Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности гидродинамического контроля за разработкой нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности гидродинамического контроля за разработкой нефтяных месторождений"

005054423

На правах рукописи

СИНЦОВ ИВАН АЛЕКСЕЕВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 8 ноя тг

Тюмень - 2012

005054423

Работа выполнена в Федеральном государственном бюджетном

образовательном учреждении высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Министерства образования и науки Российской Федерации на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Научный руководитель: - доктор технических наук

Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты: - Федоров Константин Михайлович

доктор технических наук, профессор, ректор НОУ «Академия инжиниринга нефтяных и газовых месторождений» Квеско Бронислав Брониславович кандидат физико-математических наук, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений ИНиГ СФУ Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Всероссийский

нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

Защита диссертации состоится 16 ноября 2012 года в 13.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625027, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан 16 октября 2012 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета, доктор технических наук, профессор В.Г. Кузнецов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

При разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов в коллекторах Западной Сибири применяются наклонно-направленные скважины с одним или несколькими горизонтальными участками. В последние пять лет около 10% вводимых из бурения скважин имеет горизонтальный ствол. Только за первую половину 2012 года нефтяными компаниями пробурено более 400 таких скважин. В связи с этим возникла проблема усложнения геофизического и гидродинамического контроля за разработкой месторождений, которая не имеет оптимального решения. Известные методы исследования параметров пластов и процессов, происходящих в них, разрабатывались для скважин с вертикальным или наклонным вскрытием. К трудностям гидродинамического контроля скважин с одним или двумя горизонтальными участками относятся -длительное время перераспределения давления, несоответствие между работающей и вскрытой частью горизонтального ствола, наложение показателей работы двух стволов в многозабойных скважинах, отсутствие аналитических решений для случаев с наличием непроницаемой границы.

Для повышения уровня достоверности определяемых параметров контроля разработки, таких как проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор, продуктивность, работающая длина ствола, расстояние до барьера, необходима разработка новых методов интерпретации гидродинамических исследований скважин с одним или двумя горизонтальными участками.

Цель работы

Повышение эффективности контроля разработки нефтяных

месторождений путем совершенствования методов гидродинамических исследований продуктивных пластов при эксплуатации наклонно-направленных скважин с одним или двумя горизонтальными окончаниями.

Основные задачи исследования

1. Разработка методики изучения процессов притока жидкости к горизонтальному участку скважины в двумерной постановке.

2. Теоретические исследования в области фильтрации к горизонтальной части скважины с учетом влияния непроницаемых границ.

3. Разработка решения для обработки гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два гидродинамически несвязанных пласта с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами.

4. Практическая апробация на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная наклонно-направленная скважина с одним или двумя горизонтальными участками, вскрывающими два продуктивных пласта; предметом - гидродинамические исследования скважин.

Научная новизна

1. Разработана методика решения двумерной задачи нестационарной фильтрации, адаптированная для изучения процессов фильтрации жидкости в пластах, в том числе с наличием непроницаемых границ, при дренировании их горизонтальными окончаниями наклонно-направленных скважин.

2. Получено решение, позволяющее проводить интерпретацию данных гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два пласта с одинаковыми коллекторскими свойствами.

3. Установлено, что процессы перераспределения давления в пласте при пуске и остановке скважин с горизонтальными участками характеризуются различными видами притоков.

Практическая ценность работы

1. Предложено проводить гидродинамический контроль за разработкой в одно- и двухствольных скважин с горизонтальными участками с использованием программного продукта «КС-метод», который позволяет интерпретировать данные исследований на нестационарных режимах, в том числе в пластах с наличием геологических нарушений.

2. Предлагаемая методика внедрена при интерпретации данных гидродинамических исследований Крайнего и Мегионского месторождений, что позволило уточнить фильтрационные параметры пласта и установить наличие непроницаемой границы. Рекомендована для дальнейшего оперативного контроля за разработкой участков, разбуренных наклонно-направленными скважинами с горизонтальными участками («Дополнение к проекту разработки Мегионского месторождения», 2011). Предложена для интерпретации данных гидродинамических исследований одно- и двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками на Ачимовском месторождении.

Основные защищаемые положения

1. Методика интерпретации данных гидродинамичесих исследований в наклонно-направленных скважинах с горизонтальными окончаниями, в том числе расположенных в пластах с наличием непроницаемых границ.

2. Выделение различных характеристик смены видов притока при обработке кривых изменения давления в процессе пуска и остановки скважины.

3. Применение методики, реализованной в программе «КС-метод», для обработки данных гидродинамических исследований двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными окончаниями.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методики для интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ) с использованием численных методов и привлечением компьютерных технологий, что позволяет осуществить имитационное моделирование процессов фильтрации жидкости в пласте при эксплуатации наклонно-направленными скважинами с горизонтальными окончаниями.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пункту 5.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» ТюмГНГУ (2011 г.), а также на следующих международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях: «Новые технологии - нефтегазовому региону» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2008 г.); «Нефть и газ - 2008» (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 2008 г.); «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2008 г.); «Теория и практика увеличения методов нефтеотдачи» (Москва, ВНИИнефть, 2009, 2011 гг.); VII международный молодежный нефтегазовый форум (Казахстан, Алматы, КазНТУ, 2010 г.); Российская техническая нефтегазовая конференция и выставка SPE по разведке и добыче (Москва, 2010 г.); «Нефтегазовые горизонты» (Москва, РГУНиГ им. Губкина, 2010, 2011 гг.); «Восток встречает Запад» (Польша, Краков, AGH University, 2011 г.); «Современные проблемы освоения недр» (Белгород, БелГУ, 2011 г.); «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, 2011 г.); «Рассохинские чтения» (Ухта, УГТУ, 2012 г.); «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, НИИ ТПУ, 2012 г.).

Публикации

По теме диссертационной работы опубликовано 14 печатных работ, в том числе три статьи в изданиях, рекомендованных ВАК России и одно авторское свидетельство о регистрации программы на ЭВМ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающих 139 наименований. Работа изложена на 119 страницах машинописного текста, включая 52 рисунка и 5 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко охарактеризованы актуальность темы диссертации, цель работы, основные задачи исследования, научная новизна, практическая ценность, основные защищаемые положения и их апробация.

В первой главе рассмотрены основные теоретические представления о процессах фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин. Особенности притока к такому виду скважин заключаются в выделении трех основных видов течений: первоначального радиального, первоначального линейного и псевдорадиального (позднего радиального). Показано, что в меньшей степени поддается диагностике первоначальный радиальный приток из-за анизотропии коллекторов и наложения влияния ствола скважины, скин-эффекта.

Выделение видов притока необходимо для правильной интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ). ГДИ помогают определить гидропроводность, скин-фактор, коэффициент продуктивности, пространственное распределение коллекторов, тип пласта, виды фильтрационных потоков и законы фильтрации.

