Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства"

УЧРЕЖДЕНИЕ РОССИЙСКОЙ АКАДЕМИИ НАУК ИНСТИТУТ ПРОБЛЕМ НЕФТИ И ГАЗА РАН (ИПНГ РАН)

На правах рукописи УДК 622.27

Иидрупский Илья Михайлович

НОВЫЕ НАУЧНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ ПРИМЕНИТЕЛЬНО К РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ЭФФЕКТИВНОГО ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА

Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

2 6 АВГ 2010

Москва 2010

004607358

Работа выполнена в Учреждении Российской Академии наук Институт проблем нефти и газа РАН.

Научный консультант: доктор технических наук, профессор

Закиров С.Н.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ерёмин Н.А. (ИПНГ РАН) доктор технических наук

Малютина Г.С. (ОАО «ВНИИнефть») доктор технических наук, профессор Васильев Ю.Н. (ОАО «Газпром ВНИИГаз»)

Ведущая организация: Российский Государственный

университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится «13» октября 2010 г. в 15 ч. 00 мин. на заседании Диссертационного Совета Д.002.076.01 ИПНГ РАН в зале Учёного Совета ИПНГ РАН.

С диссертацией можно ознакомиться у секретаря Диссертационного Совета ИПНГ РАН. Отзывы на автореферат можно присылать по адресу: 119333, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан « » 2010 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

канд. техн. наук М.Н. Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность тематики работы. Развитие современных теории и практики разработки месторождений нефти и газа невозможно в отрыве от сопредельных дисциплин нефтегазовой науки - физики пласта и петрофизики, методологии проведения и интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), подсчёта запасов нефти и газа, ЗБ геологического и гидродинамического моделирования, методов гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных и др.

Сказанное отражает важную роль системного взаимодействия отдельных научных дисциплин для повышения достоверности прогнозирования процессов разработки и обоснования эффективных технологических решений. Поэтому выявление и устранение несогласованностей в методологии отдельных нефтегазовых дисциплин, приводящих к недостоверным или некорректным результатам, является актуальной задачей доя теории и практики разработки месторождений природных углеводородов.

Проблемы нарушения конструктивного взаимодействия специалистов сопредельных исследовательских направлений проявились наиболее явно в методологии ЗБ компьютерного моделирования. В нашей стране его повсеместное внедрение началось с 2000 г. согласно решению Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР Роснедра).

Как в зарубежной, так и в отечественной практике проблемы взаимодействия разноплановых дисциплин были призваны решать мультидисциплинарные группы. Однако, как показывается в работе, они не разрешили стоящих перед ними задач.

Разрешение проблем методологического характера возможно путём реализации во всех дисциплинах единых базисных представлений об исследуемом объекте -нефтегазоносном пласте. Многочисленные примеры, рассматриваемые в работе, показывают, что именно указанное условие в настоящее время оказалось нарушенным. Основной причиной явилось то, что традиционная методология нефтегазовой науки развивалась на основе модели "абстрактной" пористой среды. Базисные параметры которой - коэффициенты абсолютной проницаемости (по газу) и открытой пористости, не отражают фактические условия залегания и течения углеводородов в продуктивных пластах.

Поэтому возникла потребность в обосновании такого единого базисного подхода к проведению исследований при изучении нефтегазовых пластов, который обеспечит естественную системность и согласованность задач и результатов исследований в отдельных научных дисциплинах. Предлагаемый в работе подход направлен на решение указанной задачи за счёт обоснования базисной модели пористой среды, характеризуемой параметрами пласта в реальных условиях фильтрации флюидов в залежах углеводородов - в присутствии остаточной водонасыщенности. А именно,

коэффициентами эффективной пористости и эффективной проницаемости (проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности).

Выше затронуты вопросы повышения достоверности исследований в нефтегазовой отрасли в связи с проблемами разработки месторождений нефти и газа. Другой актуальной задачей теории и практики разработки залежей углеводородов является обоснование новых и/или более эффективных технологий извлечения нефти, газа, конденсата из продуктивных пластов. В работе такое обоснование оказывается возможным на основе изменения представлений о строении залежей углеводородов, как следствие перехода к новому методологическому подходу к их изучению.

Исследования продуктивных пластов в реальных условиях фильтрации флюидов являются важным источником исходной информации для проектирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. В частности, это относится к методам гидродинамического исследования скважин (ГДИС). Вместе с тем, практически отсутствуют методы ГДИС и интерпретации получаемых данных для оценки характеристик совместного течения нефти (газа) и воды в терригенных и карбонатных пластах. Кроме того, ограничен арсенал технологий ГДИС, направленных на определение показателей анизотропии проницаемости пласта. Поэтому данный круг задач также актуален. Их решение в работе осуществляется в рамках предлагаемого единого методологического подхода к изучению продуктивных пластов.

Цель работы состоит в повышении эффективности разработки месторождений нефти и газа путем создания новых научно-методических и технологических решений на основе модели эффективного порового пространства.

Основные задачи исследований, в соответствии с обозначенной целью работы, заключаются в:

• выявлении и анализе проблем взаимодействия между отдельными научными дисциплинами, а также соответствующих некорректных методологических подходов и результатов исследований, возникающих при изучении продуктивных пластов;

• обосновании методологии исследований на основе модели эффективного порового пространства (ЭПП), позволяющей реализовать системность в изучении нефтегазоносных пластов сопредельными научными дисциплинами;

• обосновании, в соответствии с моделью ЭПП, изменений в методологических подходах к изучению залежей углеводородов в физике пласта, петрофизике, методах геофизических и гидродинамических исследований скважин и интерпретации получаемых данных, методах подсчёта запасов нефти и газа, 30 геологическом и гидродинамическом моделировании;

• обосновании новых и совершенствовании существующих технологий разработки месторождений нефти и газа, обеспечивающих повышение нефте-, газо- и конденсатоотдачи пластов, на основе изменения представлений о строении залежей

нефти и газа как следствия новой методологии их изучения;

• обосновании новых методов и технологий гидродинамического исследования нефтяных и газовых скважин, а также алгоритмов интерпретации получаемых данных, обеспечивающих расширение спектра определяемых в пластовых условиях параметров и зависимостей, в соответствии с новой методологией изучения продуктивных пластов.

Методы решения поставленных задач. Для решения поставленных задач, применялись общепринятые методы проведения научных исследований, включая анализ и обобщение результатов предшествующих исследований, интерпретацию и анализ результатов лабораторных экспериментов и данных промысловых исследований, методы математического моделирования с применением алгоритмов и компьютерных программ собственной разработки на основе апробированных аналитических и численных методов, методов теории оптимального управления, а также современных коммерческих программных комплексов.

Научная новизна результатов исследований, по мнению автора, заключается в следующем.

• Обоснована методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами, базирующаяся на модели эффективной пористой среды, повышающая достоверность исследований в области разработки месторождений нефти и газа, а также способствующая увеличению коэффициентов нефте-, газ о-, конденсатоотдачи продуктивных пластов.

• Выявлены проблемы несогласованности методологий нефтегазовых научных дисциплин и обоснованы пути их устранения на основе базисной модели ЭПП, включая: повышение достоверности интерпретации данных лабораторных исследований, ГИС и ГДИС и использования их результатов при ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании; учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекгоров") на всех этапах изучения пласта; учёт забалансовых запасов нефти в "неколлекгорах" и переходных зонах в ЗЭ моделях и при подсчёте геологических запасов нефти и др., что предопределяет повышение степени достоверности проектных решений по разработке месторождений нефти и газа.

• Обоснована технология вертикально-латерального заводнения нефтяных пластов, обеспечивающая увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в двух разновидностях - для вводимых в разработку залежей и залежей на поздней стадии заводнения.

• Обоснована технология разработки газоконденсатных залежей на основе вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин, обеспечивающая повышение конденсатоотдачи неоднородных пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды применительно к водоплавающим залежам.

® На основе 30 компьютерных экспериментов показана технико-экономическая целесообразность организации опережающей закачки воды в низкопроницаемые пласты, содержащие залежи легких нефтей с высоким газосодержанием (в ачимов-ских и юрских отложениях).

• Обоснованы технологии исследования нефтяных скважин с организацией разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений для терригенных и карбонатных пластов, а также разработаны алгоритмы интерпретации получаемых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена между системами пустота о ста для трещинно-поровых коллекторов.

• Обоснованы технологии ЗИ гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, позволяющие в промысловых условиях устанавливать на качественном и количественном уровне характеристики со-общаемости пласта поперёк напластования, что необходимо для повышения степени достоверности результатов 30 компьютерного моделирования.

Новизна предложенных технологий разработки и гидродинамического исследования скважин подтверждена 7 патентами РФ.

Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами.

• Переход на составление 30 геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов на основе модели ЭПП с целью повышения достоверности проектирования, анализа и регулирования процессов разработки месторождений нефти и газа признан необходимым ЦКР Роснедра (протокол N° 3449 от 13 октября 2005 г.), а также рекомендован решением Международной академической конференции "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири" (Тюмень, 16-18 сентября 2009 г.).

Развитие научных исследований в рамках методологии ЭПП рекомендовано решением Международной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы" (Москва, 27-28 мая 2010 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения на основе горизонтальных скважин рекомендована к реализации на залежи БВ3' Новогоднего месторозвдения. Соответствующие проектные решения утверждены ЦКР Роснедра в рамках "Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения" (протокол №3942 от 28.12.2006 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения, включающая вывод из консервации и использование ранее пробуренных вертикальных скважин, запроектирована к внедрению на залежи БВ3' Новогоднего месторождения в рамках "Авторского надзора за реализацией "Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения", утвержденного ЦКР Роснедра (протокол №4209 от 27.12.2007 г.).

• Для залежи лёгкой нефти в отложениях Ю/ Новогоднего месторождения

обоснована целесообразность реализации предложенного в работе способа заводнения с опережающей закачкой воды.

• Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин рекомендована к внедрению на одном из газоконденсат-ных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемых с участием отечественной нефтяной компании.

• Проведение гидродинамических исследований скв. 97 Спорышевского месторождения по предложенной в работе технологии, включающей закачку в пласт воды и последующий отбор двухфазной смеси, позволило оценить кривые относительных фазовых проницаемостей и другие параметры пласта в пластовых условиях.

• По результатам реализованного на залежи БВз1 Новогоднего месторождения ЗЭ гидропрослушивания с использованием горизонтальных скважин установлено наличие гидродинамической связи пласта по разрезу и оценены эквивалентные коэффициенты проницаемости в направлениях вдоль и поперёк напластования.

Защищаемые положения.

1. Методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами на основе модели эффективного порового пространства, позволяющая устранить рассогласованность в постановке задач и результатах исследований нефтегазовых научных дисциплин и обеспечивающая методологическую основу геологически адекватного подсчёта запасов нефти и газа, построения 30 геологических и гидродинамических моделей, а также повышающая достоверность прогноза, анализа и регулирования разработки залежей, включая учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекторов" в традиционной методологии).

2. Технология вертикально-латерального заводнения залежей нефти в двух разновидностях — с использованием горизонтальных скважин и на основе вывода из консервации и использования ранее пробуренных вертикальных скважин, позволяющая повысить коэффициенты охвата пласта заводнением и извлечения нефти в слоисто-неоднородных нефтяных пластах.

Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса газоконденсатных залежей на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, позволяющая повысить коэффициент извлечения конденсата в слоисто-неоднородных пластах при сокращении объемов попутно-добываемой подошвенной воды.

Способ разработки на основе заводнения с опережающей закачкой воды, обеспечивающий улучшение технологических и экономических показателей для залежей нефти с высоким газосодержанием в низкопроницаемых пластах.

3. Технологии гидродинамического исследования нефтяных скважин в терри-генных и карбонатных коллекторах при организации двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений и разработанные алгоритмы интерпретации получае-

мых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массооб-мена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

Технологии 3D гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, обеспечивающие оценку эквивалентных значений проницаемости вдоль и поперёк напластования в пластовых условиях.

Апробация работы. Основные положения работы и результаты исследований неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах Института проблем нефти и газа РАН (2001-2010 гг.), семинарах и научно-технических совещаниях ОАО "Газпром нефть" (2006-2008 гг.), семинарах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса (под рук. Р.Г. Шагиева), а также на следующих семинарах и конференциях:

• Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Москва, 13-15 марта 2002 г.;

• V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003 г.;

• V всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 23-26 сентября 2003 г.;

• Международном форуме «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г.;

• Международной конференции «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24-26 ноября 2004 г.;

• IV Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005;

• заседаниях ЦКР Роснедра 13.10.2005 г., 28.12.2006 г., 27.12.2007 г.;

• Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007 г.;

• расширенном заседании ЦКР Роснедра "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии", Москва, 6-7 декабря 2007 г.;

• VII Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазо-отдачи», Москва, 18-20 марта 2008 г.;

• научно-практической конференции "Обеспечение эффективного функционирования нефтегазодобывающего комплекса", Анапа, 26-30 мая 2008 г.;

• Международных академических конференциях "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири", Тюмень, 17-19 сен-

тября 2008 г. и 16-18 сентября 2009 г.;

• II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г.;

• научном семинаре РГУ нефти и газа им. Губкина "Актуальные проблемы нефтегазовой подземной гидромеханики и разработки нефтяных и газовых месторождений", 16 декабря 2009 г.;

• VIII Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 1-3 февраля 2010 г.;

• Международной юбилейной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 27-28 мая 2010 г.;

• научном семинаре кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования РГУ нефти и газа им. Губкина, 3 июня 2010 г.

Публикации. Основные результаты исследований по тематике работы изложены в монографии (в соавторстве), 32 статьях (включая 18 в ведущих изданиях согласно списку ВАК, 6 без соавторов) и 7 патентах РФ.

Объём и структура работы. Работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, включающего 287 наименований, и трех приложений. Содержание работы изложено на 324 страницах машинописного текста, включая 82 рисунка и 10 таблиц.

Благодарности. Автор благодарит С.Н. Закирова за помощь в выборе тематики исследований, ценные консультации и всестороннюю поддержку, а также признателен Э.С. Закирову за полезные консультации и А.Н. Дмитриевскому, В.М. Максимову и К.Я. Якубсону за внимание к проводимым исследованиям. Важное значение в течение всего периода выполнения работы имели поддержка и консультации со стороны Д.П. Аникеева и др. сотрудников и аспирантов ИПНГ РАН. Отдельные этапы работы, связанные с исследованиями по Новогоднему и Споры-шевскому месторождениям, выполнялись в сотрудничестве со специалистами ОАО "Газпром нефть". Автор признателен за поддержку указанных исследований Р.Н. Фахретдинову, Р.Н. Мухаметзянову, И.С. Джафарову, Р.Н. Нуриеву, а также за участие в соответствующих работах - А.И. Брусиловскому, В.В. Левочкину, А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому, Д.А. Гуляеву, В.В. Семёнову и др. специалистам. Кроме того, ценными явились обсуждения работы и полезные замечания со стороны Н.Н. Михайлова и поддержка исследований Фондом содействия отечественной науке. Свою семью автор благодарит за терпение, поддержку и понимание.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулирована цель и определены основные задачи исследования, указаны методы решения поставленных задач, выделены элементы научной новизны и практической значимости работы, представлены защищаемые положения.

Первая глава посвящена теоретическому обоснованию базисной модели эффективного порового пространства (ЭПП).

Современная теория разработки месторождений нефти и газа опирается на модели и решения, развитые за последние 70 и более лет, начиная с работ JI.C. Лейбензона, А.П. Крылова, Б.Б. Лапука, И.А. Чарного, В.Н. Щелкачёва, М.Д. Розенберга, М. Leverett, М. Muscat, W. Hurst и многих других.

Исторически соответствующие модели усложнялись от однофазных к многофазным, дополнялись учетом различных факторов. Однако их единой основой остаются уравнения неразрывности (закон сохранения массы) и закон фильтрации (закон Дар-си или его обобщения и аналоги). Конкретная модель дополняется необходимыми замыкающими соотношениями и уравнениями - например, сохранения энергии в неизотермическом случае и т. д. Также общими в основных моделях фильтрации являются ключевые параметры пористой среды и ее взаимодействия с насыщающими флюидами — коэффициенты пористости, проницаемости пласта, функции относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления и др. На их определение нацелены подходы, развиваемые в сопредельных научных дисциплинах - физике пласта, петрофизике, методах геофизических исследований скважин (ГИС) и гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС) и т. д. От требований со стороны уравнений фильтрации к исходным коэффициентам зависит, какие подходы к их определению развиваются в сопредельных научных дисциплинах.

Наиболее простой моделью течения флюидов в пористых средах является модель однофазной фильтрации, в которой пористую среду характеризуют коэффициент пористости т и коэффициент проницаемости к (в более общем случае - тензор проницаемости). Если в поровом пространстве присутствует только один флюид, то величина т соответствует открытой пористости т0, а коэффициент (или тензор) к - проницаемости при 100% насыщении данным флюидом (для газа - абсолютной проницаемости кабс). Однако, вследствие наличия в порах нефтеносных и газоносных пластов минимально остаточной (неснижаемой) водонасыщенности Sto, даже в зоне предельного насыщения однофазная фильтрация углеводородов определяется параметрами эффективной пористости тэф = m0(\-Se0) и эффективной проницаемости к^ - фазовой проницаемости для нефти (или газа для газоконденсатных залежей) при остаточной водонасыщенности.

Параметр тзф в нефтегазовой литературе применялся в теоретических моделях пористых сред (U.C. Лейбензон и др.), а также для решения ряда задач петрофизики (А.А. Ханин, В.Н. Кобранова и мн. др.). Вместе с тем, в литературе по нефтегазовой подземной гидромеханике в уравнениях однофазной фильтрации параметры пласта к и m по умолчанию понимались как абсолютная проницаемость и открытая пористость.

Характерным примером является классическое уравнение пьезопроводности В.Н. Щелкачева (1946 г.). Оно описывает фильтрацию однородной слабосжимаемой жидкости в упруго деформируемой пористой среде. До настоящего времени его решения применяются при интерпретации результатов гидродинамических исследований нефтяных скважин. Для осесимметричного случая используется следующая его форма:

Ôr{ Ôr) { )

где г - радиальная пространственная координата, р — давление, а коэффициент

пьезопроводности у. определяется равенством

к

(2)

МА+иА.)

Здесь ц - зязкость флюида, а рж и ¡5С - коэффициенты объемной упругости (сжимаемости) соответственно жидкости и пористой среды согласно определениям, введённым В.Н. Щелкачевым.

Традиционно при выводе уравнения пьезопроводности и других моделей однофазной фильтрации делается предположение о насыщении пласта однородной жидкостью. То есть в (2) под к понимается коэффициент абсолютной проницаемости (для данного флюида), т — коэффициент т0. Однако, для нефтеносных пластов корректное значение к в выражении (2) соответствует эффективной проницаемости кзф. Более того, учёт наличия в реальных нефтеносных пластах остаточной водона-сыщенности приводит к следующей формуле для коэффициента пьезопроводности:

^эф

(3)

КРс^ + МэфР*) '

где Р„ - коэффициент объемной упругости (сжимаемости) нефти, Рсуф - коэффициент объемной упругости эффективной пористой среды, с учетом остаточной во-донасыщенности. Важно отметить, что нефть остается единственной фильтрующейся фазой, если только пренебречь возможностью образования подвижной воды из остаточной вследствие её упругого расширения.

В предположении отсутствия влияния насыщающих флюидов на упругие свой-

ства скелета породы, величина рс]ф может быть аддитивно выражена через ßc и коэффициент сжимаемости воды ß, (умноженный на объем остаточной воды в порах). В общем случае необходимо определение Рсзф непосредственно из лабораторных экспериментов на образцах с остаточной водонасыщенностью или использование многокомпонентных петрофизических моделей упругости, включающих компоненты матрицы и цемента в увлажненном состоянии.

Таким образом, уже на уровне однофазных моделей имеет значение правильный выбор базисных параметров пористой среды. Традиционный подход опирается на модель абсолютного порового пространства (АПП) с базисными коэффициентами открытой пористости т и абсолютной проницаемости (по газу) кабс.

Предлагаемый в диссертации подход основывается на модели эффективного порового пространства (ЭПП). В качестве базисных характеристик пористой среды рассматриваются эффективная пористость и эффективная проницаемость

k^. Учитывается влияние остаточной водонасыщенности на эффективные свойства пористой среды, например, сжимаемость, а также возможное изменение т^ и к^ в процессе разработки. Ранее эффективные параметры пористой среды ограниченно применялись в теории разработки газовых и газоконденсатных месторождений, в области интерпретации ГДИС, а также успешно использовались для решения ряда задач петрофизики (A.A. Ханин, В.Н. Кобранова, H.A. Скибицкая, Д.А. Кожевников и др.).

Практически значимыми, естественно, являются случаи многофазной фильтрации. Все широко применяемые в настоящее время модели многофазной фильтрации развивают или основываются на классической модели Маскета-Мереса (1936 г.). Уравнения Маскета-Мереса, например, в случае двухфазной фильтрации нефти и воды записываются в виде:

Здесь использованы стандартные математические обозначения для операторов дивергенции и градиента; индексами ей и обозначены величины, относящиеся

цаемость (ОФП), а 5 - насыщенность (объемная доля флюида в порах) для соответствующей фазы; Q - массовый расход, связанный с локальным источником/стоком (скважиной), g - ускорение свободного падения, г - глубина текущей точки.

