Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующих слоистый коллектор

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующих слоистый коллектор"

ии^иьЬ085

На правах рукописи

КОРОТЕНКО ВАЛЕНТИН АЛЕКСЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ДОБЫВНЫХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН, ЭКСПЛУАТИРУЮЩИХ СЛОИСТЫЙ КОЛЛЕКТОР

Специальность 25.00.17- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003056085

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Защита состоится 28 апреля 2007 г. в 900 на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38

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

Автореферат разослан 28 марта 2007 г. Ученый секретарь диссертационного совета,

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор Медведский Родион Иванович

Официальные оппоненты:

- доктор физико-математических наук, профессор

Федоров Константин Михайлович

- кандидат технических наук Кряквин Александр Борисович

Ведущая организация:

- Открытое акционерное общество «Сибирский научно- исследовательский институт нефтяной промышленности» (ОАО «СибНИИНП»)

доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинников

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы. В настоящее время на территории Западной Сибири

разрабатывается большое количество месторождений, продуктивные пласты,

которых неоднородны как по разрезу, так и по простиранию.

Высокопроницаемые пропластки чередуются с низко проницаемыми

составляющими большую часть эффективных нефтенасыщенных толщи.-.,

переслаиваются слабопроницаемыми породами: аргиллитами, битуминозными,

глинистыми породами, карбонатами. К таким сложно построенным разрезам

относятся отложения ачимовской толщи, баженовской и тюменской свит,

фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) которых изменяются по разрезу

скважины. Запасы в таких залежах относятся к трудноизвлекаемым.

Физическое и математическое моделирование процессов фильтрации в сложно

построенных коллекторах связано с определением их ФЕС. Для выбора

оптимального режима работы нефтяных скважин актуальным является

разработка методов интерпретации лабораторных и гидродинамических

исследований, учитывающих особенности строения пластов.

Цель работы

Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, вскрывших сложно построенный коллектор, путем разработки и внедрения методики выбора оптимальных дебитов и депрессий.

Основные задачи исследования

1. Установление влияния условий отбора керна на сохранение его естественных, первоначальных фильтрационно-емкостных свойств.

2. Определение коэффициентов пористости, сжимаемости пласта и пустотного пространства по результатам экспериментов на физических моделях и гидродинамических исследований сложно построенных коллекторов.

3. Построение нелинейных четырех параметрических зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками сложно построенных коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных параметров низко проницаемых разностей по результатам гидродинамических испытаний скважин.

4.0боснование выбора оптимального режима эксплуатации нефтяной скважины, вскрывшей трещинно-пористый слоистый сложно построенный коллектор, для повышения добывных возможностей скважин.

Научная новизна

1. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости пород баженовской свиты на порядок превышает величины коэффициентов объемной сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига для пород баженовской свиты. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ выделены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упруго-пластическое тело, упруго-пластическое тело с дилатансией. Установлено влияние техногенных факторов на физические свойства отобранного керна.

2. Впервые построены нелинейные регрессионные зависимости между коэффициентами открытой пористости, остаточной водонасыщенности, проницаемости и объемной плотности для неокомских, ачимовских и юрских отложений пластов Когалымского, Тевлинско-Русскинского, Каменного и Уренгойского месторорождений..

3. Разработан метод определения фильтрационно-емкостных параметров слоистого сложнопостроенного коллектора по результатам обработки КВД.

4. Установлено что, условием оптимального режима эксплуатации скважины является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низко проницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Рациональный режим работы скважины в сложно построенном коллекторе зависит от фильтрационно-емкостных свойств низко проницаемой части пласта и не зависит граничных условий на контуре питания.

5' ' ' ■■ 1

Практическая ценность исследования

. )>■ 7 <

1) Для снижении затрат при поведении работ по гидроразрыву и составления проектных документов опытно-промышленной эксплуатации пласта Юо- Салымского месторождения используются полученные модули деформирования, пределы текучести и коэффициенты сжимаемости.

2) Регрессионные нелинейные зависимости между фильтрационно-емкостными параметрами позволяют сократить количество лабораторных исследований образцов керна неокомских, ачимовских и юрских отложений.

3) Определение фильтрационно-емкостных параметров высоко- и низко проницаемых частей сложно построенного коллектора используются для оценки добывных возможностей нефтяных скважин.

4) Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующий коллектор с двойной средой, обеспечивается выбором оптимального режима работы, при котором дебит будет медленно изменяться с течением времени и соответствовать количеству нефти, поступающей из низко проницаемой части пласта, обеспечивая тем самым наибольший отбор. Опробовано на скважинах Салымского месторождения.

Апробация работы

Исследования, приведенные в диссертационной работе, выполнялись по темам, утвержденным Ученым Советом ЗапСибНИГНИ в 1982-1993 г. Результаты исследований были доложены и приняты в качестве рекомендаций к внедрению на НТС производственными объединениями "Хантымансийскнефтегазгеология", "Когалымнефтегаз", "Уренгойгазпром" в 1987-1993 годах. Основные положения и результаты исследований докладывались на VI Всесоюзном совещании "Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов" (Львов, 1987), на VI годичной конференции "Геология и минерально-сырьевые ресурсы Западно-Сибирской • плиты и ее складчатого обрамления" (Тюмень, 1987), на конференции ' Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной

Сибири" (Тюмень ,1987), на "10 Всесоюзном семинаре по исследил, .. горного давления" (Кемерово, 1986), на Международной научно-технической конференции (Тюмень, 2005), на заседании кафедры «Разработка ■ эксплуатация нефтяных месторождений»(2006).

Публикации

По результататам исследований, вошедших в диссертационную работ,. опубликовано 11 статей, сделано 2 докладов на научных конференциях семинарах, получено одно авторское свидетельство.

Структура и объем работы

Работа состоит из: введения, четырех разделов и заключения, содержи 110 страниц машинописного текста, 13 рисунков, 14 таблиг библиографический список использованной литературы содержит 101 наименование.

Автор выражает признателен научному руководителю профессору, д.т.н. Медведскому Р.И. и безвременно ушедшему к.г-м.н. Стасюку М.Е. за консультации, обсуждения и рекомендации, в течение 14 лет совместной работы в ЗапСибНИГНИ, в результате которых сформировались и были решены ряд основные задачи, представленные в диссертационной работе.

Автор благодарит заведующего кафедрой РЭНМ д.т.н., профессора Грачева С.И и сотрудников кафедры за ценные советы, поддержку и помощ: оказанные при подготовке данной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы и цели исследовани; обосновывается научная новизна и практическая ценность работы.

В первом разделе рассмотрены основные типы и особенное-; . геологического строения сложнопостроенных коллекторов ачимовской толщ: баженовской и тюменской свит. Приводятся физико-литологически характеристики коллекторов ачимовской толщи Ачимовского, Равенского Южно-Тарасовского, Суторминского, Кальчинского месторождений, свойства коллекторов тюменской свиты Красноленинского свода, Равенской площади,

Южно-Приобского месторождения. Представлены краткие сведения о5 изученности баженовской свиты месторождения Большой Салым, разделяем*";; по терминологии Нестерова И.М. на рыхлые (высокопроницаемые) и плот •>„?. (низко проницаемые) бажениты. Расчленение вышеупомянутых коллекторог по разрезу легко обнаруживается как по лабораторным анализам керна, так и п.; данным геофизических исследований скважин. Изучены процессы фильтрац флюидов, методы разработки и особенности эксплуатации скважин, вскрыва::, : трещиновато-пористые, слоистые, сложно построенные коллектора, которь 1 рассматриваются в работах отечественных и иностранных авторов: Баренблатг,1 Г.И., Батурина Ю.Е., Буевича Ю.А., Бузинова С.П., Горбунова А.Т., Грачев. С.И., Ентова В.М., Желтова, Ю.П., Крылова А.П., Лысенко В.Д., Медведского П.И., Нестерова И.И., Николаевского В.Н., Рыжика В.М., Смехова Е.М., Телкова А.П., Умрихина И.Д., Щелкачева В.Н., Голф-Рахта Т.Д., Бурде Д , Каземи X., Полларда П., Уоррена Ж., Рута П. и других.

