Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Обоснование оптимального режима работы газовой скважины в трещинно-поровом пласте

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование оптимального режима работы газовой скважины в трещинно-поровом пласте"

На правах рукописи

САВАСТЬИН МИХАИЛ ЮРЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ В ТРЕ1ЦИННО-ПОРОВОМ ПЛАСТЕ (на примере Уренгойского месторождения)

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2006

Работа выполнена в Государственном обраювагслыюм учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государстве!шый нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант - кандидат технических наук

Краснов Иван Игнатьевич

Официальные оппоненты: доктор геолого-мш¡ералогических наук

Ягафаров Алик Каюмович

- кандидат физико-математических наук Вольф Альберт Альбертович

Ведущая организация Общество с ограниченной

ответственное 1ью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природных гаюв и газовых технологий» (ООО «ТюмснНИИгипрогаз»)

Защита состоится « 13 » апреля 2006г. в 17-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно озиакомшься в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул Мельникайте, 72, каб. 32.

Автореферат разослан « 13 » марта 2006 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

?ообА-ШО

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время сложилась беспрецедентная ситуация со спросом на углеводородное сырье, причем в долгосрочной перспективе не предвидится факторов, способных это существенно изменить В этой связи планируется ввод в промышленную разработку залежей углеводородов в ачимовской толще Уренгойского ГКМ. По различным оценкам в ачимовской толще Самбургско-Уренгойской зоны сосредоточено до 30% извлекаемых запасов газокопденсата, 9% нефти и 5 5% газа ЯНАО. Однако существует ряд проблем, возникающих при эксплуатации данных коллекторов Так, например, выбор оптимального режима работы скважин в указанной зоне связан с необходимостью одновременного выполнения нескольких условий:

- создание депрессий, предотвращающих разрушение коллектора и вынос породы;

- обеспечение безгидратпого режима работы скважин;

- создание условий максимального выноса конденсата с забоя скважины;

-оптимизация темпов падения пластовою давления при разработке

газоконденсатпых залежей в сложнопостроешгмх коллекторах, емкостное пространство которых представлено высокопроницаемой системой, обеспечивающей фильтрацию пластовою флюида в скважину и низкопроницаемой, содержащей основные запасы флюида.

Из эгих условий в недос1аючно полном обьемс найдено решение двух последних задач условий оптимальности, что и предопределило выбор направления исследований.

Цель работы - обеспечение равномерного дренирования высоко- и низкопроницаемых пластовых систем газоконденсатпых залежей в спожиопостроенных коллекторах путем разработки метода определения оптимального режима работы газовых скважин.

РОС. ишипиикнм I Е

Для достижения укапанной цели поставлены следующие задачи:

- анализ моделей и реальных значений фильтрационных характеристик трещинио-поровых коллекторов глубокозалегающих пластов;

- выявление зависимости гидравлического режима фильтрации в двухемкостной среде от ее коллскторских свойств;

- расчет фазовых состояний многокомпонентных газоконденсатных систем и обработка фактических результатов исследований фазовых превращений углеводородных систем ачимовской гоици Уренгойского газокондснсатного месторождения;

-разработка и апробация методики интерпретации гидрогазодинамических исследований скважин для определения оптимального режима работы.

Научная новизна выполненной работы

Обоснованы и разработаны:

- на основании проведения аналитические исследований существующих методик обработки кривых восстановления давления для сложнопостроениых коллекторов и моделей филь грации пластового флюида, описывающих фильтрациопио-емкостиые свойства коллектора предложена методика их совместного исполыования для получения наибольшего количества параметров, характеризующих свойства трещиппо-порового пласта;

научно обосновано, что в условиях разработки ачимовской толщи различных зон Уренгойского месторождения га юкондснсатная система по физическим свойствам приближается к жидкости;

- предложен метод определения оптимального дебита и депрессии газовой скважины с применением комплексной методики обработки данных гидродинамических исследований, применение которого в условиях разработки трещинио-поровых коллекторов обеспечивает -жономнос расходование пластовой энергии, предотвращает смыкание трещин, образование глубокой

воронки депрессии, раннее обводнение скважинной продукции и снижает гидратообразовапие.

Практическая ценность и реализация

Применение разработанного метода оптимизации режима работы скважины, способствующего максимизации коэффициента извлечения газоконденсата и обеспечивающего равномерное дренирование поровой и трещинной части коллектора, позволило повысить эффективность проектирования разработки газоконденсатнонефтяных залежей с неоднородным строением по площади и разрезу коллекторов. Полученные результаты нашли отражение в проектных решениях опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей в ачимовской толще Уренгойского месторождения. Метод выбора оптимального дебита и депрессии скважин внедрен в практику работ в процессе пробной эксплуатации газоконденсатнонефтяных залежей в ачимовской толще на Уренгойском ГКМ.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на заседаниях кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Ремонт и восстановление скважин»; региональной научно-технической конференции Тюменского государственного нефтегазового университета "Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона" (Тюмень, 1999); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2001); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005); научно техническом совещании ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2006).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 печатных рабоь

Структура и объем диссертации

Диссертациоиная работа состоит из введения, четырех разделов, выводов и рекомендаций и списка использованных источников (107 наименований). Изложена на 128 страницах машинописного 1скста, содержит 26 рисунков и 4 таблицы.

Автор выражает глубокую признательность канд. геол.-минерал, наук

М.Е. Стасюку , канд. тсхн паук A.B. Стрекалову за помощь и содействие в выполнении работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы работы, сформулированы цель и задачи исследования.

В первом разделе диссертации приведен критический анализ фактических данных о строении и условиях формирования ачимовских отложений. Исследования существующих представлений о моделях строения коллекторов ачимовской толщи позволяют судить о процессах осадконакопления и фильтрации насыщенных углеводородов в условиях высоких давлений и температур в трещинно-поровых коллекторах. Изучение фильтрации в сложнопостроенных коллекторах связано с построением моделей, выбор которых определяется результатами геолого-промысловых и геофизических скважинных и лабораторных экспериментальных исследований. Совокупность проводимых исследований с одной стороны даст информацию о строении коллектора (однородный, трещиноватый, трещиновато-пористый, слоистый), с другой позволяет подобрать необходимую расчетную модель, адекватно описывающую фильтрационные процессы в коллекторе, используя которую можно решить обратную задачу подземной гидродинамики, т.е. определить по результатам гидродинамических исследований фильтрационно-смкостные параметры пласта.

Научные основы решались в работах А. Алагоа, C.B. Аплонова, А.Н. Бабушкиной, К.С. Басниева, Г.И Барепблага, Ю.В. Брадучана, A.M.

