДИ эффективная толщина значительно превышает толщину по

к = 2 ЫВмр/яе"** И = пе&,кеК/2о1ВР'-

(1) (2)

данным ГИС, то причина может заключаться в негерметичности обсадной колонны и подключении к фильтрации выше- и нижележащих пропластков.

Так, например, при интерпретации материалов ГДИ методом гидропрослушивания, проведенных в скважинах Шатровской площади, были получены значения эффективной толщины, кратно превышающие данные ГИС. В результате совместного анализа геологического строения Шатровской площади, результатов интерпретации материалов ГИС и комплексных ГДИ было выявлено, что такое расхождение обусловлено участием в фильтрации ещё одного пласта, расположенного ниже по разрезу, вскрывавшегося ранее в ряде скважин и перекрытого негерметичными цементными мостами.

В ГЛАВЕ 4 разработана методика определения фильтрационных параметров пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня и кривой последующего восстановления избыточного давления в скважине, вскрывающей низкопроницаемый коллектор.

Одним из способов ГДИ скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы, является регистрация КВД после мгновенного возмущения пласта. Этот способ, называемый в западной литературе «slug-test», при всей простоте и доступности имеет ряд недостатков. Во-первых, он применим только в случае малого времени возмущения, а во-вторых, обработка КВД возможна только методом наилучшего совмещения, который в случае решения задачи кратковременного возмущения является весьма неустойчивым.

Предлагаемая методика основана на использовании способа исследования скважин, изложенного в патенте №2061862 Вольпина С.Г., и состоит из метода наилучшего совмещения и графоаналитического метода. В случае подъема уровня во время КВД обработка кривой, показанной на рис. 11 красной линией, позволяет определить основные фильтрационные параметры из следующих соотношений:

—Z-z = 0.793ае' (3)

пр

И0 = -^г-[-£/(-а0] (4)

q0te

где В = (p(t)-iy/(t)\ i - тангенс угла наклона прямолинейного участка на КВД, преобразованной в координатах Рквд - y(t), к оси абсцисс; q0 и а - коэффициенты экспоненциальной функции, описывающей затухающий приток в скважину; V - объем отобранной из скважины жидкости при возмущении пласта; t - время с начала регистрации КВД; [- Ei(-at)] -интегральная экспоненциальная функция.

kh И

4 та'

Время, сут

Рисунок 11 - Кривые изменения давления до и после заполнения ствола скважины

В случае, если скважина является переливающей, то обработке подлежит и кривая восстановления избыточного давления, показанная на рис.11 коричневой линией и регистрируемая после заполнения скважины флюидом. В данном случае основные фильтрационные параметры определяются из следующих соотношений:

kh _ 1 /и 4 т ' г/

у/(т)~-

= 0.793а ехр

B__V_\ea i t

[-Ei{-aT)]

Т + т АлкИ

(5) 1.26 x

AT)

(6)

где: В = <p(T ) + iy/ (T); i - тангенс угла наклона прямолинейного участка на КВД, преобразованной в координатах Рквд- к оси абсцисс; Т - время от начала регистрации давления (уровня) до момента заполнения скважины; г- текущее время с момента заполнения скважины.

Таким образом, с помощью выражений (3) — (6) появилась возможность интерпретации нового способа ГДИ низкопроницаемых коллекторов, альтернативного методу мгновенного возмущения пласта (slug-test).

В заключении сделаны основные выводы по результатам выполненных

научных исследований:

1. На примере коэффициента продуктивности, как интегрального показателя добывных возможностей скважины, показано значительное влияние ошибок в определении этого параметра, полученного по материалам ГДИ, на темп роста газового фактора, проектный срок разработки и проектное значение конечной накопленной добычи нефти.

2. На основе интерпретации большого количества материалов ГДИ установлено, что большинство ошибок связано с неправильной технологией (45 %) и недостаточным контролем за подготовленностью скважины к проведению исследований (20 %).

3. На основе анализа этапов технологического процесса получения и обработки данных разработана универсальная классификация источников ошибок при определении параметров по данным ГДИ, имеющая вид причинно-следственной блок-схемы и отображающая направления появления ошибок и их влияние на определяемые параметры. Она предназначена для систематизации всех факторов, влияющих на достоверность конечных результатов и выделения основных направлений повышения точности определяемых параметров.