Выполнен анализ физических моделей и методов определение фильтрационно-емкостных параметров трещиновато-пористых сред, как наиболее подходящих для описания сложно построенных залежей, разработанных отечественными и иностранными авторами, в том числе, наиболее известных: модель Баренблатта Г.И.-Желтова Ю.П., метод сечеш.г Медведского Р.И., модель Буевича Ю.А., модели Уоррена-Рута, Бур Полларда, методы Телкова А.П.-Грачева С.И., Бузинова С.П.-УмрихиНа И./", двухслойные и многослойные модели пласта. Для подбора оптимально.-, режима работы эксплутационной скважины, вскрывшей сложно построенный коллектор, автором выбрана двухслойная модель, в которой пласт-коллектс р представляется в виде двух пропластков: высокопроницаемого (ВП) и низко проницаемого (НП). По ВП происходит приток жидкости в скважину, в го время как НП подпитывает ВП.

Во втором разделе рассматривается влияние изменения напряженно-реформируемого состояния (НДС) призабойной зоны пласта (ПЗП) иа фильтрационно-емкостные свойства сложно построенных коллекторов. Как

известно, породы, составляющие пласт-коллектор, в начале разработки месторождения ведут себя как упругие тела. С падением пластового и забойного давлений происходит рост эффективных напряжений. В зависимог н от литологического состава породы в пласте могут возникнуть остаточные деформации, произойти переупаковка зерен пород за счет деформаций сдвига, дилатансия. Превышение эффективных напряжений предела прочности приводит к образованию новых или развитию старых микротрещин. Изменение напряженно-деформируемого состояния пласта-коллектора ведет к изменению коэффициентов пористости, проницаемости, которые зависит от физико-механических характеристик пласта: модулей объемного (К) и линейного деформирования (Е), модуля сдвига (в), коэффициентов объемной сжимаемости пласта (р0) и сжимаемости пустотного пространства (р).

В этой связи для количественной оценки модулей деформирована, коэффициентов сжимаемости, определения зависимостей между параметрами пласта, важное значение приобретают лабораторные исследования керна в условиях моделирующих пластовые. Как известно, технологии отбора керна из скважины должны обеспечить получение экспериментальных результатов близких к фактическим значениям изучаемых характеристик. Управляемыми параметрами являются плотность бурового раствора нагрузка на долото (Ро), внутренний диаметр керноотборного устройства (с!). Продуктивный пл, моделировался бесконечной круглой упругой пластинкой, опирающейся на упругое винклеровское основание. Воспользуемся известным решением С.П. Тимошенко. Для относительных прогибов М при малом безразмерном х (вблизи оси скважины) имеем

* = 'Г = - ?+1 <Р> -Р<:>[2х+<Р5+- 2х(Р>+ р-'>+2x2 )(Р?+Р: - 2х)1 С1)

■о •о 8

где «г- относительный прогиб пластины; Р0 - = аР-удельная нагрузка на бурильную головку; а - коэффициент, учитывающий забойные условия (0,33<а < 1,59); Р=10 МПа - твердость породы по штампу, г - расстояние от

г 1 _ ^ ЕЬ3

оси скважины до произвольной точки пласта, х= , I —4 , I , 0 =

Г . к 12(1 - V)

Е=1,75 *103 МПа - модуль Юнга; у=0,33 - коэффициент Пуассона;

к=2200 -коэффициент постели; параметр О равен м

О = ( ч - ч , X I - , ,а. ),

2 2 Ьег а

где я и равномерно-распределенные нагрузки, соответствующие весу вышележащих пород и плотности бурового раствора; Ьег - функция Кельвина;

а= ®, а= 9,7 см - радиус скважины; р, = ,р2 = - безразмерные параметры,

Ь( диаметр керна, Ь2- внешний радиус керноотборного устройства. Результаты расчетов показывают, что величины относительных прогибов уменьшаются с увеличением плотности бурового раствора. Прогиб на оси керна больше чем на периферии, причем от диаметра керна практически не зависят. Отбор керна на облегченных буровых растворах при снижении гидростатического давления приводит к увеличению прогиба, следовательно, к увеличению изгибающего момента, под воздействием которого возможно образование микротрещин, переуплотнение зерен породы, разрушение керна. Поэтому последующие лабораторные исследования керна дадут искаженное представление о коэффициентах объемной сжимаемости и пустотного пространства и модулях деформирования.

По разработанному совместно с Р.И. Медведским и М.Е Стасюком техническому заданию и по предложенной методике на установке, созданной на кафедре физики Горного института (г. Екатеринбург) были проведены испытания образцов керна баженовской свиты. Измерялись продольные,

перпендикулярные напластованию (бц) и поперечные, вдоль напластования,

(ех) деформации при ступенчатом нагружении образца всесторонним давлением до 50МПа с выдержкой на каждой ступени до 5 минут при температуре 25-50° С. Затем нагрузки сбрасывались и проводился замер

остаточных деформаций. Обработка результатов испытаний образцов скв.12 Салымского месторождения показала, что продольные деформации плотных баженитов в 4-5 раз больше, поперечных, что свидетельствует о резко выраженной анизотропии пород, слагающих баженовскую свиту. По продольным и поперечным деформациям рассчитывалась объемная деформация, с учетом начальной открытой пористости, определялась пористость как функция давления. На рисунке 1 приведены результаты изменения коэффициента открытой пористости пяти образцов керна скв.124..

гп1 -»—пл4 —тЗ т2-*-т5|

Рисунок 1 Зависимость открытой пористости от всестороннего давления, ш1, ш2, шЗ, ш4, т5 - номера образцов.

Коэффициент сжимаемости открытых пор (пустотного пространства) и коэффициент объемной сжимаемости в зависимости от давления определяются соотношениями

Р ,=-

Р -Р

(2),

Ро =

Др„+, - Др,.

(3),

где 8 - объемная деформация.

Полагая рс = 0,277* Ю^МПа'1, Й„=18*10"4 МПа1 , из (2),(3) получим зависимость изменения коэффициентов сжимаемости от давления, рисунки 2 и 3. Границы изменения В от 1,12*10"2 до 1,72*10"2 МПа'1. Полученные значения характеризуют емкостные параметры баженитов с

низкопроницаемыми коллекторскими свойствами. С ростом давления значения коэффициента объемной сжимаемости убывают от 1,38*10"3 МПа'1 до 0,35* Ю'3 МПа'1, что на порядок превышает коэффициенты объемной сжимаемости песчаников и алевролитов по данным Ф.И. Котяхова .