Брсхунцова, В.Н. Бородкина, В С. Бочкарсва, Ю.А Бусвича, С.Н. Бузинова, Д. Бурдэ, A.M. Власова, JIII]. Гиршгориа, Н.К. Глубочевой, Т.Д. Голф-Рахч, С А. Горбунова, Ф.В. Гурари, Дс Свана, Н.П. Дещени, H.H. Дурицкого, А.Е. Еханииа, Ю.П. Жслюва, H.A. Ирбэ, У.Г. Ишасва, Карсми, Л.П. Климушиной, Т.Ф. Колмакова, Ю.П. Корозаева, H.H. Кочииой, Б.А. Лебедева, С.М. Лютомского, В М. Максимова, Р.И. Медведского, А.Г. Мухера, А.Л. Наумова, A.A. Нежданова, И.И. Нестерова, B.C. Нустрова, В.В. Очибенина, И.М. Пирара, Полларда, В.А Пономарева, А.К. Рейнольдса, Р. Рагхавана, К. Серра, А.И. Сидоренкова, B.C. Соседкова, А.П Соколовского, M.R. Стасюка, А.П. Телкова, H.A. Туренкова. И.Д. Умрихина, Уоррсна-Рута, И.В. Ушатинского, K.M. Федорова, В Г. Фоменко, Э.Б. Чекалюка, И.Б Червякова, В.И. Шпильмана, Ж А. Эуба, К. С. Юсупова.

На основании построения карт пластовых давлений и температур проанализированы термобарические условия в залежах ачимовской толщи Уренгойского месторождения. Для построения карт пластовых давлений использовались пласювыс давления, определенные при обработке кривых восстановления давления методом Хорнера.

Оказалось, что достаточное для построения карт количество замеров пластовою давления в пределах исследуемой 1срршории имеется только по пластам А4^4 и Ач5, по остальным пластам данных явно недостаточно. Результаты обработки КВД методом Хорнера показали, что определенные пластовые давления имеют ра¡личную степень достоверности вследствие следующих причин:

- недостаточная продолжительность остановки скважин для записи КВД, составлявшая в отдельных случаях 7-12 часов, что явно недостаточно для надежного прогнозирования начального пластового давления по методу Хорнера;

- сложная (S - образная) форма КВД, соответствующая коллекторам с двойной пористостью (трещинно-поровые или слоисто-неоднородные). В этом

случае возможна значительная погрешность в определении пластового давления (если КВД не выходит на конечный участок).

По результатам исследования оказалось, что гистограмма распределения приведенного начального пластового давления для пласта Ачм является бимодальной с двумя максимумами 58 и 64 МПа (рисунок 1), что говорит о наличии как минимум двух изолированных друг от друга тел, формирующих пласт АЧ3.4.

Давление, МПа

Рисунок 1 - Распределение начальных пластовых давлений, приведенных к а о -3950 м, пласта Ачм Восточно-Уренгойской зоны В настоящее время, данный факт еще недостаточно изучен и существуют различные варианты разделения Ач?_4 на самостоятельные объекты разработки, некоторые из которых приводятся в данной работе. Пласт А>ц характеризуется нормальным распределением давления с модальным значением 63 МПа.

Пластовые температуры по пласту А414 характеризуются нормальным распределением с модальным значением 122°С, для пласта Ач5 также характерно нормальное распределение с модальным значением 124°С.

В целом, пласты Ач м и Ач< на территории Уренгойского месторождения характеризуются аномально высокими значениями пластовых давлений (коэффициент аномальности достигает 1.9)

Оценивая нефтегазоносность ачимовских отложений на территории ЯНЛО можно сказать, чго большинство нефтяных залежей, приуроченные к данным пластам, расположены в южной части района и имеют ограниченные запасы. Они характеризуется низкими, редко средними дсбитами нефти Вследствие низких добывных возможностей ачимовскис нефтяные залежи на данной территории практически не разрабатывают. Кардинально другой характер продуктивности имеют ачимовскис отложения в северной части ЯНАО С ними связаны крупные и гигантские по запасам залежи газа с высоким содержанием конденсата. В погруженных частях резервуаров отмечается наличие нефтяных оторочек (Восточно-Уренгойское, Северо-Самбургское, Непонятное месторождения)

Во втором разделе в связи с тем, что ачимовскис отложения относятся к фсщинно-поровым коллекторам сделан анализ существующих моделей аппроксимирующих трещишю-поровые и слоисто-неоднородные коллектора и методик для обработки данных гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах (КВД и КПД) в коллекторах этих типов, изучению свойств которых посвящено большое количество работ отечественных и зарубежных авторов.

Математическая задача сводится к решению системы дифференциальных уравнений в частных производных, для интегрирования которой применяется преобразование Лапласа. Полученные соотношения позволяют найти параметры пласта, не совершая обратного преобразования, которое, как правило, можно осуществить лишь в предельных случаях. Искомые коэффициенты гидропроводности и пьезопроводности определяются по кривым, построенным в координатах, включающих изображение по Лапласу

Общим в рассмотренных моделях является разделение пласта на две среды, отличающиеся своими фильтрационными и емкостными свойствами. Все рассматриваемые модели применимы для упругого режима и не содержат рекомендаций, за исключением Ю.А. Буевича, по определению критических давлений, при которых начинается смыкание первичных трещин, или возникновение новых, вторичных В зависимости от используемых допущений о строении коллектора и математического аппарата при обработке результатов испытаний удается определить разное количество фильтрационно-емкостных параметров. В основном, кроме модели Лолларда и способов ЗапСибНИГНИ и А Ю. Буевича решения получены методом преобразования Лапласа Обратные преобразования приведены для определенных интервалов изменения параметров, учитывающих свойства сложно-построенного коллектора, причем эти параметры различны у разных авторов. Как правило, на КПД и КВД имеются три участка, характеризующих фильтрационные свойства систем трещин и характер перетока из матрицы НП в трещины или ВП. Первый участок соответствует притоку жидкости в скважину по системе трещин, второй - перетоку флюида из матрицы в трещины, третий - притоку из матрицы через трещины в скважииу.

Наиболее информативными для определения фильтрационно-емкостных параметров сложнопостроснного коллектора характеризующих двухемкостную среду, являются методики Р.И. Медведского, Уоррсна-Рута, К Сера и ЗапСибНИГНИ.

По результатам анализа этих методик, предложено их совместное использование для определения необходимых фильтрационно-емкостных параметров, характеризующих свойства трещинно-порового коллектора

Третий раздел посвящен исследованию поведения газоконденсатной системы ачимовской толщи.

По групповому составу УВ конденсаты пласта Ач-ц относятся, в основном, к метано-нафтено-ароматичсскому 1ипу Содержание метановых

углеводородов до 57,34%, нафтеновых до 42,36%, ароматических до 2,97% По пласту Ач^ содержание метановых углеводородов до 34,65%, нафтеновых до 60,44%, ароматических до 14,01 % Следовательно, конденсат пласта Ач^ относится к нафтено-метано-ароматическому типу

По фракционному составу конденсаты залежей Ачч_4 и Ач^ относятся к тяжёлым Температура начала кипения конденсата залежи Ач^ 4 составляет 41-85°С, залежи Ач^ 38-89°С, 80% конденсата выкипает при температуре 314-366°С - пласт Ач( 269-366°С - пласт Лч<* По составу пластовый газ является метановым, его состав представлен в таблице I.