Среди исследований на нестационарных режимах наиболее информативными являются методы восстановления давления. Они основаны на том, что распределение давления в пласте Р подчиняется закону

где Рк - давление на контуре питания, Па; Q - дебит, м3/с; к - проницаемость, м2; к - толщина пласта, м; - вязкость нефти, Па*с; X - пьезопроводность, м2/с; I - время, с; Щ-г2/4х1) - интегральная показательная функция.

Однако на практике интегральную показательную функцию заменяют ее асимптотическим приближением в виде логарифмической функции, что дает определенную погрешность в начальный период времени.

Идентификацию различных видов притока ведут с использованием, как правило, диагностических логарифмических графиков, в которых одновременно наносят кривую изменения давления с ее производной. Такой подход впервые был предложен в работах Воигс1е1 О. Каждый вид притока характеризуется на данных графиках своим углом наклона.

(1)

Задаче по определению дебита скважин с горизонтальными участками посвящен целый ряд работ, в которых авторы (Joshi S.D., Giger F.M., Babu D.K., Odeh A.S., Алиев 3.C., Ибрагимов А.И. и другие) рассматривали задачу стационарного притока несжимаемой жидкости в однородном изотропном пласте с непроницаемой кровлей и подошвой. Определение дебита сводится к решению уравнения Лапласа относительно давления с соответствующими краевыми условиями. Основные отличия разных формул сводятся к разным представлениям о геометрии зоны дренирования.

Для определения дебитов скважин с горизонтальными участками с несколькими стволами используются различные допущения, связанные с геометрическими характеристиками скважин и их взаимным расположением. Формула Борисова Ю.П. является одной из самых первых зависимостей для определения дебита многоствольной горизонтальной скважины

где п — число стволов, ед.; а — угол наклона ствола от вертикали, 1 — средняя длина одного ствола, м; х(п) - безразмерная переменная, равная 4; 2; 1,86; 1,78 при числе горизонтальных стволов 1; 2; 3 и 4 соответственно; гс - радиус скважины, м.

Таким образом, процессы фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважинам описаны, как правило, с помощью упрощенных аналитических зависимостей. Также существует ряд проблем, связанных с интерпретацией данных гидродинамических исследований таких скважин. Понимание процессов фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин, в том числе с несколькими стволами, является основой для проектирования систем разработки с применением таких скважин, а корректная интерпретация гидродинамических исследований позволяет проводить контроль за разработкой.

Q =

2тшАР

(2)

Вторая глава посвящена разработке методики для детального анализа фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин.

В задачах, имеющих двумерную постановку и связанных с нестационарным течением флюида через пористую среду, требуется решить уравнение пьезопроводности

1 др д2р 82р 1 др X tit дх ду х &

где X ~ к!Н(тРа! + А ) ; Р - давление пластового флюида, Па; m - пористость

породы, д.ед.; к - проницаемость породы, м2; Ц — вязкость флюида, Па*с; Pœ —

сжимаемость флюида, 1/Па; Д - сжимаемость породы, 1/Па.

Как известно, отследить процессы, происходящие в зоне дренирования и зависящие от ее геометрии и конфигурации скважины, возможно при помощи кривых восстановления давления (КВД), замеряемых в скважинах, которые отражают перераспределение давления в пласте. По виду получаемых кривых давления можно определить расположение границ, контура питания, виды притока, работающую длину скважин и некоторые другие параметры.

С одной стороны, данное рещение можно получить в программах для обработки результатов гидродинамических исследований, таких как «Ecrin Saphir». Однако стоит заметить, что у данных программ есть свои недостатки. Например, для учета непроницаемых границ в данных продуктах рекомендуется применение метода суперпозиции. Помимо этого, в данных программах нет возможностей для интерпретации двухствольных скважин.

С другой стороны, искомое решение можно получить с использованием гидродинамических симуляторов, таких как «Tempest More» и «Eclipse». Они позволяют получить данные изменения давления после пуска или остановки скважины. Однако заметим, что кривые давления наиболее информативны в координатах «давление - логарифм времени». В гидродинамических симуляторах минимальным шагом по времени для вывода некоторых данных

(к примеру, давления) являются одни сутки, что не позволяет построить информативную кривую.

Поскольку, как правило, определение свойств пласта ведется на основе исследования скважин с записью и интерпретацией КВД, то обычно этому предшествует этап отработки скважины. Исходя из этого, в первую очередь необходимо разработать методику, позволяющий имитировать нестационарный процесс восстановления пластового давления после остановки скважины.

Для получения достоверных решений поставленной задачи в данной работе предлагается применение численных методов решения двумерного уравнения пьезопроводности, а сама методика сводится к двум этапам:

1) определяется распределение давления в пласте при отработке скважины до достижения стационарного состояния с помощью метода Зейделя;

2) полученное распределение принимается во внимание в качестве начального условия, задача построения кривой восстановления давления решается с помощью метода последовательной смены стационарных состояний, описанного в работах Баренблатта Г.И.

На втором этапе расчет ведется для каждой из зон, ограниченной линиями изобар, что дает возможность получить необходимое количество точек. После преобразования формулы распределения давления в ограниченной зоне, принимая в качестве граничных условий значения давлений, можно выразить время перераспределения давления в данной зоне

¿,=0,04^, (4)

л

где — время перераспределения давления в ¡-ой зоне, с; 5/ — площадь ьой зоны, ограниченной линиями изобар, м2.

Данная методика был успешно реализована в программе «КС-метод» («Программа для решения нестационарной задачи фильтрации жидкости к горизонтальной скважине»), которая получила свидетельство о государственной регистрации в октябре 2010 года (свидетельство №2010616780).

Для проверки работоспособности методики была построена сетка размером 100 х 100 ячеек, в середине которой помещен горизонтальный ствол скважины и заданы следующие параметры: к = 10-Ю"15 м2, h = 10 м, цн = 1мПа-с, В = 1,2 ед., Л» = 30 МПа, Р3 = 20 МПа, гс = 0,1 м; L= 500 м, RK = 1000 м.

Дебит скважины определялся по закону Дарси как сумма дебитов ячеек, расположенных на границе с горизонтальным участком скважины, и составил 201,55 м3/сут. Расчет дебитов по аналитическим формулам дал следующие результаты - 211,79 м3/сут (Joshi S.D.), 211,8 м3/сут (Борисов Ю.П.), 213,4 м3/сут (Giger F.M.). Стоит отметить, что в аналитических формулах задача решается в трехмерной постановке, а с помощью предложенной методики — в двухмерной. Однако, учитывая однородность свойств пласта и малое значение нефтенасыщенной толщины по отношению к размерам пластам, полученные решения являются сопоставимыми.