4. Произведена оценка погрешности в определении фильтрационных параметров пласта, вызываемой погрешностью в исходных данных:

• показана необходимость использования манометров с высокой разрешающей способностью; установлено, что при низкой величине депрессии на пласт (0.05 МПа) относительная погрешность определения коэффициента продуктивности может достигать 70%;

• показано значительное влияние продолжительности истории работы скважины и относительной погрешности измерений дебита на точность определения фильтрационных параметров;

• установлено, что наибольшее влияние на точность определения проницаемости и скин-фактора оказывает погрешность в определении эффективной толщины пласта, наименьшее влияние - погрешность в определении объемного коэффициента.

5. При исследовании скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН, УГИС, а также скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллекторы при любом способе эксплуатации, необходимо уточнение дебита притока из пласта за счет учета перетоков в скважинном оборудовании.

6. Применение совместно спускаемых манометров позволяет выявить начало поступления газа из газовой шапки и подтягивание воды из водонасыщенной части пласта в вертикальных и горизонтальных

скважинах, изучить изменение свойств пластового флюида при работе скважины, оценить качество освоения скважины.

7. Показано влияние глубины подвески манометра на характер поведения измеряемого давления в условиях низких депрессий и забойных давлений ниже давления насыщения. В связи с этим выбор глубины спуска манометра необходимо производить по результатам дизайна исследований.

8. Получен новый расчётный способ качественной оценки проницаемости, который не требует знания эффективной толщины пласта. Предлагаемый способ позволяет также оценить степень охвата пласта процессом фильтрации.

9. Разработан метод определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня в скважине.

10. Разработан метод определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления избыточного давления.

Основные положения диссертационной работы изложены в следующих публикациях:

1. Крыганов П,В. Анализ технических и технологических факторов, оказывающих влияние на возможность интерпретации гидродинамических исследований скважин нефтяного месторождения / П.В. Крыганов, Р.Ф. Исмагилов // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: материалы / 8-я Междунар. науч.-техн. конф. (19-21 мая 2009; Томск). — Томск: Изд-во Томского университета, 2009. - С. 76-77.

2. Крыганов П.В. Анализ технических и технологических причин недостоверности результатов гидродинамических исследований скважин / П.В. Крыганов, Р.Ф. Исмагилов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. науч. тр. / III Всероссийская научно-практическая конференция Западно-Сибирского общества молодых инженеров нефтяников при Тюменском государственном нефтегазовом университете Society of Petroleum Engineers (SPE) (22 апреля 2009; Тюмень). - Тюмень: Типография «Печатник», 2009. - С. 39-46.

3. Крыганов П.В. Анализ возможных причин недостоверности материалов гидродинамических исследований скважин Покровского месторождения / П.В. Крыганов, Р.Ф. Исмагилов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2009. -Вып. 140.-С. 126-139.

4. Крыганов П.В. Об информативности показаний совместно спускаемых глубинных манометров / П.В. Крыганов, С.Г. Вольпин, A.B. Свалов, Ю.М.

Штейнберг, Р.Ф. Исмагилов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». - 2009. -Вып. 141.-С. 69-80.

5. Крыганов П.В. Сравнение показаний совместно спускаемых глубинных манометров - анализ и информативность / П.В. Крыганов, С.Г. Вольпин, Р.Ф. Исмагилов // Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: материалы / 9-я Междунар. науч.-техн. конф. (12-14 мая 2010; Томск). - Томск: Изд-во Томского университета, 2010. - С. 44-47.

6. Крыганов П.В. Изучение влияния свободного газа на информативность гидропрослушивания в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения с помощью численного моделирования / П.В. Крыганов, И.В. Афанаскин, Ю.М. Штейнберг, A.B. Свалов, Р.Ф. Исмагилов, Н.П. Ефимова, С.Г. Вольпин // Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча: материалы / 10-я Междунар. науч.-техн. конф. (17-19 мая 2011; Томск). - Томск: Изд-во Томского политехнического университета,

2011.-С. 15-19.

7. Крыганов П.В. Информативность гидропрослушивания в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения / П.В. Крыганов, И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, A.B. Свалов, A.A. Колеватов // Труды всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика А. А. Трофимука. (16-23 октября 2011; Новосибирск). - Новосибирск: РИЦ НГУ, 2011. - С. 394-397.

8. Крыганов П.В. Оценка проницаемости и степени участия продуктивного пласта в процессе фильтрации / П.В. Крыганов, A.A. Колеватов, С.Г. Вольпин // Бурение и нефть. - 2012. - №2. - С. 24-26.

9. Афанаскин И.В. Влияние ошибок в определении коэффициента продуктивности по данным гидродинамических исследований на проектные показатели разработки газонефтяных месторождений / И. В Афанаскин., С.Г. Вольпин, A.B. Свалов, П.В. Крыганов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИнефть». -

2012. Вып. 146.-С. 29-38.