Таблица 1 - Состав пластового газа

Компонент Содержание. %

пласт Ач14 пласт Ач^

Метан 77,5-83,2 79,95-83,98

Этап 6,9-10,34 3,97-8,53

Пропан 2,39-6,39 2,15-3,68

1 - бутан 0.415-0,92 0,467-0,97

п - бутан 0,34-1,096 0,31-1,135

с„ 3,6-18,8 3,93-7,64

Азот 0,08-0,27 0,06-0,47

со2 0,39-2,23 0,33-1,05

Таким образом, по своим свойствам конденсаты пластов Ач3ц и Ач5 близки между собой, но по групповому УВ составу ошсчастся более высокое содержание нафтеновых углеводородов в конденсатах пласта Ач5, которые относятся к нафтено-метано-ароматическому типу.

Конденсат характеризуется высокой плотностью и молекулярной массой, разнообразным фракционным составом. Значения плотное! и конденсата изменяются от 700 кг/м' до 800 кг/м1 при модальном значении 784 кг/м1

(пласт Ачзл) и от 754 кг/м1 до 814 кг/мЗ при модальном значении 790 кг/м3 (пласт Ач^), причем с глубиной плотность конденсата увеличивается.

Для выбора уравнения состояния, па основе которого будет проводиться расчет параметров газоконденсатиой смеси проведены аналитические исследования, в результате выявлено, что наиболее точными уравнениями состояния для расчета плотности, теплоемкости, энтальпии и энтропии углеводородных смесей, как в газообразном, гак и жидком состоянии в условиях давлений превышающих 15 МПа являются уравнения Пснга-Робинсона и Соаве - Редлиха - Квопга. Причем по уравнению Пснга-Робинсона расчет производится с несколько большей ючностыо. На основе уравнения Пенга-Робиисона предложена методика расчета парожидкостного равновесия для заданного значения давления и температуры.

На основе уравнения состояния проведен расчет фазовых равновесий газоконденсатиой смеси скважины 727, вскрывшей пласт Ач3^, для различных вариантов насыщения смеси конденсатом. Исходный состав пластового газа соответствует содержанию конденсата 7% (потенциальное содержание С\, в пластовом газе 315,67 г/м1).

После построения фазовых диаграмм и определения давления фазового перехода (т.е. давления, свыше которого углеводородная смесь находится в однофазном состоянии) получается, что с увеличением содержания конденсата в пластовом газе давление фазового перехода растет до содержания тяжелых фракций (Си) примерно 6%, при содержании 6-7% давление практически не меняется, с дальнейшим увеличением содержания конденсата давление фазового перехода снижается (рисунок 2). Это связано с тем, что до содержания (С5н) 6% газокондснсатпая смесь при давлении выше давления фазового перехода находится в газообразном состоянии. 6-7% переходная околокритическая область, в которой смесь может находиться как в жидком, так и в газообразном состоянии, система и эти области ведет себя очень неустойчиво. При небольшом понижении давления происходит интенсивное

Содержание фракций С„, %

Рисунок 2 - Зависимость давления фазового перехода от содержания конденсата. Уренгойское месторождение, скв. 727, инт.

перф. 3668-3675 м, пласт Ач,.4

Рисунок 3 - Зависимость потерь конденсата от величины пластового давления

выпадение жидкости, при повышении давления мгновенное испарение. Исследуемая система находится именно в этой области. И свыше 7%, при давлении выше давления фазового перехода, смесь находится в жидком состоянии. На рисунке 3 приведен график потери конденсата в пласте в зависимости величины пластового давления.

Следует отмстить, что рассмотренное поведение газоконденсатных систем, по-видимому, является типичным для газоконденсатных систем, сформировавшихся в условиях высоких давлений и температур Полученные результаты подтверждаются практическими исследованиями как для Уренгойского месторождения, так и для ряда других месторождений схожих попластовым условиям с ачимовской толщей Уренгойского ГКМ.

Аналогичные зависимости были получены для газоконденсатных систем месторождения Кокдумелок (Узбекистан), пласта БП|2 Присклонового месторождения и для газоконденсатных систем Днепрово-Донецкой впадины.

Таким образом, содержание конденсата в пластовом газе 350 - 400 г/м3 является критическим содержанием практически для всех

газоконденсатных систем, характеризующим качественное изменение свойств газоконденсатных систем. Газоконденсатные системы с содержанием конденсата меньше критического, относятся к нормальным газоконденсатным системам, характеризующимся ростом давления системы конденсации с ростом содержания конденсата и достаточно пологой изотермой конденсации.

Газоконденсатные системы с содержанием конденсата больше критического относятся к газоконденсатным системам переходного или околокритического состояния, характеризующимся снижением давления фазового перехода с ростом содержания С^, и "лавинообразной" конденсацией (выпадением большого количества конденсата) при снижении давления ниже давления конденсации на 0,01 - 0,05 МПа. Диагностика фазового состояния этих газоконденсатных систем часто затруднена из-за сложности отбора представительной пробы.

На основе выше скачанного, можно сделать вывод, что пластовая система ачимовской шлщи Уренгойского ГКМ находится в околокритическом состоянии. Следовательно, при разработке данных коллекторов необходимо строго соблюдать 1схнологичсский режим по недопущению снижения ¡абойиого давления ниже давления конденсации, так как это приведет к обильному выпадению конденсата в призабойпой зоне и пласте, резко снизит добывпые возможности скважины и коэффициент извлечения конденсата.

В четвертом разделе предложена методика определения оптимального дебита для газовых скважин. Во втором разделе рассмотрены модели, описывающие фильтрацию' флюидов в трещинно-поровом пластс. Во всех перечисленных моделях фильтрацией из низкопроницаемой системы непосредственно в скважину пренебрегают и рассматривают фильтрацию от пизкопроницаемой системы через высокопроницаемую к скважинс. При этом возможны два варианта поведения пластовой системы:

- отбор флюида из высокопропицасмой системы полностью компенсируется поступлением флюида из пизкопроницаемой системы (компенсированный отбор);

- отбор флюида из высокопроницаемой системы не компенсируется поступлением флюида из низкопроницаемой системы (некомпенсированный отбор).

В случае некомпенсированного отбора могут развиваться процессы, отрицательно влияющие на эффективность разработки залежи. В залежи может наблюдаться резкое снижение текущего пластового давления сначала в высокопропицасмой системе, а затем и в низкопроницаемой, приводящее к развитию замкнуто-упругого режима вокруг отдельных скважин, переходящего в нефтяных залежах в режим растворенного газа. Одновременно могут развиваться процессы смыкания трещин. При дальнейшем снижении давления в области дренирования скважины наблюдается рос г газового фактора (до

нескольких десятков тысяч м^/м3) и скважина может работать, как малодебитная газокондснсатная.

Аналогичные процессы будут иметь место и в газокондепсатных залежах, приуроченных к сложнопостроспным коллекторам, но степень их изученности более низкая, чем для нефтяных залежей. В случае некомпенсированного отбора в газокондеисатном пласте и значительном снижении текущего пластового давления ниже давления начала конденсации, выделение конденсата в порах низкопропицаемой системы может частично или полностью блокировать отдельные ее участки, что будет приводить к снижению дебита скважин и конденсатногазового фактора, а в целом к снижению конденсатоотдачи. Таким образом одним из важнейших условий оптимального режима работы скважин в сложнопостросниых коллекторах как в нефте-, так и газонасыщенных, наряду с условиями предупреждающими вынос породы из пласта, процессы конусообразования, является условие компенсированного отбора пластового флюида, согласно которому отбор флюида из высокопроницемой системы должен быть равным перетоку флюида из низкопроницаемой системы в высокопроницаемую С учетом необходимости обеспечения наибольшего уровня добычи газоконденсата, оптимальным будет режим, при котором обеспечивается максимальный дебит скважины при соблюдении условия компенсированного отбора.

Для определения оптимальных величин дебита и депрессии скважины рассмотрен замкнутый пласт-коллектор, состоящий из высокопроницаемого пропластка (ВП), по которому происходит приток газа в скважину, и низкопроницаемого пропластка (НП), подпитывающего ВП

Процесс фильтрации в такой двухъемкостной системе с различными проницаемостями можно представить в виде двух этапов. На первом происходит отбор флюида из высокопроницаемого пропластка, до тех пор, пока возмущение не достигнет границы пласта, расстояние до которой (/?*•) можно

определить по приближенным формулам, например, Як = ^12■ Х\ •', где х\ ~ пиезопроводность ВП. На втором этапе начинается переток газа из низкопроницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Скорость перетока V зависит от фильтрационных параметров НП, его толщины, давления в высокопроницаемом пропластке. Пренебрегая притоком газа из НП в скважину и, рассматривая лишь фильтрацию в ВП, получим одномерную задачу нестационарной фильтрации с граничными условиями, учитывающими переток и равенство давлений в пропластках на границе соприкосновения.

Решая поставленную задачу методом интегральных преобразований, в конечном итоге получено:

Массовый дебит определяется по формуле

ё„=«А р\ (|)

где ДР7 ~ - - величина создаваемой депрессии, МПа2\ Р„, - пластовое давление, МПа\ Ршг, - забойное давление, МП а;

а - коэффициент, определяющий угол наклона прямой линии соответствующей в точке пересечения с индикаторной

кг

диаграммой оптимальному дебиту, с Переходя от £?„, к дебиту в атмосферных условиях, получим

(2)

Значение коэффициента а определяется следующим образом

Здесь 4=^-;

Л4 Рот

3 - 3 _ 3

Лз - тг; лз - тг; л4 - тт;

К К А,

¿1 и /;2 - гидропроводность НП и ВП, м2м/(Па-с)\ Х\ - пьезопроводность ВП, м2/(Ла-с)

Z -Т

Z = „"' - приведенный коэффициент сверхсжимаемосги газа. Или:

а= *2 ■ Я2 ■ Рш„ ■ z.....• '/;„„ • (3 • w ¿2 + 0.28

//• Л2 Z T (\n ^ ■ [6• Аг, Л, А2 + Аг, •/?2]-0,67-£2 Л2) ^ г

где к\Н к2- соответственно, проницаемое! ь ВП и НП, л/2; h\ и Л2 - соответственно, толщина ВП и НП, д/; R - радиус контура питания, м\ гс - радиус скважины, м\ р - вязкость газоконденсагпой смеси, Пи -с: р- плотность газоконденсатной смеси, кг/м^;

Z и Z„,„ - коэффициент сверхсжимаемости в пластовых и атмосферных условиях;

Ти Тш„ - температура в пластовых и атмосферных условиях, /<; Р„„, - давление в атмосферных условиях, Па.

С применением данной методики проведена обработка результатов исследования скважины 719 Уренгойского месторождения. Скважина характеризуется следующими параметрами: Тт = 380 К, Р,„ ~ 58,74 МПа, вязкость газа р. = 0,035 лг/Усгс1, радиус контура питания Rk = 250 м, радиус скважины г, =0,1 м, Z,„„ = 1, Z„, = 1,255, гидропроводность ВП определена по результатам гидродинамических исследований г.\ = 0,771 Д-м/сП, интервал перфорации 3774-3780 м. Плотность газа в атмосферных условиях для ачимовской толщи Уренгойского месторождения изменяется в пределах 0,8-1,3

кг/,i/3 Так как плотность входит в формулы (4) и (2) и при переводе дебита к атмосферным условиям сокращается - для удобства расчетов примем Ра„, ~ 'кг/м' • Результаты исследования на установившемся режиме представлены в таблице 2.

Величину h\, примем равной 10% от общей толщины перфорированной части пласта, тогда:

= °'77, °'035 =0,04498Л =4,5-10 1 А, 0,6

Величину v.2 определим по методике предложенной для нефтяного пласта Стасюком М.Е. и Коротенко В.А.:

* = ^ = ^ = 0,771-5,42

h; R2 ■ R- 250 cil

Таблица 2 - Результаты исследования на установившихся режимах скв. 719 Уренгойское месторождение

Q., тыс. м3/сут M Па АМПа2

559.13 38.94 1934.17

539.78 39.21 1912.87

526.00 40.70 1794.09

484.47 44.64 1457.44

398.84 49.46 1003.94

265.00 52.69 673.66

153.60 56.86 217.12

253.47 53.11 630.00

401.63 49.39 1010.67

505.99 42.65 1631.60

Следовательно:

, 0,002158-0,035

k-, =

5,4

По формуле (4) определяем параметр а:

= 1,399 -10 * Д = 1,4 -10 "\С

а =3,61 10 15

Па 2 с

На рисунке 4 приведена индикаторная диаграмма и построенная до пересечения с индикаторной диаграммой прямая (2). Значения АР2 и £) в точке пересечения и будут соответственно оптимальной депрессией и оптимальным дебитом (рисунок 4). Из построения определяем АР =1610 МПа2. следовательно оптимальное забойное давление Рш, = 42,9 МПа; оптимальный

дебит б =502 тыс,м* сут

О, тыс. м3/сут

Рисунок 4 - Индикаторная диаграмма скв. 719 (интервал перфорации 3774 - 3780м) Уренгойского месторождения.

С использованием данной методики было обработано несколько десятков скважин Уренгойского ГКМ вскрывших ачимовскую толщу. Скважины были

условно разделены на 3 группы в ¡аписимост и 01 дсбитов, с которыми они работали п ходе проведения гидродинамических исследований. Метод показал хорошие результаты для всех скважин вне зависимости от фильтрационных параметров. В тех случаях, когда значения оптимального дебита сильно занижены или завышены, речь в большинстве случаев идет о неправильном определении значений I идропроводиости ' по результатам обработки индикаторной диаграммы. Точность определения гидропроводности низкопроницаемой части коллектора оказывает наибольшее влияние на качество определения значений оптимального дебита и депрессии, в меньшей степени влияет точность определения проницаемости ВП. Кроме этого были проведены исследования влияния ючности определения значений других фильтрационно-емкостных параметров па результаты расчета оптимального режима работы скважины, по они нося г скорее корректирующий, нежели решающий характер.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе решены следующие проблемы:

1 Проведенный анализ существующих методик обработки гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет предложить их комплексное использование для определения наибольшего количества фильтрационно-емкостных параметров трещинно-порового пласта.

2. На основании изучения параметров пластовой углеводородной системы (давление начала конденсации, потенциальное содержание конденсата, плотность и вязкость пластового флюида), показано, что по физическим свойствам в пластовых условиях газоконденсатная система приближается к жидкости, а поверхностное натяжение на границе раздела фаз газ-конденсат стремится к нулю.

3. Показано, что газдкоиденсатная система ачимовской толщи находится в околокритическом состоянии и при снижении забойного давления на 0.010.03 МПа ниже давления конденсации происходит обильное выпадение конденсата в призабойной зоне, которое приведет к ухудшению фильтрационных характеристик при «войной зоны пласта и снижению извлечения конденсата.

4. Разработана методика выбора оптимального дебита и депрессии при эксплуатации скважиной трещинно-порового коллектора, обеспечивающего равномерное дренирование поровой и трещинной части пласга. Это обеспечивает экономное расходование пластовой энергии, предотвращает смыкание трещин, образование глубокой воронки депрессии, раннее обводнение скважинной продукции и снижает гидратообразование.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих печатных работах:

1. Савастьин М.Ю Особенности фильтрации высоконасыщснных газоконденсатных систем //Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона (гуманитарные, естественные и технические науки)- Тез докл. науч. конф.-Тюмснь: ТГНГУ, 1999. - С 189-190

2. Пономарев А.Н , О фильтрации высоконасыщснных газоконденсатных систем в условиях высоких давлений и температур / А.Н. Пономарев, М.Ю. Савастьин //Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона (гуманитарные, естественные и технические науки): Тез. докл науч. конф,-Тюменъ: ТГНГУ, 1999.-С. 139-141.

3. Пономарев А.Н. Влияние эффекта Джоуля-Томсона на процесс добычи газоконденсата из ачимовской толщи Уренгойского месторождения /АН Пономарев, М Ю. Савастьин, Б.М Стасюк// Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для

Западно-Сибирского нефтегазодобывающею комплекса Тюмень' ТГНГУ, 2001 -С. 77-79

4 Савасгьин М.Ю Выбор оптимальною дебита работы газовой скважины в условиях трещиппо-порового коллекюра/М.Ю С'авастьин, М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко//! 1овыс технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, науч.-практ. конф., посвящ 5-лстию Института Нефти и Газа.

Тюмень. Изд-ко-полиграф. цсшр «Экспресс». 2005 С 184-195.

5. Савастьин М Ю Фазовое поведение гаюкондеисатпой системы в ачимовской толще Уренгойского ГКМ // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. регион, науч.-практ конф, посвящ 5-летию Института Неф ж и Газа Тюмень: И ш-ко-полиграф центр «Экспресс». - 2005. С. 331341.

Соискатель М.Ю. Савастьин

Подписано в печать 11.03 2006 г Формат 60x84/16 Бумага финская. Печать RISO. Уел печ л 1,37 Тираж 100. Заказ 308.

Отпечатано в типографии Издательства «Вектор бук» Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г. 625004, г. Тюмень, ул Володарско! о, 45 тел (3452) 46-54-04, 46-90-03.

1/9<Х?У

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Савастьин, Михаил Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ. 1. ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УРЕНГОЙСКОГО

ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

1.1 Существующие представления о строении и условиях формирования ачимовских отложений.

1.2 Термобарические условия в ачимовской толще.

1.3 Перспективность нефтегазоносности ачимовских отложений Уренгойского ГКМ.>. 2 МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ НА

НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ В > СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ И СУЩЕСТВУЮЩИЕ

МОДЕЛИ.

2.1 Модель с двойной пористостью Г.И. Баренблатта, Ю.П. Желтова.

2.2 Метод Р. И. Медведского.

2.3 Модель Уоррена-Рута.

2.4 Метод Д. Бурдэ.

2.5 Модель Полларда.

2.6 Модель двухслойного пласта.

2.7 Многослойная модель.

2.8 Автомодельное решение для двухслойной системы. (Метод ЗапСибНИГНИ).

2.9 Модель Ю. А. Буевича.

2.10 Методика определения параметров по С.Н. Бузинову, И.Д. Умрихину.

2.11 Выводы.

3 ФАЗОВОЕ СОСТОЯНИЕ ПЛАСТОВОЙ СИСТЕМЫ УРЕНГОЙСКОГО

3.1 Уравнение состояния Пенга-Робинсона.

3.2 Состав пластового газа и физико-химические свойства конденсата. 3.3 Расчет фазовых состояний газоконденсатной системы.

4 ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ДЕБИТА РАБОТЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

В УСЛОВИЯХ ТРЕЩИННО-ПОРОВ ОГО КОЛЛЕКТОРА.

4.1 Выводы.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Обоснование оптимального режима работы газовой скважины в трещинно-поровом пласте"

Актуальность проблемы. В настоящее время сложилась беспрецедентная ситуация со спросом на углеводородное сырье, причем в долгосрочной перспективе не предвидится факторов, способных это существенно изменить. В этой связи планируется ввод в промышленную разработку залежей углеводородов в ачимовской толще Уренгойского ГКМ. По различным оценкам в ачимовской толще Самбургско-Уренгойской зоны сосредоточено до 30% извлекаемых запасов газоконденсата, 9% нефти и 5.5% газа ЯНАО. Однако существует ряд проблем, возникающих при эксплуатации данных коллекторов. Так, например, выбор оптимального режима работы скважин в указанной зоне связан с необходимостью одновременного выполнения нескольких условий:

- создание депрессий, предотвращающих разрушение коллектора и вынос породы;

- обеспечение безгидратного режима работы скважин;

- создание условий максимального выноса конденсата с забоя скважины;

- оптимизация темпов падения пластового давления при разработке газоконденсатных залежей в сложнопостроенных коллекторах, емкостное пространство которых представлено высокопроницаемой системой, обеспечивающей фильтрацию пластового флюида в скважину и низкопроницаемой, содержащей основные запасы флюида.

Из этих условий в недостаточно полном объеме найдено решение двух последних задач условий оптимальности, что и предопределило выбор направления исследований.

Цель работы - обеспечение равномерного дренирования высоко- и низкопроницаемых пластовых систем газоконденсатных залежей в сложнопостроенных коллекторах путем разработки метода определения оптимального режима работы газовых скважин.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи:

- анализ моделей и реальных значений фильтрационных характеристик трещинно-поровых коллекторов глубокозалегающих пластов;

- выявление зависимости гидравлического режима фильтрации в двухемкостной среде от ее коллекторских свойств;

- расчет фазовых состояний многокомпонентных газоконденсатных систем и обработка фактических результатов исследований фазовых превращений углеводородных систем ачимовской толщи Уренгойского газоконденсатного месторождения;

- разработка и апробация методики интерпретации гидрогазодинамических исследований скважин для определения оптимального режима работы.

Научная новизна выполненной работы

Обоснованы и разработаны:

- на основании проведения аналитические исследований существующих методик обработки кривых восстановления давления для сложнопостроенных коллекторов и моделей фильтрации пластового флюида, описывающих фильтрационно-емкостные свойства коллектора предложена методика их совместного использования для получения наибольшего количества параметров, характеризующих свойства трещинно-порового пласта;

- научно обосновано, что в условиях разработки ачимовской толщи различных зон Уренгойского месторождения газоконденсатная система по физическим свойствам приближается к жидкости;

- предложен метод определения оптимального дебита и депрессии газовой скважины с применением комплексной методики обработки данных гидродинамических исследований, применение которого в условиях разработки трещинно-поровых коллекторов обеспечивает экономное расходование пластовой энергии, предотвращает смыкание трещин, образование глубокой воронки депрессии, раннее обводнение скважинной продукции и снижает гидратообразование.

Практическая ценность и реализация

Применение разработанного метода оптимизации режима работы скважины, способствующего максимизации коэффициента извлечения газоконденсата и обеспечивающего равномерное дренирование поровой и трещинной части коллектора, позволило повысить эффективность проектирования разработки газоконденсатнонефтяных залежей с неоднородным строением по площади и разрезу коллекторов. Полученные результаты нашли отражение в проектных решениях опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей в ачимовской толще Уренгойского месторождения. Метод выбора оптимального дебита и депрессии скважин внедрен в практику работ в процессе пробной эксплуатации газоконденсатнонефтяных залежей в ачимовской толще на Уренгойском ГКМ.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались на заседаниях кафедр «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Ремонт и восстановление скважин»; региональной научно-технической конференции Тюменского государственного нефтегазового университета "Научные проблемы Западно-Сибирского нефтегазового региона" (Тюмень, 1999); всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования технологий строительства и эксплуатации скважин, подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2001); региональной научно-практической конференции, посвященной 5-летию Института Нефти и Газа «Новые технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2005); научно техническом совещании ООО «ТюменНИИгипрогаз» (Тюмень, 2006).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 5 печатных работ. Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, выводов и рекомендаций и списка использованных источников (107 наименований). Изложена на 128 страницах машинописного текста, содержит 26 рисунков и 4 таблицы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Савастьин, Михаил Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В диссертационной работе решены следующие проблемы:

1. Проведенный анализ существующих методик обработки гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации позволяет предложить их комплексное использование для определения наибольшего количества фильтрационно-емкостных параметров трещинно-порового пласта.

2. На основании изучения параметров пластовой углеводородной системы (давление начала конденсации, потенциальное содержание конденсата, плотность и вязкость пластового флюида), показано, что по физическим свойствам в пластовых условиях газоконденсатная система приближается к жидкости, а поверхностное натяжение на границе раздела фаз газ-конденсат стремится к нулю.

3. Показано, что газоконденсатная система ачимовской толщи находится в околокритическом состоянии и при снижении забойного давления на 0.01-0.03 МПа ниже давления конденсации происходит обильное выпадение конденсата в призабойной зоне, которое приведет к ухудшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта и снижению извлечения конденсата.

4. Разработана методика выбора оптимального дебита и депрессии при эксплуатации скважиной трещинно-порового коллектора, обеспечивающего равномерное дренирование поровой и трещинной части пласта. Это обеспечивает экономное расходование пластовой энергии, предотвращает смыкание трещин, образование глубокой воронки депрессии, раннее обводнение скважинной продукции и снижает гидратообразование.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Савастьин, Михаил Юрьевич, Тюмень

1. Аплонов С.В. Палеогеодинамика Западно-Сибирской плиты // Советская геология. 1989. - № 7. - С. 27-36.

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

3. Баренблатт Г.И. Теория Нестационарной фильтрации нефти и газа / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. М.: Недра, 1972 - 230 с.

4. Баренблат Г.И. Об основных представлениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблат, Ю.П. Желтов, И.Н. Кочина. ПММ, т.24.1960, вып. 5, с 852-864.

5. Басниев К.С. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М., Недра, 1986, 303с.

6. Бородкин В.Н. Условия формирования и фации ачимовской толщи севера Западной Сибири / В.Н. Бородкин, A.M. Брехунцов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- М.:ВНИИОЭНГ, 1999. № 5. - С. 2-10.

7. Бочкарев B.C. Палеобатимерия Западно-Сибирского бассейна на конец времени накопления баженовской свиты / B.C. Бочкарев, Ю.Н. Федоров // Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: Сб. науч. тр.-Тюмень.: ЗапСибНИГНИ, 1985. С. 35-41.

8. Брадучан Ю.В. Стратиграфия мезокайнозойских отложений Среднеобской нефтегазоносной области / Ю.В. Брадучан, И.И. Нестеров, А.П. Соколовский // Тр. Ин-та / ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1968. - С. 11-57. - Вып. 7.

9. Брауде А.Н. Исследование газоконденсатных систем с аномально-высоким пластовым давлением (на примере месторождений Западного Узбекистана) / А.Н. Брауде, В.В. Кушниров, Х.А. Ташходшаев. УзССР.: ДАН, 1971.- №6.

10. Брехунцов A.M. Проблемы картирования индексации и прогноза высокоперспективных зон в ачимовской толще Восточно-Уренгойской зоны и некоторые аспекты технико-экономического обоснования, ее освоения /

11. A.M. Брехунцов, B.H. Бородкин, Н.П. Дещеня // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999.- №11.- С. 2-13.

12. Брехунцов A.M. Тип коллектора в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны / A.M. Брехунцов, Г.Г. Кучеров, М.Е Стасюк // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. М.: 1998. - № 7. -С. 2-6.

13. Бузинов С.Н. Гидродинамические методы исследования скважины и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. М., Недра, 1973, 273с.

14. Бузинов С.Н. Исследование пластов и скважин при упругом режимегфильтрации / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. М.: Недра, 1986, с 275.

15. Буевич Ю.А. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато-пористом материале. ИФЖ, 1984, т.46, № 4, с 593-600.

16. Буевич Ю.А. Фильтрация жидкости в упругом трещиновато-пористом материале / Ю.А. Буевич, B.C. Нустров / Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, вып.• 193, 1985, с 117-122.

17. Бурдэ Д. Анализ гидродинамических исследований скважин, законченных на трещиноватые пласты с помощью эталонных кривых / Д. Бурдэ,

18. A. Алагоа, Ж.А. Эуб, И.М. Пирар // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, № 6, 1985.

19. Васильев В.Г. Газовые и газоконденсатные месторождения /

20. B.Г. Васильев, В.И. Ермаков, И.П. Жабров, М.С. Лыков, Ю.П. Мирончев,• В.Е. Орел, В.И. Старосельский, В.П. Ступанов . М.: Недра, 1983. - 375 с.

21. Гиршгорн Л.Ш. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской толщи севера Западной Сибири / Л.Ш. Гиршгорн, B.C. Соседков / Геология нефти и газа. 1990. - №3. - С. 26-29.

22. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. Недра, 1986.

23. Гриценко А.И. Закономерности основных свойств пластовых газоконденсатных систем. Научно-технический обзор / А.И. Гриценко, Т.Д. Островская // Разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Сер. М.: ВНИИЭГазпром, 1978. - Вып. 3. - 72 с.

24. Гурари Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Тр. Ин-та СНИИГГиМС. Л., 1959. - Вып. 3.-174 с.

25. Гуревич А.Е. Давление пластовых флюидов / А.Е. Гуревич, М.С. Крайчик, М.В. Батыгина М.: Недра, 1987. - 224 с.

26. Гуревич Г. Р. Методы расчета коэффициента сжимаемости и плотности многокомпонентных углеводородных смесей природных газов. В кн.: Разработка нефтяных и газовых месторождений. 1967, «Итоги науки и техники». ВИНИТИ АН СССР. М, 1968, с. 140—194.

27. Гуревич Г. Р., Ширковский А. И. Аналитические методы исследования паро-жидкостного состояния природных углеводородных газов. Обзор зарубежной литературы. Сер. Добыча. ВНИИОЭНГ, 1975.

28. Дзюбенко А.И. Газоконденсатные системы и методы их изучения / А.И. Дзюбенко, М.М. Иванюта, А.П. Канюга, Б.А. Матус, Я.А. Пилип, М.И. Пронина, В.Я. Сапицын, М.Б. Степаненко, В.В. Юшкин М.: Недра, 1989. - 286 с.

29. Дзюбенко А.И. Физико-химические свойства и фазовые состояния углеводородов Талалаевского месторождения / Геология нефти и газа. 1973. -№3.- С. 64-68.

30. Дурицкий Н.Н. К вопросу о выборе оптимального режима при исследовании газоконденсатных скважин. Обзор / Н.Н. Дурицкий, С.М. Лютомский // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: М.: ВНИИЭГазпром, 1987. - Вып. 11. - С. 9-15.

31. Еханин А.Е. Морфологическое районирование ачимовской толщи с• целью поиска структурных и неструктурных ловушек / А.Е. Еханин, В.И. Шпильман//Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1978.-Вып. 132.-С. 97-101.

32. Зотов Г.А. Газогидродинамичские методы исследования газовых скважин / Г.А. Зотов, С.М. Тверковскин. М.: Недра, 1970. - 191 с.

33. Ирбэ Н.А. Характеристика коллекторов юрского нефтегазоносногокомплекса и выделение их методами ГИС / Н.А. Ирбэ, А.Г. Мухер в кн. Развитие методики геофизических исследований на нефть и газ в Западной• Сибири. М., Нефтегеофизика, 1986.

34. Ишаев У.Г. Прогноз распространения песчаных коллекторов в ачимовской пачке / У.Г. Ишаев, Н.К. Глубочева в кн. Проблемы геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Тюмень, СибНИИНП, 1991г.

35. Коротаев Ю.П. Фильтрация газов в трещиноватых коллекторах / Ю.П. Коротаев, Л.Г. Геров. М.: Недра, 1979. - 379 с.

36. Коротенко В.А., Стасюк М.Е. Определение гидродинамических параметров пласта в сложнопостроенных коллекторах / В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк // Физико-химическая гидродинамика. Свердловск: УРГУ, 1986, с 66-71.

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

38. Кушниров В.В. Ретроградные газожидкостные системы в недрах. -Ташкент.: Фан. Узбекская ССР, 1987. С. 158.

39. Литвин И.И. Пластовое давление скоплений УВ экранирующих толщ и достоверность геологических методов их прогноза // Геология нефти и газа. -1986.- №9.-С. 48-53.

40. Линецкий В.Ф. Аномальное пластовое давление как критерий времени формирования нефтяных залежей. М.: Недра, 1987. - 290 с.

41. Лысенков O.K. Анализ результатов наклонно-направленного бурения скважин на ачимовские отложения // Строительство разведочных скважин на ачимовские отложения Восточно-Уренгойской зоны: Сб. науч. тр. Екатеринбург.: Путиведь, 1999. С. 132-142.

42. Лютомский С.М. Экспериментальное изучение фазового равновесия газоконденсатных систем Уренгойского месторождения / С.М. Лютомский, Н.Н. Дурицкий // Вопросы освоения газоконденсатных месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИЭГазпром, 1980. - С. 30-40.

43. Медведский Р.И. Об изменении давления и расхода в скважинах пористо трещиноватого коллектора / Журнал прикладной механики и тех. физики. 1968.- №2.

44. Медведский Р.И. Об интерпретации кривых восстановления давления скважин, эксплуатирующих коллектора с двойной средой / Р.И. Медведский, К.С. Юсупов, П.А. Духовная // Нефть и газ Тюмени. Тюмень 1970, вып. 6, с 59-63.

45. Мирзаджанзаде А.Х. Явление наличия начального градиента давления при давлении флюидов в газоводонасыщенных пористых средах / А.Х. Мирзаджанзаде, Л.Б. Берман, Г.В. Рассохин : Сер. Нефть и газ. 1981. - № 3. -С. 31-35.

46. Нежданов А.А. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / Литологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. Новосибирск: Наука, 1990. - С. 60-79.

47. Нежданов А.А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири (на примере Самбургско-Уренгойской зоны). / А.А. Нежданов, В.А. Пономарев, Н.А. Туренков, С.А. Горбунов. М., изд. Академии горных наук, 2000.