Более доказательным способом проверки алгоритма служит расчет гидропроводности посредством интерпретации данных кривой восстановления давления, которую мы можем построить с помощью разработанной методики. Пользуясь исходными параметрами несложно найти гидропроводность пласта

г kh _ 10-Ю"'5 -10 _ 1П_ю мъ

прямым способом—--, ,-_з-— 1-1U —-.

v ¡лн 1-10 Пас

Рассмотрим КВД в полулогарифмических координатах, полученную в результате использования методики с заданными нами параметрами (рисунок 1). Как видно из рисунка, большой прямолинейный участок отчетливо характеризует сформировавшийся поздний радиальный приток. Зная две точки пласта (1 и 2 на рисунке 1), определим гидропроводность:

kh 0,183■q-B-(Lg(t2)-Lg(il)) = 0,183-0,0023-1,2-(3,56-2,97) 10 м3

ци~ ДP1-APl ~ (8 — 5) • 106 ' Пас'

Таким образом, расхождение фактической и расчетной гидропроводности различается незначительно (на 1,3%), что свидетельствует о довольно высокой точности модели, при этом расчет занимает около 30 секунд. Если изменить

условие сходимости процесса итерации, то можно получить и более точные данные, однако вместе с этим возрастет и время расчета. Это позволяет рекомендовать данную методику как для оперативного расчета дебитов нефти скважин с горизонтальными участками, так и для решения других задач, основанных на изучении процессов фильтрации жидкости в пласте к горизонтальным окончаниям скважин различной конфигурации и пластам с различной геометрией.

Рисунок 1 - Кривая восстановления давления в полулогарифмических координатах, полученная в результате численного моделирования

Первой была рассмотрена задача об учете влияния непроницаемых границ на работу скважин с горизонтальными окончаниями. Известно, что имеющиеся аналитические решения основаны на методе суперпозиции и применимы только к вертикальным скважинам.

Согласно методу суперпозиции, исследуя плоский поток к скважине вблизи прямолинейной непроницаемой границы, необходимо в центре скважины поместить сток, а затем этот сток зеркально отобразить относительно границы. Соответственно, расчетные формулы для учета влияния

непроницаемых границ аналогичны формулам, полученным для взаимодействия равнодебитных скважин. В частности, для учета прямолинейной непроницаемой границы на производительность вертикальной скважины можно воспользоваться формулой Щелкачева В.Н.

, _ 2nhk (р>: -р\)

" ' <5)

2 Src

где р\ - забойное давление, Па; RK - радиус контура питания, м; д - расстояние до непроницаемой границы, м.

В данной работе для оценки достоверности данного подхода и анализа влияния на дебит непроницаемой границы была построена идеализированная гидродинамическая модель с вертикальной скважиной в центре пласта и равноудаленным контуром питания в программном комплексе «Tempest More». При моделировании были заданы следующие параметры: к = 10* 10"15 м2, h = 10 м, ц = 0,9 мПа*с, Р, = 30 МПа, Рй = 20 МПа, R, = 1500 м, = 0,1 м. Данный вариант был принят за базовый, в котором был определен дебит скважины q в пласте, не имеющем геологических осложнений. Также было рассмотрено десять вариантов, в которых была добавлена непроницаемая граница, а расположение скважины 5 варьировалось от 0,1 до 540 м до нее. Дебиты q *, полученные в данных вариантах, были соотнесены с базовым, в результате чего удалось найти процентное отношение эффективности работы скважины с наличием экрана и без него (рисунок 2).

Аналогичные расчеты по тем же данным были проведены с использованием формулы (4). Из рисунка 2 видно существенное расхождение кривых. Это говорит о том, что применением метода суперпозиции дает довольно высокую погрешность даже для вертикальных скважин. При этом аналитических решений для учета влияния непроницаемых границ пласта на наклонно-направленные скважины с горизонтальными окончаниями не существует.

Логично предположить, что степень влияния непроницаемых границ на формирование поля давления в пласте, дренируемого скважинами с горизонтальными окончаниями, будет зависеть от геометрии и длины ствола, а также расположения ее относительно границы. Как известно, отследить процесс влияния геометрии зоны дренирования возможно при помощи КВД, замеряемых в скважинах, которые отражают перераспределение давления в пласте. Очевидно, по виду получаемых кривых давления можно определить расположение границ и расстояние до них, а также время начала влияния границы на скважину. В данной работе были рассмотрены случаи расположения горизонтального участка скважины параллельно и перпендикулярно непроницаемой границе.

Рисунок 2 - Соотношение дебитов, полученных при гидродинамическом моделировании и по аналитической формуле

Одной из целей работы также было детальное изучение течения жидкости в пласте на основе моделирования кривых восстановления давления. Разработанная методика имитирует неустановившиеся процессы, однако при

условии, что перед закрытием в течение определенного времени скважина работала с постоянным дебитом. Исходные данные были приняты такие же, как и в случае проверки методики. Поскольку модель двумерная, то будет отсутствовать первоначальный радиальный приток. Также в данной модели будут отсутствовать влияние ствола скважины и призабойной зоны (скин-фактор равен нулю).

Соответственно, согласно теории, на диагностическом графике (рисунок 3) должны отчетливо выделяться первоначальный линейный (наклон Уг на обеих кривых) и псевдорадиальный (наклон 0 на кривой производной давления) притоки. Как видно из рисунка, через 1000 секунд после закрытия скважины наблюдается доминирование псевдорадиального течения, но при этом невозможно выделить участки с преобладающим линейным течением.

Рисунок 3 - Диагностические графики, построенные в результате численного моделирования

Это можно объяснить следующим образом. При пуске скважины в работы пластовая система выходит из равновесия, в результате чего под действием перепада давления начинают поочередно возникать различные виды притоков: первоначальный радиальный, первоначальный линейный, псевдорадиальный.

Однако в дальнейшем происходит перераспределение давления в пласте, за счет чего достигается стационарное состояние пластовой системы. Такое установившееся течение уже нельзя представлять в виде набора отдельных течений. Соответственно, после остановки скважины и снятия кривой восстановления давления, должно четко выделяться лишь псевдорадильное течение, а более ранние будут соответствовать переходному состоянию.

Таким образом, при регистрации кривой стабилизации давления (КСД) обработку можно вести по возможности с выделением всех трех видов притока, в то время как при регистрации кривой восстановления давления обработке подлежит только псевдорадиальное течение, возникающее на средней и поздней стадиях замера.

Также была рассмотрена задача интерпретации данных гидродинамических исследований скважин с двумя горизонтальными участками. Исследование динамики работы скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывшими несколько пластов одновременно, является сложной задачей для аналитического решения. Замеры, как дебита, так и давления производятся в основном стволе, то есть выше интервалов расположения горизонтальных стволов. Другими словами, полученные замеры являются характеристикой работы сразу нескольких пластов или пропластков.