10. Афанаскин И.В. Компьютерное моделирование гидродинамических методов контроля процессов вытеснения высоковязкой нефти рабочими реагентами / И.В. Афанаскин, С.Г. Вольпин, Ю.М. Штейнберг, A.B. Свалов, П.В. Крыганов // Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча: материалы / 11-я Междунар. науч.-техн. конф. (15-17 мая 2012; Томск). - Томск: Изд-во Томского университета, 2012.

- С. 70-75.

Соискатель

Крыганов П.В.

Отпечатано ОАО «ВНИИнефть» 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Заказ № 36, тираж 100 экз., печат. листов 1,81

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Крыганов, Павел Викторович

Введение.

1. Обзор работ по вопросам повышения достоверности результатов гидродинамических исследований.

2. Выявление и анализ факторов, оказывающих влияние на достоверность результатов гидродинамических исследований.

2.1. Влияние ошибок в определении фильтрационно-емкостных параметров по данным ГДИ на проектные показатели разработки газонефтяных месторождений на примере коэффициента продуктивности)

2.2. Параметры, определяемые по материалам гидродинамических исследований.

2.3. Выявление и анализ возможных источников ошибок.

2.4. Классификация ошибок при определении фильтрационных параметров, определяемых с помощью гидродинамических исследований

2.4.1. Общепринятые классификации погрешностей.

2.4.2. Разработка классификации ошибок и их источников применительно к определению характеристик пласта по данным гидродинамических исследований

2.5. Анализ источников ошибок при ГДИ по данным фактических материалов

2.6. Влияние погрешностей в исходных данных на результаты интерпретации материалов гидродинамических исследований.

2.6.1. О влиянии ошибок в измерении давления.

2.6.2. О влиянии ошибок в измерении дебита.

2.6.3. Оценка погрешностей определяемых параметров, вносимых ошибками в справочных данных.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин"

Цель исследования

Основные задачи исследования:

2. Разработка способов повышения достоверности результатов гидродинамических исследований.

3. Апробация способов повышения достоверности результатов ГДИ при проведении промысловых работ.

Методы решения поставленных задач

Достоверность полученных результатов

Использование совместно спускаемых манометров позволяет повысить не только достоверность измерений, но и информативность материалов исследований: оценить степень освоения скважины, выявить прорывы газа из газовой шапки, выявить подтягивание воды из водяного горизонта и др. Знание данных процессов позволяет в свою очередь существенно повысить достоверность определяемых параметров.

Научная новизна:

Основные защищаемые положения: 1. Результаты полномасштабного анализа и систематизации факторов, влияющих на достоверность определяемых фильтрационных параметров по данным ГДИ. Результаты анализа и оценки влияния погрешностей в исходных данных, ошибок в выборе технологий исследований и методов обработки на точность определяемых параметров.

5. Методика определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня и кривой последующего восстановления избыточного давления.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Внедрение технологии исследований в условиях Юрубчено-Тохомского месторождения, предусматривающей регистрацию забойного давления на уровне пласта, позволило минимизировать влияние перераспределения фаз в стволе скважины на показания манометра после остановки скважины для регистрации кривой восстановления давления (КВД) в условиях низких депрессий и забойных давлений ниже давления насыщения нефти газом. В частности, установлено, что, при глубине подвески манометра выше на 100 м интервала вскрытия пласта изменение плотности столба жидкости ниже точки замера приводит к невозможности количественной интерпретации КВД. Результаты работы прошли защиту на НТС Заказчика.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на VIII и IX международных научно - технических конференциях «Современные технологии гидродинамических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений» (Томск 2009, 2010г.г.); X международной научно - технической конференции «Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча» (Томск 2011г.); Научно - практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (Москва 2008г.); Всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика A.A. Трофимука «Трофимуковские чтения молодых ученых - 2011» (Новосибирск 2011г.); научно-техническом совете ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» (Москва 2011г.); научно-техническом совете ОАО "Востсибнефтегаз" (Красноярск 2012г.).

Личный вклад автора

В течение 7 лет соискателем проводились гидродинамические исследования скважин на Юрубчено-Тохомском, Куюмбинском, Терско-Камовском, Се-веро-Хоседаюском, Западно-Хоседаюском, Тайлаковском, Талинском, Каменном, Среднеботуобинском и других месторождениях.

Предложены новые технологические решения для повышения достоверности исследований, связанные с необходимостью уточнения дебита притока из низкопроницаемого пласта за счет учета влияния перетоков в скважинном оборудовании; с увеличением информативности материалов исследований при использовании нескольких глубинных манометров; с правильным выбором глубины установки забойных манометров.