« 003 S

■в-

•е- 001

3 ое г !

| Об ■8

Рисунок 2 Зависимость коэффициентов сжимаемости пустотного пространства от давления 1,2, 3,4, 5 - номера образцов

10 20 30 40

Р. МПа

Рисунок 3. Зависимость коэффициентов объемной сжимаемости пород от давления при всестороннем сжатии образцов 1,2, 3,4-номера образцов

Для определения модулей деформирования и типа деформаций в зависимости от литологического состава образцов проведены испытания 18 образцов скв.304,315 Салымского месторождения. Моделировались пластовые условия: Т=125 °С, давление изменялось от 0,1 до 80 МПа, 16 образцов нагружались дважды, после первой разгрузки фиксировались остаточные деформации, два образца разрушились после первого нагружения. Изучение напряженно-деформируемого состояния в условиях разгрузки, бокового давления при постоянном осевом давлении и ступенчатое нагружение при постоянном соотношении между боковой и осевой нагрузками Рб =0,25PZ проводилось на образцах керна скв.315, что соответствует простому нагружению (по A.A. Ильюшину) и может быть описано уравнениями Генки-Ильюшина, учитывающими упрочнение материала при упруго-пластических деформациях. Модули деформирования, соответствующие модулю сдвига G, модулю объемной деформации К и модулю линейного деформирования Е, зависящие от напряженно-деформируемого состояния тела, определяются соотношениями:

1°, Зе.

К=

. 9Кв

зк-ю

(4),

где о , и Е1 - интенсивности напряжений и деформаций, оср и еср=0/3 - средние напряжение и деформация. По измерянной деформации при известных нагрузках, по известным формулам определяются ст ,, е„ оср и еср. и строятся

зависимости стср-еср , о деформирования в, К, Е.

- е,

(рисунки 4,5). Из (4) определялись модули

I а 8 10 12 14 16 18 20 22 24 2в

Интенсивность деформации"!0-3

Рисунок 4. Зависимость между

интенсивностями напряжений и

деформаций 4-х образцов

•1-315/36-253 -2-315/29-205

-6 -4 -2 0 2 4 Средние деформации 10-3

Рисунок 5. Зависимости между средними напряжениями и средними деформациями

—3-315/27-192

-»—1.315/36-253 ■ — —3-315/27-192 ■

-2-315/29-205 -4-304/61-395

По результатам испытаний выделено три модели: упруго-пластическое тело с дилатансией, соответствующее глинистым или глинисто-известковым силицитам (ОВ<15%), среднее значение предела текучести 35,7 МПа; упруго-пластическое тело, соответствующее известково-глинистым битуминозным силицитам (ОВ>15%) среднее значение предела текучести 16 МПа; упругое тело с уплотнением, соответствующее мергелю глинистому, битуминозному

Для определения зависимостей между фильтрационно-емкостными параметрами сложнопостроенных коллекторов по данным исследования керна посредством программы МЮиА были построены нелинейные зависимости. Пусть 8р-объемная плотность породы (г/см3); 1пРг - логарифм абсолютной лроницаемости( мД); КЬо - коэффициент остаточной водонасыщенности (%),

Ко -коэффициент открытой пористости (%). Полагая три параметра известит ши, четвертый определяется. Такие соотношения были построены отдельно для неокомских, ачимовских и юрских отложений.

Для проверки полученных соотношений были взяты 60 точек (замеров) образцов керна ачимовской свиты, не вошедших в первоначальную выборку. Коэффициент регрессии равен 0,91-,89.

В третьем разделе рассматриваются задачи определения ФЕС сложно построенных коллекторов по данным гидродинамических исследований скважин. р по результатам гидродинамических исследований скважин на неустановившихся режимах фильтрации. Для определения коэффициента сжимаемости пустотного пространства (открытых пор) р использовалась формула Медведского Р.И.,

где а = а(Др) - параметр, характеризующий зависимость коэффициента прониг.ремости от депрессии; Р„-коэффициент сжимаемости нефти (2*10'3 Мпа" ') При постоянных значениях толщины пласта и динамической вязкости , определялся коэффициент гидропроводности как

In1'

е = е0е"ф(4р) = Э ,Ф(Ар) = а(Ар)*Ар,а(Др)«,Р(ЛР')-'(АР')=А \ (7 1 Др2 - Др, Др2 - Др,

гче so- начальное значение коэффициента гидропроводности, Др - депрессия, где , a -const, i- тангенс угла наклона касательной, проведенной к КВД или КПД, построенных в координатах In t - Др. Используя метод обработки КВД без учета притока, предложенный А.Т. Горбуновым и В.Н. Николаевским, получим

Sp = f, (InPr, Ко, Kbo), ln(Pr) = f2 (Ко, Kbp, Sp), Ko=f3(Kbc^Sp,lnPr),Kbo= f4(Sp,lnPr,Ko)

(5)

(6)

a(p) =

In

, 1 v— — Др2 - Др, Apt Apt

(8)

Для определения параметра а(Др) с учетом притока жидкости в ствол скважины используется зависимость, полученная В.Е. Пешковым, В.Н. Нестеровым и другими, посредством параметра at -определяемого иг графического построения КПД в координатах lnt-I(t)/V(t) и lni -I(i)/V(t), где V(t) приток жидкости в скважину после остановки. Из (7) получим

lni = lni0+a, I(t) а(ДР)=а! I(t) (9)

0 1 V(t) У> Др V(t) v ;

После дифференцирования по Int из (9), находим две формулы дпл

определения а(Др) (10) и приближенную (11)

а(Ар)=Д

Др t

1+ t d(Ap)

(10), а(Др) = (11)

Др с!1 Др Ч

Для определения коэффициентов сжимаемости по полученным формулам

воспользуемся проведенными промысловыми исследованиями скважин

Салымского месторождения, вскрывших баженовскую свиту. Скважины 42,25

обрабатывались с учетом притока, скв.125 - без учета притока. Результаты

обработки приведены в таблице 1. Значения, полученные обработкой

графоаналитическим методом (7), отличаются от значений, полученны:

аналитически (10),(11) в среднем на 16,%.

Таблица 1

Определение коэффициента сжимаемости пустотного пространства р

№ скв. Р *10"2 МПа"1 по(6) р * 102 МПа'1 по(6)

(9) (10) (П) (7) (8) (И)

42 1,18-1,82 1,55-1,65 1,40-1,53

25 1,45 1,72

125 7,9-22,1 3,0-21,0 3,1-4,5

Значения параметра р, полученные обработкой гидродинамически ч исследований по (10),(11), хорошо согласуются с результатами, полученными по лабораторным исследованиям керна. Тем самым разработан метоц определения коэффициента сжимаемости пустотного пространства обработкой результатов гидродинамических испытаний скважин.

В соответствие с изложенным в первом разделе,, рассмотрено определение фильтрационо-емкостных параметров коллектора, моделируемого в виде двух пропластков: высокопроницаемого и низкопроницаемого. Предполагается, что приток флюида в скважину поступает только из ВП. НП подпитывает ВП по всей площади контакта. Индекс i соответствует параметрам ВП, 2 - параметрам НП. Дифференциальные уравнения (С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин), начальные и граничные условия примут вид:

8t г 5r di б, й di

(f(0,r)=p2(O,z)=po (14) p,(t,co)=p0; U = ,Q (15)

or 2ite¡

v-^^U (16),

3z (i dz

где pi, p2 - давления в ВП и НП; v- скорость перетока из НП в ВП; %¡ ,£ь коэффициенты пьезо-и гндропроводности ВП и НП соответственно; h2-толщина НП; Q- дебит скважины; р - динамическая вязкость жидкости; р0-гэчальное пластовое давление. Введем дополнительное условие, связывающее давление в ВП и НП на границе контакта пропластков. p2(t,h2)=p i(r,t)+F(t,r)*ро • Функция F(t,r) отражает процессы перетока между пропластками и должна удовлетворять начальному и граничным условиям. Интегрируя (13) с учетом условий (16) и применяя теорему о среднем, получим приближенное значение скорости перетока v. Подставляя v в которое после подстановки в (12) и после интегрирования последнего при г=гс , получим выражения для определения давления на забое. Применяя принцип суперпозиций, найдем давление после остановки скважины на КВД при условии, что время работы скважины больше времени восстановления.

Q Е

с

P,(rc,t) = pc + Q ln2'2fl+ Е Ро Je V fue"F'(u)dudv (17)

4ле. г; 1 + е ' v ••

С = - Pe - давление на забое в момент остановки;

Промысловыми исследованиями установлено, что КВД скважин„. вскрывшей сложнопостроенный коллектор, в координатах Int -Ар, являете, кривой, состоящей из трех участков. Первый пологий, соответствует притоку жидкости только из ВП, второй участок отражает переток флюида из НП в ВП на третьем участке, пологом, процесс взаимодействия между пропластка:' -стабилизируется. Кривая имеет точку перегиба на втором участке следовательно, вторая производная от (17) по Int равна нулю. После преобразований получим:

MV0'1^-;^6; = ;e = ^;ß2h2=^ ; (18)

t, 2 h2 Ml + e) 1 + E № 2 2

где xi=lnti; xi - точка перегиба КВД на втором участке; i| -тангенс угла наклона

касательной на третьем участке КВД ; i2 -тангенс угла наклона касательной,

проведенной в точке перегиба; Дро=рю-рс, рю-отрезок, отсекаемый касательной

третьего участка, на оси ординат. Параметры (18) характеризуют ФЕС

низкопроницаемой части коллектора, р2-коэффициент объемной упругости

НП. Параметры высокопроницаемого пропластка определяются обычным

способом по третьему участку КВД.

е. = q- ;Х= = г< е'° (19)

1 4jti, 1 + Е 2,25

Для примера рассмотрим КВД скв.Р-58 Верхне-Колик-Еганского месторождения, вскрывшей ачимовскую толщу в интервале 2380-2390 и 2346-2374м, имевшей дебит перед остановкой Q=14,4M3/cyr, р0=23,ЗМПа; рс=12,7МПа, гс=0,1м; ¡,=1,66МПа , ¡2=3,57МПа, Др0=8,4МПа (рисунок 6). В результате расчета по формулам (18),(19) получим е, =7,9* 10"

бм3/МПа*с=0,79(мкм2 см)/(мПА*с), Xi=5.39 м2/с >.,=!,2*Ю-5 1/с; Х2=1,18*Ю"10 МПа*с, р2Ь2=1,01*10'3м/МПа.

При известном значении h2 можно определить коэффициенты пьезо- и гидропроводности и коэффициент объемной упругости НП.

12 11 10 -98 '

♦

4 -

♦

2 -1 ' 0 ч 0

♦

2

4

6

8

10

12

Рисунок 6. КВД скважина Р-58 Верхне-Колик-Еганского месгоровдения, ачимовсхая толща

В четвертом разделе формулируются условия, обеспечивающие оптимальный режим работы нефтяной скважины, при котором предотвращается разрушение ПЗП и обеспечивается эффективное совместное дренирование высоко- и низко проницаемых разностей для обеспечения продолжительной работы скважины при давлении на забое выше давления насыщения. В соответствии с принятой моделью флюид, отбираемый из скважины, притекает по высокопроницаемой части коллектора, из низко проницаемых пропластков флюид перетекает в высокопроницаемую по всей площади контакта НП и ВП. Критерием оптимального, рационального режима работы скважины будет соответствие отбираемого флюида из ВП к флюиду перетекаемому из НП в ВП. Рассматривается установившая^

плоскорадиальная фильтрация по ВП. Низко проницаемый пропласток подпитывает ВП по всей площади контакта. В этом случае в уравнении (12) левая часть равна нулю, выполняются граничные условия (16). Введем вместо давления депрессию Др=р0-р| и условие на контуре питания И. Др=0.Функцию перетока определим из условия размерности и условия, что при г—>0 v—>0 Одним из возможных значений функции V будет

Здесь а параметр, зависящий от ФЕС сложнопостроенного коллектора. Решая (12) методом интегральных соотношений Г.И. Баренблатта, получим величину депрессии на забое скважины

Др Q lnR-a(l+rMnb, Q In-- - (21)

' 2ле, гс £, R R 2пе гс е, v '

Откуда <х = е,( ^ 1пК-Др) (22)

2те, гс

Оптимальный дебит определяется из условия

к

Q0 =2jt|rv(r)dr » 2ла (23)

ге

Для определения выбора оптимального режима работы скважины необходимо провести исследования на установившихся режимах фильтрацги, начиная отработку с малых штуцеров и, соответственно, с минимальных дебитов и депрессий. С увеличением диаметра штуцера возрастают дебиты и депрессии. Индикаторная кривая, как правило, становится выпуклой к оси дебитов. Для расчета воспользуемся методом итерации. По известным дебитам Q и депрессии Ар, е( из (21)(22)(23) определяются а и Q0. С целью проектирования опытно-промышленной разработки пласта Юо проведены расчеты для скв. 107 Салымского месторождения, вскрывшей баженовск, -о свиту, известно R=200m, гс=0,1м, Е]=12,5(мкм2 см)/(мПас). Данные исследований на установившихся режимах фильтрации приведены в таблице 2. Значения рациональных параметров Qo=41,8м3/сут Др=4,06 МПа.

Таблица 2

Замеренные дебиты и депрессии скв. 107 Салымского месторождения

№ Q, м"7сут Др, МПа к, м3/сутМПа а м"7сут Qio, м"7сут

1 27 2,4 11,25 6,75 42,39

2 50 5,0 10,0 6,51 40,88

3 67 9,2 7,28 -18,28 —

i9

Далее рассматривается выбор рационального режима работы скважины при неустановившейся фильтрации. Для определения скорости перетока v воспользуемся дифференциальным уравнением (13), начальным условием(14) и следующими граничными условиями

P2(t,l(t)) = Po,^ I=i(„=0Hp2(t,h2) = p0,5ôPz2 I=hj = 0 (24)

где l(t) длина зоны возмущения. 0<z<l(t)<h2.