Помимо разделения дебита существует сложность интерпретации данных гидродинамических исследований, полученных в двухствольных скважинах. В данной работе предложено решение для интерпретации данных гидродинамических исследований двухствольной скважины с горизонтальными окончаниями, вскрывающей два пласта, при этом пласты должны иметь одинаковые фильтрационно-емкостные характеристики. Решение проводится в два этапа:

1) с использованием предложенной методики интерпретации данных гидродинамических исследований одноствольных скважин определяется распределение давления в каждом из пластов, вскрытых горизонтальными окончаниями скважины;

2) распределения давления принимаются в качестве начального условия, кривая восстановления давления строится путем одновременного решения методом последовательной смены стационарных состояний.

В таком случае становится возможным получить смоделированную кривую восстановления давления для двухствольной скважины с горизонтальными стволами. Имея возможность смоделировать КВД как для каждого горизонтального участка, так и для всех участков вместе, становится вероятным разделение притоков из каждого ствола, а также интерпретация такой кривой. Сравнивая фактическую кривую с модельной, можно уточнить работающий интервал горизонтального участка скважины и фильтрационные параметры пластов.

Предложенные решения являются полезными для повышения информативности контроля за разработкой месторождения методами ГДИ, что в совокупности с данными геофизических исследований, позволит регулировать процессы разработки. Данные мероприятия позволяют увеличить срок эксплуатации имеющихся скважин, давать рекомендации по дальнейшей разработке пласта и, в конечном счет, приводят к увеличению конечной нефтеотдачи.

В третьей главе предложенные решения апробируются на фактических данных месторождений Западной Сибири.

На примере скважины № 5326 Крайнего месторождения были рассмотрены задачи о влиянии непроницаемой границы, а также различного поведения скважины при пуске и остановке. Стоит заметить, что непроницаемая граница на рисунке 4, являлась предполагаемой. Наиболее близко к границе расположена скважина № 5326, в которой проводились гидродинамические исследования различными методами. Наибольший интерес представляет исследование, которое совмещает в себе как КСД, так и КВД. Суммарное время кривых изменения давления составляет порядка 660 часов, из которых около 460 часов приходится на цикл восстановления давления.

Разработанная методика позволяет моделировать восстановление давления для скважин после отработки. Таким образом, становится возможным проверить сходимость модели путем сравнения с фактическими данными КВД скважины № 5326.

Рисунок 4 - Схематическое расположение линии глинизации пласта БСю2 Крайнего месторождения

В программе «КС-метод» были заданы параметры продуктивного пласта, скважины, а также расстояние до границы. В итоге была построена расчетная кривая восстановления давления, которая в дальнейшем была сопоставлена с фактической КВД (рисунок 5).

Рисунок 5 - Сопоставление фактической и смоделированной КВД в полулогарифмических координатах

Как видно из сопоставления, фактические и смоделированные точки начального участка КВД практически совпадают. Также можно увидеть, что изгиб, характеризующий начало влияние границы на обеих кривых происходит одновременно, что подтверждает наличие границы на расстоянии порядка 400 м. Однако изменение фактического угла наклона касательной второго участка по отношению к первому составляет 2,8 раза, в то время как на смоделированной кривой - 2 раза. Разница в изменении углов наклонов объясняется тем, что скважина по отношению к границе не полностью перпендикулярна, а находится под небольшим углом, который еще более снижает продуктивные характеристики. Однако стоит отметить, что при расположении горизонтального участка скважины параллельно экрану угол наклона касательной может изменяться гораздо более значительно.

Так как в данной скважине замерялся продолжительный участок падения давления, то данные были использованы также для проверки предположения о различном поведении пластовой системы при пуске и остановке скважины. Были построены диагностические графики для обоих случаев. Как и предполагалось, линейное течение на кривой восстановления давления четко не выделяется, что может подтверждать ранее высказанные предположения. Однако при этом можно выделить участок с линейным течением на кривой стабилизации давления.

Возможность моделирования двуствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающими два пласта, разделенных глинистой перемычкой, была показана на примере Ачимовского месторождения, где так разрабатываются пласты ЮВ/ и ЮВД Данные пласты обладают схожими геолого-физическими характеристиками и являются достаточно однородными. Это облегчает задачу подбора параметров при моделировании двуствольных скважин, вскрывающих два пласта. В таком случае можно задаться допущением, что параметры двух пластов одинаковы. Тогда задача наилучшего совмещения будет сводиться, главным образом, к подбору параметров скважины. В случае бурения наклонно-направленных скважин с

горизонтальными окончаниями, главным варьируемым параметром является длина скважины. Значение длины скважины подразумевает не только фактический горизонтальный участок, но и длину работающих интервалов. Таким образом, даже два ствола с одинаковой фактической проходкой по стволу, могут иметь разную суммарную длину работающих интервалов. Все это говорит о высокой актуальности вопроса для Ачимовского месторождения интерпретации данных двуствольных скважин с горизонтальными окончаниями и разной работающей длиной стволов.

Для демонстрации возможности моделирования таких двуствольных скважин зададимся параметрами, использованными ранее для проверки методики. При этом один ствол мы возьмем длиной 500 м, как и в примере, а второй ствол длиной 100 м. Решая обратную задачу как для двух стволов раздельно, так и вместе, получим кривые восстановления давления для первого, второго ствола и двуствольной скважины в целом. Пример моделирования по приведенным данным показан на рисунке 6.

Рисунок 6 - Моделирование кривых восстановления давления для двуствольной скважины

Таким образом, внедрение на Ачимовском месторождении стационарных глубинных манометров и использование подходов, изложенных в данной

работе, позволит интерпретировать данные одно- и двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями. Это позволит получить большее представление о характере работы пластов и их продуктивных характеристиках, работающей длине скважин, а также станет возможен более качественный контроль за разработкой пластов ЮВ,1 и ЮВ)2 в целом.

В процессе интерпретации определяется также и дебит скважины для каждого ствола. Таким образом, установление работающих длин каждого горизонтального участка позволит произвести разделение потоков, а значит вести учет добычи нефти из каждого продуктивного пласта. Имея эти данные, становится возможным правильно настроить гидродинамическую модель пластов и определить зоны с невыработанными запасами. На основании уже этой информации возможно совершенствовать системы разработки, проводить боковые стволы в зоны с невыработанными, подбирать оптимальные режимы для скважин с горизонтальными участками, а также определять необходимость дальнейшего бурения разрабатываемых зон.

Предложенные решения по оперативной оценке параметров пласта одноствольных скважин были использованы для интерпретации данных гидродинамических исследований скважин с горизонтальными окончаниями Мегионского месторождения, относящихся к объектам разработки АВ1-2 и БВ8. В последнем составленном проектном документе «Дополнение к проекту разработки Мегионского месторождения, 2011» в рамках программы исследовательских работ рекомендовано использование программы «КС-метод» для оперативной оценки параметров пласта в зонах, разбуренных наклонно-направленными скважинами с горизонтальными окончаниями.

Основные выводы и рекомендации 1. Разработана методика, позволяющая моделировать процесс фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин в двумерной постановке и построить кривую изменения давления. Методика реализована в программе «КС-метод» и является довольно гибкой, что позволяет использовать ее для широкого спектра гидродинамических задач притока к горизонтальным участкам скважин.