Публикации

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Крыганов, Павел Викторович

Основные выводы к главе 4

1. Разработан метод определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня в скважине.

2. Разработан метод определения фильтрационных параметров низкопроницаемого пласта по кривой восстановления избыточного давления.

Заключение

Основными результатами данной работы можно считать следующие:

1. На примере коэффициента продуктивности, как интегрального показателя добывных возможностей скважины, показано значительное влияние ошибок в определении этого параметра, полученного по материалам гидродинамических исследований, на темп роста газового фактора, проектный срок разработки и проектное значение конечной накопленной добычи нефти.

2. На основе интерпретации большого количества материалов гидродинамических исследований установлено, что большинство ошибок связано с неправильной технологией (45 %) и недостаточным контролем за подготовленностью скважины к проведению исследований (20 %). Поскольку указанные ошибки полностью зависят от исследователей, необходимо искать пути их устранения.

3. На основе анализа этапов технологического процесса получения и обработки данных разработана универсальная классификация источников ошибок при определении параметров по данным ГДИ, которая отображает направления появления ошибок и их влияние на определяемые параметры. Она предназначена для систематизации всех факторов, влияющих на достоверность конечных результатов и выделения основных направлений повышения точности определяемых параметров.

• при анализе ошибок, связанных с измерением давления показана необходимость использования манометров с высокой разрешающей способностью; установлено, что при низкой величине депрессии на пласт (0.05 МПа) относительная погрешность определения коэффициента продуктивности может достигать 70%;

• при анализе ошибок, связанных с измерением дебита, показано значительное влияние продолжительности истории работы скважины и относительной погрешности измерений дебита на точность определения фильтрационных параметров;

• при анализе ошибок в справочных данных установлено, что наибольшее влияние на точность определения проницаемости оказывает погрешность в определении эффективной толщины пласта, наименьшее влияние - погрешность в определении объемного коэффициента; достоверность определения скин-фактора в наибольшей степени также зависит от точности определения эффективной толщины и практически не зависит от погрешности коэффициента сжимаемости породы.

5. При исследовании скважин, оборудованных ЭЦН, ШГН, УГИС, а также скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора при любом способе эксплуатации, необходимо уточнение дебита притока из пласта за счет учета перетоков в скважинном оборудовании. Таким образом, производится контроль динамики флюидов в стволе скважины, что позволяет определить истинный дебит притока из пласта и произвести качественную обработку КВД с учетом перетоков.

6. Применение совместно спускаемых манометров позволяет выявить начало поступления газа из газовой шапки и подтягивание воды из водо-насыщенной части пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах, изучить изменение свойств пластового флюида при работе скважины, оценить качество освоения скважины.

7. Показано влияние глубины подвески манометра на характер поведения измеряемого давления в условиях низких депрессий и забойных давлений ниже давления насыщения. Правильный выбор глубины установки манометра (на уровне пласта) позволяет минимизировать влияние изменения плотности в интервале между пластом и глубиной замера, которое способно оказать преобладающее влияние на величину измеряемого давления. Перед спуском манометра необходимо провести дизайн исследований, в котором следует проанализировать возможные значения депрессии на пласт и забойных давлений.

8. Получен новый расчётный способ качественной оценки проницаемости, который не требует знания эффективной толщины пласта и позволяет оценить её по данным гидродинамических исследований. Установлено, что значительное расхождение величин эффективной толщины, определённых по данным гидродинамических и геофизических исследований, может быть обусловлено значительной неоднородностью коллектора по разрезу, негерметичностью обсадной колонны и, как следствие, подключением к фильтрации выше- и нижележащих про-пластков и другими причинами.

9. Разработан метод определения фильтрационных параметров низко проницаемого пласта по кривой восстановления давления при подъёме уровня в скважине.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Крыганов, Павел Викторович, Москва

1. Акрам X. Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульными испытателями пластов на кабеле МОТ/СНГОТ / X. Акрам, В. Ашуров // Нефтегазовое обозрение. -Шлюмберже. - Осень 2005. - Том 9. №1. - С. 30-45.

2. Акрам X. Исследование малодебитных скважин в России / X. Акрам, С. Г. Вольпин, Ю. А. Мясников, И. Р. Дияшев, У. Д. Ли, А. Н. Шандрыгин // Нефтегазовое обозрение Шлюмберже. - Весна 1999. -Том 4. №1,-С. 4-13.

3. Баренблатт Г. И. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах / Г. И. Баренблатт, Ю. П. Борисов, С. Г. Каменецкий, А. П. Крылов // Известия АН СССР. 1957. - №11. - С. 104-107.