(4)

(5)

соответственно к воде и нефти; р - плотность, к' - относительная фазовая прони-

Уравнения (4-5) дополняются замыкающими соотношениями, включая выражение разницы давлений в фазах через капиллярное давление и равенство суммы насы-щенностей единице. Приводимые далее соображения справедливы в общем случае многомерной многофазной фильтрации с учётом различных факторов (многокомпонентное™ течения, тензорного характера фильтрационных параметров и т.д.).

Согласно традиционной модели АПП, величины т и к в уравнениях Маскета-Мереса соответствуют та и ка5с. Для учета реального состояния пористой среды

вводятся коэффициенты фазовой проницаемости к', соотносимые с коэффициентами флюидонасыщенности 5 (в общем случае - и с другими параметрами). В частности, влияние связанней воды на процессы фильтрации в модели АПП учитывается за счет соответствующего задания функций относительных фазовых проницаемо-стей и капиллярного давления.

Таким образом, уравнения Маскета-Мереса продиктовали принятие "абстрактных" коэффициентов т0 и ка(с в качестве базисных параметров пласта в сопредельных нефтегазовых научных дисциплинах. Как показывается в работе, это способствовало нарушению их системного взаимодействия и привело к негативным последствиям в традиционной методологии изучения пласта.

Отметим также, что запись уравнения баланса массы воды в модели АПП подразумевает равенство плотности и других свойств свободной и связанной воды в каждом элементарном объеме пласта. Тогда как в действительности имеет место существенное их различие, которым вынужденно пренебрегают.

При переходе от модели АПП к модели ЭПП меняется природа входящих в уравнения многофазной фильтрации базисных параметров пласта и замыкающих соотношений. Открытая пористость т заменяется эффективной т^, в качестве

базисных коэффициентов проницаемости к рассматриваются значения к^, а также

коэффициенты насыщенности пласта нефтью, водой, газом нормируются не по общему (открытому), а по эффективному поровому объему. Соответственно меняется нормировка ОФП для нефти и воды (в общем случае - для нефти, газа, конденсата, воды) как функций флюидонасыщенностей (рис. 1). В модели ЭПП: а) ОФП для нефти начинается от оси ординат, и ее наибольшая величина равняется единице; б) ОФП для воды изменяется от 1ичала координат; в) для кривой капиллярного давления в системе нефть-вода асимптотой становится ось ординат. Коэффициент вытеснения нефти водой Кшт для чисто нефтяной зоны в модели ЭПП совпадает с величиной 5/ = 1 - ¡¡м = Каи!П. Гистерезисные кривые ОФП для вторичных режимов дренирования и пропитки также нормируются в соответствии с тзф согласно первичному процессу дренирования (процессу формирования залежи).

5,1 и 5,2 - остаточная н максимальная водонасыщенности

Базовая система уравнений модели ЭПП наследует форму уравнений Маскета-Мереса, то есть сохраняется, в принципе, преемственность существующих алгоритмов и программных комплексов моделирования многофазной фильтрации. При этом имеют место следующие особенности.

• Для большинства практически важных случаев допустимо применение уравнения сохранения массы для воды в простой форме, аналогичной его записи в модели АПП. При этом делается предположение о постоянстве массы остаточной воды. Которое является не менее физически обоснованным, чем применяемое в традиционной практике моделирования условие неизменности во времени остаточной водонасыщенности.

• Для учета эффектов перехода воды между связанным и свободным состоянием (вследствие ионного обмена свободной и связанной воды и пористой среды, изменения поверхностных свойств скелета и др.) обе модели требуют проведения специализированных лабораторных экспериментов. При этом в модели АПП задаются соответствующие замыкающие соотношения дня , а в уравнение баланса массы воды в модели ЭПП вводится дополнительное слагаемое типа источника-стока. Оно выражает интенсивность изменения массы подвижной воды за счет перехода части связанной воды в подвижное состояние, и наоборот.

• В отличие от уравнений многофазной фильтрации в модели АПП, уравнения в модели ЭПП позволяют непосредственно учитывать различие плотности и других свойств подвижной и остаточной воды в каждом элементарном объеме пласта.

• В модели ЭПП коэффициент сжимаемости пористой среды и другие параметры заменяются их эффективными величинами, с учётом, в общем случае неаддитивного, влияния связанной воды.

В петрофизике выделяют различные виды связанной воды, отличающиеся меха-

низмом и степенью взаимосвязи со скелетом породы. Им соответствуют различные определения остаточной водонасыщенности и эффективной пористости. В работе обосновывается, что в методологии 3D моделирования и проектирования разработки в качестве остаточной водонасыщенности и базы для определения эффективной пористости целесообразно принимать величину неснижаемой водонасыщенности.

В этом случае, во-первых, в качестве остаточной воды выделяется наиболее существенно отличающаяся по свойствам от свободной воды прочносвязанная и некоторая часть рыхлосвязанной воды (В.Н. Кобранова, Н.И. Нефедова и H.A. Пих и др.). Во-вторых, соответствующая величина эффективной пористости является информативной петрофизической характеристикой коллектора (A.A. Ханин, Д.А. Кожевников и К.В. Коваленко и др.). В-третьих, в этом случае базовые модели многофазной фильтрации позволяют учитывать зависимость доли текущей неподвижной (капиллярно-удерживаемой) насыщенности от градиента давления.

При этом важную роль играют капиллярные концевые эффекты, возникающие на границах участков пласта с различными ФЕС. В работе их влияние демонстрируется на примере математического моделирования процесса стационарной двухфазной фильтрации в лабораторных условиях. Результаты расчётов показывают, что даже в случае применения вспомогательных керновых образцов на входе и выходе модели концевой эффект приводит к кажущемуся увеличению порога подвижности (критической насыщенности) для смачивающей фазы (воды) по сравнению с остаточной (неснижаемой) насыщенностью. А также к необходимости изменения традиционных процедур интерпретации лабораторных экспериментов. В промысловых условиях аналогичные эффекты приводят к высвобождению части связанной (капиллярно удерживаемой) воды при запуске скважин, увеличении депрессии на пласт, интенсификации притока и т.п. Доля капиллярно удерживаемой воды определяется положением интервала пласта над уровнем зеркала свободной воды и соответствующей кривой капиллярного давления, зависящей от ФЕС.

Таким образом, в первой главе работы обоснована целесообразность перехода от традиционной базисной модели АПП, описывающей абстрактную ("экстрагированную ") пористую среду, к базисной модели ЭПП, соответствующей фактическим условиям залегания и течения нефти и газа в продуктивных пластах. При этом исключается некорректное приложение уравнений фильтрации к нефтегазовым коллекторам, появляется возможность учитывать различие свойств подвижной и остаточной воды при гидродинамическом моделировании. Показано, какие изменения претерпевают в модели ЭПП основные уравнения многофазной фильтрации и входящие в них коэффициенты и зависимости. Исследован вопрос учёта изменения массы остаточной воды (или остаточной водонасыщенности) в процессе разработки в традиционной и предлагаемой моделях. Обоснована целесообразность при 3D геологическом и гидродинамическом моделировании задания т^, со-

ответствующей неснижаемой водонасыщенности. Исследована роль капиллярно удерживаемой воды, моделируемой с учетом корректного задания кривых капиллярного давления, применительно к процессам фильтрации в лабораторных и пластовых условиях.

Во второй главе обосновываются изменения и положительные последствия в связи с переходом к базисной модели ЭПП в методологии проектирования и научного сопровождения разработки месторождений нефти и газа, включая сопредельные дисциплины нефтегазовой науки.

Современная структура взаимодействия нефтегазовых научных дисциплин явилась результатом многолетних процессов становления и развития соответствующих научных направлений. При этом методология нефтегазовой науки в значительной мере предопределялась выбором в качестве базисных параметров коэффициентов Кбс и то ■ Это отразилось в нацеленности на определение и использование соответствующих исходных параметров в физике и пеггрофизике пласта, при проведении и интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), в методологии подсчета запасов нефти и газа, в развитии методик прогноза показателей разработки месторождений нефти и газа и т. д.

По мере развития каждой из научных дисциплин в них появлялись свои лидеры и научные школы. Это приводило к поиску и успешному решению важных и содержательных задач, присущих соответствующей дисциплине. При этом сохранение преемственности результатов между дисциплинами должно было обеспечиваться единством концептуального подхода.

Рассмотренные выше (в связи с нормировкой ОФП, уравнением пьезопроводно-сти) и приводимые далее примеры показывают, что практика ЗБ компьютерного моделирования, проектирования разработки выявила серьёзные несогласованности в методологиях сопредельных научных дисциплин. Это приводит к недостоверным моделям пластов, результатам прогнозных расчетов и т.д.

В настоящее время для устранения соответствующих проблем практикуется организация мультидисцигшинарных групп. Однако такие группы обеспечивают только внешнюю форму взаимодействия разноплановых специалистов, каждый из которых сохраняет понимание проблемы с позиции своей дисциплины. Для внутреннего наполнения такого взаимодействия требуется единый концептуальный подход в проведении исследований. То есть целесообразно восстановление нарушенных взаимосвязей между отдельными научными дисциплинами на основе базисной модели ЭПП. Так как именно эффективные параметры определяют реалистичные свойства порового пространства и предопределяют характер фильтрационных процессов при разработке залежи. Соответствующие методологические последствия в нефтегазовых научных дисциплинах последовательно рассматриваются далее.

Эксперименты в области физики пласта. Значительный объем экспериментов

в физике пласта (по отдельным месторождениям - на нескольких тысячах керновых образцов) приходится на стандартные исследования - массовое определение базисных коэффициентов кабс и тс. Однако они не характеризуют реальные фильтрационные процессы в пласте. В модели АПП переход к реальным, эффективным параметрам пористой среды производится на основе корреляционных соотношений базисных параметров с коэффициентами остаточной водонасьпценности Sm и эффективной проницаемости кзф, а также кривых ОФП. Исследования же по определению

этих величин проводятся в значительно меньших объемах, чем стандартные. То есть огромный объем стандартных керновых экспериментов не способствует повышению достоверности определения реальных параметров коллектора.

Методология лабораторных исследований согласно модели ЭПП подразумевает определение тзф и кх/1 при сохранении (воссоздании) фактических условий насыщения флюидами порового пространства, в присутствии остаточной водонасыщен-носги (а также адсорбированных углеводородных веществ, например, битумов). Усложнение таких экспериментов по сравнению со стандартными в модели АПП компенсируется исключением массовых исследований по определению кабс и та, а объем действительно необходимой информации об эффективных параметрах пласта увеличивается.

Согласно применяемой методологии, специализированные эксперименты, связанные с теми или иными физическими явлениями при разработке месторождений, практически всегда проводятся на экстрагированных кернах или искусственных моделях с однофазным насыщением. Получаемые результаты затем переносятся на пластовые условия.

Известно, однако, что в присутствии связанной воды существенно к нелинейно снижается пороговая насыщенность ретроградным конденсатом, обеспечивающая его подвижность после выпадения в пласте (A. Danesh, G. Hendersen, J. Peden). С точки зрения влияния пористой среды на фазовое поведение углеводородных смесей (М.Т. Абасов, В.А. Николаев, P.M. Тер-Саркисов) адсорбция отдельных компонентов может как ослабляться, так и усиливаться в присутствии связанной воды (В.М. Булейко и др.). Результаты лабораторных экспериментов (H.H. Михайлов и др.), а также, например, фактические данные заводнения меловых пород (месторождение Ekofisk, Северное море) свидетельствуют о том, что упругие и прочностные свойства коллекторов могут принципиальным образом меняться при смачивании водой. Эти и другие примеры показывают, что лабораторное изучение физических процессов, сопровождающих разработку месторождений углеводородов, необходимо проводить в реальных условиях насыщения коллекторов.

Для определения базисных параметров модели АПП необходимы традиционно

применяемые процедуры экстракции с использованием растворителей. Они приводят к изменению смачиваемости пористой среды, что неконтролируемо влияет на достоверность определения остаточных насыщенностей фаз, капиллярного давления, ОФП. Проблема воссоздания смачиваемости полностью не решается даже при длительном выдерживании образцов при пластовой температуре с насыщением моделями пластовых флюидов. Кроме того, не восстанавливается исходное содержание в поровом пространстве высокомолекулярных углеводородных отложений, оказывающих влияние на ФЕС коллекторов (К.Б. Аширов, H.A. Скибицкая, Е.Ф. Кутырев), на фазовые превращения при разработке газоконденсатных залежей (А.И. Брусиловский, С.Н. Закиров, В.З. Баишев), динамику изменения проницаемости в процессе разработки (Ф.А. Требин, H.H. Михайлов и мн. др.), петрофизиче-ские параметры для интерпретации ГИС.

Переход к методологии ЭПП делает возможным и целесообразным отказ от экстрагирования растворителями. В качестве одного из перспективных подходов следует рассматривать экстракцию керосином при центрифугировании (В.Н. Дахнов, К.Б. Аширов), совместно с технологиями изоляции керна на забое и применением соответствующих буровых растворов.

Петрофизика. Применяемые в петрофизике теоретические и корреляционные связи учитывают результаты лабораторных исследований в физике пласта. Они используются для оценки параметров пласта по интерпретационным показателям того или иного геофизического метода, а также для оценки на основе первичных ФЕС (например, открытой пористости) других параметров, необходимых для подсчета запасов и 3D моделирования. Результаты интерпретации ГИС в отношении открытой пористости часто служат основой для оценки изменения по разрезу остаточной водонасыщенности Sm, абсолютной проницаемости кабс и др. На связях с кабс, в свою очередь, типично основываются корреляционные соотношения для коэффициента вытеснения, параметров ОФП.

В методологии ЭПП базисными параметрами являются т^ и к^, соответствующие характеристикам реального продуктивного пласта. Этот фактор приводит к улучшению основанных на этих параметрах корреляционных зависимостей. По этой причине параметры т^ и к^ и ранее, для определенных задач, применялись в петрофизике (связи m^-Se„, m^-ka6c, к,ф-КвыК). Однако результативность их применения как "надстройки" над стандартной методологией АПП невысока из-за преимущественно косвенных способов определения самих т^ и к^ (через т0 и ка6с).

В методологии ЭПП указанное преимущество реализуется в полной мере.

В эффективном (реальном) поровом пространстве наиболее мелкие поры заполнены связанной водой, то есть поровое пространство на микроуровне является более

однородным. Напротив, в АГ1П мелкие поры и поровые каналы суммарно дают ощутимый вклад в величину открытой пористости, но практически не влияют на значение абсолютной проницаемости. В частности, известная классификация терриген-ных коллекторов A.A. Ханина основана именно на тесных связях между тзф и кэф.

Выполненная автором обработка результатов керновых исследований для одного из отечественных нефтяных месторождений, с определением ФЕС согласно методологиям АПП и ЭПП, показала следующее. В ЭПП значение коэффициента детерминированности построенной зависимости lgкзф = /(тэф) оказалось в 3,8 раза выше,

чем зависимости lgkaSc= f(ma) в АПП.

Значимое увеличение коэффициента детерминированности аналогичных зависимостей (0,74 в ЭПП против 0,48 в АПП) отмечено и по результатам проведенной с участием автора серии лабораторных экспериментов на 35 искусственных сцементированных керновых образцах с различными фракциями песка, но одинаковым типом и содержанием цементного материала. Значительно более тесные связи т^ с

проницаемостью коллекторов, по сравнению с та, получены также в работах других авторов (Д.А. Кожевников и К.В. Коваленко, H.A. Скибицкая, Т.М. Мамедов и ДР-)-

Таким образом, переход к базисным параметрам ЭПП обеспечивают существенное (кратное) повышение достоверности применяемых для построения 3D моделей и подсчета запасов петрофизических связей, включая связи между емкостными и фильтрационными параметрами.

ГИС. В методологии АПП базисным параметром интерпретации ГИС является коэффициент открытой пористости. Для различных типов коллекторов развиты методики определения т0 (или общей пористости) по данным того или иного комплекса методов. Тем не менее, многие факторы приводят к значительным и слабо контролируемым погрешностям в результатах интерпретации (переменный состав цемента коллектора, наличия битуминозных, гипсовых и других отложений в поро-вом пространстве, выбор опорных пластов и др.).

Задача непосредственного определения по ГИС параметра тзф успешно решается на основе данных ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). Также для определения эффективной пористости в традиционной методологии ГИС могут использоваться некоторые алгоритмы интерпретации данных гамма-спектрометрии.

Развиваемые в последние годы исследования в области интерпретации ГИС показывают, что для оценки т^ может успешно применяться и стандартный комплекс геофизических методов. В частности, согласно работам Д.А. Кожевникова и К.В. Коваленко, нормированная величина эффективной пористости для грануляр-

ных коллекторов является инвариантной петрофизической характеристикой, что позволяет рассматривать ее в качестве первичного интерпретационного параметра большинства известных методов ГИС. Петрофизический инвариант несет информацию о водоудерживающей способности породы, которая связана с содержанием цемента, минеральным составом, определяющими фильтрационно-емкостные и пет-рофизические свойства коллектора. Важно также, что интерпретация ГИС с использованием петрофизического инварианта основана на адаптивном подходе, позволяющем осуществлять настойку интерпретации непосредственно по показаниям исследуемого объекта в условиях измерений и повысить достоверность получаемых результатов.

Таким образом, развиваемые в области интерпретации ГИС подходы позволяют обеспечить необходимую информационную базу для построения геологических моделей, подсчёта запасов на основе модели ЭПП. В том числе — на основе стандартного комплекса ГИС, включая переинтерпретацию ранее выполненных измерений. В свою очередь, применение модели ЭПП в рамках адаптивного подхода обеспечивает повышение достоверности интерпретации результатов ГИС.

ЗО геологическое моделирование. 30 геологическая модель пласта обобщает всю накопленную информацию о строении рассматриваемой залежи, седименголо-гических и тектонических процессах формирования, свойствах продуктивных коллекторов и обеспечивает исходные данные для дальнейшего гидродинамического моделирования - геометризацию залежи и распределения ФЕС в объеме пласта (Ь. Совепйпо, Н.А. Еремин).

Очевидно, что отмеченные выше положительные следствия перехода к модели ЭПП в физике пласта, петрофизике, ГИС приводят к повышению достоверности Зй геологического моделирования. Ещё одно важнейшее методологическое следствие, вытекающее из модели ЭПП, касается деления пород продуктивного пласта на "коллекторы" и "неколлекторы".

Теоретически, под "неколлекторами" понимаются породы, не содержащие подвижных флюидов и через которые не могут фильтроваться нефть, газ, подвижная вода. В методологии АПП "неколлекторам" присваиваются нулевая пористость, нулевая проницаемость при подсчете запасов нефти и газа, а также при гидродинамическом моделировании.

Большинство существующих подходов к выделению "неколлекгоров" основаны на сопоставлении петрофизических и фильтрационно-емкостных параметров некоторого прослоя в рассматриваемой скважине с результатами опробования пласта или признаками проникновения фильтрата бурового раствора. Однако неполучение из интервала промышленного притока часто обусловлено неоштшальной технологией вскрытия и освоения пласта (С.И. Райкевич, В.И. Нифантов и др.). Кроме того, при опробовании или в процессе бурения площадь контакта скважины с пластом

незначительна. Однако огромная площадь поверхности взаимодействия соответствующего пропласпса с выше- и нижележащими породами и длительное время процессов разработки (тем более - образования залежи) могут предопределять существенные масштабы фильтрационных процессов с участием "неколлекторов". В том числе - пропластков "глин" с проницаемостью 0,1-0,01 мДарси (1 мДарси = 0,987-10"3 мкм2) и толщиной 3-5 метров, что подтверждается фактическими данными разработки месторождений (H.A. Черемисин и др., A.A. Боксерман и др.). В США и Канаде с применением гидроразрыва пласта разрабатываются месторождения газа с проницаемостью коллекторов до десятитысячной доли миллидарси. Согласно результатам фундаментальных лабораторных исследований (В.М. Шмонов и др.), фактам повсеместной дегазации земли (А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев и др.), все природные породы являются проницаемыми, включая граниты и базальты.

Таким образом, выделение "неколлекторов" некорректно базируется на данных опробования интервалов пласта и признаках проникновения фильтрата бурового раствора. С помощью этих данных обосновываются граничные значения ФЕС или геофизических параметров для коллектора, а "абстрактный" характер базисных параметров т0 и ka6c по отношению к реальной пористой среде не позволяет контролировать адекватность принимаемых граничных значений.

Так, характерный пример приводится на рис. 2 (K.M. Мусин и др., 2005). Здесь принятое для выделения коллекторов граничное значение т0 соответствует вертикальной пунктирной линии. Горизонтальной пунктирной линией отмечено соответствующее ему граничное значение Sea. Как показано эллипсами, керновые образцы "неколлекгоров" характеризуются величинами Sto существенно ниже 100% и даже в ряде случаев менее 40%. То есть оставшуюся долю порового объема занимают в пластовых условиях углеводороды и подвижная вода.