2. Получено численное решение в двумерной постановке для учета влияния непроницаемых границ на скважины с горизонтальными окончаниями для двух случаев - скважина расположена параллельно и перпендикулярно непроницаемой границе, что позволяет производить оперативную интерпретацию данных ГДИ для этих случаев.

3. Установлено, что при регистрации КСД обработке подлежат все три вида притока. При КВД - наиболее информативным является участок псевдорадиального течения в случае его достижения.

4. Разработано решение для интерпретации данных гидродинамических исследований двухствольных скважин, вскрывающих два пласта с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, позволяющее также осуществить разделение потоков в скважинах, то есть осуществлять контроль за выработкой запасов каждого пласта при эксплуатации одной скважиной.

5. Методика опробована на данных гидродинамических исследований Крайнего и Мегионского месторождений, а также даны рекомендации по проведению ГДИ на Ачимовском месторождении с использованием одно- и двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, что позволит не только определять текущие параметры пласта, но и вести раздельный учет жидкости, добываемой из каждого пласта.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Синцов И.А. Оценка дебитов горизонтальных скважин / И.А. Синцов, М.Ю. Климов, Л.М. Гапонова // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2008. - Вып. 3. - С. 383-388.

2. Синцов И.А. Выбор оптимальных конфигураций горизонтальных скважин сложных профилей / И.А. Синцов // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Мат. II Междунар. науч. симпозиума. - Т.2. - М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2009. -С. 175-178

3. Синцов И.А. Гидродинамические исследования двуствольных горизонтальных скважин / И.А. Синцов, JI.M. Гапонова, О.В. Чивилева // Сборник тезисов VII Международного молодежного нефтегазового форума. -Алматы: КазНТУ, 2010. - С. 66-68.

4. Синцов И.А. Решение нестационарных задач фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам / И.А. Синцов // Нефтегазовые горизонты: Сборник тезисов второй международной научно-практической конференции. - М.: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2010. - С. 37-38

5. Синцов И.А. Оперативный расчет дебитов нефти горизонтальных скважин / И.А. Синцов, М.Л. Карнаухов // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. науч. тр. / под ред. С.И. Грачева. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 243-250.

6. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ №2010616780. Программа для решения нестационарной задачи фильтрации жидкости к горизонтальной скважине (КС-метод) / И.А. Синцов; зарегистр. в Реестре программ для ЭВМ 12.10.2010 г.

7. Sintsov I. The decision of a non-stationary problem of a filtration of a liquid to a multi horizontal well / I. Sintsov // East Meets West, European Student Petroleum Congress: Congress Book. - Krakow, Poland: AGH, 2011. - C. 10.

8. Синцов И.А. Анализ эффективности бурения двуствольных горизонтальных скважин на Ачимовском месторождении / И.А. Синцов, И.А. Ковалев // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб.науч.тр. - Тюмень: Типография «Печатник», 2011. - С. 86-90.

9. Синцов И.А. Особенности идентификации режимов течения к многоствольным горизонтальным скважинам / И.А. Синцов // Проблемы геологии и освоения недр: труды XV международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. Том II; Томский политехнический университет. - Томск: ТПУ, 2011. - Т. 2. - С. 129- 131.

10. Синцов И.А. Сравнение эффективности бурения одноствольных и многоствольных горизонтальных скважин различных конфигураций /

И.А. Синцов // Современные проблемы освоения недр: материалы I Всерос. заочной (с международным участием) науч.-практ. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. - Белгород: ИПК НИУ «БелГУ», 2011. - С. 112 - 115.

11. Карнаухов М.Л. Разработка решения для учета влияния непроницаемых границ на производительность горизонтальных скважин / M.JI. Карнаухов, Е.М. Пьянкова, И.А. Синцов // Территория Нефтегаз. - 2011. -№8.-С. 78-81.

12. Синцов И.А. Влияние непроницаемых границ на эффективность разработки горизонтальными скважинами Крайнего месторождения / И.А. Синцов // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Мат. III Междунар. науч. симпозиума. -Т.2. - М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч.-исслед. ин-т», 2011. - С. 220-223.

13. Синцов И.А. Оценка эффективности применения закачки воды и газа с применением гидроразрыва пласта и горизонтальных скважин в нефтенасыщенных сланцах Западной Сибири / И.А. Синцов, A.A. Александров // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 5. - С. 55-57.

14. Синцов И.А. Гидродинамические исследования в многозабойных скважинах с горизонтальными стволами / И.А. Синцов // Территория Нефтегаз.

-2012.-№3,-С. 55-57.

Соискатель

И.А. Синцов

Подписано к печати 13.10.2012 г. Бумага писчая. Заказ № 036. Тираж 100 экз. Типография «Апринт», г. Тюмень, 50 лет ВЛКСМ, 51

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Синцов, Иван Алексеевич

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБОБЩЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ УЧАСТКАМ СКВАЖИН.

1.1 Виды и характеристика притоков, возникающих при фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин.

1.2 Обобщение теоретических исследований в области фильтрации жидкости к нескольким горизонтальным окончаниям одной скважины, вскрывающим один эксплуатационный объект.

1.3 Обзор аналитических решений для описания фильтрации жидкости к горизонтальным окончаниям скважин с наличием трещин разрыва.

1.4 Методы интерпретации гидродинамических исследований.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА И ПРОВЕРКА МЕТОДИКИ РЕШЕНИЯ

ДВУМЕРНОЙ ЗАДАЧИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ, АДАПТИРОВАННОЙ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ПРОЦЕССОВ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ В ПЛАСТАХ.

2.1 Разработка методики решения двумерной задачи нестационарной фильтрации и реализация в программе «КС-метод».

2.2 Проверка методики путем интерпретации модельных кривых и сравнения с аналитическими зависимостями.

2.3 Решение задачи об учете влияния непроницаемых границ на производительность скважин с горизонтальным окончанием с помощью разработанной методики и сравнение с методом суперпозиции.

2.4 Анализ видов притоков к горизонтальным участкам скважин с использованием разработанной методики.

2.5 Интерпретация данных гидродинамических исследований наклонно-направленных скважин с одним или двумя горизонтальными стволами

2.6 Выводы по главе 2.

ГЛАВА 3. АПРОБАЦИЯ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ НА ДАННЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ И ДОКАЗАТЕЛЬСТВО ПОЛУЧЕННЫХ РЕШЕНИЙ.

3.1 Апробация методики на наклонно-направленных скважинах с горизонтальными окончаниями Крайнего месторождения.

3.1.1 Краткая характеристика Крайнего месторождения.

3.1.2 Доказательство решений об учете влияния непроницаемых границ и различного поведения пластовой системы при пуске и остановке скважины на примере данных гидродинамических исследований пласта БСю2 Крайнего месторождения.