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

5. Бахмутский М. Л. Алгоритм выделения тренда зашумленных больших временных рядов / М. Л. Бахмутский // Программные продукты и системы / НИИ "Центрпрограммсистем". 2011. №4(96). С. 57-65.

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

7. Белоус В. Б. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов / В. Б. Белоус, В. А.

8. Мажар, Д. Н. Гуляев, А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий // Нефтяное хозяйство. 2006. - №12. - С. 62-67.

9. Белоус В. Б. Технология гидродинамических исследований эксплуатационных нефтяных скважин механизированного фонда / В. Б. Белоус, В. Ю. Билинчук, М. И. Кременецкий и др. // Каротажник. -2002. №98. - С. 51-57.

10. Богачев Б. А. Аналитический метод определения физических параметров пласта / Б. А. Богачев // Нефтяное хозяйство. 1962. - №3. С. 32-36.

11. Борель Э. Вероятность и достоверность / Э. Борель. Перевод под редакцией Б. В. Гнеденко // М.: Наука. 1969. - 112 с.

12. Борисов Ю. П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости / Ю. П. Борисов // Тр. ВНИИ / М.: Гостоптехиздат -1959. Вып. 19.-С. 115-133.

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

14. Булгаков С. А. Повышение информативности гидродинамических исследований нефтяных скважин на основе метода ДМД / С. А. Булгаков, В. А. Ольховская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2011. - №1. - С. 54-56.

15. Бурдун Г. Д. Основы метрологии / Учебное пособие для вузов. Издание третье, переработанное / Г. Д. Бурдун, Б. Н. Марков // М.: Изд-во стандартов. 1985. - 256 с.

16. Васильевский В. Н. Исследования нефтяных пластов и скважин / В. Н. Васильевский, А. И. Петров // М.: Недра. 1973. - 344 с.

17. Вольпин А. С. Обзор современных автономных глубинных манометров, используемых при исследованиях скважин / А. С. Вольпин, А. К. Пономарев // Нефтяное хозяйство. 2003. - №12. - С. 57-59.

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

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

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

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

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

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

24. Вольпин С. Г. Мониторинг продуктивности добывающих скважин / С. Г. Вольпин, А. В. Свалов, Ю. М. Штейнберг, А. С. Вольпин // Нефтяное хозяйство. 2005. - №6. - С. 116-118.

25. Пат. 2061862 Российская федерация, МПК 6 Е 21 В 47/10. Способ исследования нефте- и водонасыщенных пластов / С. Г. Вольпин. № 93018600/03; заявл. 07.04.1993; опубл. 10.06.1996.

26. Гайдуков JI. А. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их дебит / JI. А. Гайдуков, Н. Н. Михайлов // Нефтяное хозяйство. 2010. - №1. - С. 90-93.

27. Гайдуков Л. А. Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте / Л. А. Гайдуков, Н. Н. Михайлов // Бурение и нефть. 2010. -№4. -С. 21-23.

28. Гемала М. Метод обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости / М. Гемала // Нефтяное хозяйство. 1960. - №7. - С. 19-24.

29. Гольдин Л. Л. Руководство к лабораторным занятиям по физике. Учебное пособие / Л. Л. Гольдин, Ф. Ф. Игошин, С. М. Козел и др. / Под ред. Л. Л. Гольдина. // М.: Наука. Главная редакция физико-математической литературы. 1983. - 704 с.

30. Демидович Б. П. Основы вычислительной математики / Б. П. Демидович, И. А. Марон // М.: Наука. 1966. - 664 с.

31. Дияшев Р. Н. Совместная разработка нефтяных пластов / Р. Н. Дияшев ПМ.\ Недра. 1984.-208 с.

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

33. Зайдель А. Н. Элементарные оценки ошибок измерений. Изд. 2-е испр. и доп. / А. Н. Зайдель // Л.: «Наука» Ленинградское отделение. 1967. -88 с.

34. Пат. 2213864 Российская Федерация. Способ исследования и , интерпретации результатов исследований скважин и пластов / С. Н

35. Закиров, Э. С. Закиров, И. М. Индрупский, Д. П. Аникеев. № 2001132910; заявл. 06.12.2001.

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

37. Евченко В. С. Влияние погрешности в значении коэффициента сжимаемости пласта на точность определения гидропроводности его оперативным методом / В. С. Евченко // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа // Труды СибНИИНП. 1975. - С. 27-34.

38. Еникеев Р. Р. Помехоустойчивые алгоритмы обработки данных промысловых гидродинамических исследований скважин / Р. Р. Еникеев // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа. - 2004. - 23 с.