48. Онищук Т.М. О возможности выделения сейсморазведкой литологических ловушек в неокомских отложениях севера Западной Сибири / Т.М. Онищук, А.Е. Иващенко, А.Л. Наумов, В.Г. Смирнов // Геология и геофизика. 1980. - № 12. - С. 117-122.

49. Онищук Т.М. О литологических залежах углеводородов на севере Западной Сибири / Т.М. Онищук, А.Л. Наумов, Н.П. Дядюк и др. // Геология нефти и газа. 1979. - № 8. - С. 15-20.

50. Онищук Т.М. Корреляция продуктивных пластов нижнего мела в Среднеобской НГО / Т.М. Онищук, А.Л. Наумов, Л.А. Векслер // Геология нефти и газа. 1976. - № 6. - С. 32-37.

51. Путиведь, 1999. С. 110-120.

52. Перри Д. Справочник инженера-химика, т. 1, JL, Химия, 1969.

53. Руководство по гидродинамическим и термометрическим методам исследования разведочных скважин / Т.В. Шелешко. Под.ред. А.П. Канюги, , Я.Г. Мельничук. Киев.: Наукова думка, 1972. - 342 с.

54. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов М.: Наука, 1995. - 523 с.

55. А.С. РФ 4013969 Способ определения оптимального режима работы скважины / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко. Выдано 28.10.86.

56. Степанов Д.Л., Месежников М.С. Общая стратиграфия (Принципы и методы стратиграфических исследований). Л.: Наука, 1979. - 423 с.

57. Степанова Т.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М: Недра, 1974.

58. Стратиграфический словарь мезозойских и кайнозойских отложений Западно-Сибирской низменности / Под ред. Н.Н. Ростовцева. М.: Недра, 1968. -215 с.

59. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа , Башиздат, 1974.

60. Телков А.П. Особенности разработки нефтегазовых месторождений / А.П. Телков, С.И. Грачев, Т.Л. Краснова, С.К. Сохошко. Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, -2000. - 328 с.

61. Телков А.П. Термогазодинамические задачи притока газа к несовершенным скважинам / А.П. Телков, В.А. Телков. М.: ВНИИЭгазпром, 1989, 39 с.

62. Трушкова Л .Я. Формации и условия нефтегазоносности в неокоме южной половины Западно-Сибирской плиты // Условия нефтегазоносности и особенности формирования месторождений нефти и газа на Западно-Сибирской плите. Л: Недра, 1980. - С. 34-38.

63. Условия формирования и закономерности распространения некоторых продуктивных горизонтов верхнеюрско-нижнемеловых отложений Широтного Приобья / З.П. Валюжевич, З.Е. Ерюхина, А.Г. Малых и др. // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976.-Вып. 11.-С. 12-49.

64. Ушатинский И.В. Условия формирования и перспективы нефтегазоносности нижнеюрских отложений Западной Сибири / И.В. Ушатинский, А.А. Нежданова, В.В. Очибенин // Труды ЗапСибНИГНИ, Тюмень, 1989г.

65. Фертль У.Х. Аномальные пластовые давления. М.: Недра, 1980. - 398с.

66. Фоменко В.Г. Научное обоснование и методическое сопровождение изучения ФЕС пород-коллекторов для обеспечения методами ГИС подсчетных параметров / В.Г. Фоменко, А.Н. Бабушкина и др. // Отчет за 1995г., фонды ВНИГИК.

67. Худяков О.Ф. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность / О.Ф. Худяков, Я.Д. Саввина, В.В. Юшкин. М.: Наука, 1975. - 102 с.

68. Чарный И.А. Основы подземной гидравлики. М.: Гостоптехиздат, 1958.- 157 с.

69. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев.: Государств, изд-во техн. лит. УССР, 1961. - 285 с.

70. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1969.238с.

71. Шалагин В.П. Особенности распределения АВПД в юрских отложениях севера Западной Сибири/ Нефтегазоносность отложений Западной Сибири по геофизическим данным: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ.: Тюмень, 1986. - С. 57-63.

72. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.В. Лапук. -М.: Гостоптехиздат, 1949. 523 с.

73. Adams F. R. Gas well testing in a fractured carbonate reservoir / F.R. Adams, Jr. Ramay. J. Pet. Tehnol. 1968, 20. P. 1187-1194

74. Aquilera R. Discussion of new pressure transient analysis methods for naturally fractured reservoirs. J. Pet. Tehnol. 1984. P. 849-851.

75. Bourdet D.J. Interpreting well tests in fractured reservoirs / D.J. Bourdet, A.N. Ayoub, T.M. Writtle, Y.M. Pirard, V. Kniazeff. World oil. 1983. Oct.1977-1987.

76. De Swaan A.O. Analysis Solution for determining naturaly fractured reservoirs properties by well testing. Soc. Petro L. Eng. June, 1976.

77. Coats K.H. Application of a Regression-Based EOS PVT Program to Laboratory Data / K.H. Coats, G.T. Smart. SPE Res.Eng.Page 277-299 May 1986

78. Coats K.H. "Simulation of Gas Condensate Reservoir Performance", SPE paper no. 10512, presented at the Sixth SPE Symposium on Reservoir Simulation, New Orleans January 31st February 3rd, (1982).

79. Karemi H. The interpretation of interference tests in naturally fractured reservoirs with uniform fracture distribution / H. Karemi, M.S. Seth, G.W. Thomas. -Soc. Pet. Eng. 1969. P. 463-472.

80. Lee A.L. The Viscosity of Natural Gases / A.L. Lee, M.H. Gonzalez and B.E. Eakin. J. Pet. Tech. Page 997-1000 August 1966.

81. Martin J. J. "Cubic equation of state Which ?" IEC Fundamentals, Vol. 18, Page p. 81 May,(1979)

82. Pollard P., 1959, Evaluation of acid treatment from pressure buildup analysis. Trans.AIME, vol. 217, p. 38-43.

83. Ramey H.J. Jr. Non Darcy Flow and wellbore storoge affects in pressure buildup and drawdown of gas wells. J. Pet. Tehnol, 17, 1965. P. 223-233.

84. Reading H.G. Sedimentary Environments and Facies. 1978. Oxford, Blackwell Scientific Publication. - P. 557

85. Rex D.T. Effect of overburden pressure and wafer saturation on gas permeabieity of tight sandstone core / D.T. Rex, C.W. Don. J. Pet. Tehnol. Febr, 1972. -P. 89-112.

86. Serra K. New pressure transient analysis vethods for naturally fractured reservoirs / K. Serra, A.C. Reynolds, R. Raghavon. Journal of petroleum technology, October 1983., vol. 35, NO 10, pp. 1902-1913.

87. Van Everdingen A.F., The skin effect and its influnce on the productivity capacity of a well. Trans AIME, V 198,1953. - P. 63-81.

88. Warren J.E. and Root P.J., 1963, The behavior of naturally fractured reservoirs. Soc.Petrol, Eng.J., p. 245-255.