3.2 Апробация методики на наклонно-направленных скважинах с двумя горизонтальными окончаниями Ачимовского месторождения.

3.2.1 Краткая характеристика Ачимовского месторождения.

3.2.2 Анализ эффективности работы скважин с одним и двумя горизонтальными окончаниями и проблемы контроля за разработкой при вскрытии нескольких пластов на Ачимовском месторождении.

3.2.3 Анализ достоверности определения основных параметров пласта при проведении гидродинамических исследований, проводимых на скважинах Ачимовского месторождения.

3.2.4 Повышение эффективности контроля за разработкой юрских пластов Ачимовского месторождения путем интерпретации данных гидродинамических исследований скважин с двумя горизонтальными стволами.

3.3 Выводы по главе 3.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности гидродинамического контроля за разработкой нефтяных месторождений"

Актуальность темы

При разработке трудноизвлекаемых запасов углеводородов в коллекторах Западной Сибири применяются наклонно-направленные скважины с одним или несколькими горизонтальными участками. В последние пять лет около 10% вводимых из бурения скважин имеет горизонтальный ствол. Только за первую половину 2012 года нефтяными компаниями пробурено более 400 таких скважин. В связи с этим возникла проблема усложнения геофизического и гидродинамического контроля за разработкой месторождений, которая не имеет оптимального решения. Известные методы исследования параметров пластов и процессов, происходящих в них, разрабатывались для скважин с вертикальным или наклонным вскрытием. К трудностям гидродинамического контроля скважин с одним или двумя горизонтальными участками относятся -длительное время перераспределения давления, несоответствие между работающей и вскрытой частью горизонтального ствола, наложение показателей работы двух стволов в многозабойных скважинах, отсутствие аналитических решений для случаев с наличием непроницаемой границы.

Для повышения уровня достоверности определяемых параметров контроля разработки, таких как проницаемость, пьезопроводность, скин-фактор, продуктивность, работающая длина ствола, расстояние до барьера, необходима разработка новых методов интерпретации гидродинамических исследований скважин с одним или двумя горизонтальными участками.

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая отличается большой выработкой запасов нефти, также высоким показателем обводненности. По этой причине уделяется большое внимание освоению запасов, относящихся к трудноизвлекаемым. К таким запасам относятся залежи, характеризующиеся неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств пласта, как по площади, так и по разрезу, а также наличием обширной зоны водонефтяного контакта, большой расчлененностью пласта. К примерам таких залежей можно отнести продуктивные пласты Ачимовского и Крайнего месторождений. Использование традиционных систем разработки с применением наклонно-направленных скважин на практике оказывается малоэффективным.

Учитывая совершенствование технологий горизонтального бурения, снижение стоимости бурения, а также рост трудноизвлекаемых запасов нефти, технология бурения горизонтальных и многоствольных скважин имеет большие перспективы. Вышеперечисленное определяет актуальность темы диссертационной работы.

Цель работы

Повышение эффективности контроля разработки нефтяных месторождений путем совершенствования методов гидродинамических исследований продуктивных пластов при эксплуатации наклонно-направленных скважин с одним или двумя горизонтальными окончаниями.

Основные задачи исследования

1. Разработка методики изучения процессов притока жидкости к горизонтальному участку скважины в двумерной постановке.

2. Теоретические исследования в области фильтрации к горизонтальной части скважины с учетом влияния непроницаемых границ.

3. Разработка решения для обработки гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два гидродинамически несвязанных пласта с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами.

4. Практическая апробация на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является эксплуатационная наклонно-направленная скважина с одним или двумя горизонтальными участками, вскрывающими два продуктивных пласта; предметом - гидродинамические исследования скважин.

Научная новизна

1. Разработана методика решения двумерной задачи нестационарной фильтрации, адаптированная для изучения процессов фильтрации жидкости в пластах, в том числе с наличием непроницаемых границ, при дренировании их горизонтальными окончаниями наклонно-направленных скважин.

2. Получено решение, позволяющее проводить интерпретацию данных гидродинамических исследований двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, вскрывающих два пласта с одинаковыми коллекторскими свойствами.

3. Установлено, что процессы перераспределения давления в пласте при пуске и остановке скважин с горизонтальными участками характеризуются различными видами притоков.

Практическая ценность работы

1. Предложено проводить гидродинамический контроль за разработкой в одно- и двухствольных скважин с горизонтальными участками с использованием программного продукта «КС-метод», который позволяет интерпретировать данные исследований на нестационарных режимах, в том числе в пластах с наличием геологических нарушений.

2. Предлагаемая методика внедрена при интерпретации данных гидродинамических исследований Крайнего и Мегионского месторождений, что позволило уточнить фильтрационные параметры пласта и установить наличие непроницаемой границы. Рекомендована для дальнейшего оперативного контроля за разработкой участков, разбуренных наклонно-направленными скважинами с горизонтальными участками («Дополнение к проекту разработки Мегионского месторождения», 2011). Предложена для интерпретации данных гидродинамических исследований одно- и двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными участками на Ачимовском месторождении.

Основные защищаемые положения

1. Методика интерпретации данных гидродинамичесих исследований в наклонно-направленных скважинах с горизонтальными окончаниями, в том числе расположенных в пластах с наличием непроницаемых границ.

2. Выделение различных характеристик смены видов притока при обработке кривых изменения давления в процессе пуска и остановки скважины.

3. Применение методики, реализованной в программе «КС-метод», для обработки данных гидродинамических исследований двухствольных наклонно-направленных скважин с горизонтальными окончаниями.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Область исследования включает разработку методики для интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИ) с использованием численных методов и привлечением компьютерных технологий, что позволяет осуществить имитационное моделирование процессов фильтрации жидкости в пласте при эксплуатации наклонно-направленными скважинами с горизонтальными окончаниями.

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, пункту 5.

1 ОБОБЩЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ В ОБЛАСТИ ФИЛЬТРАЦИИ ЖИДКОСТИ К ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ УЧАСТКАМ СКВАЖИН

Гидродинамические исследования горизонтальных скважин весьма специфичны по сравнению с аналогичными исследованиями в вертикальных. Существует множество факторов, затрудняющих правильную интерпретацию полученных данных, поэтому разработка методик, позволяющих понять суть фильтрационных процессов в пласте, дренируемого горизонтальной скважиной, особенна актуальна. Это подтверждается и многочисленными публикациями, касающимися этого вопроса [1, 13, 26, 34, 50, 78, 81, 87, 97, 107, 117, 118, 119, 121, 125, 126, 134, 135, 139].

Новые технические решения, такие как бурение многоствольных скважин и проведение ГРП в горизонтальных скважинах, в том числе поинтервальных, еще более усложняют задачу, в особенности когда горизонтальные скважины бурятся в сложных геологических условиях (тектонические и литологические нарушения, неоднородность коллекторов). В настоящее время не существует методик, способных полностью учитывать все изложенные выше факторы. В связи с этим во многих случаях становится невозможно достоверно определить характеристики пластов.

В первой главе рассматриваются особенности притока как к одноствольным, так и к многоствольным горизонтальным скважинам, в том числе с ГРП, а также методы интерпретации гидродинамических исследований в таких скважинах, известные на сегодняшний день.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Синцов, Иван Алексеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработана методика, позволяющая моделировать процесс фильтрации жидкости к горизонтальным участкам скважин в двумерной постановке и построить кривую изменения давления. Методика реализована в программе «КС-метод» и является довольно гибкой, что позволяет использовать ее для широкого спектра гидродинамических задач притока к горизонтальным участкам скважин.

2. Получено численное решение в двумерной постановке для учета влияния непроницаемых границ на скважины с горизонтальными окончаниями для двух случаев - скважина расположена параллельно и перпендикулярно непроницаемой границе, что позволяет производить оперативную интерпретацию данных ГДИ для этих случаев.

3. Установлено, что при регистрации КСД обработке подлежат все три вида притока. При КВД - наиболее информативным является участок псевдорадиального течения в случае его достижения.

4. Разработано решение для интерпретации данных гидродинамических исследований двухствольных скважин, вскрывающих два пласта с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами, позволяющее также осуществить разделение потоков в скважинах, то есть осуществлять контроль за выработкой запасов каждого пласта при эксплуатации одной скважиной.

5. Методика опробована на данных гидродинамических исследований Крайнего и Мегионского месторождений, а также даны рекомендации по проведению ГДИ на Ачимовском месторождении с использованием одно- и двухствольных скважин с горизонтальными окончаниями, что позволит не только определять текущие параметры пласта, но и вести раздельный учет жидкости, добываемой из каждого пласта.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Синцов, Иван Алексеевич, Тюмень

1. Алиев З.С., Боидареико В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. - 96 с.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001.- 192 с.

4. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 131 с.

5. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. 288 с.

6. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.

7. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

8. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. -199 с.

9. Биглов А.Ш., Талипов И.Ф., Эльсункаев Э.М. Опыт использования скважин с горизонтальным окончанием для поддержания энергетического состояния пласта // Георесурсы, №1, 2010. С. 18-19.

10. Бондаренко В.В. Обоснование длины завершающей части профиля горизонтальной скважины с учетом ее производительности // Вестник ассоциации буровых подрядчиков, №3, 2008. С. 29-33.

11. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.-200с.

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

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

14. Вахрушева И.А., Ручкин A.A., Саунин В.И., Сухер В.З., Леванов А.Н., Масалкин Ю.В., Романчев М.А. Результаты строительства и эксплуатации горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири // Нефтяное хозяйство, №2, 2010. С. 34-37.

15. Гапонова Л.М., Карнаухов М.Л. Оптимизация системы разработки Сугмутского месторождения с использованием горизонтальных скважин // SPE 104357.

16. Гафинец А.З., Арсланов В.М., Синцов И.А. Приток газа к горизонтальным скважинам // Совершенствование техники и технологии строительства скважин и разработки месторождений нефти и газа в Западной

17. Сибири. Вып. 4, Сб. трудов кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»: ТюмГНГУ, 2007. С. 137-144.

18. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. 2002. 255с.

19. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. Бурение скважин. - 16с.

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

21. Гулиев М.А., Гусейнадзе М.А., Максимов М.М. Методы моделирования и расчета термо- и гидродинамических процессов в нефтяном пласте. -М.: Недра, 1984. 151 с.

22. Джалалов Г.И. Гидрогазодинамика разработки нефтяных и газовых залежей в деформируемых коллекторах. Докт. диссерт. ИПНГМ АН Азерб. ССР, 1990.

23. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. -365с.

24. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

25. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: Изд. «Грааль». - 2001. - 303 с.

26. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. — Казань: Изд-во «Плутон», 2007. — 124 с.

27. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212 с.

28. Калинин А.Г. и др. Бурение наклонных скважин/ Справочник., М., Недра. 277 с.

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

30. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. 212 с.

31. Карнаухов М.JI. Климов М.Ю. Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин. Разработка газовых месторождений на современном этапе. Выпуск 2. ТюмГНГУ г. Тюмень 2005.-С. 22-34.

32. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М., Синцов И.А. Разработка решения для учета влияния непроницаемых границ на производительность горизонтальных скважин // Территория Нефтегаз, №8, 2011. С. 78-81.

33. Карнаухов М.Л., Климов М.Ю., Гапонова Л.М., Пьянкова Е.М. Исследование процессов фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам // Территория Нефтегаз, №12, 2008. С. 78-83.

34. Карнаухов М.Л., Гапонова Л.М., Шенбергер В.М., Пьянкова Е.М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения // Известия Вузов «Нефть и газ», г. Тюмень. С. 23-29.

35. Кодзаев Ю.В. Бурение разведочных горизонтальных скважин. М.: Недра, 1983.-204 с.

36. Королев К.Б., Силкина Т.Н., Воронков A.A., Слабецкий A.A., Комаров B.C. Рациональный подход к проведению гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, №12, 2006. С. 114-117.

37. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. - 302 с.

38. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомольный Е.И., Шайхутдинов Р.Т., Тимеркаев М.М., Голубев Г.Р. Строительство горизонтальных скважин. М.: ЗАО «Издательство «Нефтяное хозяйство», 2007. - 688 с.

39. Кульпин Д.Г., Ю.А. Мясников Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. // М.: Недра, 1974. 200 с.

40. Кустышев В.А., Гейхман М.Г., Матиешин И.С. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: Учебное пособие. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 124 с.

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

42. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.

43. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001. 562с.

44. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде. Екатеринбург: Издательство «Путиведь», 2000. -207 с.

45. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде.

46. Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2004. 628 с.

47. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределенность. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 368 с.

48. Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП. Автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук // Уфа, 2004. 24 с.

49. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство, №7, 2003. -С. 74-75.

50. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. 355 с.

51. Оберкирхер Д., Комо Б., Бейли Э., Кэвендер Т., Джексон В. Интеллектуальные многоствольные скважины: следующий этап в развитии технологии строительства скважин // Вестник ассоциации буровых подрядчиков, №4, 2008. С. 12-17.

52. Сенкевич Н.Г. Теоретические аспекты разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Тюмень: ТюмГНГУ, 2001. -100 с.

53. Силов В.Ю., Габбасов Р.Г. Особенности проведения и интерпретации ГДИС, проводимых на месторождениях ОАО "Сибнефть-ННГ".

54. Синцов И.А. Решение нестационарных задач фильтрации жидкости к многоствольным горизонтальным скважинам // Сборник тезисов второй международной научно-практической конференции «Нефтегазовые горизонты»: М.: РГУНиГ им. И.М. Губкина, 2010. С. 37-38.