39. Иктисанов В. А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений / В. А. Иктисанов // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2001. -210 с.

40. Иктисанов В. А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин / В. А. Иктисанов // Нефтяное хозяйство. 2002. - №2. - С. 56-59.

41. Ипатов А. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий // М.: НИЦ «Регулярная и хаотичная динамика». 2005. -780 с.

42. Исмагилов Р. Ф. Усовершенствование методов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов при освоении скважин / Р. Ф. Исмагилов // Диссертация кандидата техн. наук. М.: ОАО «ВНИИнефть». - 2010. - 200 с.

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

44. Карнаухов M. JI. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов / M. JI. Карнаухов // М.: Недра. 1991. - 208 с.

45. Королев К. Б. Рациональный подход к проведению гидродинамических исследований скважин / К. Б. Королев, Т. Н. Силкина, А. А. Воронков // Нефтяное хозяйство. 2008. - №12. - С. 74-76.

46. Короткое К. В. К вопросу оценки коэффициента проницаемости по данным комплекса петрофизических, гидродинамических и геофизических исследований / К. В. Коротков, В. К. Плешаков // Каротажник. 2001 - №5. - Вып. 158. - С. 39-58.

47. Кременецкий М. И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов // М.: Макс Пресс. 2008. - 476 с.

48. Крыганов П. В. Информативность гидропрослушивания в рифейских отложениях Юрубчено-Тохомского месторождения / П. В. Крыганов, И.

49. B. Афанаскин, С. Г. Вольпин, А. В. Свалов, А. А. Колеватов // Труды всероссийской молодежной научной конференции с участием иностранных ученых, посвященной 100-летию академика А. А. Трофимука. (16-23 октября 2011; Новосибирск). С. 394-397.

50. Крыганов П. В. Об информативности показаний совместно спускаемых глубинных манометров / П. В. Крыганов, С. Г. Вольпин, А. В. Свалов, Ю. М. Штейнберг, Р. Ф. Исмагилов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИНефть». 2009. - Вып. 141. - С. 69-80.

51. Крыганов П. В. Анализ возможных причин недостоверности материалов гидродинамических исследований скважин Покровского месторождения / П. В. Крыганов, Р. Ф. Исмагилов // Сб. науч. тр. / ОАО «ВНИИНефть». 2009. - Вып. 140. - С. 126-139.

52. Крыганов П. В. Оценка проницаемости и степени участия продуктивного пласта в процессе фильтрации / П. В. Крыганов, А. А. Колеватов, С. Г. Вольпин // Бурение и нефть. 2012. - №2. - С. 24-26.

53. Крыницкий В. Г. О влиянии продолжающегося притока в остановленную возмущающую скважину на пьезопрослушивание / В. Г. Крыницкий // Труды МИНХ и ГП им. И. М. Губкина / М.: Недра. Вып. 79. - 1969.-С. 140-145.

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

55. Кундин А. С. Влияние продолжающегося притока в скважину на точность определения параметров пласта / А. С. Кундин // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. №3 - 1975. - С. 41-44.

56. Курочкин В. И. Влияние оттока жидкости в пласт на кривую падения давления нагнетательных скважин в трещиновато-поровом коллекторе /

57. В. И. Курочкин, В. А. Санников // Науч.-техн. журнал Интервал. 2003. -№4. - С. 12-15.

58. Курочкин В. И. Сравнительный анализ методов Полларда и Уоррена-Рута восстановления фильтрационных параметров в трещиновато-поровом коллекторе / В. И. Курочкин, В. А. Санников // Науч.-техн. журнал Интервал. 2003. - №9.

59. Ли Юн-Шань. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки / Юн-Шань Ли // Изв. вузов «Нефть и газ». 1960. -№5.-С. 63-69.

60. Ллойд Давид К. Надёжность. Организация исследования, методы, математический аппарат / Ллойд Давид К., М. Липов // М.: Советское радио.- 1964.- 688 с.

61. Лозин Е. В. Гидродинамические исследования скважин с использованием современных глубинных приборов / Е. В. Лозин, В. П. Шушарин, И. Р. Баширов // Нефтяное хозяйство. 2004. - №11. - С. 7880.

62. Мангазеев П. В. Гидродинамические исследования скважин / П. В. Мангазеев, М. В. Панков, Т. Е. Кулагина // Изд-во ТПУ. 2004. - 340 с.

63. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / М. Маскет//М.-Л.: Гостоптехиздат. 1949. - 628 с.