Решение ищем методом интегральных соотношений. Время достижения t* границы НП l(t*)=h2 определяется

h2 t

что практически совпадает с первым соотношением (18). Таким образом, время достижения границы НП, соответствует времени t] -точке перегиба на втором участке КВД, которое было получено при помощи функции F(t,r). Следовательно, выбор функции действительно отражает процессы перетока из НП в ВП. Решая предыдущую задачу методом интегральных соотношений при l(t*)=h2, получим выражение для скорости перетока v(t). Применяя теорему о среднем к интегральному слагаемому, получим два приближенных выражения для функции перетока, ограничивающие ее значения сверху и снизу Искомое значение функции перетока находится в интервале

2X2[p0-pI(t,r)>-3x'(,-,',<v(t)^3X2[p0-p1(t,r)]e-3i'(w') (25)

Для определения давления Pi(t,r) в высокопроницаемом пропластке воспользуемся уравнением (12), начальным условием (14), граничными условиями (15) и условиями на контуре питания для двух случаев:

a) pi(t,R)=po> б)^' :r>R =0 для замкнутой залежи. Применяя метод

интегральных соотношений, получим распределение давления в ВП для p(t)<R и для p(t) = R. Оптимальный дебит определим соотношением

R

, Q0=2nJrv(r)dr = oAp0 (26)

Если взять наименьшее значение скорости перетока из соотношения (25), 1 при I то получим для

Я , 'б)а = , Я Л"' 0,67е, ' <27>

(1 + ^)1Пгс-!'5 гс _ А.2Я

Если взять наибольшее значение из (25), то для

а) б)а (2В)

, 2Е, 2..Я, »Я . ,

(---+ -)(п----1 1п + -,-' -1.167

3А гс гс {Л2

Для скв 107 Салымского месторождения (таб.2) индикаторная кривая

выпукла к оси дебитов, поэтому ее можно интерпретировать зависимостью

Др = а<3 + ЬО2, где а и Ь определяются методом наименьших квадратов

др = 0о . ,

а аЬ

Для Я=200м, гс=0,1м, А.2=10'14(м/Па с), Ь2=10м. Возьмем наибольшее значение

скорости перетока из условия (27). Применяя метод итераций, получим

оптимальные параметры С?о=49,Зм3/сут, Др0 = 5,2МПа. Полученные результаты

превышают значения соответствующих параметров, полученных при

исследовании на стационарных режимах фильтрации. <Зо и Дро зависят от

характеристик низкопроницаемой составляющей пласта. Следовательно, для

выбора оптимального режима работы скважины необходимо знать ФЕС

низкопроницаемого пропластка. Для незамкнутой залежи с поддержанием

давления на контуре питания, повторяя предыдущие вычисления, получим

С>о=47,6 м3/сут, Др0=5,1МПа. Полученные значения близки к параметрам для

замкнутой залежи, следовательно, выбор рационального режима работы

нефтяной скважины не зависит от граничных условий на контуре питания, а

определяется фильтрационно-емкостными свойствами низко проницаемой

части коллектора.

Приведенные выше результаты легли в основу авторского свидетельств № 1343007 « Способ определения оптимального режима дебита нефтяной скважины».

Основные выводы и рекомендации

1. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости образцоп баженовской свиты на порядок превышает величины коэффициентов объемно"! сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига для условий, моделирующих пластовые. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ Еь.делены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упруго-пластическое тело (ОВ>15%), упруго-пластическое тело с дилатансией (ОВ<15%), для которых определены пределы текучести, что позволяет использовать полученные данные при подготовке гидроразрыва пласта.

2. Получены зависимости для определения коэффициентов сжимаемости пустотного пространства по результатам гидродинамических исследований скважин с учетом притока жидкости к стволу скважины и без учета притока жидкости после остановки, которые могут быть использованы для анализ.', изменения емкостных свойств ПЗП.

3. Для определения фильтрационно-емкостных параметров сложно построенного, слоистого коллектора обработкой данных КВД получены соотношения, характеризующие ФЕС низко- и высокопроницаемы?: пропластков, необходимые для выбора оптимального режима работы скважины.

4.0боснован способ выбора оптимального режима работы нефтяной эксплутационной скважины. Установлено, что условием рационального режима эксплуатации является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низко проницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Выявлено, что рациональный режим работы скважины в сложно построенном коллекторе не зависит от граничных условий на контуре и определяется фильтрационно-емкостными свойствами высоко- и

низко проницаемых частей пласта. Полученные результаты рекомендуются для выбора режима работы эксплутационных скважин при опытно-промышленной эксплуатации, для подготовки работ по гидравлическому разрыву пласта Юо.

Содержание диссертационной работы отражено в следующих печатных работах:

1. Стасюк М.Е. Определение коэффициента сжимаемости плотных баженитов по результатам лабораторных исследований керна/ М.Е.Стасюк, Ф.Я. Боркун, В.А.Коротенко, Б.Н. Тарасов, В.В. Щеткин. //Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: Труды ЗапСибНИГНИ №134 -Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985, -С. 149-157.

2. Стасюк М.Е. Определение модулей деформирования по результатам плотных баженитов / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко, В.В. Щеткин, Б.Н. Тарасов, А.А Старостин // Исследования залежей углеводородов в условиях научно-технического прогресса: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ.- Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ-1988, -С. 19-26.

3. Стасюк М.Е. Экспериментальные исследования деформационных свойств коллектора нефти в баженовской свите/ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко, Б.Н. Тарасов, В.В. Щеткин // Повышение достоверности определения параметров сложных коллекторов: Материалы VI Всесоюзного совещания, г. Львов, 1987. - С. 22 -24.09.

4. Сторожев А.Д. Управление деформационными процессами при вскрытии коллекторов баженовского типа./ А.Д. Сторожев, Коротенко В.А.// Основные проблемы геологии Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ.- Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ-1985. - С. 110-115.

5. Сторожев А.Д Влияние технологических факторов на сохранение физических свойств керна продуктивных пластов./А.Д. Сторожев, В.А. Коротенко// Математические методы прогнозирования нефтегазоносности в Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ - Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ - 1988,- С.148-152.

6. Коротенко В.А. Определение коэффициента сжимаемости пустотного пространства коллектора по данным исследований на неустановившихся режимах фильтрации./ В.А. Коротенко, М.Е.Стасюк // Геология нефти и газа -1988.-№ 4,- Недра. - С. 57-59.

7. Коротенко В.А. Определение гидродинамических параметров пласта в сложнопостроенных коллекторах /В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк М.Е.//Физико-химическая гидромеханика: Сб. науч. трудов УрГУ. - Свердловск: изд-во УрГУ.-1986. - С. 66-71.

8. A.c. 134007 СССР, МКИ3 Е 21 В 47/10, 43/00. Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко (СССР).- № 4013969/22-03; Заявлено 30.01.86; 0публ.07.10.87, Бюл. № 37.

9. Стасюк М.Е.. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложно построенном коллекторе./ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко //Известия вузов. Нефть и газ. -2001 - №6. С. 88-94.

10. Стасюк М.Е. Основные факторы, определяющие выбор оптимального режима работы скважины в коллекторах баженовского типа./ М. Е. Стасюк, В.А Коротенко, М.Я. Мареев // Комплексное освоение минерально-сырьевых ресурсов Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. - Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ.- 1985.-С. 19-22.

11. Коротенко В.А /Построение зависимостей между фильтрационно-емкостными параметрами для сложнопостроенных коллекторов// В. А. Коротенко, A.A. Николаев, В.В., Попов, Е.П. Матвеев// Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе: Межвуз. сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ. -2003, С. 3-6.

12. Стасюк М.Е. Исследование деформационных свойств глинистых коллекторов/ М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко// Известия вузов. Нефть и газ. -Тюмень:ТюмГНГУ-2004. - №2 - С. 43-50.

13. Коротенко В.А. Определение оптимального дебита скважин. / В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк// Нефть и газ Западной Сибири: Тез. докл международной науч-техн конф,- Тюмень: ТюмГНГУ.-2005. С. 76.

14. Коротенко В.А Определение фильтрационных параметров и о пимального дебита в сложнопостроенной залежи/ В.А. Коротенко, М.Е. Сгасюк М.Е.// Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб.науч. тр регион, науч.-практ. конф., посвященной 5-летию ИНиГ,- Тюмень- 2005.-С.178-183.

Соискатель - В.А. Коротенко

Подписано к печати /xPjO?- Бум. писч. № 1 Заказ № ^Усл. изд. л. 1,2

Формат 60x84 */1<5 Усл. печ. л. 1,2

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Коротенко, Валентин Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ХАРАКТЕРИСТСКА ОСНОВНЫХ ТИПОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1. Основные типы сложнопостроенных коллекторов.

1.2. Ачимовская толща.

1.3. Баженовская свита.

1.4. Тюменская свита.

1.5. Методы моделирования сложнопостроенных коллекторов.

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ, МОДУЛЕЙ ДЕФОРМИРОВАНИЯ ПО ДАННЫМ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ КЕРНА.

2.1. Влияние напряженно-деформируемого состояния на фильтрационно-емкостные свойства.

2.2.Влияние техногенных факторов на физические свойства керна.

2.3.Определение коэффициентов открытой пористости и сжимаемости по данным лабораторных исследований.

2.4. Определение модулей деформирования по результатам лабораторных исследований образцов керна.

2.5. Зависимости между фильтрационно-емкостными параметрами сложно построенных коллекторов.

3. СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ

ПАРАМЕТРОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН 3.1 .Аналитическое определения коэффициента сжимаемости пустотного пространства по данным исследования скважин на неустановившихся режимах фильтрации.

3.2. Определение фильтрационно-емкостных параметров сложно-построенных коллекторов.

4. ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ, ВСКРЫВШЕЙ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР

4.1. Выбор режима работы скважины для установившейся плоско-радиальной фильтрации.

4.2. Определение функции перетока между пропластками на неустановившихся режимах фильтрации.

4.3. Определение выбора режима работы нефтяной скважины при неустановившейся фильтрации.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение добывных возможностей нефтяных скважин, эксплуатирующих слоистый коллектор"

В настоящее время в Западной Сибири разрабатывается большое количество месторождений, коллекторы которых относятся к сложнопостроенным и состоят из пропластков, обладающих разными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), с включениями глинистых непроницаемых прослоев, битуминозных глинистых пород с содержанием органического вещества.

В выделенных эффективных толщинах сложнопостроенных коллекторов наблюдается: геолого-геофизическая неоднородность по толщинам, плотностям, коэффициентам проницаемости, пористости, остаточной водонасыщенности; анизотропия фильтрационных свойств. Разрабатываемые сложнопостроенные залежи могут быть замкнутыми, с активной краевой и подошвенной водами. Запасы относятся к трудноизвлекаемым, для которых РИТЭК применяется инновационная система разработки [36, 48, 49], позволяющая: вовлечь в разработку больший нефтенасыщенный объем; повышающая надежность методов контроля за разработкой месторождений; используется при планировании работ по проведению ГРП и строительстве и эксплуатации горизонтальных скважин.

В связи с этим актуальным является получение достоверной информации о фильтрационно-емкостных свойствах, механических параметрах трещиновато-пористых, слоистых, сложнопостроенных коллекторов, состоящих из низко- и высокопроницаемых частей, на основе лабораторных исследований керна и гидродинамических испытаний нефтяных скважин для повышения добывных возможностей посредством выбора оптимального режима работы.

Целью работы является разработка методики повышение добывных возможностей нефтяных скважин, вскрывших слоистый сложнопостроенный коллектор, путем подбора оптимальных дебитов и депрессий.

Основными задачами исследования, рассмотренными в данной работе, являются обоснование методики оптимального выбора режима эксплуатации нефтяной скважины, вскрывшей слоистый сложнопостроенный коллектор с целью повышения добывных возможностей нефтяных скважин. Установление влияния условий отбора керна на сохранение его естественных, первоначальных фильтрационно-емкостных свойств. Определение коэффициентов пористости, сжимаемости пласта и пустотного пространства по результатам экспериментов на физических моделях и гидродинамических исследований сложно построенных коллекторов; анализ и математическая обработка лабораторных и промысловых исследований с целью построения нелинейных регрессионных зависимостей между фильтрационно-емкостными характеристиками сложнопостроенных коллекторов. Определение фильтрационно-емкостных параметров низкопроницаемых разностей для последующего выбора оптимального режима работы скважины с учетом влияния отбора керна.

Научная новизна рассматриваемых задач заключается в следующем: по результатам обработки лабораторных исследований образцов керна плотных баженитов получены зависимости коэффициентов: открытой пористости, сжимаемости пустотного пространства, объемной сжимаемости, объемной деформации от давления. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости плотных баженитов на порядок превышает величины коэффициентов объемной сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ выделены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упруго-пластическое тело, упруго-пластическое тело с дилатансией, Установлено влияние техногенных факторов на физические свойства отбираемого керна. Построены нелинейные регрессионные зависимости между коэффициентами открытой пористости, остаточной водонасыщенности, проницаемости и объемной плотности для ачимовских, юрских и неокомских отложений.

Получены формулы для определения коэффициентов сжимаемости пустотного пространства по результатам гидродинамических испытаний скважин с учетом притока жидкости к стволу и без учета притока жидкости после остановки. Разработан метод определения фильтрационно-емкостных параметров слоистого сложнопостроенного коллектора по результатам обработки КВД. По результатам обработки гидродинамических исследований скважин на установившихся и неустановившихся режимах фильтрации установлено что, условием оптимального режима эксплуатации скважины является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низкопроницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Установлено, что рациональный режим работы скважины в сложнопостроенном коллекторе зависит от фильтрационно-емкостных свойств низкопроницаемой части пласта и не зависит граничных условий на контуре питания.

Полученные результаты используются: при выборе режима эксплуатации нефтяных скважин; для определения фильтрационно-емкостных параметров сложнопостроенных коллекторов; для интерпретации причин, связанных с уменьшением добычи скважин; при проектировании гидроразрыва пласта.

ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ТИПОВ СЛОЖНОПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Коротенко, Валентин Алексеевич

5. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Установлено, что коэффициент объемной сжимаемости образцов баженовской свиты на порядок превышает величины коэффициентов объемной сжимаемости песчаников и алевролитов. Определены модули линейного и объемного деформирования, модуль сдвига для условий, моделирующих пластовые. В зависимости от литологического состава и содержания ОВ выделены три модели пласта: упругое тело с уплотнением, упруго-пластическое тело (ОВ>15%), упруго-пластическое тело с дилатансией (ОВ<15%), для которых определены пределы текучести, что позволяет использовать полученные данные при подготовке гидроразрыва пласта.

2. Получены зависимости для определения коэффициентов сжимаемости пустотного пространства по результатам гидродинамических исследований скважин с учетом притока жидкости к стволу скважины и без учета притока жидкости после остановки, которые могут быть использованы для анализа изменения емкостных свойств ПЗП.

3. Для определения фильтрационно-емкостных параметров сложно построенного, слоистого коллектора обработкой данных КВД получены соотношения, характеризующие ФЕС низко- и высокопроницаемых пропластков, необходимые для выбора оптимального режима работы скважины.

4.0боснован способ выбора оптимального режима работы нефтяной эксплутационной скважины. Установлено, что условием рационального режима эксплуатации является соответствие отбираемого скважиной флюида количеству (объему) жидкости, перетекающей из низко проницаемой части коллектора в высокопроницаемую. Выявлено, что рациональный режим работы скважины в сложно построенном коллекторе не зависит от граничных условий на контуре и определяется фильтрационно-емкостными свойствами высоко- и низко проницаемых частей пласта. Полученные результаты рекомендуются для выбора режима работы эксплутационных скважин при опытнопромышленной эксплуатации, для подготовки работ по гидравлическому разрыву пласта Юо.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Коротенко, Валентин Алексеевич, Тюмень

1. Абрамович М. Справочник по специальным функциям: пер. с англ., Справочник / М. Абрамович, И. Стиган М.: Изд-во Наука, 1979. - 832 с.

2. Авчан Г.М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях /Г.М. Авчян, А.А. Матвиенко, З.Б. Стефанкевич. М.: Изд-во Недра, 1979. - 223 с.

3. Алексеев Ю.Ф. Использование данных по механическим свойствам горных пород при бурении скважин. М.: Изд-во Недра, 1963. - 196 с.

4. Асламов Ш.С. Особенности кривых восстановления давления при разработке многопластовых нефтяных и газовых месторождений /Ш.С. Асламов, И.Б. Басович, В.Н Фогельман. // Изв. вузов: Нефть и газ, 1985 №1. - С. 29-31.

5. А/с 1343007 СССР, МКИ3 Е 21 В 47/10, 43/00. Способ определения оптимального дебита нефтяной скважины / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко (СССР). № 4013969/22-03; Заявлено 30.01.86; Опубл. 07.10.87. Бюл.№37

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

7. Баренблатт Г.И. / Об основных представлениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И. Баренблатт, Ю.П Желтов, И.Н. Кочина. // ПММ . 1960. - т. 24. - вып. 5. - С. 852-864.

8. Басниев К.С. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, A.M. Власов, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: Изд-во Недра, 1986. - 303 с.

9. Белкин В.И. Модель коллекторов нефти баженовской свиты Салымского месторождения / В.И. Белкин, Е.П. Ефремов, Н.Д. Каптелинин // Нефтяное хозяйство. 1983. -№ 10. - С. 25-31.

10. Боркун Ф.Я. Изучение по керну емкостных свойств пород баженовской свиты Салымского месторождения / Ф.Я. Боркун, В.П. Сонич. // Методы извлечения нефти из залежей сложного строения: Труды ЗапСибНИГНИ -Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1987. С. 91-97

11. П.Брадучан Ю.В. Региональные стратиграфические подразделения мезозоя Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ «Основные проблемыгеологии Западной Сибири» Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ - 1985. - С. 11-12.

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. 1998. - №7. -С. 2- 6.

13. Брехунцов A.M. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин /A.M. Брехунцов, А.П. Телков, В.К. Федорцов. Тюмень: изд-во ОАО «СибНАЦ», 2004. - 290 с.

14. Бродский A.JI. Определение сжимаемости пород баженовской свиты по результатам изучения керна /A.JI. Бродский, В.М. Ильин // Особенности подсчета запасов нефти в баженовских отложениях Западной Сибири: Тр. СибНИИНП. Тюмень, 1985. - С. 3-10.

15. Буевич Ю.А. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато-пористом материале.- ИФЖ- 1985, т. 46. № 4.- С. 593-600.

16. Буевич Ю.А. О нелинейной фильтрации в трещиновато-пористых материалах / Ю.А. Буевич, B.C. Нустров // ИФЖ- 1985, т. 48. № 6. - С. 943950.

17. Буевич Ю.А. Фильтрация жидкости в упруго-трещиноватом материале /Ю.А. Буевич, B.C. Нустров // Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 193. Тюмень, 1985.-С. 117-122

18. Бузинов С.П. Исследования пластов и скважин при упругом режиме фильтрации / С.П. Бузинов, И.Д. Умрихин. М.: Изд-во Недра, 1986. - 275 с.

19. Бузинов С.П. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.П. Бузинов, И.Д. Умрихин. М.: Изд-во Недра, 1973. - 248 с.

20. Бурде Д. Анализ гидродинамических исследований скважин, законченных на трещиноватых пластах, с помощью новых эталонных кривых: пер. с англ. / Бурде Д., Алагоа А., Зуб Ж.А., Пирар И.М. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1985. - № 6. - С. 105-116

21. Вялов С.С. Реологические основы механики грунтов. М.: Изд-во Высшая школа, 1978.-447 с.

22. Гиматутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учеб. для ВУЗов / Ш.К. Гиматутдинов, А.И. Ширковский. М.: изд-во Недра, 1982. -311 с.

23. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: пер. с англ. М.: изд-во Недра, 1986. - 607 с.

24. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Изд-во Недра, 1981.-228 с.

25. Горбунов А.Т. О нелинейной теории упругого режима фильтрации / А.Т. Горбунов, В.Н. Николаевский // НТС Сер. Добыча нефти. М.: Изд-во Недра, 1964. - С. 73-95.

26. Гурари Ф.Г. Формирование залежей нефти в аргилитах баженовской свиты Западной Сибири / Ф.Г. Гурари, И.Ф. Гурари // Геология нефти и газа. -1974.-№5.-с. 34-40.

27. Гурари Ф.Г. Глинистые битуминозные толщи новый тип коллекторов нефти и газа. // Коллекторы и флюидоупоры. - Новосибирск: изд-во Наука, 1983.-С. 10-18.

28. Добрынин В.М. Петрофизика: Учеб. для ВУЗов / В.М. Добрынин, Б.Ю. Венделыитйн, Д.А. Кожевников. М.: Изд-во Недра, 1991. - 368 с.

29. Добрынин В.М. Коллектор нефти в нефтематеринских глинистых толщах / В.М. Добрынин, В.Г. Мартынов // Геология нефти и газа. 1979. - № 7. - С. 36-43.

30. Добрынин В.М. Проблемы коллектора нефти в битуминозных глинистых породах баженовской свиты // Изв. АН СССР. Сер. Геология. 1982. - №3. -С. 120-127.

31. Дорофеева Т.В. Локальный прогноз залежей нефти баженовской свиты /Т.В. Дорофеева, М.Г. Аристаров, Е.Ю. Блинкова и др. М.: Изд-во Недра, 1992.- 144 с.

32. Дорофеева Т.В. Коллектора нефти баженовской свиты Западной Сибири. -Л.: Изд-во Недра, 1983. 131 с.

33. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учеб. для вузов. 2-е изд. М.: ОАО «Недра», 1998. - 365 с.

34. Закиров С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа / С.Н. Закиров, Э.С Закиров, И.С. Закиров и др. М.: 2004 -520 с.

35. Зарипов О.Г. Новый тип разреза баженовской свиты и перспективы увеличения извлекаемых запасов на территории деятельности ОАО Сургутнефтегаза / О.Г. Зарипов, В.П. Сонич // Тезисы доклада IV научно-практической конференции. Тюмень. 2001. - С.143-153.

36. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям: пер. с нем. М.: Изд-во Наука, 1976. - 576 с.

37. Коротенко В.А. Определение гидродинамических параметров пласта в сложнопостроенных коллекторах / В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк // Физико-химическая гидродинамика: Сб. науч. трудов УрГУ. Свердловск: изд-во УрГУ. - 1986 . - С. 66-71.

38. Коротенко В.А. Определение коэффициента сжимаемости пустотного пространства коллектора по данным исследований на неустановившихся режимах фильтрации / В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк // Геология нефти и газа.- 1988.-№4.-С. 57-59.

39. Коротенко В.А. Определение фильтрационных параметров и оптимального дебита сложно построенной залежи нефти /В.А. Коротенко, М.Е. Стасюк // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр.-Тюмень: ИПЦ «Экспресс», 2005. С. 178-184.

40. Коротенко В.А. Зависимость между упругими деформациями пласта-коллектора и фильтрацией флюида / В.А. Коротенко, А.Д. Сторожев // Физико-химическая гидродинамика: Сб. науч. трудов УрГУ. Свердловск: изд-во УрГУ. - 1986. - С. 72-77.

41. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: изд-во Недра, 1977.-286 с.

42. Лехницкий С.Г. Определение напряжений в упругом пространстве массива вблизи цилиндрической выработки круглого сечения. Изв. АН СССР, 1938. - № 7. - С. 73-78.

43. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 516 с.

44. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. М.: Гостоптехиздат, 1953. - 607 с.

45. Медведский Р.И. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным / Р.Д. Медведский, А.А. Севастьянов. -СПб: Недра, 2004.- 192 с.

46. Медведский Р.И. Особенности фильтрации флюида в сильно деформируемых коллекторах баженовского типа. Основные проблемы геологии Западной Сибири: Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ. - Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 100-110.

47. Медведский Р.И. Метод обработки результатов исследований на неустановившихся режимах фильтрации / Р.И. Медведский, М.Е. Стасюк // Комплексирование геолого-геофизических исследований скважин. -Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1983. С. 25-30

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

49. Московцев О. А. Результаты опытно-промышленной эксплуатации баженовской свиты Салымского месторождения / О.А. Московцев, В.И. Погонищев // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 6. - С. 23-26.

50. Мухер А.Г. Закономерности распространения пород-коллекторов тюменской свиты в Красноленинском районе / А.Г. Мухер, Г.С. Ясович, Н.А. Ирбэ // Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985.-Вып. 197.-С. 51-55

51. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых битуминозных пород. -Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. № 194.-Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 319

52. Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа. Геология нефти и газа.- 1979. -№10. -С. 26-29.

53. Нестеров И.И. Исследование нефтегазоносных разрезов баженовской свиты / И.И. Нестеров, В.В. Сонич, В.П. Петросян, В.В. Хабаров. М.: ВИЭМС, 1988.-57 с.

54. Нестеров И.И. Особенности терминологии и классификации битуминозных пород / И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский // Строение нефтегазоносных баженитов Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ № 134. Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 19-26

55. Нестеров И.И. Салымский нефтеносный район: Тр. ЗапСибНИГНИ. -Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1970. Вып. 41. - С. 3-12.

56. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М.: Изд-во Недра, 1984.-232 с.

57. Смехов Е.М. Методика изучения трещиноватости горных пород и трещинных коллекторов нефти и газа. М.: Изд-во Недра, 1969 - 128 с.

58. Стасюк М.Е. Исследования набухаемости глинистых коллекторов баженовской свиты. Нефть и газ Западной Сибири: Материалы международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ, т.1. - Тюмень, ТюмГНГУ. -2003. - С. 115-116.

59. Стасюк М.Е. Освоение и ввод в разработку залежей нефти в глинистых коллекторах. СПб.: Изд-во Недра, 2004. - 270 с.

60. Стасюк М.Е. Совершенствование методов промыслово-геологических исследований нефтяных и газовых скважин и интенсификации притоков /М.Е. Стасюк, В.Б. Васильев, M.JL Карнаухов и др.// Учеб. программа. -Киев, 1988.-40 с.

61. Стасюк М.Е. Выбор оптимального режима эксплуатации скважин в сложнопостроенном коллекторе / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко // Известия вузов: Нефть и газ 2001. № 6. - ТюмТНГУ, С. 88-94

62. Стасюк М.Е. Методика выбора оптимального режима работы скважины в сложнопостроенном коллекторе / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко // Проблемы локального прогноза и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири: Тезисы докладов. Тюмень, 1987. - С. 114-115.

63. Стасюк М.Е. Исследование деформационных свойств глинистых коллекторов / М.Е. Стасюк, В.А. Коротенко // Известия вузов: Нефть и газ. -2004.-№2. С. 43-50.

64. Стасюк М.Е. Перспективы разработки залежей нефти в баженовской свите на режиме истощения пластовой энергии / М.Е. Стасюк, А.Д. Сторожев, К.В. Светлов // Термодинамика процессов нефтедобычи: Тезисы докладов школы-семинара. Тюмень, 1984. - С. 28-30.

65. Сторожев А.Д. Анализ эффективности вскрытия баженовской свиты с позиции теории упругих деформаций / А.Д. Сторожев, В.А. Коротенко// Термодинамика процессов нефтедобычи: Тезисы докладов школы-семинара. Тюмень, 1984. - С. 45-47

66. Сторожев А.Д. Проявление горного давления при разведке и разработке залежей углеводородов на больших глубинах / А.Д. Сторожев, В.А. Коротенко // Горное давление в очистных подготовительных выработках: Сб. науч. трудов. Новосибирск, 1988. - С. 97-101

67. Сторожев А.Д. Управление деформационными процессами при вскрытии коллекторов баженовского типа / А.Д. Сторожев, В.А. Коротенко // Сб. науч. трудов ЗапСибНИГНИ. Тюмень: изд-во ЗапСибНИГНИ, 1985. - С. 110-115

68. Телков А.П. Подземная гидродинамика Уфа: Башгосиздат, 1974.- 224 с.

69. Телков А.П. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтедобычи / А.П. Телков, С.И. Грачев, Е.И. Гаврилов, И.Б. Дубков, Т.Д. Краснова. Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2001. - 460 с.

70. Теребушко О.И. Основы теории упругости и пластичности. М.: изд-во Наука, 1984,- 320 с.

71. Тимошенко С.А. Пластинки и оболочки / С.А. Тимошенко, С.М. Войнович-Кригер. -М.: Изд-во Наука, 1966. 636 с.

72. Тимошенко С.П. Теория упругости / С.П. Тимошенко, Гудьер Дж. М.: Изд-во Наука, 1979. - 560 с.

73. Хабаров В.В. Аномальные разрезы баженовской свиты Западной Сибири / В.В. Хабаров, Г.С. Кузнецов // Изв. вузов: Нефть и газ. Тюмень, 2001. - № 4.-С. 4-12.

74. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом ре жиме. М.: Гостоптехиздат. - 1959. - 467 с.

75. Юсупов К.С. Практическое руководство по гидродинамическим методам исследования скважин и пластов / К.С. Юсупов, В.А. Мишарин. Тюмень: изд-во СибНИНП, 1992. - 208 с.

76. Янке Е. Специальные функции: пер. с нем. / Янке Е., Эмде Ф., Лёш Ф. М.: Изд-во Наука, 1968. - 344 с .

77. Kazemi Н., Seth M.S. and Thomas G.W., 1969. The interpretion of interference tert in naturally fractured reservoirs with uniform fractured distribution. SPER, December. p. 463-472

78. Pollard P., 1959, «Elulnation of acid trut ments from pessure buildupanabysis», Trans, AIME, vol. 216. p. 38-43

79. Serra K., Reynolds A.S., Raghavon R. «New Presseire Transient Analysis Methods for Naturally Fractured Reservoirs». Journal of Petroleum Technology. October, 1988, vol. 35. №10, p. 1902-1913

80. Worren J.E. and Root P.J., 1963 «The Renavios of naturally fractured reservoirs». Soc. Petrel End. J. p. 245-255