Более петрофизически обоснованный подход к выделению "неколлекторов" ос-

Рис. 2. Сопоставление значений открытой пористости и остаточной Бодонасыщеиности для совокупности керновых образцов

нован на выявлении нулевых значений тзф или динамической пористости, но с пересчетом на основе корреляционных связей в граничное значение т0. Однако, при этом возникает статистическая погрешность, а также осуществляется неправомерная экстраполяция зависимости т0-тэф до пересечения с осью абсцисс. Приводимые в

ряде работ фактические данные по разным месторождениям (H.A. Скибицкая и др., Д.А. Кожевников и др.) в диапазоне низких значений пористости показывают, что корреляционный тренд меняется, и нулевые значения т^ не достигаются. Что касается использования (для нефтесодержащих коллекторов) динамической пористости, то при этом происходит потеря упругого запаса остаточной нефти в "неколлекторах" и не учитываются другие методы воздействия, кроме заводнения.

Таким образом, при традиционном подходе, из-за искусственного введения граничных значений, фактические коллекторы с низкими ФЕС становятся "неколлекторами ". Методология ЭПП предопределяет следующий подход к решению проблемы "неколлекторов".

• В физике пласта повышенное внимание должно уделяться исследованию низкопроницаемых образцов ("неколлекторов") - с определением т^ и к.^, кривых капиллярного давления, упругих свойств, а также экранирующих свойств по аналогии с породами-покрышками (A.A. Ханин, М.К. Калинко, В.М. Добрынин и др.).

• Искусственное понятие "неколлекторов" устраняется при 3D геологическом и 3D гидродинамическом моделировании, а также подсчете запасов нефти и газа. Все породы учитываются в качестве коллекторов с реально присущими им значениями ФЕС.

Данный подход, находящий фундаментальное обоснование на основе модели ЭПП, соответствует точке зрения отдельных специалистов о необходимости учёта "неколлекторов" при геологическом моделировании (З.С. Алиев и Б.Е. Сомов, A.A. Плотников, Р.Х. Муслимов, P.S. Ringrose). При этом достоверность 3D моделирования повышается, даже если ФЕС "неколлекторов" определены приближенно. Наиболее важные методологические изменения при отказе от понятия "неколлекторов" состоят в следующем.

• Введение "неколлекторов" в методологии АПП приводит к занижению величины геологических запасов нефти и газа. В методологии ЭПП учитываются все геологические запасы нефти и газа в продуктивном пласте. Это имеет принципиальное значение, прежде всего, с точки зрения достоверности 3D гидродинамического моделирования.

• Пропластки и области с нулевой проницаемостью на месте "неколлекторов" искажают геологическое строение залежей в методологии АПП. Пласты искусственно рассматриваются как изолированные, линзовидные. Рукотворно исключаются

какие-либо течения через пропластки "неколлектора". В методологии ЭПП эти породы характеризуются фактическими значениями эффективных ФЕС и др. параметров. Роль "неколлекгоров" при том или ином воздействии на продуктивный пласт выявляется в процессе моделирования, а также в процессе разработки.

Далее эти тезисы раскрываются более подробно.

Зй гидродинамическое моделирование. С точки зрения уравнений фильтрации, переход к базисной модели ЭПП соответствует изменению смысла задаваемых исходных данных и замыкающих соотношений. При этом существующие алгоритмы и программные комплексы для гидродинамического моделирования во многих практически значимых случаях остаются применимыми. В модели ЭПП: 1) в качестве базисных величин пористости и проницаемости выступают коэффициенты т^ и

кзф, а другие свойства пористой среды (например, сжимаемость) также характеризуются эффективными показателями, с учетом влияния остаточной воды; 2) значения коэффициентов водонасыщенности отсчитываются не от т0, а от т^, и меняется способ нормировки функций ОФП по вертикали и горизонтали; 3) уделяется особое внимание определению реальных свойств низкопроницаемых пород ("неколлекторов").

Другие важные следствия модели ЭПП в ЗБ гидродинамическом моделировании наследуются из сопредельных дисциплин. 1) 30 модель пласта включает все породы, пропластки с присущими им ФЕС. Реальная картина фильтрационных потоков заранее не искажается, а является результатом гидродинамических расчетов. 2) Повышению достоверности гидродинамического моделирования способствуют акцент на усиленные исследования низкопроницаемых ("некондиционных") коллекторов, а также перенос значительного объема лабораторных исследований ФЕС на эксперименты в реальных условиях насыщения. 3) Более высокая достоверность исходных параметров связана с улучшениями в методологиях петрофизики и интерпретации ГИС. А также с новыми технологиями ГДИС (глава 4), развитие которых является следствием модели ЭПП.

Важные положительные следствия для процедур ремасштабирования (ирхса1^'а) ЗБ моделей также связаны с разрешением проблемы "неколлекторов". Известно, что существенная потеря в качестве описания фильтрационных течений происходит при объединении ячеек "коллектора" и "неколлектора", поэтому рекомендации многих исследователей состоят в максимальном сохранении выдержанных пропласгков "неколлектора" в виде отдельных сеточных слоев укрупненной модели (М.М. Максимов, Л.С. Бриллиант и др., В.И. Дзюба и др.). В традиционной методологии сохранение "неколлекторов" в явном виде в 30 гидродинамической модели заранее предопределяет разобщенность пласта по вертикали. Наоборот, если пропластки "неколлектора" "теряются" в объединенных слоях модели, то возникает

проблема вычисления коэффициента проницаемости крупных ячеек в вертикальном направлении. Теоретически его значение должно равняться нулю, что во многих случаях не согласуется с данными эксплуатации скважин (образование конусов воды, газа), не позволяет рассчитывать стандартными методами индекс продуктивности горизонтальной скважины и т.д. Поэтому специалисты по моделированию нередко привлекают дополнительные, экспертные соображения для оценки вертикальной проницаемости, субъективно изменяя её как в большую, так и в меньшую сторону.

На основе модели ЭПП проблема upscaling'a низкопроницаемых пропластков ("неколлекторов ") разрешается за счёт наличия у каждой сеточной ячейки своих ненулевых значений ФЕС. Рекомендации применительно к ремасштабированию состоят в сохранении контрастных по проницаемости к основному массиву пород пропластков в виде отдельных сеточных слоев в укрупненной 3D модели. Низкопроницаемые слои, даже при малых толщинах, контролируют процессы фильтрации в вертикальном направлении. Высокопроницаемые в значительной степени определяют эффекты неоднородности вытеснения по разрезу пласта. При невозможности явного сохранения некоторых тонких контрастных пропластков они рассматриваются на единой основе с остальными слоями, благодаря наличию в соответствующих ячейках отличных от нуля величин ФЕС. Для уточнения проницаемости вдоль вертикальной координаты по промысловым данным реализуются специализированные технологии гидропрослушивания (глава 4).

Методология ЭПП способствует повышению достоверности адаптации моделей к данным мониторинга за разработкой залежей по следующим причинам.

• Адекватное отражение в модели ненулевых свойств низкопроницаемых пород ("неколлекторов"). Практический опыт многих специалистов в 3D компьютерном моделировании показывает, что при сохранении искусственно создаваемых в методологии АПП непроницаемых барьеров "неколлекторов" не удается достичь приемлемого совпадения результатов расчётов с фактическими показателями. H.A. Черемисин и др. (2003) убедительно это показали даже на примере сангопай-ских глин. Для приближения к фактическим показателям на практике приходится прибегать к нефизичным изменениям модели - введению фиктивных интервалов перфорации скважин, потоков между не контактирующими ячейками (несоседние соединения) и др. Пренебрежение запасом упругой энергии флюидов и пористой среды в "неколлекторах" заставляет завышать его в зонах "кондиционных коллекторов". В модели же ЭПП для "неколлекторов" задаются фактические значения ФЕС, оцениваемые по результатам лабораторных и промысловых исследований, и производится их уточнение в процессе адаптации к промысловым данным.

• В практике адаптации 3D гидродинамических моделей к фактическим данным эксплуатации скважин имеет место тенденция необоснованной коррекции функций

ОФП для компенсации неадекватного отражения в модели особенностей геологического строения залежей.

Методология ЭПП обеспечивает естественные регуляризирующие условия при изменении ОФП: 1) максимальная ордината ОФП для нефти по определению равняется единице; 2) левая граничная точка ОФП для воды равняется нулю; 3) правая граничная абсцисса двухфазной области ОФП соответствует коэффициенту вытеснения.

Уточнение проницаемости по промысловым данным и ГДИС. Данные эксплуатации скважин и ГДИС, особенно в период безводной добычи, являются наиболее информативными для оценки проницаемости пласта. Соответствующие значения в зоне предельного насыщения отвечают средней (по работающей толщине) величине кзф. Массив же значений проницаемости в ЗБ модели, формируемый на основе керновых данных и косвенных оценок по ГИС, в методологии АПП соответствует неоднородному распределению кабс. Данное несоответствие приводит к проблеме совместного учета данных о проницаемости из указанных источников - в частности, корректного разнесения осредненного значения проницаемости по ГДИС по разрезу пласта. Предлагаемые в публикациях ряда авторов методы предполагают сохранение характера статистического распределения проницаемости в ЗЬ модели, но уточнение его параметров для согласования со средним по разрезу значением к^ по

данным ГДИС. Для модели АПП такое предположение не является справедливым из-за различной природы соответствующих проницаемостей. В методологии ЭПП указанное несоответствие исключается. То есть данные ГДИС и эксплуатации скважин по проницаемости могут на корректной основе использоваться в процессе создания и адаптации ЗВ модели.

Запасы нефти и газа. Запасы нефти и газа в нашей стране и за рубежом классифицируются, в основном, по признаку категорийности. То есть во внимание принимается степень изученности запасов, подготовленность к разработке, а также их значимость по экономическим критериям. Вместе с тем, в наиболее принципиальном плане, традиционно говорят о запасах двух типов: геологических и извлекаемых. Такое деление будем называть структуризацией запасов. Необходимость учета более детальной структуризации запасов рассматривается в работах некоторых авторов (А.Н. Дмитриевский, Ф.А. Гришин, М.Я. Зыкин и др.).

Регламентирующими документами предусматривается, что для расчета извлекаемых запасов, проектирования разработки месторождений нефти и газа за основу должны приниматься геологические запасы нефти (газа, конденсата) в соответствии с их учётом в Государственном балансе страны. Однако анализ ситуации, с позиции модели ЭПП, показывает, что запасы на Госбалансе на сегодня не являются геологическими. Далее будем их различать по структурной сущности как балансовые за-

пасы.

Основным регламентированным методом подсчёта запасов является объёмный метод. Соответствующая традиционная методология, ключевые принципы которой отражены в "Методических рекомендациях..." 2003 г. (В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г. Яценко и др.), базируется на модели АПП. Здесь учёту подлежат только запасы нефти (газа, конденсата) в "коллекторах", а "неколлекторам" приписываются нулевые значения пористости, нефтегазонасыщенности.

Как показано выше, методология ЭПП обосновывает наличие в "неколлекторах" определенных запасов углеводородов. Эти (забалансовые) запасы являются составной частью геологических запасов. То есть балансовые запасы получаются из геологических за счёт исключения "неколлекторов" по граничным значениям ФЕС или др. критериям. Такое понимание балансовых запасов отличается от принятого в настоящее время его экономического толкования и соответствует, например, определению Ф.И. Котяхова.

Для иллюстрации значимости проблемы структуризации запасов приведём пример Ромашкинского месторождения. На рис. 3 по данным Р.Х. Муслимова представлено геологическое строение характерного профильного разреза горизонта Д Абдрахмановской площади. Серым цветом на рис. 3(а) показаны области "коллекторов", выделенные в соответствии с утверждёнными в 1960-х гг. граничными значениями ФЕС (по проницаемости - не менее 10 мДарси). Незакрашенные зоны на рис. 3(а) соответствуют "некондиционным коллекторам" ("неколлекгорам").

На рис. 3(6) приведены результаты исследований последних лет по данным новых методов интерпретации ГИС. Наряду с ранее выделявшимися "кондиционными коллекторами", к проницаемым частично отнесены и некоторые вмещающие глинист о-алевролитовые породы (тёмные области на рис. 3(6)). В результате таких изменений прирост запасов нефти по оценке Р.Х. Муслимова составил для горизонтов Д1Д0 минимально около 15%, или более 700 млн. т.

Приведенный пример является характерным с точки зрения субъективности понятия балансовых запасов, особенно для давно разрабатываемых месторождений с высокими граничными значениями ФЕС. Например, по проницаемости они составляют несколько миллидарси и более на месторождениях Татарии, Башкирии, Поволжья, 10 мДарси - на ряде месторождений Западной Сибири, и т. д.

Наряду с проблемой "неколлекторов", в методологии подсчёта запасов и 3D компьютерного моделирования требует своего разрешения проблема флюидалъных контактов. Регламентированные подходы к обоснованию отметок ВНК (ГВК, ПЖ) базируются на данных опробования скважин или интерпретации ГИС, без учёта серьёзных недостатков этих методов (конусообразование, негермегичность скважин, низкая чувствительность методов ГИС в переходной зоне и др.).

Во-первых, само понятие ВНК у различных авторов имеет разные определения

Рис. 3. Характерный геологический профиль с выделением коллекторов согласно утвержденным (а) и уточненным (б) кондиционным значениям

(отметка непромышленного притока нефти, уровень нулевой ОФП для нефти и др.) и соответствует разным поверхностям ВНК. Во-вторых, такие поверхности могут непредсказуемо изменяться в межскважинном пространстве из-за неоднородности пласта по ФЕС и капиллярным характеристикам. Однако на практике принимается упрощенная (кусочно-горизонтальная, редко наклонная) их конфигурация. Более того, согласно традиционной методологии, подсчёт запасов (балансовых) нефти и газа осуществляется вверх от рукотворного уровня ВНК (ГВК). Следовательно, не полностью учитываются геологические запасы нефти в переходной зоне. Опубликованные примеры показывают, что разница между реальными геологическими и балансовыми запасами по указанной причине может достигать 20% (Ю.В. Ендалова, И.С. Закиров и др.).

Объективной поверхностью флюидального контакта является поверхность нулевого капиллярного давления между контактирующими фазами. В случае ВНК и ГВК она соответствует зеркалу свободной воды ßCB). В этом случае полностью учитываются геологические запасы нефти (газа) в переходной зоне. Кроме того, положение уровня ЗСВ в межскважинном пространстве не зависит от неоднородности пласта и в пределах единой залежи является горизонтальным (или наклонным при учёте фильтрационного потока пластовой воды).

Обоснование уровня ЗСВ в скважинах достаточно надёжно осуществляется на основе поинтервальных замеров давления в открытом стволе с использованием пла-стоиспьттателей (типа MDT) или по данным исследований изолированных кернов со 100%-ным отбором, включая зоны нефте-, газо-, водонасыщения.

Наряду с корректным учётом переходных зон, переход к подсчёту геологических запасов от ЗСВ приводит к возможности и необходимости контролируемого учёта негоризонтальности флюидальных контактов вследствие наличия естественного фильтрационного потока воды той или иной интенсивности (В.П. Савченко, М.К. Хабберт, И.А. Чарный, A.A. Плотников, С.Н. Закиров, А.К. Гутников и др.). В настоящее время практически отсутствуют документы по подсчету запасов нефти и газа, а также на разработку месторождений, в которых проблема искривления ГВК и ВНК анализируется на основе геологических и физических принципов. При подсчё-

те запасов и 3D моделировании уровни ВНК или ГВК осреднённо принимаются горизонтальными или ступенчатыми. При работе с субъективными отметками ВНК (ГВК) наклонный характер поверхности ЗСВ маскируется влиянием неоднородности пласта в переходной зоне.

Таким образом, методология ЭПП выявляет необходимость разграничения геологических и балансовых запасов углеводородов. Разницу между которыми составляют забалансовые запасы, связанные как с проблемой "неколлекторов", так и с переходными зонами, а также наклонными флюидальными контактами.

Существующая методология подсчета запасов приводит к постановке на Госбаланс не геологических, а балансовых запасов. С другой стороны, именно геологические запасы обязаны присутствовать в 3D геологических и 3D гидродинамических моделях пластов и они должны быть основой для определения объективных коэффициентов извлечения нефти (КИН), газа (КИГ), конденсата (КИК). Существующая методология приводит к их завышению из-за занижения реальных величин геологических запасов по месторождениям.

Переход на определение и утверждение реальных геологических запасов требует проведения значительного объема дополнительных исследовательских работ по огромному числу месторождений. То есть он не может совершиться за короткое время. В этот переходный переход требуется чёткое терминологическое разделение балансовых и геологических запасов и соответственно рассчитываемых значений КИН, КИГ, КИК. То есть, по мнению автора, 3D моделирование и проектирование разработки необходимо выполнять на основе геологических запасов. А балансовые запасы, как имеющуюся данность Госбаланса РФ, продолжать использовать для оценки КИН, КИГ, КИК. Параллельный учёт недропользователями КИН, КИГ, КИК от геологических запасов будет стимулом для них (и государства) с точки зрения усиления внимания к проблеме повышения нефте-, газо-, конденсатоотдачи продуктивных пластов.

Таким образом, по убеждению автора, традиционная классификация запасов по степени их изученности должна дополняться структуризацией запасов. Предлагаемая автором структуризация, наряду с геологическими, балансовыми и извлекаемыми, включает также восполняемые и техногенно изменяемые запасы запасы. Включение последних двух пунктов непосредственно не является следствием методологии ЭПП. Тем не менее, в последнее время всё больше публикаций и фактических данных указывают на необходимость выявления и учёта фактов восполнения запасов и техногенного переформирования залежей (Р.Х. Муслимов, Б.М. Валяев, А.Н. Дмитриевский, В.П. Гаврилов, Н.П. Запивалов, О.Ю. Баталин и Н.Г. Вафина, A.A. Баренбаум, С.Н. Закиров, Э.С. Закиров, O.A. Лобанова, С.И. Райкевич и др.).

Значимость корректного учёта реальных геологических запасов в 3D моделировании связана со следующим принципом:

• Невозможно выполнить качественную адаптацию, создать достоверную 30 гидродинамическую модель залежи и осуществить долгосрочный прогноз показателей разработки, если запасы 30 модели отличаются от реальных, находящихся в пласте.

Этот достаточно очевидный принцип формулируется по следующей причине. Действующими регламентирующими документами (РД) предписывается равенство величин запасов нефти (газа, конденсата) в 30 моделях числящимся на Госбалансе. То есть расчётные показатели работы скважин в создаваемых ЗО моделях соответствуют балансовым, а не геологическим запасам. Реальные же показатели их эксплуатации несут в себе информацию о геологических запасах. Поэтому стремление выполнить, казалось бы, справедливые требования РД приводит к необходимости задания искажённых значений ФЕС, конфигураций флюидальных контактов и др.

Таким образом, методология ЭПП дает основу для системного решения проблемы геологических и балансовых запасов нефти, газа, конденсата. Включая их корректный подсчёт, учёт в Госбалансе, 30 компьютерное моделирование, проектирование разработки месторождений углеводородов.

Основной вывод по второй главе состоит в следующем. Переход к методологии ЭПП в научных дисциплинах, сопредельных теории и практике разработки месторождений нефти и газа, позволяет восстановить системность их взаимосвязей на единой методологической основе. В результате устраняются некорректные подходы и результаты исследований, обеспечиваются условия для более углублённого и достоверного изучения и моделирования продуктивных пластов. В конечном итоге это способствует обоснованию более достоверных технологических решений в области проектирования, анализа и регулирования разработки залежей углеводородов.

Третья глава работы посвящена обоснованию новых технологий разработки месторождений нефти и газа на основе методологии ЭПП.

В традиционной методологии АПП введение "неколлекторов" с нулевыми ФЕС приводит к неучёту забалансовых запасов углеводородов. Залежи искусственно представляются расчленено-разъединёнными по вертикали, линзовидными. То есть заранее исключаются любые фильтрационные процессы между соответствующими пропластками или линзами. Это предопределило применение традиционных технологий разработки залежей нефти и газа с присущими им проблемами и недостатками.

Согласно методологии ЭПП, все породы в объёме залежи, включая "неколлекторы", необходимо учитывать с реально присущими им свойствами. Фактическая роль "неколлекгоров" в вертикальных процессах массообмена, возможность вытеснения из них флюидов при тех или иных воздействиях на пласт, влияние соответствующего запаса упругой энергии должны выявляться и учитываться при ЗБ гидродинами-

ческом моделировании. С последующим подтверждением их роли и значимости соответствующими промысловыми исследованиями и согласованием (адаптацией) с фактическими данными разработки. Как главное следствие, потенциально становится возможным обоснование новых эффективных технологий разработки залежей нефти и газа с неоднородными коллекторами.

Вертикально-латеральное заводнение. Технология заводнения - наиболее распространенный в России и мире способ разработки нефтяных месторождений. Схематично, с точки зрения направления вытеснения нефти водой, типизацию систем заводнения представляет рис. 4.