64. Мешков В. М. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. / В. М. Мешков, М. Г. Нестеренко, Е. А. Ледяев // Нефтяное хозяйство. 2001. - №9. - С. 93-94.

65. Мулёв Ю. В. Манометры. / Ю. В. Мулёв // Производственно-практическое издание. МЭИ. 2003. - 280 с.

66. Назаров Н. Г. Метрология. Основные понятия и математические модели. / Н. Г. Назаров // М.: Высшая школа. 2002,- 348 с.

67. Николаиди И. К. Совершенствование гидродинамических методов исследования скважин на поздней стадии разработки месторождений / И.

68. К. Николаиди // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Ставрополь. - 2006.

69. Новицкий П. В. Оценка погрешностей результатов измерений / П. В. Новицкий, И. А. Зограф // Л.: Энергоатомиздат. 1991. - 304 с.

70. Осадчий В. М. Состояние и перспективы развития технологии исследования горизонтальных скважин при испытании и эксплуатации / В. М. Осадчий, В. М. Теленков // Каротажник. 2001. - №4. - С. 107119.

71. Павленко Г. А. Современные проблемы и пути развития технических средств, технологий и программных продуктов для гидродинамических исследований в скважинах / Г. А. Павленко, А. А. Павлов // Каротажник. 2003. - Вып. 108. - С. 16-25.

72. Петров А. И. Вопросы точности измерений при гидродинамических исследованиях скважин / А. И. Петров // Диссертация кандидата техн. наук. М: ВНИИнефть им. А.П. Крылова. - 1973. - 178 с.

73. Пат. 2227200 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 23/02. Устройство для фиксации и отсоединения скважинных приборов / А. К. Пономарёв. -№ 2001134227; заявл. 20.12.2001; опубл. 20.04.2004.

74. Пьянкова Е. М. Влияние скин-эффекта на КВД / Е. М. Пьянкова, М. Л. Карнаухов // Нефтепромысловое дело. 2003. - №10. - С. 42-44.

75. Рахматуллин В. У. Об одной задаче восстановления давления / В. У. Рахматуллин, А. П. Потапов // Нефтяное хозяйство. 2001. - №3. - С. 56-58.

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

77. РД 39-3-593-81. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин / М.: ВНИИ, 1982. 182 с.

78. Рочев А. Н. Повышение информативности гидродинамических исследований скважин / А. Н. Рочев // Диссертация кандидата техн. наук: // УГТУ. ООО «Севергазпром». - Ухта. - 2004. - 24 с.

79. Саранча А. В. Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта / А. В. Саранча // Автореферат диссертации кандидата техн. наук. Тюмень. - 2008. - 23 с.

80. Сергеев П. В. Идентификация гидродинамических параметров скважин на неустановившихся режимах фильтрации с учетом априорной информации / П. В. Сергеев, В. Л. Сергеев // Известия ТПУ 2006. -№5.-Т. 309-С. 156-161.

81. Силкина Т. Н. Точность получения параметров при различных видах гидродинамических исследований скважин / Т. Н. Силкина, К. Б. Королев, А. А. Воронков // Нефтяное хозяйство. 2007. - №10. - С. 111113.

82. Силов В. Ю. Особенности проведения и интерпретации гидродинамических исследований скважин на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» / В. Ю. Силов, В. А. Мажар // Нефтяное хозяйство. 2006. - №12 - С. 70-72.

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

84. Узе О. Анализ динамических потоков: Теория и практика интерпретации данных ГДИС и анализа добычи, а также использование данныхстационарных глубинных манометров / О. Узе, Д. Витура, О. Фьярэ // Kappa. окт. 2008.

85. Усенко В. Ф. Исследования нефтяных месторождений при давлениях ниже давления насыщения / В. Ф. Усенко // М.: Недра. 1967. - 214 с.

86. Фахретдинов Р. Н. Роль информационных технологий в разработке месторождений нефти в ОАО «Газпром нефть» / Р. Н. Фахретдинов, А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий // Нефтяное хозяйство. 2006. - №12. -С. 82-85.

87. Федоров В. Н. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин / В. Н. Федоров, А. И. Шешуков, В. М. Мешков // Нефтяное хозяйство. 2002. - №8. - С. 92-94.

88. Физическая энциклопедия. Под редакцией Прохорова А. М. // М.: «Советская энциклопедия». 1988. - в 5-ти томах.

89. Хавкин А. Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами / А. Я. Хавкин // МО МАНПО. -2000. 525 с.

90. Хавкин А. Я. Новые направления и технологии разработки низкопроницаемых пластов / А. Я. Хавкин // Нефтяное хозяйство. -1993. № 3. - С. 4-8.