55. Синцов И.А. Фильтрация жидкости к горизонтальным скважинам после гидроразрыва пласта // Инновационные технологии для нефтегазового комплекса: сборник научных трудов / под ред. В.П. Овчинникова. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 298-303.

56. Синцов И.А., Александров A.A. Оценка эффективности применения закачки воды и газа с применением гидроразрыва пласта и горизонтальных скважин в нефтенасыщенных сланцах Западной Сибири // Технологии нефти и газа, №5, 2011. С. 55-57.

57. Синцов И.А., Гапонова JI.M., Чивилева О.В. Гидродинамические исследования двуствольных горизонтальных скважин // Сборник тезисов VII Международного молодежного нефтегазового форума: Алматы, 2010. С. 66-68.

58. Синцов И.А., Гушинец A.C. Особенности фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам с ГРП на Пальниковском месторождении // Сборник тезисов VIII Международного молодежного нефтегазового форума: Алматы, 2011. С. 79-81.

59. Синцов И.А., Карнаухов M.JI. Оперативный расчет дебитов нефти горизонтальных скважин // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: сб. науч. тр. / под ред. С.И. Грачева. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. - С. 243-250.

60. Синцов И.А., Климов М.Ю., Гапонова JI.M. Оценка дебитов горизонтальных скважин // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр., Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. Вып. 3. - С. 383-388.

61. Синцов И.А., Ковалев И.А. Анализ эффективности бурения двуствольных горизонтальных скважин на Ачимовском месторождении // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: сб.науч.тр. Тюмень: Типография «Печатник», 2011. - С. 86-90.

62. Телков А.П., Грачев С.И. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи // М.: Изд. ЦентрЛитНефтеГаз. - 2008. - 512 с.

63. Фэй Ф.З., Кабиров М.М. Влияние ГРП на дебит горизонтальной скважины // Нефтяное хозяйство, №6, 1999. С. 30-31.

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

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

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

67. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963.-369 с.

68. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 320 с.

69. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин: Монография. М.: 2008. 460с.

70. Черных В.В. Геолого-математические модели нефтегазодобычи. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2008. - 454 с.

71. Шагиев Р.Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

72. Шарафутдинов РФ., Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Закиров М.Ф., Федоров В.Н., Мешков В.М. Определение гидродинамических параметров пласта в горизонтальной скважине на основе решения прямой обратной задачи // Нефтяное хозяйство, №10, 2004. - С. 78-79.

73. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.4. 1. 586 е.; 4.2. 493 с.

74. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948. 144 с.

75. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Москва-Ленинград: Гостоптехиздат, 1949. - 525 с.

76. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. - 736 с.

77. Эрлагер Р. Гидродинамические исследования скважин. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 468 с.

78. Ahmed U., Badry R.A. Production Logging as an Integral Part of Horizontal-Well Transient-Pressure Test // SPEFE (Dec. 1993) 280.

79. Anraku T., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis. // SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114-121.

80. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

81. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

82. Bourdarot G. Well Testing: Interpretation Methods, Center for petroleum engineering and projects development, 1998.

83. Bourde D. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models, Elsevier science, Amsterdam, Netherlands, 2002.

84. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

85. Chaudhri A.U. Oil Well Testing Handbook, Advanced TWPSOM Petroleum Systems inc., Houston, Texas, 2004.

86. Cholet H. Well Production Practical Handbook, Editions Technip, Paris,2000.

87. Clonts M.D., Ramey, H.J. Pressure-Transient Analysis for Wells With Horizontal Drainholes, paper SPE 15116.

88. Daviau, F. et al. Pressure Analysis for Horizontal Wells // SPEFE (Dec. 1988); Trans., AIME 285.

89. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

90. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5,1977.

91. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

92. Economides M.J., Hill A.D., Ehlig-Economides C. Petroleum production systems, Prentice Hall PTR, Upper Saddle River, New Jersey, 1994.

93. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir stimulation, Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1989.

94. Economides M.J., Oligney R., Valko P. Unified fracture design: bridging the gap between theory and practice, Olsa Press, Alvin, Texas, 2002.

95. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980. p. 1065-1077.

96. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

97. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

98. Goode P.A. Thambynayagam R.K. Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media, SPEFE (Dec. 1987) 683; Trans., AIME, 283.

99. Gringarten A.C. and all. Frequenly Asked Questions in Well Test Analysis. SPE 63077. p. 9.

100. Hegeman PS. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPE.,Sept. 1993,- p. 201-207.

101. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 1820, 1986.

102. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.

103. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599-606.

104. Homer D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II.- p. 505.

105. Joshi S.D. Horizontal well productivity, Zulia, Vezuela, 2009.

106. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991

107. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

108. Kamal M.M. et al. Pressure-Transient Analysis for a Well With Multiple Horizontal Sections // paper SPE 26444 presented at the 1993 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, 3-6 October.

109. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994.

110. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation horizontal wells // JPT, January 1995.

111. Kuchuk F.J., Habashy T. Pressure Behavior of Horizontal Wells in Multilayer Reservoirs With Crossflow // SPEFE (March 1996) 55.

112. Lenn C. et al. Horizontal Well Performance Evaluation and Fluid Entry Mechanisms // paper SPE 49089 presented at the 1998 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September.

113. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. // Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.

114. Matthews C.S., Brons F., Hazebroek P. A Method for the Determination of Average Pressure in a Boundet Reservoir. Trans. AIME. 1954.,201: p.182-191.

115. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91-104.

116. Odeh A.S., Babu D.K. Transient Flow Behavior of Horizontal Wells: Pressure Buildup and Drawdown Analysis // SPEFE (March 1990) 7; Trans., AIME, 289.

117. Ozkan E., Raghavan R., Joshi, S.D. Horizontal-Well Pressure Analysis // SPEFE (Dec. 1989) 567; Trans., AIME, 287.

118. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period//J.P.T., 1982.

119. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Infiuencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

120. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 14951505.

121. Rogers EJ. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

122. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, 4, (1996), 21-27.

123. Sintsov I. The decision of a non-stationary problem of a filtration of a liquid to a multi horizontal well // Congress Book: East Meets West, European Student Petroleum Congress. Krakow, Poland: AGH, 2011. - C. 10.

124. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.

125. Su H.J., Kabir C.S. Analytic-Numeric Hybrid Modeling Approach for Interpreting Transient Tests in Horizontal Wells // SPE 62914.

126. Suzuki K., Nanba T. Horizontal well test analysis system. SPE 20613,1990.

127. Tauzin E., and Hörne R.N. Influence Functions for the Analysis of Well Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28433, Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25-28, 1994.

128. Van-Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Tranformation to Flow Problems in Reservoirs., Trans. AIME, 1949, v. 186. p. -305-324.

129. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment // SPEJ, Sept. 1979.-p. 291-297.

130. Williams E. T., Kikani J. Pressure transient analysis of horizontal well in a naturally fractured reservoir. SPE 20612, 1990.