Традиционные системы разработки на основе заводнения с использованием вертикальных добывающих и нагнетательных скважин можно назвать системами латерального заводнения. Вытеснение нефти водой протекает практически только вдоль напластования, вследствие принципиальной роли "неколлекторов" в слоистом строении продуктивного коллектора. Реализуемые системы разработки слоисто-неоднородных пластов с использованием горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС), преимущественно в роли добывающих, при традиционном подходе также не изменяют латеральной направленности вытеснения.

Практика применения латерального заводнения показывает, что здесь имеют место высокие водонефтяные факторы (ВНФ), низкие значения коэффициента охвата пласта вытеснением (Квхв) и КИН из-за избирательного продвижения закачиваемой воды по высокопроницаемым пропласткам. Запасы нефти в менее проницаемых породах вырабатываются слабо или не вовлекаются в дренирование (тем более, забалансовые запасы в "неколлекторах"). Технологии выравнивания профилей приёмистости и притока, изменения направления фильтрационных потоков обеспечивают улучшение показателей разработки, в основном, лучших в разрезе коллекторов.

Альтернативный метод - вертикальное заводнение, реализуется путём вытеснения нефти водой в направлении снизу вверх. Например, при активизации естественного режима разработки массивных залежей нефти с активной подошвенной водой. В таком варианте вертикальное заводнение реализовано на ряде грозненских и поволжских месторождений, месторождении Белый Тигр во Вьетнаме и некоторых др. Для случая выражено слоисто-неоднородных коллекторов результаты лабораторных экспериментов показывают (С.Ф.Сайкин и др., КГУ, 1969), что Кохв (и КИН) кратно

Технологии разработки на оспове заводнения

и

л

латерального

г

вертикального

/

вертикально-латерального

Рис. 4. Типизация систем заводнения 30

возрастают при вытеснении нефти водой поперёк, а не вдоль напластования. Однако пути реализации этой идеи на практике предложены только для определённых специальных ситуаций (А.А. Боксерман, М.Ю. Ахапкин и др.).

В случае разнесения забоев добывающих и нагнетательных скважин как в плоскости, так и в разрезе пласта реализуется вертикально-латеральное вытеснение. Ранее подобные системы разработки предлагались для залежей с большим этажом продуктивности (С.Н. Закиров и др. - для Карачаганакского месторождения), залежей высоковязкой нефти (С.Н. Закиров, В.В. Булаев), для освоения запасов нефти от ВКК к кровле пласта (А.Т. Тиг1а е! а1.).

В общем случае эффективная реализация идеи вертикально-латерального вытеснения опирается на использование добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин (ГС) или боковых горизонтальных стволов (БГС).

В имеющихся публикациях практически не рассматриваются следующие принципиальные вопросы: при каких геологических условиях может быть реализовано вертикально-латеральное заводнение, каковы этапы обоснования соответствующей системы разработки для конкретной залежи? Явно или неявно, такая система разработки рассматривалась только при условии хорошей гидродинамической связи по вертикали и значительной толщины продуктивных отложений. Хотя недостатки традиционного латерального заводнения в наибольшей мере проявляются для залежей пластового типа. Для таких залежей слоистая неоднородность обычно выражена в наибольшей мере и характерно наличие в разрезе низкопроницаемых прослоев "неколлектора", в той или иной мере выдержанных по площади.

Учёт в методологии ЭПП реальных свойств "неколлекторов" (малопроницаемых прослоев) открывает возможность для более широкого рассмотрения технологии вертикально-латерального заводнения за счёт допустимых фильтрационных течений как вдоль, так и поперек напластования. Относительная роль процессов вытеснения в вертикальном и латеральном направлениях может быть различной, в зависимости отгеолого-физических условий конкретной залежи.

Обосновываемые в работе принципы проектирования систем разработки на основе вертикально-латерального вытеснения (заводнения) состоят в следующем.

1.30 геологическая и ЗО гидродинамическая модели продуктивного пласта строятся на основе методологии ЭПП. Все пропластки включаются в модели с присущими им свойствами и характеристиками.

2. В наиболее предпочтительном варианте технология вертикально-латерального заводнения должна основывается на горизонтальных добывающих и нагнетательных стволах (новых ГС или БГС), располагаемых соответственно вблизи кровли и подошвы пласта (или ЗСВ). При этом обеспечивается, во-первых, наибольшее разнесение их друг от друга по вертикали. Во-вторых, сопоставимая или большая продуктивность (приёмистость) скважин по сравнению с латеральным заводнением. На

рис. 5 представлена рекомендуемая схема элемента разработки на основе вертикально-латерального заводнения (вид в плане и разрезе).

3. Ключевая характеристика залежи для организации вертикально-латерального заводнения - степень сообщаемости пласта вдоль вертикальной координаты. Поэтому закладываемые в 30 модель значения вертикальной проницаемости пропла-стков требуют уточнения по результатам специализированных промысловых исследований. Технологии ЗБ гидропрослушивания и вертикального гидропрослушивания, рассматриваемые в главе 4, позволяют в пластовых условиях установить факт гидродинамической сообщаемости пласта по разрезу и идентифицировать эквивалентную величину проницаемости поперёк напластования.

4. Наряду с интегральными исследованиями в пластовых условиях, внимание акцентируется на более детальном изучении всех пропластков в продуктивном разрезе. Для этого комплекс стандартных керновых исследований целесообразно дополнять профилеметрическими лабораторными экспериментами на керновой колонке.

Вертикально-латеральное заводнение может реализовываться на поздних стадиях разработки месторождений. В этом случае оно рассматривается как разновидность метода изменения направления фильтрационных потоков (М.Л. Сургучёв и др.) по отношению к предшествовавшему латеральному заводнению. Однако, изменение направления фильтрационных течений осуществляется не в плоскости, а в трёхмерном пространстве - одновременно вдоль и поперёк напластования. При этом активизируется определённая часть забалансовых запасов нефти в пропластках "неколлекторов" (малопроницаемых прослоях).

Особенности проектирования систем разработки на основе вертикально-латерального заводнения рассматриваются в работе на примере залежи БВз' Новогоднего месторождения. На рис. 6 приводится карта нефтенасыщенных толщин и система размещения вертикальных добывающих и нагнетательных скважин с отмеченными накопленными показателями их эксплуатации на момент вывода залежи в консервацию.

Залежь БВз1 разрабатывалась с 1986 г. по трехрядной системе латерального заводнения, с уплотнением в центре до пятирядной. Консервация залежи произошла в районе 2000 г. по причине высокой обводненности добываемой продукции (95-98%) и достижения низких дебитов скважин по нефти (около 1 т/сут). На момент консервации залежи КИН составил всего 15% при утвержденном значении 36,7%. С 2005 г. проводились попытки вывода 10 из 126 простаивающих скважин в эксплуатационный фонд на основе различных известных технологий (ремонтно-изоляционных работ, повторной перфорации, гидроразрыва пласта и др.). Однако были достигнуты дебигы по нефти в среднем около 1-2 т/сут при обводненности продукции до 98 %.

В выполненной с участием автора в качестве ответственного исполнителя Технологической схеме ОПР Новогоднего месторождения (декабрь 2006 г.) на залежи

Рис. 5. Схема вертикально-латерального Рис. 6. Карта эффективных

заводнения на основе горизонтальных нефтенасыщенных толщин залежи БВ31 стволов (размеры условные) Новогоднего месторождения

БВ3' был запроектирован участок ОПР по апробации технологии вертикально-латерального заводнения (схема рис. 5). Программа опытно-промышленных работ включала:

в бурение пилотного ствола со 100-процентным отбором керна и последующими лабораторными исследованиями, а также проведение комплекса ГИС;

• бурение горизонтального добывающего ствола со вскрытием пласта вблизи кровли;

• бурение горизонтального нагнетательного ствола вблизи подошвы пласта из соседней простаивающей скважины;

• реализацию 30 гидропрослушивания путём закачки воды в нагнетательный ствол и регистрации изменения давления в добывающем стволе;

• опытно-промышленную эксплуатацию скважин по технологии вертикально-латерального заводнения.

В условиях ограниченной исходной информации прогнозные расчёты выполнены на основе ранее построенной 30 секторной геологической модели залежи. Согласно методологии ЭПП, ячейки "неколлектора" преобразованы в активные ячейки путем отказа от граничного значения по пористости и экстраполяции имевшихся петрофизических зависимостей для ФЕС, параметров ОФП и капиллярного давления. Осуществлена приемлемая адаптация зоны вблизи участка ОПР к данным предшествующей эксплуатации окружающих скважин. Моделирование ЗО гидропрослушивания показало теоретическую пригодность участка для реализации вер-

тикально-латерального заводнения, а также возможность получения результата промыслового 30 гидропрослушивания в течение нескольких суток.

Выполненный на 30 модели прогноз добычи нефти на участке ОПР показал возможность получения высокого начального дебита нефти (более 200 т/сут) со снижением в течение 3-х лет до 20 т/сут по причине довольно быстрого обводнения продукции, что в немалой мере предопределяется предысторией латерального заводнения. Дополнительная накопленная добыча нефти могла составить около 55 тыс. т за 3 года.

Также были выполнены расчёты для различных темпов расконсервации залежи БВ3' Новогоднего месторождения на основе технологии вертикально-латерального заводнения. В качестве дополнительной меры по замедлению обводнения скважин сопоставлены показатели эффективности вертикально-латерального заводнения при непрерывном режиме работы добывающих и нагнетательных скважин и при чередовании трехмесячных периодов добычи нефти с аналогичными периодами закачки воды. Расчёты показали, что дополнение вертикально-латерального заводнения циклическим воздействием на пласт обеспечивает не только предпочтительные показатели добычи нефти и обводненности продукции в периоды работы добывающих скважин, но и более высокую конечную нефтеотдачу при заданном предельном значении обводненности продукции.

В отношении практической реализации запроектированных решений на залежи БВз1 заслуживают внимания следующие моменты.

• Выполнены исследования Зб-метровой колонки керна, отобранного в пилотНом стволе со 100%-ным выносом при изолирующей технологии транспортировки керна. Профилеметрические исследования позволили сопоставить результаты интерпретации ГИС и керновых исследований. Отмечается низкая разрешающая способность методов ГИС, которая не позволяет учесть все контрастные по свойствам пропластки в разрезе пласта. То есть высока значимость проведения профипеметри-ческих фильтрационных и петрофизических исследований на керновой колонке для адекватной оценки изменения свойств пласта по разрезу.

• На участке ОПР проведены ГДИС по технологии ЗО гидропрослушивания. Соответствующие результаты рассматриваются в четвёртой главе работы. Основной вывод состоит в установлении по фактическим данным наличия удовлетворительной гидродинамической сообщаемости пласта по разрезу, несмотря на наличие выдержанных пропластков "неколлектора" по данным керновых исследований и ГИС.

• Фактические данные ОПР по вертикально-латеральному заводнению оказались неоднозначными. Дебит по нефти добывающей горизонтальной скважины достигал 15-17 т/сут, что значительно выше дебитов скважин, полученных при традиционной технологии расконсервации. Но прогнозные уровни добычи нефти не были получены.

Анализ причин таких результатов показал негативную роль следующих факторов: 1) некорректность (ошибки в 15 м) структурных построений в вынужденно использованной ЗЭ геологической модели, что привело к попаданию участка ОПР в локальную седловину, вместо купольной части; 2) неадекватность существовавших петрофизических зависимостей при интерпретации данных ГИС по насыщению пласта; 3) несвоевременное закрытие соседних скважин, вызвавшее снижение пластового давления на 40-50 ат (1 ат = 9,81-Ю4 Па), что привело к бурению горизонтальных участков стволов при высоких репрессиях на пласт.

Таким образом, имели место существенные недостатки в реализации ОПР по вертикально-латеральному заводнению на залежи БВ31. Они не позволили установить истинный потенциал технологии как метода повышения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии. То есть практические аспекты реализации и оценки эффективности вертикально-латерального заводнения требуют более тщательных предпроектных исследований. Тем не менее, применительно к залежи БВ3' важными являются полученный опыт и результаты проектных и исследовательских работ.

Альтернативный вариант вертикально-латерального заводнения целесообразен для залежей нефти, сложившаяся система заводнения которых базируется на вертикальных скважинах. Он основывается на (рис. 7): 1) цементировании под давлением забоя выше кровли продуктивного пласта; 2) разбуривании созданного цементного стакана на глубину не более 1/2 интервала продуктивного пласта в добывающих и до подошвы в нагнетательных скважинах (с зумпфом); 3) проведении повторной перфорация в верхнем интервале (не более 1/2) продуктивного пласта в добывающих и в нижней 1/3 пласта в нагнетательных скважинах.

Такой способ обеспечивает определенное разнесение по вертикали интервалов перфорации добывающих и нагнетательных скважин без проведения затратных работ по сооружению новых ГС или БГС и с наибольшим использованием простаи-

Рис. 7. Схема вертикально-латерального заводнения на основе вертикальных скважин (размеры условные)

способу на основе ГС или БГС. Выбор оптимального варианта реализации вертикально-латерального заводнения должен осуществляться на основе технико-экономических расчётов для обеих разновидностей технологии. При возможной их комбинации на разных участках залежи.

Для целей альтернативного варианта вертикально-латерального заводнения рекомендуется применение технологии вертикального гидропрослушивания, рассматриваемой в четвёртой главе.

Вывод из консервации по схеме рис. 7 и использование ранее пробуренных вертикальных скважин в рамках альтернативной схемы вертикально-латерального заводнения вошли для залежи БВз в проектные решения "Авторского надзора за реализацией "Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения" (протокол ЦКР Роснедра N24209 от 27.12.2007 г.).

При реализации заводнения нефтяных залежей, в том числе вертикально-латерального заводнения, актуальным является исследование целесообразного момента начала закачки воды в нагнетательные скважины. Как в отечественной, так и в зарубежной практике разработку залежей начинают на естественных режимах, а закачку воды осуществляют с задержкой во времени. Тем самым откладываются дополнительные капиталовложения на организацию процесса поддержания пластового давления (ППД) на более поздний период. Предполагается, что при таком подходе, благодаря ускоренным темпам ввода добывающих скважин, по крайней мере, накопленная добыча нефти за первые годы будет наибольшей. Оба эти фактора положительно сказываются на экономических показателях проекта, рассчитываемых с учётом дисконтирования. В отдельных публикациях (В.Д.Лысенко) обосновывается целесообразность для низкопроницаемых залежей начинать закачку воды одновременно с добычей нефти в каждом элементе разработки.

В настоящее время активно вводятся в разработку залежи с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей, например, в ачимов-ских и юрских отложениях месторождений Западной Сибири. В работе на основе гидродинамических расчётов на неоднородной Зй секторной модели с типичными для восточной залежи пласта Ю/ Новогоднего месторождения характеристиками обоснована целесообразность осуществления опережающего заводнения. Его цель состоит в компенсации негативного фактора медленной передачи воздействия от нагнетательных к добывающим скважинам, приводящего к снижению пластового давления и активным процессам разгазирования нефти.

Расчёты проведены применительно х элементу разработки на основе горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Они показали, что упреждающая закачка воды до начала добычи нефти (для рассмотренных условий - на 1-3 месяца) позволяет существенно повысить начальный дебит по нефти и многократно снизить объемы добычи попутного газа в начальный период разработки. Более того, несмот-

ря на задержку начала добычи нефти, за счет предпочтительной динамики уже к концу первого года возможно превышение накопленной добычи нефти по сравнению с одновременным вводом добывающей и нагнетательной скважин. То есть опережающее заводнение оказывается и экономически целесообразным.

Применительно к газоконденсатным залежам в работе обоснована технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин. Известно, что разработку газоконденсатных залежей при высоком содержании конденсата в пластовом газе (от 150-200 г/м3) целесообразно осуществлять с поддержанием пластового давления на основе закачки сухого газа. Однако в случае выраженной слоистой неоднородности пласта эффективность такого воздействия оказывается невысокой из-за раннего прорыва сухого газа в добывающие скважины. Кроме того, при наличии подошвенной воды забои добывающих и нагнетательных скважин размещают на удалении до нескольких десятков метров от ГВК (ЗСВ) для снижения эффектов конусообразования. В результате соответствующий объём пласта оказывается не охваченным воздействием.

В работе предложена следующая технология, развивающая идею вертикально-латерального вытеснения применительно к сайюшнг-процессу. Она базируется на сооружении горизонтальных добывающих стволов вблизи кровли пласта, а горизонтальных нагнетательных стволов — вблизи отметки ГВК (ЗСВ). При таком механизме вытеснения жирного пластового газа сухим возрастает коэффициент охвата слоисто-неоднородных пластов, активизируются запасы жирного газа вблизи ГВК, а также обеспечивается создание барьера повышенного давления в районе ГВК для замедления явлений конусообразования. По завершении периода эффективной закачки сухого газа нагнетательные скважины переводятся в режим добывающих и способствуют сокращению поступления подошвенной воды в газоконденсатную часть пласта. По завершении периода их рентабельной эксплуатации осуществляется их реперфорация или забуривание БГС в верхней части пласта.

Выполненные (в сотрудничестве с И.В. Рощиной) сопоставительные газогидродинамические расчёты на слоисто-неоднородных 3D секторных моделях в трёхфазной постановке показали следующее. По сравнению с традиционным (латеральным) сайклинг-процессом предлагаемый способ может обеспечить кратное увеличение продолжительности закачки газа до его прорыва в добывающие скважины, а также периода безводной добычи газа, и существенное (до 40%) увеличение КИК за период сайклинг-процесса. Конечный КИК также оказывается предпочтительным.

Данная технология сайклинг-процесса была рекомендована для одного из газоконденсатных месторождений Узбекистана, подготавливаемого к разработке отечественной компанией на условиях СРП.

Наряду с обосновываемыми в работе технологиями разработки залежей, в третьей главе даётся также краткий обзор результатов соответствующих исследований

других авторов на основе методологии ЭПП. Они относятся к повышению эффективности разработки линзовидных коллекторов (С.Н. Закиров, А.А. Контарёв), а также к приложениям разновидностей метода вертикально-латерального заводнения для ряда объектов Самотлорского месторождения и для залежей нефти с наличием в продуктивном разрезе суперколлекторов (например, для пластов КЖю.ц Талинской площади Красноленинского месторождения).

Таким образом, изучение и учёт при ЗО компьютерном моделировании в рамках методологии ЭПП реальных свойств малопроницаемых коллекторов ("неколлекторов") открывает возможности для обоснования более эффективных технологий и проектирования соответствующих систем разработки залежей нефти и газа. Сказанное проиллюстрировано на ряде новых авторских технологий разработки, нашедших отражение в утвержденных ЦКР Роснедра проектных документах.

Четвёртая глава работы посвящена обоснованию новых методов ГДИС и алгоритмов интерпретации результатов исследований.

Характерной особенностью ГДИС является получение информации о свойствах продуктивного пласта в реальных условиях фильтрации флюидов. Современная методология ГДИС активно развивается, начиная с работ М. Маскета, В.Н. Щелкачёва, И.А. Чарного, Миллера, Дайеса и Хатчинсона, Хорнера и др. Последующему развитию методов ГДИС посвящены исследования многих отечественных и зарубежных учёных. Соответствующие результаты отражены в монографиях и публикациях М.Т. Абасова, С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина, В.Н. Николаевского, К.С. Басниева, А.Т. Горбунова, Л.Г. Кульпина и Ю.А. Мясникова, Г.А. Зотова и С.М. Тверковкина, А.И. Гриценко, З.С. Алиева и О.М. Ермилова, Р.Г. Шагиева, М.Х. Хайруллина, А.И. Ипатова и М.И. Кременецкого, В.А. Иктисанова, Р. Эрлангера мл., Я. Ноте, М. Ката1 е1 а1. и мн. др. авторов.

Практически все существующие подходы к интерпретации данных ГДИС основаны на однофазных моделях фильтрации или сводятся к ним. Поэтому ключевыми параметрами, определяемыми по результатам ГДИС, являются коэффициенты проницаемости и пьезопроводности пласта, скин-фактор, пластовое давление, геометрические параметры зоны дренирования. В то же время, практически отсутствуют методы определения характеристик многофазного течения, в частности, кривых ОФП для нефти и воды.

Другой спектр актуальных вопросов в методологии ГДИС связан с установлением наличия и количественной оценкой сообщаемости пласта в вертикальном направлении. Развиваемые в настоящей работе подходы отвечают современным потребностям ЗЭ компьютерного моделирования и новых технологий разработки месторождений, рассмотренных в главе 3.

Технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах. Одной из главных целей предлагаемой технологии исследования скважин является идентификация функций

ОФП для нефти и воды. Для этого в окрестности скважины (с проектным статусом нагнетательной) осуществляется создание в продуктивном пласте последовательно разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений. Схематично эту идею иллюстрирует рис. 8. Исследование включает как традиционные этапы работы скважины с отбором пластового флюида и остановки на снятие кривой восстановления давления (КВД), так и два новых этапа - закачки в пласт воды и последующего отбора закачанной воды с нефтью в изменяющихся во времени пропорциях. Допустимы различные способы эксплуатации скважины на этапах исследования и переменные параметры её работы (дебиты, расходы), а между этапами - перерывы на проведение необходимых технологических операций по смене оборудования.

Таким образом, традиционные однофазные исследования дополняются существенно двухфазными разнонаправленными течениями флюидов в продуктивном пласте. В то же время, возникает необходимость достаточно непрерывного и достоверного замера во времени забойного давления, дебетов нефти и воды, расходов воды и выполнение хотя бы нескольких определений коэффициента водонасьпценности пласта в ближайшей окрестности скважины на разные моменты исследования методами промысловой геофизики (ПГИ). Например, методом импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК) с закачкой оторочек солевых растворов.

Алгоритм решения прямой и обратной задачи для интерпретации результатов исследования по предлагаемой технологии основывается на: 1) численных методах анализа; 2) формулировке задачи идентификации параметров в оптимизационной постановке; 3) привлечен™ современных методов теории оптимального управления для идентификации искомых параметров. В качестве идентифицируемых параметров рассматриваются коэффициенты пористости и проницаемости, скин-фактор, а также параметры функциональных зависимостей ОФП для нефти и воды от га насыщенностей (включая пороговые насыщенности фаз).

Прямая задача (задача прогнозирования процесса исследования) формулируется на основе системы нелинейных дифференциальных уравнений совместной неустановившейся фильтрации нефти и воды применительно к осесимметричному течению (аналог уравнений (4-5) для плоскорадиального случая). Влияние скин-фактора учитывается путем принятия различных значений коэффициента проницаемости для скин-зоны и внешней (удаленной) зон пласта. Начальные условия соответствуют заданным распределе-

п

Традиционный подход

Предлагаемый подход

Рис. 8. Схематизация традиционного и предлагаемого подходов к исследованию нефтяных скважин

ниям давления и водонасыщенности, граничные условия на внешнем (условном) контуре соответствуют, например, непротеканию воды и нефти. Граничное условие на стенке скважины записывается по-разному в зависимости от этапа исследования скважины - как условие заданного (возможно, переменного или нулевого) дебита по нефти, или жидкости, или расхода воды при закачке, выраженных через градиент давления на стенке скважины.

Для решения прямой задачи применяется полностью неявная консервативная конечно-разностная численная схема. Шаг сетки по радиальной координате неравномерный, с логарифмическим возрастанием. Возникающая на каждом временном слое система нелинейных разностных уравнений решается метод Ньютона-Рафсона.

Обратная задача - задача идентификации параметров пласта и кривых ОФП по данным исследования скважины, решается в оптимизационной постановке. Минимизируется следующий функционал (критерий) качества:

[ЭД(й)-4)2+с5(^(»)-^)2+сд(е/(«)-е^)21, (6)

И

где И- количество замеров во времени; - моменты проведения замеров на скважине, р1 .В1.0,1 — соответствующие значения давления в нефтяной фазе, водонасыщенности вблизи забоя скважины и дебита по нефти (на четвертом этапе исследования); индексы р и ф означают - расчетные и фактические; ССд - произведения нормирующих и весовых коэффициентов, связанных с точностью определения и относительной важностью того или иного показателя.

Обратная задача решается на основе итерационной процедуры минимизации критерия (6) при ограничениях на диапазон изменения идентифицируемых параметров. Поиск минимума осуществляется эффективными градиентными методами, такими как метод сопряженных градиентов или квазиньютоновские методы. При вычислении производных функционала по управляющим параметрам используются современные методы теории оптимального управления. Для этого на каждой итерации алгоритма идентификации определяются решения трех краевых задач одинаковой размерности - нелинейной прямой задачи, а также линейных сопряженной задачи (для вычисления производных) и задачи для вариаций (для определения шага смещения вдоль направления поиска).

Эффективность предлагаемого способа исследования скважин и алгоритма интерпретации результатов исследований изучены на основе математических экспериментов. Результаты успешной идентификации кривых ОФП (совместно с другим искомыми параметрами) для одного из тестовых расчётов приведены на рис. 9. В качестве "фактических" промысловых измерений забойного давления, водонасыщенности и дебита по нефти использованы результаты решения прямой задачи с за-

данными параметрами гипотетического пласта. Рис. 9 также отражает невозможность нормирования оцениваемых по данным ГДИС кривых ОФП корректным для модели АПП образом (по ка6с, а не по кэф), вследствие "абстрактности" параметра кабс для пластовых условий.

Ранее мы данный класс задач рассматривали в рамках модели АПП. Последующий переход к модели ЭПП подтвердил преимущество новой модели. А именно, имеет место сокращение числа идентифицируемых параметров на две единицы, при сохранении количества получаемой физически содержательной информации. Известно, что это способствует регуляризации решения обратной задачи за счёт уменьшения возможных смещений оценок идентифицируемых параметров.

В целом математическое тестирование предлагаемого метода ГДИС и алгоритма интерпретации результатов показало возможность успешной идентификации всех искомых параметров, как в идеальных условиях, так и в условиях погрешностей промысловых замеров при применении современного измерительного оборудования. При этом важное значение имеет процедура предварительного планирования ГДИС на основе численных экспериментов.

ГДИС по предложенной технологии проведены на скв. 97 Спорышевского месторождения, с закачкой в пласт солевого раствора. Это позволило для контроля изменения водонасьпценности и оценки остаточной нефтенасыщенности использовать геофизические измерения по методу ИННК. Отбор пластового флюида осуществлялся методом свабирования и с использованием струйного насоса, с несколькими циклами снятия КВД до и после закачки солевого раствора в пласт.

Неоднородность пласта по разрезу и несовершенство скважины по степени его вскрытая обусловили проведение интерпретации результатов с использованием модифицированного алгоритма решения обратной задачи — в двумерной (г-г) постановке (совместно с Д.П. Аникеевым). Недостаточные количество (всего несколько измерений) и точность измерений обводненности продукции скважины в процессе исследования не позволили осуществить идентификацию всех параметров функций ОФП. Поэтому, совместно с фильтрационными характеристиками пласта, уточнялось только соотношение максимальных значений ОФП для нефти и воды. По сравнению с априорной оценкой, его значение по результатам идентификации измени-

Водонасыщенность

Рис. 9. Относительные фазовые проницаемости для нефти и воды

лось с 0,4 до 0,123, при одновременном уточнении граничных насыщенностей фаз по данным ГИС и ИННК.

Контроль достоверности результатов идентификации по данным более позднего ГДИС данной скважины в режиме закачки воды показал хорошее согласие по параметру фазовой проницаемости воды при остаточной нефтенасыщенности. Вместе с тем, сопоставление полученных ОФП с результатами керновых исследований подтвердило значительное влияние масштабного фактора и различных условий фильтрации в промысловых и лабораторных условиях на параметры совместного течения нефти и воды.

Двухфазные ГДИС в карбонатных коллекторах. Дальнейшее обобщение рассмотренной технологии ГДИС связано с созданием в окрестности скважины двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений применительно к исследованию скважин в сложнопостроенных карбонатных отложениях.

Обоснование эффективных методов разработки карбонатного коллектора существенно зависит от особенностей его строения. В случае преимущественно поровых или чисто трещинных (трещинно-кавернозных) коллекторов, размещение основных запасов нефти совпадает с путями фильтрации флюидов в пласте. В случае трещин-но-поровых коллекторов низкопроницаемая матрица практически не участвует в продвижении нефти к добывающим скважинам, но осуществляет подпитку системы трещин содержащимися в ней, часто основными, запасами нефти. В случае проявления у матрицы гидрофильных свойств или гетерогенной смачиваемости, эффективное извлечение нефти из таких коллекторов возможно на основе процессов капиллярной пропитки. Традиционные однофазные ГДИС, а также мелкомасштабные исследования керна, не позволяют идентифицировать проявление данного механизма в пластовых условиях.

Результаты математических экспериментов на основе двухфазной гидродинамической модели двойной среды (Г.И. Баренблатг, Ю.П. Желтов, И.Н. Кочина, обобщение Н. Кагепп е1 а1.) позволили обосновать характерные признаки различных типов карбонатных коллекторов по динамикам измеряемых показателей при реализации предлагаемой технологии ГДИС. В качестве примера на рис. 10 приводится наиболее информативная зависимость от времени накопленного отбора воды на последнем этапе исследования (добычи пластовых флюидов). В отличие от порового и чисто трещинного коллекторов, трещинно-поровый коллектор за счёт процессов капиллярной пропитки пористых блоков матрицы характеризуется ограниченным объёмом обратно поступающей воды, ранее закачанной в скважину. Отношение накопленного объема добытой воды к общему объему закачанной воды довольно быстро стабилизируется на определённом уровне (при выраженной гидрофильности матрицы - на уровне первых десятков процентов).

В случае трещинно-порового коллектора важнейшими исходными данными для

моделирования и проектировании разработки являются параметры, определяющие процессы обмена флюидами между двумя системами пустотности. Кроме того, требуются достоверные данные о фильтрационно-емкостных характеристиках как системы трещин и каверн, так и пористых блоков. Для таких пластов информативность кер-новых исследований применительно к пластовым условиям является ограниченной вследствие значительного влияния масштабного фактора. А традиционные методы ГДИС базируются на однофазных течениях.

Для идентификации параметров двухфазных течений в трещинно-поровых коллекторах применима разновидность рассмотренной выше технологии ГДИС. Алгоритм идентификации параметров (решения обратной задачи) в этом случае видоизменяется следующим образом. Прямая задача базируется на уравнениях двухфазной фильтрации в соответствии с моделью двойной среды, с учётом пространственной фильтрации только в системе трещин. Переток флюида между средами в данном подходе рассчитывается пропорционально соответствующему перепаду давления в данной фазе. То есть учитывается различие капиллярного давления в пористой матрице и системе трещин.

Обратная задача также решается в оптимизационной постановке на основе критерия качества (б), с использованием методов теории оптимального управления. В качестве идентифицируемых параметров рассматриваются проницаемость системы трещин, скин-фактор, значения пористости для двух сред, удельная поверхность пористых блоков, а также параметры функций ОФП для системы трещин и капиллярного давления для пористой матрицы. Пример идентификации параметров для одного из математических экспериментов представлен на рис. 11 и 12.

Вертикальное и 52) гидропрослушивание продуктивных пластов. Достоинством методов гидропрослушивания является возможность оценки параметров пласта в межскважинном пространстве. С точки зрения геометрии исследуемых фильтрационных потоков, среди традиционно применяемых методов можно выделить Ш гидропрослушивание (традиционное исследование с использованием одной возбуждающей и одной реагирующей скважин и определением свойств пласта вдоль соответствующего направления) и 2Б гидропрослушивание (несколько реагирующих скважин по разным азимутальным направлениям от возбуждающей). Такие исследо-

%

я В

I 1 I 1 I

329 360 400 Время, ч

Рис. 10. Зависимости от времени накопленного отбора воды на этапе добычи пластовых флюидов

с

© ОД'

о

V ♦ ♦ ♦ Фактяческаякрмая — — — Начальное орябляжевяе - После ядеятяфякацяя

\

\ \ Ч N /

- ' "А Ф

о.б s

S ■

« 20'

i ♦ * Факпческы крякая — — — Начальвое пряблнжеяяе ———- После ядеятяфякацвя

О 0.2 ОД 0.С в.е 1

Коффяцмнтводояасьицеяяосгя

Рис. 11. Результаты идентификации кривых ОФП для основной фильтрующей системы

« 0.2 оч в.< ел 1 Коэффяцяевт водоаасыадеявостя

Рис. 12. Результаты идентификации кривой капиллярного давления для пористой матрицы

вания позволяют определять коэффициенты, учитывающие крупномасштабную площадную анизотропию проницаемости продуктивного пласта или её площадную неоднородность.

Оценка проницаемости пласта в вертикальном направлении (поперёк напластования) к2 возможна на основе развиваемых методов 30 гидропрослушивания и вертикального гидропрослушивания.

Затруднительность определения параметра кг на масштабе пласта по данным керновых исследований или традиционных ГДИС приводит на практике к принятию его значений на экспертном уровне (нередко - как 0,1 от кх или ку), а основой для их уточнения являются, часто неоднозначные, результаты адаптации 30 модели к истории разработки залежи. Мотивирующим фактором для обоснования методов 30 и вертикального гидропрослушивания также является необходимость оценки степени сообщаемосга продуктивного разреза в вертикальном направлении для проектирования разработки залежей по технологиям главы 3.

ЗБ гидропрослушивание на основе горизонтальных скважин. Предложенная в работах О.В. Брадулиной, Э.С. Закирова и др. технология 30 гидропрослушивания базируется на применении вертикальных скважин в качестве возбуждающей и реагирующих, с различными положениями интервалов вскрытия пласта по азимутальным направлениям и по разрезу. Такая технология наиболее применима в залежах со значительной продуктивной толщиной.

Применительно к разработке залежей на основе технологии вертикально-латерального заводнения с использованием горизонтальных скважин (глава 3) обоснована другая разновидность метода Зй гидропрослушивания. В качестве возбуждающего и реагирующего используются горизонтальные стволы, пробуренные у

кровли и подошвы пласта (рис. 5). Возбуждение создаётся путём закачки воды или отбора жидкости в один из стволов, другой ствол используется в качестве реагирующего. Основной задачей такого исследования является установление качественной и количественной характеристик сообщаемости пласта в направлении поперёк напластования.

Промысловое исследование по ЗЭ гидропрослушиванию на основе горизонтальных скважин проведено на участке ОПР пласта БВ3' Новогоднего месторождения. В качестве возбуждающего использован нагнетательный горизонтальный ствол ближе к подошве пласта, в качестве реагирующего - добывающий горизонтальный ствол у кровли пласта. Проведение исследования сопровождалось рядом осложняющих факторов (высокая обводненность участка, влияние остановки соседних скважин, технические проблемы при работе автономных манометров). Тем не менее, в добывающей (простаивающей) скважине однозначно проявилась реакция на работу нагнетательной скважины. Для интерпретации результатов гидропрослушивания применена ЗБ двухфазная (нефть-вода), слоисто-неоднородная секторная гидродинамическая модель, с учётом данных ГИС по неоднородности ФЕС и неф-тенасыщенности в разрезе и фактических траекторий горизонтальных стволов. Идентификации подлежали множители на значен™ проницаемости вдоль и поперёк напластования. Полученная оценка для интегрального коэффициента вертикальной анизотропии проницаемости кх/к2 составила 8,1 (рис. 13).

Вертикальное гидропрослушивание проводится с использованием единственной скважины в роли возбуждающей и реагирующей Развитие данного метода ГДИС предопределилось альтернативным вариантом вертикально-латерального заводнения на основе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин (рис. 7). Нашедшая применение разновидность данного метода на основе пластоиспытателей (типа МБТ) характеризуется ограниченным по вертикали воздействием на пласт и локальным характером исследуемой зоны.

Рассматриваемая в работе технология вертикального гидропрослушивания основана на создании двух изолированных интервалов контакта скважины с пластом - у кровли и подошвы пласта, на основе двух интервалов перфорации в обсаженном стволе, раз-

1600 1100 2000

Рве. 13. Расчетная и фактическая динамики изменения давления в реагирующей скважине

Рис. 14. Схема вертикального гидропрослушивания в случае необсаженного (а) и обсаженного (б) забоя

делённых пакером, или двух пакеров в случае открытого ствола. Возмущение создается, например, отбором или закачкой флюида по затрубью в верхнем интервале, а реагирующий манометр спускается на уровень нижнего интервала по НКТ (рис. 14). Математические эксперименты на моделях слоисто-неоднородных пластов выявили информативность замеряемых динамик давления при таком исследовании не только к интегральным значениям латеральной и вертикальной проницаемости пласта, но и к особенностям распределения проницаемости пропластков по разрезу.

Таким образом, предлагаемые в четвёртой главе методы ГДИС и алгоритмы интерпретации получаемых данных направлены на определение в пластовых условиях характеристик двухфазного течения в терригенных и карбонатных пластах, а также вертикальной проницаемости продуктивного разреза. Применение модели ЭПП позволяет повысить достоверность интерпретации за счёт снижения размерности обратных задач. Методология ЭПП также выступила в роли мотивирующего фактора для обоснования и реализации новых технологий гидропрослушивания. Развитые подходы призваны повысить достоверность создаваемых ЗО гидродинамических моделей пластов. Они обеспечивают также информационную основу для обоснованных в главе 3 технологий разработки.

Заключение. Современная теория и практика разработки месторождений природных углеводородов неотъемлемо связана с исследованиями в сопредельных нефтегазовых научных дисциплинах. Степень их системной взаимосвязи наиболее явно проявилась в связи с повсеместным распространением методов 30 компьютерного моделирования.

Исторически, начиная с модели многофазной фильтрации Маскета-Мереса, методология исследований в различных направлениях нефтегазовой науки развивалась, исходя из потребностей традиционного подхода к описанию порового пространства и протекающих в нём процессов. В основу этого подхода - модели АПП, положены базисные коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости. Которые являются неинформативными (абстрактными) параметрами, не соответствующими фактическим условиям залегания и движения нефти и газа в природных пластах. Переход к реально проявляющимся в промысловых условиях ха-

рактеристикам нефтегазовых коллекторов в модели АПП осуществляется опосредованно, на основе корреляционных зависимостей и замыкающих соотношений.

Предлагаемый в работе подход основывается на рассмотрении, в качестве базисных параметров пористой среды, коэффициентов эффективной пористости и эффективной проницаемости - проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасы-щенности. Целесообразность, предопределённость такого подхода — модели ЭПП, заключается в соответствии её базисных параметров реальным характеристикам коллектора по отношению к содержащимся в нём нефти, газу, свободной воде.

Принятие эффективных параметров пористой среды в качестве базисных коэффициентов в соответствующих дифференциальных уравнениях ЗО многофазной фильтрации приводит к изменению методологии проведения исследований в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, теории фильтрации, 30 геологическом и гидродинамическом моделировании, проектировании и анализе разработки, методах ГДИС и т. д. То есть, методологии проведения исследований в нефтегазовых научных дисциплинах приводятся к единой основе. Благодаря этому устраняются выявленные практикой ЗЭ моделирования проблемы взаимодействия отдельных научных направлений, приводившие затем к некорректным результатам на уровне многочисленных проектных документов на разработку месторождений нефти и газа.

В частности, исследования в рамках методологии ЭПП обеспечивают:

• получение более достоверных петрофизических зависимостей, результатов интерпретации данных ГИС и ГДИС, а также более адекватных реальным пластовым условиям результатов керновых исследований;

• корректное совместное применение результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, а также анализа промысловых данных, доя построения распределений коэффициента проницаемости в 30 геологической и гидродинамической моделях пласта;

• естественные регуляризирующие ограничения и снижение размерности обратных задач в рамках адаптации ЗО гидродинамической модели к данным истории разработки залежи, а также интерпретации результатов ГДИС;

• корректную методологию оценки геологических запасов нефти и газа в соответствии с их фактическим содержанием в продуктивных пластах и их согласованный учёт в 30 геологических и гидродинамических моделях, при проектировании разработки и т. д.;

• углублённое изучение и корректный учёт свойств низкопроницаемых коллекторов в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, 30 геологическом и гидродинамическом моделировании, процедурах ремас-штабирования (ирБсаПг^'а), обосновании технологий разработки и т. д.

Последний из перечисленных факторов приводит во многих случаях к изменению представлений о геологическом строении продуктивных пластов. Это позволило автору (и другим исследователям) обосновать ряд более эффективных технологий разработки залежей нефти и газа, а также сформулировать принципы проектирования соответствующих систем разработки.

Обоснованные в работе новые технологии гидродинамического исследования скважин и методы интерпретации получаемых данных расширяют круг определяемых в промысловых условиях параметров и зависимостей в связи с современными потребностями ЗБ компьютерного моделирования, анализа и регулирования разработки в многомерной, многофазной постановке. В частности, новые методы ГДИС востребованы для целей проектирования систем разработки на основе обоснованных в работе технологий.

Таким образом, автор надеется, что предложенные в работе подходы и полученные результаты будут способствовать, в конечном итоге, повышению эффективности разработки отечественных месторождений нефти и газа.

ЛИЧНЫЙ ВКЛАД СОИСКАТЕЛЯ

Безусловны заслуги традиционной методологии исследований в разработке месторождений нефти и газа, создававшейся и развивавшейся в течение многих десятилетий тысячами отечественных и зарубежных ученых.

Необходимость выделить личный вклад диссертанта, вопреки традиции, заставила научного консультанта постараться объективно оценить роль автора диссертации в трудоемких, многогранных исследованиях, являющихся серьезной альтернативой устоявшимся представлениям.

• Вся четвертая глава и приложения являются авторскими от постановки задач до алгоритмов решения и их программирования. Совместные с коллегами результаты относятся только к интерпретации данных промысловых исследований, выполненной автором в сотрудничестве со специалистами соответствующих организаций.

• Результаты исследований в третьей главе, в значительной мере, возникли в связи с участием автора в качестве ответственного исполнителя по разрешению проблем разработки Новогоднего месторождения (в двух проектных документах). В соответствующих публикациях присутствуют в качестве соавторов сотрудники других вовлеченных в тематику работ организаций. Участие автора состояло в научном обосновании соответствующих технологических решений, направленных на повышение эффективности разработки месторождений нефти и газа и, в частности, Новогоднего месторождения.

• Диссертант творчески и активно участвовал во всех научных исследованиях коллектива лаборатории. Его фамилия заслуженно почти во всех публикациях стоит на втором месте после научного руководителя проводившихся исследований. В том числе в совокупной обобщающей книге с 14 соавторами.

Работа неоднократно обсуждалась в лаборатории, как на семинарах, так и в рабочем порядке, и представленные диссертантом научные результаты подтверждены в совместных публикациях коллективным решением научных сотрудников лаборатории. Также другие соавторы включались в состав авторского коллектива зачастую в связи со своими параллельными результатами исследований. При этом ни один из соавторов не имеет никаких претензий к соискателю с точки зрения авторских прав.

Таким образом, диссертационная работа и её автореферат отражают результаты научных исследований И.М. Индрупского, индивидуальных и в составе авторских коллективов, при значительном личном вкладе диссертанта. Это в полной мере позволяет, по мнению научного консультанта, рассматривать данную работу И.М. Индрупского в качестве квалификационной на соискание степени доктора технических наук.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ

Монография:

1. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Захиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.

Публикации в ведущих изданиях согласно перечню ВАК:

2. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баталова М.Н. К достоверному подсчету запасов углеводородов и построению ЗБ моделей пластов. // Нефтяное хозяйство, 3/2010, с. 42-46.

3. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных и пластовых условиях. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 11/2009, с. 45-53.

4. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 60-63.

5. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП. // Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 76-80.

6. Индрупский И.М. Опережающее заводнение для залежей с низкопроницаемыми коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей. II Газовая промышленность, 3/2009, с. 29-32.

7. Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н. Идентификация вертикальной проницаемости пласта по данным профильного гидропрослушивания. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 3/2009, с. 50-56.

8. Индрупский И.М. Интерпретация результатов ЗБ гидропрослушивания на основе секторного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11/2008, с. 37-41.

9. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства. //Нефтяное хозяйство, 6/2008, с. 105-107.

10. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ипатов А.И., Фахретдинов Р.Н., Гуляев Д.Н., Клочан И.П. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, 5/2008, с. 39-42.

11. Закиров С.Н., Индрупский ИМ., Закиров Э.С., Фахретдинов Р.Н., Кирсанов Н.Н. Назревшие проблемы подсчета запасов, 30 компьютерного моделирования и разработки месторождений нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, №12,2007, с. 32-35.

12. Закиров С.Н., Ивдрупский И.М., Фахретдинов Р.Н, Ипатов А.И., Клочан И.П. Определение коэффициентов вытеснения в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, №12, 2007,

с. 39-42.

13. Булейко В.М., Воронов В.П., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Закономерности поведения углеводородных систем залежей нефти и газа. // Доклады РАН, 2007, том 414, №6, с. 788-792.

14. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Абасов М.Т., Фахретдинов Р.Н, Ипатов А.И., Кирсанов Н.Н Проблемы подсчета запасов, разработки и 3D компьютерного моделирования. // Нефтяное хозяйство, №5, 2007, с. 66-68.

15. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 34-41.

16. Индрупский И.М. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора. // Доклады РАН, 2005, том 405, № 5.

17. Закиров С.Н., Индрупский ИМ. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважины. // Доклады РАН, 2004, том 396, № 6, с. 800-803.

18. Закиров Э.С., Тарасов А И,, Индрупский И.М. Новый подход к исследованию газовых скважин и интерпретации получаемых результатов. // Газовая промышленность, 9/2003, с. 6163.

19. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев ДП. Новый подход к исследованию скважин и пластов. //Нефтяное хозяйство, 6/2002, с. 113-115.

Публикации в других изданиях:

20. Закиров С.Н., Индрупский ИМ., Рощина И.В., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новая технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjournal.ru), 1/2010.

21. Закиров С.Н., Индрупский ИМ., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баталова М.Н. Системный подход в нефтегазовой науке. Проблемы и решения. // Электронный журнал «Георесурсы, геоэнергетика, геополитика» (www.oilgasjoumal.ru), 1/2010.

22. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев ALLL, Фаюрахманов P.P. Исследование кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства. // Недро-пользование-XXI век, 2/2009, с. 74-76.

23. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Баганова М.Н., Аникеев Д.П. Технологии повышения нефте-, газо-, конденсатоотдачи на основе концепции эффективного порового пространства. // Тр. П Междунар. научн. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г. - Том 1, с. 144-150.

24. Индрупский ИМ. Влияние капиллярно удерживаемой воды на процессы вытеснения в лабораторных и пластовых условиях. // Тр. П Междунар. научн. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г. - Том 2, с. 162-168.

25. Закиров С.Н., Индрупский ИМ., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Современные проблемы 3D компьютерного моделирования, подсчета запасов и разработки месторождений нефти и газа. // Тр. Междунар. акад. конф. "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири". Тюмень, 16-18 сентября 2009 г. - С. 47-54.

26. Закиров С.Н., Мухаметзянов Р.Н, Джафаров И.С., Фахретдинов Р.Н, Нуриев М.Ф., Индрупский ИМ., Закиров Э.С., Семенов В.В. Вертикально-латеральное заводнение на завершающей стадии разработки. // Материалы расширенного заседания ЦКР Роснедра, 6-7 декабря 2007 г. "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии". Москва, Изд. НП НАЭН, 2008. - С. 154-163.

27. Закиров Э.С., Индрупский ИМ., Левченко B.C., Брадулина О.В., Цаган-Манджиев Т.Н,

Закиров С.Н. Вертикальное и 3D гидропрослушивание продуктивных пластов. // Тр. VII Международного технологического симпозиума «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», Москва, 18-20 марта 200S г. -С. 49-63.

28. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Муртазалиев А.Ш. Новая концепция эффективного порового пространства и ее следствия в теории и практике разработки месторождений нефти и газа. // Тр. Междунар. академ. конф. "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири". Тюмень, 17-19 сентября 2008г.-С. 27-32.

29. Величкина Н.Ф., Епишин В.Д., Индрупский И.М., Ахапкин М.Ю., Степанов В.П. Применение гидродинамических моделей для проектирования разработки крупных месторождений высоковязкой нефти. Н Недропользование-XXI век, 4/2007, с. 51-55.

30. Закиров С.Н., Мухаметзянов Р.Н., Джафаров И.С., Фахрстдинов Р.Н., Нуриев М.Ф., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Семенов В.В. Научные основы вертикального заводнения. // Тр. Междун. научн. симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007. - Том П, с. 188-196.

31. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D моделирования месторождений нефти и газа. // Тр. IV Междун. техноя. симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005. - С. 79-85.

32. Закиров С.Н, Индрупский И.М., Закиров Э.С., Брадулина О.В., Тарасов А.И. Новые технологии исследования скважин и пластов. // Тр/ Междун. форума «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г. -С. 86-94.

33. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Идентификация параметров пласта на основе методов теории оптимального управления. // Сб. статей ИПНГ РАН и МО РФ «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности». Вып. 2. - М: Геос, 2002. - С. 212-224.

Патенты:

34. Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н, Закиров Э.С., Индрупский ИМ., Аникеев Д.П.

35. Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины. Патент РФ № 2245442 / Закиров С.Н., Индрупский КМ.

36. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ № 2342523 / Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.

37. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ № 2379492 / Закиров Э.С., Индрупский ИМ., Аникеев Д.П., Закиров С.Н, Резванов Р.А., Мо-рев В.А.

38. Способ разработки нефтяной залежи с низкопроницаемым коллектором. Патент РФ № 2379491 / Ивдрупсхий И.М., Закиров С.Н., Васильева З.А., Морев В.А.

39. Способ определения анизотропии проницаемости пласта. Патент РФ № 2374442 / Закиров С.Н, Индрупский ИМ., Цаган-Манджиев Т.Н.

40. Способ разработки газоконденсатной залежи. Патент РФ № 2386019 / Закиров С.Н., Индрупский ИМ., Рощина ИВ., Закиров Э.С., Аникеев Д.П, Баталова М.Н.

М4

Соискатель [ЛМЯЩ И.М. Индрупский

Подписано в печать:

12.07.2010

Заказ № 3944 Тираж -130 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации, доктора технических наук, Индрупский, Илья Михайлович

Введение

Глава 1. Теоретические основы концепции ЭПП

1.1. Введение

1.2. Основные модели и уравнения фильтрации в концепциях АПП и ЭПП

1.2.1. Однофазная фильтрация

1.2.2. Уравнение пиезопроводности

1.2.3. Базисные параметры концепций АПП и ЭПП

1.2.4. Базовая модель многофазной фильтрация в концепции АПП

1.2.5. О проблеме нормировки относительных фазовых проницаемостей

1.2.6. Базовая модель многофазной фильтрации в концепции ЭПП

1.2.7. Расширенная форма уравнений фильтрации в концепции ЭПП

1.2.8. Об учете изменения остаточной водонасыщенности в концепциях АПП и ЭПП

1.2.9. Учет сжимаемости остаточной воды

1.3. Формирование коллекторских свойств пористой среды и их связь со структурой в абсолютном и эффективном поровых пространствах

1.4. Обоснование подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости при гидродинамическом моделировании в концепциях АПП и ЭПП

1.4.1. Типизация связанной воды и выбор целесообразного подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости

1.4.2. Остаточная и критическая водонасыщенности

1.4.3. Экспериментальные методы определения остаточной и критической водонасыщенностей

1.4.4. Моделирование величины Бвкр с учетом капиллярного концевого эффекта

1.4.5. Исходные данные и результаты расчетов

1.4.6. Связь 8вкр и капиллярного давления с понятием "рыхлосвязанной" воды

1.4.7. Выводы и следствия для гидродинамического моделирования

1.5. Выводы по главе

Глава 2. Следствия концепции ЭПП в методологии проектирования разработки месторождений нефти и газа и сопредельных научных дисциплинах

2.1. Иерархическая структура взаимодействия нефтегазовых научных дисциплин в недропользовании

2.2. Эксперименты в области физики пласта

2.2.1. Стандартные исследования образцов керна

2.2.2. Потоковые и специализированные лабораторные исследования

2.2.3. Роль процедур экстрагирования при лабораторных исследованиях керна в абсолютном и эффективном поровом пространстве

2.3. Петрофизика и ГИС

2.3.1. Корреляционные петрофизические зависимости в концепциях АПП и ЭПП

2.3.2. Эффективная пористость в методологии ГИС

2.4. ЗБ геологическое моделирование

2.4.1. О понятии "неколлекторов"

2.4.2. Критерии выделения "неколлекторов" в концепции АПП

2.4.3. Об использовании эффективной и динамической пористости для обоснования граничных значений в концепции АПП

2.4.4. О представлении "неколлекторов" в концепции ЭПП

2.4.5. О роли "неколлекторов" в ЗБ моделировании, подсчете запасов и проектировании разработки

2.5. 3D гидродинамическое моделирование

2.5.1. Гидродинамические исследования'скважин и пластов

2.5.2. Переход от 3D геологической к 3D гидродинамической модели

2.5.3. Адаптация гидродинамической модели к истории разработкизалежи

2.5.4. Уточнение 3D распределений проницаемости по данным исследования и эксплуатации скважин

2.6. Подсчет запасов нефти и газа. Проблема запасов в 3D моделировании

2.6.1. Традиционные представления о запасах нефти и газа

2.6.2. Недостатки традиционного подхода

2.6.3. Балансовые запасы, забалансовые запасы и КИН 128'

2.6.4. Проблема флюидальных контактов

2.6.5. Предлагаемая структуризация запасов'

2.6.6. Роль проблемы запасов в ЗО^моделировании

2.6.7. Выводы по проблеме запасов 143 2.8. Выводы

Глава 3. Обоснование технологий разработки месторождений нефти и газа на основе концепции ЭПП

3.1. Введение

3.2. Вертикально-латеральное заводнение

3.2.1. Типизация систем заводнения^

3.2.2. Принципы проектирования разработки на основе вертикально-латерального заводнения

3.2.3. О применении вертикально-латерального заводнения на поздних стадиях разработки месторождений 1563.2.4. Пример проектирования системы вертикально-латерального заводнения

3.2.5. Результаты исследований и ОПР'

3.2.6. Альтернативный вариант вертикально-латерального заводнения

3.3. Опережающее заводнение залежей с низко проницаемыми-коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей

3.4. Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин

3.5. Другие примеры обоснования и реализации технологий разработки нефтяных месторождений на основе концепции ЭПП

3.6. Выводы

Глава 4: Новые методы гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных

4.1. Введение

4.2. Технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах

4.2.1. Последовательность этапов проведения исследования

4.2.2. Идентифицируемые параметры

4.2.3. Постановка прямой задачи

4.2.4. Формулировка обратной задачи

4.2.5. Тестирование предлагаемого метода ГДИС и алгоритма интерпретации результатов

4.2.6. Использование табличного представления кривых ОФП в алгоритме идентификации

4.2.7. Выводы

4.3. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным ГДИС

4.3.1. Известные подходы к идентификации типа коллектора

4.3.2. Предлагаемый подход

4.3.3. Моделирование процесса исследования

4.3.4. Критерии идентификации типа коллектора

4.4. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора

4.4.1. Цель исследования и технология проведения

4.4.2. Алгоритм идентификации параметров пласта

4.4.3. Тестовый пример

4.5. О целесообразности решения обратных задач в терминах параметров эффективного порового пространства

4.6. Определение относительных фазовых проницаемостей в промысловых условиях

4.6.1. Содержание выполненного исследования

4.6.2. Интерпретация данных ГДИС и ПГИ по традиционной методике

4.6.3. Комплексная интерпретация данных ГДИС на основе методов теории оптимального управления

4.6.4. Результаты керновых исследований

4.6.5. Выводы

4.7. Вертикальное и 3D гидропрослушивание продуктивных пластов

4.7.1. Введение

4.7.2. 3D гидропрослушивание с использованием горизонтальных скважин

4.7.2. 3D гидропрослушивание на Новогоднем месторождении

4.7.3. Вертикальное гидропрослушивание

4.7.4. Выводы

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства"

Актуальность тематики работы. Развитие современных теории и практики разработки месторождений нефти и газа невозможно в отрыве от сопредельных дисциплин нефтегазовой науки — физики пласта и петрофизики, методологии проведения и интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), подсчёта запасов нефти и газа, ЗБ геологического и гидродинамического моделирования, методов гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных и др.

Сказанное отражает важную роль системного взаимодействия отдельных научных дисциплин для повышения достоверности прогнозирования процессов разработки и обоснования эффективных технологических решений. Поэтому выявление и устранение несогласованностей в методологии отдельных нефтегазовых дисциплин, приводящих к недостоверным или некорректным результатам, является актуальной задачей для теории и практики разработки месторождений природных углеводородов.

Проблемы нарушения конструктивного взаимодействия специалистов сопредельных исследовательских направлений проявились наиболее явно в методологии ЗБ компьютерного моделирования. В нашей стране его повсеместное внедрение началось с 2000 г. согласно решению Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР Роснедра).

Как в зарубежной, так и в отечественной практике проблемы взаимодействия разноплановых дисциплин были призваны решать мультидисциплинарные группы. Однако, как показывается в работе, они не разрешили стоящих перед ними задач.

Разрешение проблем методологического характера возможно путём реализации,во всех дисциплинах единых базисных представлений об исследуемом объекте — нефтегазоносном пласте. Многочисленные примеры, рассматриваемые в работе, показывают, что именно указанное условие в настоящее время оказалось нарушенным. Основной причиной явилось то, что традиционная методология нефтегазовой науки развивалась на основе модели "абстрактной" пористой среды. Базисные параметры которой - коэффициенты абсолютной проницаемости (по газу) и открытой пористости, не отражают фактические условия залегания и течения углеводородов в продуктивных пластах.

Поэтому возникла потребность в обосновании такого единого базисного подхода к проведению исследований при изучении нефтегазовых пластов, который обеспечит естественную системность и согласованность задач и результатов исследований в отдельных научных дисциплинах. Предлагаемый в работе подход направлен на решение указанной задачи за счёт обоснования базисной модели пористой среды, характеризуемой 5 параметрами пласта в реальных условиях фильтрации'флюидов в.залежах углеводородов — в присутствии остаточной водонасыщениости. А именно, коэффициентами эффективной' пористости и эффективной- проницаемости (проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности).

Вышезатронуты вопросы повышения достоверности исследований в нефтегазовой отрасли в связи с проблемами? разработки месторождений нефти и газа. Другой-актуальной^ задачей теории и практики разработки залежей углеводородов является, обоснование новых и/или. более эффективных технологий извлечения- нефти, газа, конденсата из продуктивных пластов. В работе такое обоснование оказывается возможным на основе изменения, представлений о строении залежей углеводородов, как следствие перехода к новому методологическому подходу к их изучению.

Исследования продуктивных пластов в реальных условиях фильтрации флюидов являются важным источником» исходной информации, для проектирования, анализа и регулирования разработки- месторождений- нефти и газа. В частности, это относится к методам гидродинамическрго исследования скважин (ГДИС). Вместе с тем, практически отсутствуют методы Г ДИС и интерпретации, получаемых данных для оценки характеристик совместного-течения-нефти (газа) и-воды в терригенных и карбонатных пластах. Кроме того, ограничен арсенал технологий ГДИС, направленных на определение показателей анизотропии проницаемости пласта. Поэтому данный, круг задач- также актуален. Их решение в работе осуществляется в рамках предлагаемого единого методологического подхода к изучению продуктивных пластов.

Цель работы состоит в повышении эффективности разработки месторождений нефти и газа путем создания новых научно-методических и технологических решений на основе модели эффективного порового пространства.

Основные задачи исследований, в соответствии с обозначенной целью работы, заключаются в:

• выявлении и анализе проблем взаимодействия между отдельными научными дисциплинами, а также соответствующих некорректных методологических подходов и результатов.исследований, возникающих при изучении продуктивных пластов;

• обосновании методологии исследований на основе модели эффективного порового пространства (ЭПП), позволяющей реализовать системность в изучении нефтегазоносных пластов сопредельными научными дисциплинами;

• обосновании, в соответствии с моделью ЭПП, изменений в методологических подходах к изучению залежей углеводородов в физике пласта, петрофизике, методах геофизических и гидродинамических исследований скважин и интерпретации получаемых данных, методах подсчёта запасов нефти и газа, ЗБ геологическом-и гидродинамическом моделировании;

• обосновании новых и совершенствовании существующих технологий разработки, месторождений нефти и газа,- обеспечивающих повышение нефте-, газо- и конденсатоотдачипластов, на основе изменения представлений о строении залежей нефти и газа как следствия новой методологии их изучения;

• обосновании * новых методов и технологий гидродинамического • исследования нефтяных и газовых скважин, а. также алгоритмов'интерпретации-получаемых данных, обеспечивающих расширение спектра* определяемых-в пластовых условиях параметров,и зависимостей, в соответствии с новой методологией изучения продуктивных пластов.

Методы решения поставленных задач. Для peшeния^ поставленных задач применялись общепринятые методы проведения научных исследований, включая анализ и обобщение результатов предшествующих исследований, интерпретацию и- анализ результатов'лабораторных экспериментов и данных .промысловых исследований, методы математического моделирования с применением алгоритмов и компьютерных программ собственной разработки.на основе апробированных аналитических и численных методов, методов теории оптимального управления, а также современных' коммерческих программных комплексов.

Научная новизна результатов исследований, по мнению автора, заключается в следующем.

• Обоснована методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами, базирующаяся на модели эффективной пористой среды, повышающая достоверность исследований' в области разработки месторождений нефти и газа, а также способствующая увеличению коэффициентов нефте-, газо-, конденсатоотдачи продуктивных пластов.

• Выявлены проблемы несогласованности методологий нефтегазовых научных дисциплин и обоснованы пути их устранения на основе базисной модели ЭПП, включая: повышение достоверности интерпретации данных лабораторных исследований, ГИС и ГДИС и использования их результатов при ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании; учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекторов") на всех этапах изучения пласта; учёт забалансовых запасов нефти в "неколлекторах" и переходных зонах в ЗБ моделях и при подсчёте геологических запасов нефти и др., что предопределяет повышение степени достоверности проектных решений по разработке месторождений нефти и газа.

• Обоснована технология вертикально-латерального заводнения нефтяных пластов, обеспечивающая увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в двух разновидностях - для вводимых в разработку залежей и залежей на поздней стадии заводнения.

• Обоснована технология разработки газоконденсатных залежей на основе вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин, обеспечивающая повышение конденсатоотдачи неоднородных пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды применительно к водоплавающим залежам.

• На основе ЗБ компьютерных экспериментов показана технико-экономическая целесообразность организации опережающей закачки воды в низкопроницаемые пласты, содержащие залежи легких нефтей с высоким газосодержанием (в ачимовских и юрских отложениях).

• Обоснованы технологии исследования нефтяных скважин с организацией разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений для терригенных и карбонатных пластов, а также разработаны алгоритмы интерпретации получаемых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

• Обоснованы технологии ЗБ гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, позволяющие в промысловых условиях устанавливать на качественном и количественном уровне характеристики сообщаемости пласта поперёк напластования, что необходимо для повышения степени достоверности результатов ЗБ компьютерного моделирования.

Новизна предложенных технологий разработки и гидродинамического исследования скважин подтверждена 7 патентами РФ.

Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами.

• Переход на составление ЗБ геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов на основе модели ЭПП с целью повышения достоверности проектирования, анализа и регулирования процессов разработки месторождений нефти и газа признан необходимым ЦКР Роснедра (протокол №3449 от 13 октября 2005 г.), а таюке рекомендован решением Международной академической конференции "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири" (Тюмень, 16-18 сентября 2009 г.).

Развитие научных исследований в рамках методологии ЭПП рекомендовано решением Международной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы" (Москва; 27-28 мая>2010 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения на основе горизонтальных скважин рекомендована к реализации на залежи БВ31 Новогоднего месторождения. Соответствующие проектные решения утверждены, ЦКР Роснедра в- рамках "Технологической. схемы ОПР Новогоднего месторождения" (протокол №3942 от 28.12.2006 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения, включающая; вывод из консервации и использование ранее пробуренных вертикальных скважин, запроектирована к внедрению на залежи БВ31 Новогоднего месторождения в рамках "Авторского надзора за, реализацией "Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения", утвержденного ЦКР Роснедра (протокол №4209 от 27.12.2007 г.).

• Для залежи лёгкой нефти в отложениях Ю11 Новогоднего месторождения обоснована целесообразность реализации предложенного в работе способа заводнения с опережающей закачкой воды.

• Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин рекомендована к внедрению на одном из газоконденсатных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемых с участием отечественной нефтяной компании.

• Проведение гидродинамических исследований скв. 97 Спорышевского месторождения по предложенной в работе технологии, включающей закачку в пласт воды и последующий отбор двухфазной смеси, позволило оценить кривые относительных фазовых проницаемостей и другие параметры пласта в пластовых условиях.

• По результатам реализованного на залежи БВ31 Новогоднего месторождения ЗБ гидропрослушивания с использованием горизонтальных скважин установлено наличие гидродинамической связи пласта по разрезу и оценены эквивалентные коэффициенты проницаемости в направлениях вдоль и поперёк напластования.

Защищаемые положения.

1. Методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами на основе модели эффективного порового пространства, позволяющая устранить рассогласованность в постановке задач и результатах исследований нефтегазовых научных дисциплин и обеспечивающая методологическую основу геологически адекватного подсчёта запасов нефти и газа, построения' ЗБ геологических и гидродинамических моделей, а также повышающая достоверность прогноза, анализа и регулирования разработки залежей, включая учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекторов" в традиционной методологии).

2. Технология вертикально-латерального заводнения залежей нефти в двух разновидностях - с использованием горизонтальных скважин и на основе вывода из консервации и использования ранее пробуренных вертикальных скважин, позволяющая повысить коэффициенты охвата пласта заводнением и извлечения нефти в слоисто-неоднородных нефтяных пластах.

Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса газоконденсатных залежей на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, позволяющая повысить коэффициент извлечения конденсата в слоисто-неоднородных пластах при сокращении объемов попутно-добываемой подошвенной воды.

Способ разработки на основе заводнения с опережающей закачкой воды, обеспечивающий улучшение технологических и экономических показателей для залежей нефти с высоким газосодержанием в низкопроницаемых пластах.

3. Технологии гидродинамического исследования нефтяных скважин в терригенных и карбонатных коллекторах при организации двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений и разработанные алгоритмы интерпретации получаемых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

Технологии ЗБ гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, обеспечивающие оценку эквивалентных значений проницаемости вдоль и поперёк напластования в пластовых условиях.

Апробация работы. Основные положения работы и результаты исследований неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах Института проблем нефти и газа РАН (2001-2010 гг.), семинарах и научно-технических совещаниях ОАО "Газпром нефть" (2006-2008 гг.), семинарах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса (под рук. Р.Г. Шагиева), а также на следующих семинарах и конференциях:

• Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Москва, 13-15 марта 2002 г.;

• V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003 г.;

• V всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 23-26 сентября 2003 г.;

• Международном форуме «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г.;

• Международной конференции. «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24-26 ноября 2004т.;

• IV Международном,технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005;

• заседаниях ЦКР Роснедра 13:10.2005 г., 28.12.2006 г., 27.12.2007 г.;

• Международном «научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007 г.;

• расширенном заседании ЦКР Роснедра "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии", Москва, 6-7 декабря^2007 г.; . •

• VII Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», Москва, 18-20 марта 2008 г.;

• научно-практической конференции "Обеспечение эффективного функционирования нефтегазодобывающего комплекса", Анапа, 26-30 мая 2008 г.;

• Международных академических конференциях "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири", Тюмень, 17-19 сентября 2008 г. и 16-18 сентября 2009 г.;

• II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов* увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г.;

• научном семинаре РГУ нефти и газа им. Губкина "Актуальные проблемы нефтегазовой подземной гидромеханики и разработки нефтяных и газовых месторождений", 16 декабря 2009 г.;

• VIII Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 1 -3 февраля 2010 г.;

• Международной юбилейной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 27-28 мая 2010 г.;

• научном семинаре кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования РГУ нефти и газа им. Губкина, 3 июня 2 010 г.

Публикации. Основные результаты исследований по тематике работы изложены в монографии (в соавторстве), 32 статьях (включая 18 в ведущих изданиях согласно списку ВАК) и 7 патентах РФ.

Объём и структура работы. Работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, включающего 287 наименований, и трех приложений. Содержание работы изложено на 324 страницах машинописного текста, включая 82 рисунка и 10 таблиц.

Благодарности. Автор благодарит С.Н. Закирова за помощь в выборе тематики исследований, ценные консультации и всестороннюю поддержку, а также признателен Э.С. Закирову за полезные консультации и А.Н. Дмитриевскому, В.М. Максимову и К.Я. Якубсону за внимание к проводимым исследованиям. Важное значение в течение всего периода выполнения работы имели поддержка и консультации со стороны Д.П. Аникеева и др. сотрудников и аспирантов ИПНГ РАН. Отдельные этапы работы, связанные с исследованиями по Новогоднему и Спорышевскому месторождениям, выполнялись в сотрудничестве со специалистами ОАО "Газпром нефть". Автор признателен за поддержку указанных исследований Р.Н. Фахретдинову, Р.Н. Мухаметзянову, И.С. Джафарову, Р.Н. Нуриеву, а также за участие в соответствующих работах - А.И. Брусиловскому, В.В. Левочкину, А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому, Д.А. Гуляеву, В.В. Семёнову и др. специалистам. Кроме того, ценными явились обсуждения работы и полезные замечания со стороны H.H. Михайлова и поддержка исследований Фондом содействия отечественной науке. Свою семью автор благодарит за терпение, поддержку и понимание.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Индрупский, Илья Михайлович

4.8. Общие выводы по четвёртой главе

В данной главе рассмотрены новые методы ГДИС и интерпретации получаемых данных. Они сохраняют основное преимущество промысловых исследований — получение информации о параметрах коллектора и протекающих процессах в реальных пластовых условиях. Вместе с тем, они существенно расширяют круг идентифицируемых величин и зависимостей по сравнению с традиционной методологией ГДИС.

Предлагаемая технология исследования нефтяной скважины путём создания в пласте двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений позволяет определять, наряду с традиционными параметрами, кривые относительных фазовых проницаемостей в пластовых условиях. Интерпретация результатов выполняется на основе численного решения прямой задачи и применения методов теории оптимального управления для решения обратной задачи в оптимизационной постановке. Результативность технологии и алгоритма интерпретации подтверждена как синтетическими расчётами, так и данными промыслового исследования в комплексе с закачкой солевых растворов и геофизическим контролем по методу ИННК.

Модификация технологии и алгоритма интерпретации для карбонатных пластов позволяет, во-первых, идентифицировать тип коллектора с точки зрения его разработки, на основе выявления процессов капиллярной пропитки матрицы в трещиновато-пористых отложениях. Во-вторых, возможна идентификация свойств таких коллекторов, включая как кривые относительных фазовых проницаемостей, так и зависимость для капиллярного давления в матрице и другие параметры массообмена между системами пустотности.

Решение двухфазных обратных задач в терминах параметров концепции ЭПП обеспечивает естественную, физически обоснованную их регуляризацию при сокращении числа идентифицируемых параметров.

Методы гидропрослушивания в связи с потребностями технологий разработки месторождений на основе концепции ЭПП дополнены ЗБ гидропрослушиванием на основе горизонтальных стволов, а также разновидностью технологии вертикального гидропрослушивания. Приводимые результаты интерпретации промысловых и синтетических данных демонстрируют возможность идентификации на их основе качественных и количественных характеристик различия проницаемости пласта вдоль и поперёк напластования.

Заключение

Современная теория и практика разработки месторождений природных углеводородов неотъемлемо связана с исследованиями в сопредельных нефтегазовых научных дисциплинах. Их системная взаимосвязь наиболее явно проявилась в связи с повсеместным распространением методов ЗБ компьютерного моделирования.

Исторически, начиная с базовой модели многофазной фильтрации Маскета-Мереса, методология исследований в различных направлениях нефтегазовой науки развивалась, исходя из потребностей традиционного подхода к описанию порового пространства и протекающих в нём процессов. В основу этого подхода, который может быть назван концепцией абсолютного порового пространства, положены базисные коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости. Которые являются абстрактными параметрами, не соответствующими фактическим условиям залегания и движения нефти и газа в природных пластах. Переход к реально проявляющимся в промысловых условиях характеристикам нефтегазовых коллекторов в концепции АПП осуществляется опосредовано, на основе корреляционных зависимостей и замыкающих соотношений.

Предлагаемый подход основывается на рассмотрении, в качестве базисных параметров пористой среды, коэффициентов эффективной пористости и эффективной проницаемости - проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности. Мотивацией такого подхода — концепции ЭПП, является соответствие её базисных параметров реальным характеристикам коллектора по отношению к содержащимся в нём нефти, газу, свободной воде.

Принятие эффективных параметров пористой среды в качестве базисных коэффициентов приводит к изменению методологии проведения исследований в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, теории фильтрации, ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании, проектировании и анализе разработки, методах ГДИС и т. д. Методологии проведения исследований в нефтегазовых научных дисциплинах приводятся к единой основе. Которая предполагает изучение процессов, протекающих в поровом пространстве, в соответствии с реальными условиями залегания нефти и газа в продуктивных пластах. Благодаря этому устраняются выявленные практикой ЗБ моделирования проблемы взаимодействия отдельных научных направлений, приводившие к некорректным результатам на уровне проектирования, прогнозирования и анализа разработки.

В частности, проведение исследований в рамках методологии ЭПП обеспечивает:

• получение более достоверных петрофизических зависимостей, результатов интерпретации данных ГИС и ГДИС, а также более адекватных реальным пластовым условиям результатов керновых исследований;

• корректное совместное применение результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, а также анализа промысловых данных, для построения распределений коэффициента проницаемости в ЗБ геологической и гидродинамической моделях пласта;

• естественные регуляризирующие ограничения и снижение размерности обратных задач в рамках адаптации ЗБ гидродинамической модели к данным истории разработки залежи, а также интерпретации результатов ГДИС;

• корректную методологию оценки геологических запасов нефти и газа в соответствии с их фактическим содержанием в продуктивных пластах и их согласованный учёт в ЗБ геологических и гидродинамических моделях, при проектировании разработки и т. д.;

• углублённое изучение и корректный учёт свойств низкопроницаемых коллекторов в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании, процедурах ремасштабирования (ирэсаНг^'а), обосновании технологий разработки и т. д.

Последний из перечисленных факторов приводит во многих случаях к изменению представлений о геологическом строении продуктивных пластов. Это позволило обосновать ряд более эффективных технологий разработки залежей нефти и газа, а также сформулировать принципы проектирования соответствующих систем разработки.

Обоснованные в работе новые технологии гидродинамического исследования скважин и методы интерпретации получаемых данных расширяют круг определяемых в промысловых условиях параметров и зависимостей в связи с современными потребностями моделирования, анализа и регулирования разработки в многомерной, многофазной постановке. В частности, новые методы ГДИС востребованы для проектирования систем разработки на основе обоснованных вработе технологий.

Таким образом, автор считает, что предложенные в работе подходы и полученные результаты способствуют, в конечном итоге, повышению эффективности разработки месторождений нефти и газа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Индрупский, Илья Михайлович, Москва

1. Абасов М.Т., Алиев Э.Ш., Оруджалииев Ф.Г., Щелевой Н.Ш. Нахождение параметров двухфазной фильтрации по данным исследования газоконденсатной скважины. // Труды АзНИПИнефть, вып. XXXV. - Баку, 1975. - С. 40-42.

2. Аганин И.А., Никифоров А.И. Влияние гистерезиса набухания глин на коэффициент извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство, 3/2009, с. 53-55.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Перевод с англ. М.: Недра, 1982. - 407 с.

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. — М.: Изд. "Техника", 2001. — 95 с.

5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перевод с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

6. Аникеев Д.П. Идентификация свойств пласта при специализированных исследованиях скважины. // Технологии ТЭК, №3(34), июнь 2007, с. 32-35.

7. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство, 8/1999.

8. Арешев Е.Г., Ульянов B.C., Шелепов В.В., Гутман И.С., Дьячкова Е.А. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа требование времени. // Нефтяное хозяйство, 9/2009, с. 10—17.

9. Арутюнов А.Е., Королев Д.С., Бузинов С.Н., Лобанова А.Н. Распределение объемов газа в подземных газохранилищах. // Газовая промышленность, 8/2007, с. 70-73.

10. Архипов С.В., Черемисин H.A., Климов A.A. Влияние характера распространения глин сангопайской свиты на разработку месторождения. // Нефтяное хозяйство, 6/2003, с. 56-60.

11. Афанасьева A.B., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. -М.: Недра, 1980.-225 с.

12. Аширов К.Б., Борисов Б.Ф., Зинина Е.А. Влияние экстракции на коллекторские свойства битуминозных пород. // Геология нефтяных месторождений, 1973, вып. XDC, с. 161-171.

13. Багринцева К.И. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. - М.: Изд. "Недра", 1977.-231 с.

14. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.: ВНИГНИ, РГГУ, 1999. - 285 с.

15. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин C.B., Семин Е.И., Сургучёв М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. — 197 с.

16. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 208 с.

17. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. // Прикладная математика и механика, том 24, вып. 5, 1960, с. 852-864.

18. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидродинамика. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 496 с.

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

20. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Изд. "Наука", 2008. - 248с.

21. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.: Недра, 2001. — 199 с.

22. Боганик В., Медведев А., Медведева А., Пестрикова Н., Пестов В., Резниченко В., Ярметов В. Методика перехода от средней керновой проницаемости к «истинной». // Технологии ТЭК, №1(февраль), 2005, с. 12-15.

23. Боксерман A.A. Востребованность современных МУН — обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, 10/2004, с. 34-38.

24. Боксерман A.A., Плынина A.B., Метт Д.А. Интегрированные технологии увеличения нефтеотдачи. // Тр. IV Международного технологического симпозиума

25. Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи". Москва, 15-17 марта 2005 г. — С. 46-63.

26. Брадулина О.В. Обоснование технологии 3D гидропрослушивания нефтеносного пласта и методики интерпретации результатов исследований. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, ИПНГ РАН, 2009, 127 с.

27. Брадулина О.В., Закиров Э.С., Мамедов Т.М. Глубинное зондирование в анизотропных коллекторах с целью построения 3D модели пласта. // Тр. Первой междунар. научн. конф. «Нефтегазоотдача—2003». Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 19-23 мая 2003.

28. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. - 575 с.

29. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., Баишев В.З., Еремеева C.B., Карнаухов С.М. Прогнозирование добычи конденсата и оценка конечного коэффициента его извлечения. // Газовая промышленность, 3/2000, с. 43-45.

30. Бузинов С.Н. К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности. // ДАН СССР, т. 116, №1,1957.

31. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. - 272 с.

32. Булаев В.В., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Возможность разработки залежи высоковязкой нефти на основе заводнения. // Доклады РАН, том 407, №2, 2006, с. 208-211.

33. Булаев В.В., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Освоение ресурсов нефтяной залежи с высоковязкой нефтью. // Доклады РАН, том 407, №3, 2006, с. 360-362.

34. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. — 1007 с.

35. Булейко В.М., Воронов В.П., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Закономерности поведения углеводородных систем залежей нефти и газа. // Доклады РАН, 2007, том 414, №6, с. 788-792.

36. Васильев В.Н., Язьков A.B., Зверев К.В., Федорцов В.В. Интегрированное петрофизическое описание Верх-Тарского месторождения. // Нефтяное хозяйство, 10/2007, с. 56-61.

37. Величкина Н.Ф., Епишин В.Д., Индрупский И.М., Ахапкин М.Ю., Степанов В.П. Применение гидродинамических моделей для проектирования разработки крупных месторождений высоковязкой нефти. // Недропользование-XXI век, 4/2007, с. 51-55.

38. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация: Перевод с англ. — М.: Мир, 1985.-510 с.

39. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. — 2-е изд. — М.: Недра, 1971.-312 с.

40. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1982.-311 с.

41. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Перевод с англ. Изд. "Недра", 1986. - 608 с.

42. Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей. // Нефтяное хозяйство, 12/2008, с. 18-21.

43. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007. - 592 с.

44. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976.

45. Гутман И.С. Методы подсчёта запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. — 223с.

46. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю., Шведов В.М. Взаимодействие залежей нефти и газа с пластовыми водами. — М.: Изд. "Недра", 1991. -189 с.

47. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа: Перевод с англ. М.: Изд. "Недра", 1985. - 149 с.

48. Данилов B.JL, Кац P.M. Гидродинамические расчёты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. -264 с.

49. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. М.: Недра, 1982. - 230 с.

50. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М., Смирнова М.Н. Масштабы и темпы восполнения нефтегазовых залежей в процессе разработки. // В кн.: Генезис нефти и газа. М.: ГЕОС, 2003. - С. 106-109.

51. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников В.А. Петрофизика (Физика горных пород). М: ФГУП Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 368 с.

52. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986. - 342 с.

53. Доклад экспертной группы по результатам анализа отчёта "Авторский надзор за реализацией технологических решений по разработке Самотлорского месторождения" /

54. Рук. Бриллиант JI.C. (Тюменский институт нефти и газа). — Москва, ЦКР Роснедра, 24 декабря 2009 г.

55. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных: Перевод с англ. European Association of Geoscientists & Engineers (EAGE), 2002. - 296 c.

56. Ендалова Ю:В., Закиров И.С., Корабельников А.И., Иванцов H.H. Корректное построение 3D геологической модели и подсчет запасов. // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 100-109.

57. Ентов В.М. Микромеханика течений в пористых средах. // Механика жидкости и газа, №6, 1992, с. 90-102.

58. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). / Препринт ИПМ АН СССР №161. М.: ИПМ АН СССР, 1980. - 64 с.

59. Ентов В.М., Рыжик В.М., Хавкин А.Я. Расчеты процесса совместной фильтрации нефти и раствора активной примеси в набухающей пористой среде. // В сб.: Динамика многофзных сред. Новосибирск, 1981.-С. 152-159.

60. Ерёмин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2008. 244 с.

61. Ершов С.Е., Иванов Д.И., Хайдина М.П. Влияние микроструктуры и водонасыщенности пористых сред на их фильтрационные характеристики. — М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. 300 с.

62. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1981.-453 с.

63. Завьялов А.С., Сивков П.В., Аржиловский А.В., Федоров М.В., Бриллиант Л.С. Ремасштабирование геологической модели на этапе перехода к гидродинамическому моделированию в модуле "Апскейлинг" ПК ТРАСТ. // Вестник ЦКР Роснедра, 3/2005, с. 69-77.

64. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 356 с.

65. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 66-68.

66. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача». — М.: Изд. Дом "Грааль", 2002. 314 с.

67. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: Изд. "Струна", 1998. 626 с.

68. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., 2004. 520 с.

69. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D моделирования месторождений нефти и газа. // Тр. IV Междун. технол. симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». Москва, 15-17 марта 2005 г. -С. 79-85.

70. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 3441.

71. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Абасов М.Т., Фахретдинов Р.Н., Ипатов А.И., Кирсанов H.H. Проблемы подсчета запасов, разработки и 3D компьютерного моделирования. // Нефтяное хозяйство, 5/2007, с. 66-68.

72. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважины. // Доклады РАН, 2004, том 396, № 6, с. 800-803.

73. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП. // Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 76-80.

74. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новый подход к исследованию скважин и пластов. // Нефтяное хозяйство, 6/2002, с. 113-115.

75. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 6/2008, с. 105-107.

76. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. К достоверному подсчету запасов углеводородов и построению 3D моделей пластов. // Нефтяное хозяйство, 3/2010, с. 42-46.

77. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и1 газа. Часть II. МГ-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.

78. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С.,. Фахретдинов Р.Н., Кирсанов H.H. Назревшие проблемы подсчета запасов, 3D компьютерного моделирования и разработки месторождений нефти,и газа. // Нефтяное хозяйство, 12/2007, с. 32-35.

79. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В. Технология заводнения нефтяной залежи с суперколлекторами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1/2009, с. 50-55.

80. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Фахретдинов Р.Н., Ипатов А.И., Клочан И.П. Определение коэффициентов вытеснения в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, 12/2007, с. 39-42.

81. Закиров С.Н., Контарев A.A. Выработка запасов нефти в линзовидных коллекторах. // Доклады РАН, том 413, №1, 2007, с. 68-70.

82. Закиров С.Н., Контарев A.A., Кнышенко А.Г. Интенсификация выработки запасов нефти в линзовидных коллекторах. // Нефтяное хозяйство, 12/2006, с. 24-26.

83. Закиров Э.С. Upscaling в 3D компьютерном моделировании. — М., 2007. —344 с.

84. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Грааль, 2001. — 303 с.

85. Закиров Э.С., Тарасов А.И., Индрупский И.М. Новый подход к исследованию газовых скважин и интерпретации получаемых результатов. // Газовая промышленность, 9/2003, с. 61-63.

86. Запивалов Н.П. Нефтегазовая геология: парадигмы XXI века. // Нефтяное хозяйство, 1/2008, с. 30-31.

87. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин. -М.: Недра, 1970. 191 с.

88. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985. -422 с.

89. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин' Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с.

90. Индрупский И.М. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора. // Доклады РАН, 2005, том 405, № 5.

91. Индрупский И.М. Интерпретация результатов 3D гидропрослушивания на основе секторного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11/2008, с. 37-41.

92. Индрупский И.М. Новые подходы к исследованию нефтяных скважин и интерпретации получаемых данных. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, ИПНГ РАН, 2004, 142 с.

93. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 6063.

94. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных и пластовых условиях. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 11/2009, с. 45-53.

95. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ипатов А.И., Фахретдинов Р.Н., Гуляев Д.Н., Клочан И.П. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, 5/2008, с. 39-42.

96. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев А.Ш., Файзрахманов P.P. Исследование кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства. // Недропользование-XXI век, 2/2009, с. 74-76.

97. Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н. Идентификация вертикальной проницаемости пласта по данным профильного гидропрослушивания. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 3/2009, с. 50-56.

98. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: РХД, 2005. - 780 с.

99. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 224 с.

100. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. — 140 с.

101. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. — М.: Недра, 1999. 212 с.

102. Кобранова В.Н. Петрофизика 2-е изд. - М.: Недра, 1986. - 392 с.

103. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин: Методическое пособие. М.: 1998. - 42 с.

104. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. // Геофизика, 4/2001, с. 31-37.

105. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 1997. Вып. 34. - С. 7-27.

106. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Адаптивная интерпретация данных нейтронного каротажа нефтегазовых скважин. // Геофизика, 5/2007, с. 30-44.

107. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Зависимость проницаемости гранулярных коллекторов от глубины их залегания. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 7 (160). - С. 34-43.

108. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Макроописание остаточной водонасыщенности. // Научно-технич. вестник "Каротажник". — Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 75.-С. 70-94.

109. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Моделирование гранулярных коллекторов на основе петрофизической инвариантности. // Научно-технич. вестник "Каротажник". — Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 8 (161). С. 66-84.

110. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Петрофизическое моделирование и адаптивная интерпретация метода сопротивлений. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 1 (166). С. 103-115.

111. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Арсибеков A.A. Инвариантность петрофизических связей в адаптивной интерпретации ГИС. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 7 (184). - С. 69-86.

112. Колганов В.И. О концепции эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 3/2009, с. 62-64.

113. Колганов В.И., Сургучёв M.JL, Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965. - 264 с.

114. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы: Перевод с англ. — М.: Мир, 1964. -350 с.

115. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1975. —415 с.

116. Косентино JI. Системные подходы к изучению пластов: Перевод с англ. — М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. — 400 с.

117. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. —287 с.

118. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. — М.: Гостоптехиздат, 1957. -С. 116-139.

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

120. Кутырев Е.Ф. О фазовых равновесиях в системе порода-связанная вода-нефть в процессе безводной эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, 1/2008, с. 71-75.

121. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Садыков М.Р. Особенности извлечения нефти из недонасыщенных пластов месторождений Западной Сибири по данным физического моделирования. // Нефтяное хозяйство, 11/2006, с. 19-23.

122. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В. О нецелесообразности предварительного экстрагирования образцов, отобранных из недонасыщенных нефтяных пластов. // Нефтяное хозяйство, 4/2009, с. 81-85.

123. Лебединец Н.П. Изучение и разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука, 1997. — 397 с.

124. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. — M.-JL: Гостехиздат, 1947. 244 с.i

125. Лейбин Э.Л., Бученков Л.Н., Ходорова Н.П., Москвичев В.В. Смирнов Ю.Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллекторов. // Нефтяное хозяйство, 6/1999, с. 26-29.

126. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: Перевод с англ. — М.: Мир, 1986.-439 с. '

127. Лисовский H.H., Бриллиант Л.С., Шубин A.C., Антипин М.А., Девятков А.П. Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений. // Нефтяное хозяйство, 3/2008, с. 49-52.

128. Лобанова А.Н. Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатация подземных хранилищ газа. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М.: ВНИИГАЗ, 2007, 24 с.

129. Лозин Е.В., Евсеева М.Я. Динамика относительных фазовых проницаемостей в процессе разработки месторождения. — Нефтяное хозяйство, 4/2009, с. 72-74.

130. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 638 с.

131. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Недра, 1980. — 288 с.

132. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде: Перевод с англ. -М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

133. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти: Перевод с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1953. 606 с.

134. Материалы Всероссийской конференции «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы», Москва, ИПНГ РАН, 22-25 апреля 2008 г. М.: ГЕОС, 2008. - 622 с.

135. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Батурин Ю.Е., Юрьев А.Н. Принципы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. // Тр. СургутНИПИнефть. М., 1997. - С. 133-146.

136. Методические рекомендации по исследованию скважин импульсным нейтронным каротажом с закачкой меченого вещества. / Под научн. ред. Кузнецова О.Л. -М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. 89 с.

137. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. / Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. — Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

138. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / Под ред. Батурина Ю.Е., Бродского П.А., Лисовского Н.Н., Цоя В.Е. М.: 2007. - 95 с.

139. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологические модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 164 с.

140. Методические указания по. созданию постоянно действующих геологостехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 228 с.

141. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. — 880 с.

142. Митрофанов В.П., Соспина Е.А., Ермакова М.И. Нефтенасыщенность залежи с учетом зоны непредельного насыщения. // Нефтяное хозяйство, 1/2010, с. 76-79.

143. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика около-скважинных зон. — М.: Недра, 1996. 339 с.

144. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992.-240 с.

145. Михайлов H.H. Физика нефтяного и газового пласта (физика-нефтегазовых пластовых систем): Том 1. М.: МАКС Пресс, 2008.* - 448 с.

146. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996. — 190 с.

147. Мусин K.M.', Нуртдинова Г.Н., Кандаурова Г.Ф., Динмухамедов Р.Ш. Дифференциация карбонатных коллекторов среднего карбона при исследовании керна. // Нефтяное хозяйство, 7/2005, с. 18-21.

148. Муслимов Р.Х. Методы, повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. // Нефтяное хозяйство, 3/2008, с. 30-34.

149. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. // Геология нефти и газа, 1/2007, с. 3-12.

150. Муслимов Р.'Х. О совершенствовании Классификации запасов и ресурсов нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, 2/2010, с. 56-60.

151. Муслимов Р.Х. О стандарте инновационного проектирования разработки месторождений углеводородов с целью увеличения извлекаемых запасов. // Нефтяное хозяйство, 1/2010.

152. Муслимов Р.Х. Опыт и проблемы совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений в Республике Татарстан. // Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 46-51.

153. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 7/2003, с. 74-75.

154. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. — 183 с.

155. Нефедова H.H., Пих H.A. Определение нефтегазонасыщения терригенных коллекторов. -М.: Недра, 1989. -165 с.

156. Овнатанов Б.М., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. М.: Изд. "Недра", 1970. - 336 с.

157. Орлинский Б.М., Нассер X., Сахаутдинов А.Б. Анализ результатов ГИС в терригенных отложениях с гидрофобными коллекторами. // Каротажник, 1/2002, с. 90— 102.

158. ОСТ 39-235-89. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. // Сб. ОСТ-ов лабораторных определений, 1989.

159. Плотников A.A. Дифференциация запасов в неоднородных коллекторах. — Москва, 2003. 290 с.

160. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. - 360 с.

161. Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 247 с.

162. Руководство по исследованию скважин / Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. М.: Наука, 1995. - 523 с.

163. Самарский A.A. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. - 656 с.

164. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. М.: Недра, 1995. - 222 с.

165. Семенов В.В., Вокин Р.Д., Киселева Т.Ю., Ахапкин М.Ю. Влияние неоднородности коллектора на форму кривых относительных фазовых проницаемостей. //

166. Тр. IX научно-практич. конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2006. - Т. 1, с. 420-426.

167. Семенов В.В., Элланский М.М. Уточнение понятия "граница коллектора" для нефти и воды. // Геофизика, 2004, спец. выпуск к 10-летию ЗАО "Пангея", с. 78-82.

168. Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.

169. Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины. Патент РФ № 2245442 / Закиров С.Н., Индрупский И.М.

170. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ № 2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов P.A., Морев В.А.

171. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ № 2342523 / Авторы: Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.

172. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 204 с.

173. Сургучёв M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308 с.

174. Сургучев M.JL, Колганов В.И., Гавура A.B., Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Мартынцев О.Ф. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. — 230 с.

175. Терминологический словарь по нефтепромысловой геологии. / Под ред. Ивановой М.М. Изд. Недра, 1994.

176. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.-659 с.

177. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Новогоднего месторождения / Под рук. Закирова С.Н., Фахретдинова Р.Н. Утверждена Протоколом ЦКР Роснедра №3942 от 28.12.2006 г. М.: ОАО "Газпром нефть", ИПНГ РАН, 2006.

178. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. — М., Л.: Гостоптехиздат, 1959. 157 с.

179. Требин Ф.А., Макогон Ю.В., Басниев К.С. Добыча природного газа. — М.: Недра, 1976.-368 с.

180. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М.Н., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. - 172 с.

181. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа / Под ред. Э.М. Халимова. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 188 с.

182. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. — М.: Недра, 1976.295 с.

183. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

184. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки нагнетательной скважины на нефть. // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть", 5/2007, с. 19-22.

185. Хасанов М.М., Торопов К.В., Лубнин A.A. Алгоритмы определения профиля вертикального распределения проницаемости в скважине. // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 10-14.

186. Хасанов М.М., Торопов К.В., Лубнин A.A. Определение профиля вертикального распределения проницаемости с учетом данных эксплуатации скважин. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 26-31.

187. Цынкова О.Э., Мясникова H.A., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотадачи. М.: Недра, 1993. - 158 с.

188. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гостоптехиздат, 1963. —397 с.

189. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: ОГИЗ Гостехиздат, 1948.197 с.

190. Черемисин H.A., Климов A.A., Ефимов П.А. Равновесная геолого-гидродинамическая модель объекта разработки AC9.11 Лянторского месторождения. // Нефтяное хозяйство, 10/2009, с. 33-37.

191. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИнефть, 2002. - 254 с.

192. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. — М.: Наука, 1998. 304 с.

193. Шайхутдинов И.К. Площадное гидропрослушивание в анизотропных коллекторах. // Тр. Международного технологического симпозиума "Интенсификация добычи нефти и газа". Москва, 26-28 марта 2003. — С. 535-540.

194. Шамгунов Р.Н., Мосунов А.Ю., Мишарин М.В., Кульчицкий Е.В. О роли скин-фактора при зарезке боковых стволов в условиях репрессии и депрессии на пласт на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 117-119.

195. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. — 120 с.

196. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство, 5/2007, с. 76-79.

197. Шмонов В.М., Витовта В.М., Жариков A.B. Флюидальная проницаемость пород земной коры. М.: Изд. «Научный мир», 2002. - 216 с.

198. Щелкачев В.Н. Основные уравнения движения упругой жидкости в упругой пористой среде. // ДАН СССР, том 52, №2, 1946, с. 103-106.

199. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ, 1995. - Ч. 1, 586 с. Ч. 2, 493 с.

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

201. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостехиздат, 1949.523 с.

202. Элланекий М.М. Использование современных достижений петрофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. М.: РГУ нефти и газа, 1999. - 111 с.

203. Элланекий М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей, в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. - 205 с.

204. Эрлангер Р. Мл. Гидродинамические методы исследования скважин: Перевод с англ. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 512 с.

205. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. — Л.: Гостоптехиздат, 1963.-351 с.

206. Al-Khalifah A-J.A., Home R.N., Aziz К. In-place determination of reservoir relative permeability using well test analysis. // Presented at the 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, USA, September 27-30 1987. SPE Paper 16774.

207. Aziz K., Settari A. Use of irregular grids in cylindrical coordinates. // SPE Journal, August 1974, p. 396-412. SPE Paper 4720.

208. Aziz K., Wong T. Considerations in the Development of Multipurpose Reservoir Simulation Models. // First and Second Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989. -P. 77-208.

209. Bennion D.B., Thomas F.B., Schulseister B.E., Sumani M. Determination of true effective in situ gas permeability in subnormally water-saturated tight gas reservoirs. // JCPT, 10/2004, p.27-32.

210. B0e A., Skjieveland S.M., Whitson C.S. Two-phase pressure transient test analysis. // Presented at the 56th SPE ATCE, San Antonio, Texas, USA, October 5-7 1981. SPE Paper 10224.

211. Boughrara A.A., Reynolds A.C. Analysis of injection/falloff data from horizontal wells. // SPE Journal, Vol. 14, N. 4, Dec. 2009, pp. 721-736. SPE Paper 109799.

212. Brecroft W.J., Mani V., Wood A.R., Rusinek O. Evaluation of depressurization, Miller field, North Sea. // Presented at the ATCE, Houston, Texas, 3-6 Oct., 1999. SPE Paper 56602.

213. Chen S., Li G., Peres A., Reynolds A.C. A well test for in-situ determination of relative permeability curves. // SPE Res. Eval. & Eng., Feb. 2008, pp. 95-107. SPE Paper 96414.

214. CMG Stars user's guide. Advanced process and thermal reservoir simulator. -Version 2008. Computer Modelling Group Ltd.

215. Daltaban T.S., Wall C.G. Fundamental and applied pressure analysis. — Imperial College Press, 1998. 811 p.

216. De Oliveira P.E.A., Serra K.V. Oil/water relative permeability estimation from fall; off tests. // SPE Advanced Technology Series, Vol. 4, No. 1, 1995, p. 59-66. SPE Paper 26984.

217. Durlofsky L. Upscaling of geocellular models for reservoir flow simulation: a review of recent progress. // Presented at the 7th International Forum on Reservoir Simulation, Buhl/Baden-Baden, Germany, June 23-27, 2003.

218. Dykstra H., Parsons R.L. The prediction of oil recovery by waterflooding // Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May.

219. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic applied reservoir simulation. -Soc. Petr. Eng., Richardson, Texas, 2001. 406 p.

220. Farmer C. Upscaling: a review. // Int. Journ. for Numerical Methods in Fluids, 40, 2002, pp. 63-78.

221. Gauer P.R., Sylte J.E., Nagel N.B. Ekofisk field well log decompaction. // SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, 20-23 October 2002, Irving, Texas. SPE Paper 78177.

222. Gomez S., Gosselin O., Barker J.W. Gradient-based history matching with a global optimization method. // SPE Journal, June 2001, p. 200-208. SPE Paper 71307.

223. Hatzignatiou D.G., Reynolds A.C. Determination of effective or relative permeabilities from well tests. // SPE Journal, March 1996, p. 69-82. SPE Paper 20537.

224. Hirasaki G., Zhang D.L. Surface chemistry of oil recovery from fractured, oil-wet, carbonate reservoirs. // SPE Journal, June 2004, Vol. 9, N. 2, pp. 151-162.

225. Holditch S.A. Relevance. // JPT, December 2001, p. 10.

226. Holditch S.A. Tight gas sands. // JPT, №6, 2006, p. 86-93.

227. Hornapour M., Koederitz L.F., Harvey A.H. Relative permeability and wettability of petroleum reservoirs (a compilation of literature from various authors). CRC Press Inc., USA. - 384 p.

228. Home R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. Second edition. - Petroway Inc. - 256 p.

229. Horner D.R. Pressure build-up in wells. // Proc. Third World Pt. Congr., Leiden, Holland, 1951.

230. Jensen J., Lake L., Corbett P.*, Goggin D. Statistics for petroleum engineers and geoscientists. Prentice Hall, New Jersey, 1997. - 390 p.

231. Jensen T.B., Harpole K.J., 0sthus A. EOR screening at Ekofisk. // SPE European Petroleum Conference, Paris, 24-25 Oct. 2000. SPE Paper 65124.

232. Joshi S.D. Horizontal well technology. PennWell Publishing, Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.-535 p.

233. Kamal M.M. (editor). Transient well testing. SPE Monograph Vol. 23, Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, USA. — 849 p.

234. Kazemi H., Merrill L.S., Porterfield K.L., Zeman P.R. Numerical simulation of water-oil flow in naturally fractured reservoirs. // SPE Journal, Vol. 16, №6, Dec. 1976, pp. 317-326.-SPE Paper 5719.

235. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1989.-550 p.

236. Landa J.L., Home R.N., Kamal M.M., Jenkins C.D. Reservoir characterization constrained to well-test data: a field example. // SPE Reservoir Eval.&Eng. 3(4), August 2000, p. 325-334. SPE Paper 65429.

237. Lien S.C., Seines K., Havig S.O., Kydland T. The first long-term horizontal-well test in the Troll thin oil zone. // Journ. Petr. Tech., 8/1991, pp. 914-917, 970-973.

238. Lu H., Di Donato G., Blunt M.J. General transfer functions for multiphase flow in fractured reservoirs. // SPE Journal, Sept. 2008, pp. 289-297. SPE Paper 102542.

239. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A. The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom hole pressure build up characteristics. // JPT, Vol. 2, №4, 1950, p. 91-104.

240. Muskat M. Use of data on the build-up of bottom-hole pressures. // Transactions of the AIME, 1937, Vol. 123, p. 44-48.

241. Muskat M., Meres M.W. The flow of heterogeneous fluids through porous media. -Physics, Vol. 7, Sept. 1936, p. 346-363.

242. Nanba T., Home R.N. Estimation of water and oil relative permeabilities from pressure transient analysis of water injection well data. // Presented at the 64th SPE ATCE, San Antonio, Texas, October 8-11, 1989. SPE Paper 19829.t

243. Pruess K., Narashimhan T.N. A practical method for modeling fluid and heat flow in fractured porous media. // SPE Journal, Vol. 25, N1, pp. 14-26. SPE Paper 10509.

244. Ramirez F.W. Application of optimal control theory to enhanced oil recovery. — Elsevier, 1987.-243 p.

245. Rhett D.W. Ekofisk revisited: a new model of Ekofisk reservoir geomechanical behavior. // SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering, 8-10 July 1998, Trondheim, Norway. SPE Paper 47273.

246. Richardson J., Kerver J., Hafford J., Osoba J. Laboratory determination of relative permeability. // Trans. AIME, Vol. 195, №4-5, 1958.

247. Ringrose P.S. Total-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE RE&E., Oct. 2008, Vol. 11, №5, p. 866-873.

248. Serra K.V., Peres A.M.M., Reynolds A.C. Well-test analysis for solution-gas-drive reservoirs: Part 1 determination of relative and absolute permeabilities. // SPE Formation Evaluation, June 1990, p. 124-132. - SPE Paper 17020.

249. Stone H. L. Probability model for estimating three-phase relative permeability. // Trans AIME (JPT), 249, 1970, p. 214-218.

250. Stone, H. L. Estimation of three-phase relative permeability and residual oil data. // Journ. Can. Pet. Tech., Vol 12, 1973, p. 53-61.

251. Wannell M.J., Colley N.M., Halford F.R. The use of a new technique to determine permeability anisotropy. // Presented at the Offshore European Conference, Aberdeen, UK, 7-10 Sept. 1993,- SPE Paper 26801.

252. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. SPE Inc., Richardson, Texas, 2002.233 p.

253. Willhite P.G. Waterflooding. / SPE Textbook Series, Vol.3 Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, USA, 1986. - 326 p.

254. Worthington P.F. The application of cutoffs in integrated reservoir studies. // SPE Res. Eval. & Eng., December 2008, p. 968-975. SPE Paper 95428.

255. Worthington P.F., Cosentino L. The role of cutoffs in integrated reservoir studies. // SPE Res. Eval.&Eng., Aug. 2005, p. 276-290.

256. Xie X., Weiss W.W., Tong Z., Morrow N.R. Improved oil recovery from carbonate reservoirs by chemical stimulation. // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, USA, Tulsa, 17-21 April 2004. SPE Paper 89424.

257. Yang P.-H., Watson A.T. Automatic history matching with variable-metric methods. // Presented at the 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, September 27-30, 1987. SPE Paper 16977.