91. Хасанов М. Новый подход к интерпретации кривых восстановления давления / М. Хасанов, Р. Еникеев, Р. Гарифуллин // Вестник инжинирингового центра ЮКОС. 2001. - №2. - С. 13-16.

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

93. Хуань-Коу-Жень. Об обработке кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки / Хуань-Коу-Жень // Тр. МИНХ и ГП. 1963. - Вып. 42. - С. 164-175.

94. Ю1.Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика / И. А. Чарный // М.: Гостоптехиздат. 1963. - 369 с.

95. Чекалюк Э. Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа / Э. Б. Чекалюк // Киев: Гостехиздат УССР. 1961. - 286 с.

96. ЮЗ.Чодри А. Гидродинамические исследования нефтяных скважин / А. Чодри. Перевод с английского под ред. С. Г. Вольпина // М.: ООО «Премиум инжиниринг». 2011. - 687 с.

97. Шагиев Р. Г. Исследования по КВД / Р. Г. Шагиев // Издательство Наука. 1998.-304 с.

98. Шалимов Б. В. О коэффициентах продуктивности (приемистости) скважин и их использовании при численном моделировании фильтрационных процессов / Б. В. Шалимов, М. И. Швидлер // Сб. науч. тр. / ВНИИ. 1991. - № 106. - С. 5-24.

99. Шешуков А. И. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований / А. И. Шешуков, В. Н. Федоров, В. М. Мешков // Нефтяное хозяйство. 2001. - №5. - С. 64-67.

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

101. Эрлагер Р. Гидродинамические методы исследования скважин / Р. Эрлагер. Перевод с англ. под ред. М. М. Хасанова // Москва Ижевск:

102. НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика». Институт компьютерных исследований. - 2006. - 512 с.

103. Языков А. В. Анализ нелинейности системы скважина резервуар при планировании гидродинамических исследований для применения метода деконволюции / А. В. Языков // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №9. - С. 104-105.

104. Якушев А. И. Взаимозаменяемость, стандартизация и технические измерения. Учебник для вузов. 6-е изд., перераб. и дополн. / А. И. Якушев, JI. Н. Воронцов, Н. М. Федотов // М.: Машиностроение. 1987. - 352 с.

105. Bourdet D. Use of Pressure Derivative in Well-Test-Interpretation / Bourdet, D., Ayoub, J.A. and Pirard, Y.M. // Paper SPE 12777. SPE Facilities & Engineering (June 1989). - P. 293-302. - also in Trans. - AIME 287.

106. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models / Bourdet D. // Handbook of petroleum exploration and production. 2002. P. 426.

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

108. Chaudhry A. U. Oil well testing handbook / A. U. Chaudhry // Gulf Professional Publishing. 2004. - P. 702.

109. Dake L. P. The practice of reservoir engineering / Dake L.P. // Elsevier. -1994. P. 534.

110. Dennis J. R. Quartz technology allows for wider downhole pressure testing range / Dennis J. R., Zeller V. P. // SPE Form. Eval. 1991. - Vol. 6, №1. - P. 33-38.

111. Economides, M. J. Reservoir Stimulation, Third Edition / Economides, M. J. and Nolte, K.G. // Wiley, NY and Chichester. 2000. - Hardcover. - P. 750.

112. Fetkovich M. J. The Isochronal Testing of Oil Wells / Fetkovich M. J. // Paper SPE 4529 presented at the 48-th Annual Fall Meeting. Las Vegas, Nev. -Sept. 30 - Oct. 3. - 1973.

113. Foster G. A. The use of pressure build-up data in pressure transient testing / Foster G. A., Wong D., Asgarpour S. // J. Can. Petrol. Technol. 1989. - Vol. 28, №6. - P. 64-72.

114. Horne R. N. Modern Well Test Analysis / Home R. N // Petroway. Inc. -1990.-P. 183.

115. Gringarten A. C. From Straight Lines to Deconvolution. The Evolution of the State of the Art in Well Test Analysis / Gringarten A. C. // SPE 102079. -2006. September.

116. Stewart G. Test Interpretation for Naturally Fractured Reservoirs / G. Stewart and F. Ascharsobbi // Paper SPE 18173, presented at the 63rd Annual Technical Conference and Exhibition of SPE. Hewston. - TX. - Oct. 2-5. -1988.

Информация о работе

Крыганов, Павел Викторович
кандидата технических наук
Москва, 2012
ВАК 25.00.17

Диссертация

Методы повышения достоверности результатов гидродинамических исследований нефтяных пластов и скважин - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы