Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.276.1/4

0034676В4

Орлов Игорь Рудольфович

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ АНИЗОТРОПНЫХ ПЛАСТОВ С УЧЕТОМ ТЕНЗОРНОЙ ПРИРОДЫ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Специальность 25.00.17 -Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

о О ' •

Л .'; >.11 Г

Москва 2009

003467664

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Бравичева Татьяна Борисовна Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Дмитриев Николай Михайлович кандидат технических наук Ермолаев Сергей Александрович

Ведущая организация: ОАО «ВНИИнефть имени

акад.А.П.Крылова» (ВНИИнефть, Москва)

Защита диссертации состоится I (к. 2009 г. в ауд. 731 в 15:00 ч. на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, 65

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

горефератразослан 10 о. и _2009г

Ученый секретарь диссертационного совета,

Д.Т.Н., проф.

Сомов Б.Б.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Формирование ловушек углеводородов происходят в условиях сложной обстановки осадконакопления и диагенеза. Для таких типов залежей как аллювиальные, флювиальные, дельтовые, эоловые и другие, характерно наличие в пласте существенной неоднородности - неструктурное распределение частиц скелета породы и поровых каналов, формирование напряженного состояние породы и систем микротрещинности и т.п. В свою очередь, эти факторы способствуют проявлению пространственной анизотропии проницаемости системы. Получение информации о тензорном характере проницаемости возможно на основе анализа геолого-гидродинамических исследований.

Поэтому для обоснования технологий разработки анизотропных коллекторов необходимо повышение достоверности гидродинамических расчетов показателей разработки с учетом полного тензора проницаемости.

Анализ методик моделирования анизотропных коллекторов при использовании современных гидродинамических симуляторов свидетельствует о наличие пробела в методическом аспекте моделирования, В настоящее время имеется большое количество исследований по созданию теоретических основ численных методов для моделирования указанных коллекторов, в том числе соответствующие программные продукты, при использовании которых необходимо задание всех компонент полного тензора проницаемости. Вмес-.е' тем данная информация, как правило, представлена в неявном виде. На стадии проектирования единственной доступной информацией являются данные о распределении направления напряженного состояния системы и значениях компонент тензора вдоль этих направлений. Поэтому представляется целесообразным использовать эти данные для оценки полного тензора. Кроме того использование симуляторов, учитывающих тензорный характер

проницаемости, затруднен, о в связи с возможным нарушением сходимости численных алгоритмов при необходимости детализации локальных областей на полномасштабных моделях. Поэтому важно выявить границы эффективного применения моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на создание научно-методических основ построения гидродинамических моделей анизотропных коллекторов для повышения эффективности технологий их разработки.

Цель работы является разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности управления разработкой нефтегазовых месторождений.

Задачи исследования

Для достижения поставленной цели в работе были решены следующие задачи:

1. Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов.

2. Постановка и решение задачи получения полного тензора на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния

3. Выявление закономерностей влияния вариации главных осей напряженного состояния на показатели разработки и обоснование границ эффективного применения гидродинамических моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.

4. Разработка и апробация методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости.

5. Обоснование мероприятий по управлению разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики для условий Сугмутского месторождения.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и полученных результатов обеспечивается использованием современных методов гидродинамического моделирования, тензорного исчисления, обобщения фактических результатов разработки месторождений с анизотропным коллектором и результатами адаптации гидродинамических моделей по истории разработки с достаточной сходимостью расчетных параметров.

Научная новизна

1. Поставлена и решена задача получения полного тензора на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния, являющаяся математической базой моделирования пластов с высокой изменчивостью анизотропии.

2. Выявлены качественные и количественные закономерности влияния степени вариации главных осей тензора на динамику показателей разработки, что позволяет обосновать границы эффективного применения моделей

читывающих полный тензор. Так, при углах вариации напряженного состояния до 5 градусов целесообразен учет только элементов главной диагонали тензора проницаемости.

3. Разработана методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов, позволяющая наиболее полно учесть распределение проницаемости при управлении разработкой месторождения и использующая информацию о направлениях главных осей тензора проницаемости.

Практическая значимость

Разработанная методика моделирования анизотропных коллекторов позволяет учесть специфику фильтрационных процессов в анизотропных пластах и повысить достоверность расчетов показателей разработки. Обоснована целесообразность применения разработанной методики для углов вариации главных осей в интервале от 5 до 45 градусов.

На основе апробации методики для условий Сугмутского месторождения (пласт БС92) показано, что учет полного тензора позволяет повысить точность прогноза текущих показателей разработки на 7 процентов по сравнению с учетом только главной диагонали матрицы проницаемости. Результаты апробацуШ методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов позволяют рекомендовать ее при принятии технологических решений при проектировании и управлении.

Показано для условий Сугмутского месторождения, что при использовании методики возможно значительное увеличение эффективности методов управления разработкой при учета тензора проницаемости при обосновании технологии зарезки боковых стволов.

Внедрение результатов диссертации

Результаты исследований вошли в состав проектных документов по разработке Сугмутского месторождения (протокол ЦКР Роснедра №3613 от 16.03.2006г.), Восточной оторочки ОНГКМ (протокол ЦКР Роснедра № 4100 от 27.09.2007г.), Урманского месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 3960 от 19.04.2007г.).

Апробация работы

Основные результаты исследований представлены на следующих конференция и семинарах:

1. МСНК «Нефть и газ - 2006», 21-24 апреля 2006г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;

2. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 29-30 января 2007г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;

3. «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», 24-26 апреля 2007г, ИПНГ РАН, Москва.

4. Семинар компании British Petroleum и РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 15-16 мая 2007 г, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва.

5. «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007г, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва.

6. «StatoilHydro International Student Conference», 8-13 октября 2007г., Исследовательский центр компании СтатойлГидро, Тронхейм, Норвегия.

7. Научный семинар по моделированию исследовательского центра СтатойлГидро, 1 февраля 2008г.

8. Научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (2007,2008 гг).

Публикации

По результатам исследований опубликовано 11 печатных работ, в том числе три статьи (две работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ).

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и приложения. Общий объем работы составляет A3 / страниц, в числе /3 / страниц машинописного текста, U\ рисунка, таблиц и списка литературы из )J /наименования.

Благодарности

Автор считает своим долгом выразить особую признательность за идеи, постоянное внимание и помощь в работе над диссертацией научному руководителю доценту, к.т.н. Бравичевой Т.Б. Автор глубоко благодарен заведующему кафедры РиЭНМ проф., д.т.н Мищенко И.Т., проф., д.т.н

Михайлову H.H., проф., д.т.н Ермолаеву А.И. и коллективу кафедр Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений и Нефтегазовой и подземной гидромеханики за бесценную помощь, консультации, обсуждение работы и знания, полученные в стенах РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина.

Кроме того, хотелось выразить благодарность к.т.н Давыдову A.B., к.т.н Курамшину P.M. и Каркавцеву С.С. за большое содействие в выполнении работы. Автор признателен за помощь на завершающем этапе работы к.т.н. Телкову В.П., К.Т.Н. Исмагилову И.И., Лутфуллину A.A., Назиной В.Н, Пестрикову A.B., Мутлуруду П.К., Алвестаду Ю.

СОДЕРЖАНИИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена общая характеристика работы, в которой обоснована ее актуальность и сформулирована цель, поставлены основные задачи исследований и определены методы их решения, изложены защищаемые положения и результаты, их научная новизна, а также результаты апробации работы.

Первая глава «Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов» содержит анализ причин формирования анизотропии коллекторских свойств, методы оценки анизотропии коллекторских свойств, теоретические основы моделирования анизотропных пластов и обобщение опыта разработки месторождений с анизотропным коллектором.

Основной причиной наличия анизотропии проницаемостей послужили процессы осадконакопления в 'УЕШШх?1 гравитационного поля Земли и процессы диагенеза (выщелачивание, тектонические подвижки и др.). Примерами таких отложений являются аллювиальные, флювиальные, дельтовые, эоловые и прочие. В результате этих явлений образовывались

зоны (области), в которых преобладали разрывающие, сжимающие или сдвиговые напряжения. Это приводит к появлению анизотропии фильтрационно-емкостных и физических свойств системы.

Современные методы лабораторных керновых исследований дают возможность устанавливать пространственную (объемную) анизотропию коллекторских свойств - направления главных осей напряженного состояния и проницаемости вдоль главных направлений. На стадии проектирования эта информация является наиболее достоверной.

По ряду экспериментов на керновом материале зафиксировано не только наличие анизотропии проницаемости, но и вариация ее характера по площади.

Так, для Федоровского месторождения по пяти скважинам одного района изучение анизотропных свойств образцов позволило выявить вариативность направления оси максимальных напряжений. Проявление таких особенностей, по всей видимости, связано с тем, что в процессе осадконакопления речные и русловые накопления имели потоковый характер. Вследствие этого сформированные отложения имеют различную анизотропную характеристику по простиранию месторождения.

Анализ опыта разработки показывает, что принятые в нефтедобыче технологии разработки сложнопостроенных коллекторов недостаточно полно учитывают специфику фильтрационных процессов в анизотропных пластах, что особенно важно при использовании горизонтальных скважин. Механизмы фильтрации при различном направлении горизонтального ствола приводят к различным закономерностям распределения фильтрационных потоков, что влияет на добывные возможности скважин. Так, для условий Сугмутского месторождения текущий КИН для ^ 'ЬХсГьд с разнонаправленной проводкой (х£>ДЬч>/ отличается 1.3 раза.

Вместе с тем, методический подход при гидродинамическом моделировании, как правило, сводц" л к заданию только вертикальной

анизотропии, причем с условным принятием его значения на уровне 0.1 или 0.01 по отношению к горизонтальной проницаемости. Однако даже использование данных о площадной анизотропии (только элементов главной диагонали) может существенно повысить достоверность оценки прогнозных показателей разработки.

Для количественной оценки влияния диагональных компонент тензора проницаемости анизотропии проведены многовариантные гидродинамические расчеты для различных вариантов проводки горизонтальных стволов на примере Урманского месторождения Томской области. Показано, что увеличение коэффициента извлечения нефти за первые 20 лет при учете направления проводки при длине горизонтального ствола 200 метров в соответствии с элементами главной диагонали составляло 14 % (соответствующие КИН имеют значения 0.304 и 0.347), дня длины горизонтального ствола 400 и 600 метров увеличение разницы в КИН составило 9 и 7 % соответственно.

Таким образом, только на примере несложного рассмотрения влияния площадного характера анизотропии показана степень неопределенности в результатах прогнозирования. Указанная неопределенность возрастает в случае необходимости учитывать полный тензор проницаемости.

Проведены также численные исследования влияния различных направлений осей сеточной модели для диагонального тензора, что может соответствовать осреднению угла вариации по данным гидродинамической модели и является попыткой учета анизотропии только на основе значений диагонали в матрице проницаемости. Анализ результатов показывает существенное отличие в текущей динамике показателей разработки, что обуславливает необходимость учета полного тензора.

Гйаы разработки

Рис. 1 - Динамика дебита по нефти при различной осредненной ориентации сеточного блока модели пласта (1 - при угле поворота q»= 0, 2 - при угле поворота Ф=45°) Модульные методы ГДИС и гидропрослушивание позволяют идентифицировать пространственный характер анизотропии, в том числе выявить компоненты полного тензора проницаемости. Решение этой задачи принципиально возможно на стадии управления разработкой. Поэтому, несмотря на объективные трудности, возможно получение информации о параметрической характеристики анизотропии пласта.

Проблемы, затрагиваемые в диссертационной работе освещены в трудах таких известных ученых и специалистов, как Алиев З.С., Баишев Б. Т., Баишев А.Б., Баишев Р.В., Баренблантг Г.Е., Басниев К.С., Борисов Ю. П., Вахитов Г. Г., Гавура В. Е., Гиматудинов Ш. К., Григулецкого В.Г., Давыдов A.B., Дияшев Р.Н., Дмитриевский А. Н., Дмитриев Н. М., Дмитриев М. Н., Добрынин В. М., Ентов В. М., Жданов С. А., Желтов Ю. П., Закиров С. Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Ибатуллин Р. Р., Индрупский И.М., Кадет В.В., Крылов А. П., Кузнецов

11

А. М., Кульпин JI. Г., Курамшин P.M., Курбанов А. К., Лысенко В. Д., Максимов В. М., Максимов М. М., Мирзаджанзаде А. X., Мищенко И. Т., Муслимов P. X., Михайлов Н. Н., Николаевский В. Н., Сомов Б. Е., Сургучев М. Л.., Хасанов М.М., Шахвердиев А. X., Щелкачев В. Н., Эфрос Д. А., Ааватсмарка И., Азиз X., Бабу Д., Маскет М., Оде А. и других. Впервые исследования анизотропной характеристики относятся к работам Маскета М. в приложении к интерпретации данных гидродинамических исследований скважин (ГДИС) для уточнения горизонтальной и вертикальной проницаемости.

Математическое описание фильтрационной модели в самой общей постановке учитывает полный тензор проницаемости.

Закон Дарси для анизотропных сред представляется в матричной форме, причем непосредственно за анизотропию фильтрационных свойств отвечает матрица (симметричный тензор второго ранга), определяемый на основе шести компонент. Все существующие типы анизотропии можно свести к соответствующим видам матрицы проницаемости. Разделяют четыре вида матриц, причем два из них имеют специальные названия: ортотропный (диагональный) и трансверсально-изотропный. Математически можно показать, что любой тип анизотропии можно привести к ортотропному типу. т.е. тензор проницаемости принимает диагональный вид в случае преобразований его в главной системе координат. Полный тензор проницаемости обуславливает необходимость наличия недиагональных компонент.

Сегодняшний уровень математического моделирования на базе численных решений и разностных схем Закирова Э.С., Ааватсмарка И. и других ученых позволяет создать фильтрационную модель с учетом тензорного характера проницаемости. Это реализовано, в том числе в программном продукте Eclipse 300 при явном заданий полного тензора проницаемости, что как указывалось, не всегда является доступной информацией. Кроме того использование указанных симуляторов затрудненно в связи с возможным

нарушением сходимости численных алгоритмов при необходимости детализации локальных областей на полномасштабных моделях.

До настоящего времени не выявлены границы эффективного применения гидродинамических моделей, учитывающих тензорных характер проницаемости, основанные на закономерностях влияния значений компонент тензора на динамику показателей разработки. Это связано, по-видимому, с отсутствием информации о компонентах тензора, особенно на стадии проектирования.

Поэтому в рамках диссертации необходимо решение задачи получения полного тензора на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния. Это позволит выявить указанные выше закономерности и тем самым обосновать границы применения гидродинамических моделей учитывающих анизотропию проницаемостей, т.е. обосновать выбор моделей, включающих только главную диагональ тензора проницаемости, или модель с полным тензором.

Кроме представленного подхода имеет место альтернативная возможности отражения влияния анизотропии пласта при фильтрационном теченг ! на базе тензора четвертого ранга, задающего относительные фазовые проницаемости. Методические аспекты получения соответствующих кривых детально рассмотрены в работах Дмитриева Н.М., Дмитриева М.Н., Кадета В.В., Максимов В. М. и др.

Поставлены задачи исследований.

Вторая глава «Разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости» содержит постановку и решение задачи вариации вектора анизотропии проницаемости в Ю и ЗБ постановке; моделирование площадной и пространственной вариации анизотропии проницаемости на основе полного тензора проницаемости;

создание методики моделирование анизотропных коллекторов на базе выработанных принципов.

В соответствии с результатами исследований, представленных в главе 1, методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости должна базироваться на решении задачи получения полного тензора на основе на линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния

В общем случае переход от одной системы координат к другой предполагает преобразование тензора по закону

т;;=«,АЛ (1)

где ал и а,, - компоненты матриц преобразования, Г,,-тензор преобразования.

Поэтому при преобразовании матрицы поворота в наиболее общем пространственном случае тензор проницаемости имеет вид

ка к„ ки

К К К к; К. к„

+ V1!+ + Ь,апап + к,апа,\ + куааа,2 + кмиа„

к,аиаг, +к!апап +*!а1,аг1 к,а', +кга]1 + к1а], к,а21а„ +кга12а,!+к,а1,а„ к^а, ,а„ + кга1гап + кгапа„ к,а21а,, + + кр^а,, кха+ +

(2)

Коэффициенты матрицы определяются в соответствии с углами, определяющие вариацию главных осей, - в,<р, у (рис.2):

а„ аа а„

*21 "22 "22

' СО8«!СО8|//-8т<55'|П|есО50 Эт рС05(С + СО85«т(УСО50 СОЗугСОЗд4 СОЗ^Шу'-Зт^СОКу/СОЗ*? - (^П ^ + СОИрСО$1/СО50 СОЗ^П в

(3)

При 2Б решении задачи в предположении, что ось Ъ совпадает с ориентацией основной разносной сетки, а угол <р - угол отклонения главных осей эллипса скважины от сеточных осей, тензор проницаемости принимает вид

к к Л

к,сое2 <р + кг эт* <р к^са$<р$тф-кг созр$1пр О кусо5<р$т(р-к,со5(р$т(1! к, мп* <р+кусовг <р О О Ок.

Рис.2 - Система координат при преобразовании тензора

Полученные аналитические решения в случае 3D и 2D вариации анизотропии проницаемости позволяют использовать указанные зависимости для получения компонент полного тензора проницаемости при гидродинамическом моделировании.

Для получения качественных и количественных закономерностей влияния углов вариации главных осей тензора проницаемости проведено численное исследование для элемента пятиточеной системы с горизонтальной скважиной на программном комплексе Eclipse 300. Рассмотрена неоднородная анизотропная модель с независимым распределением проницаемости в соответствии с логарифмически нормальным законом.

Таблица 1 - Закономерности влияния вариации главных осей

Показатели 0° 5° 10° 15° 25° 35° 45°

КИН 0.46 0.46 0.45 0.45 0.45 0.44 0.44

Максимальная разница в текущем КИН, % 0 2 5 7 10 12 14

Анализ результатов математического эксперимента (таблица 1). позволяет отметит следующее.

1. При незначительной вариации главных осей (0<ф<5) учет полного тензора проницаемости не приводит к существенному различию показателей разработки. Поэтому рекомендуется использование модели диагонального тензора проницаемости для прогнозирования показателей разработки с целью принятия технологических решений.

2. При вариации главных осей в интервале 5<ф<45 учет полного тензора проницаемости приводит к существенному различию показателей разработки. Поэтому рекомендуется использование модели полного тензора проницаемости.

3. При "сильной" вариации главных осей (ф>45) для учета полного тензора необходимо создание секторных моделей участков залежи с последующим обоснованием граничных условий (сшивкой моделей). По-видимому, это связано с возможным присутствием нескольких типов анизотропных коллекторов в предполагаемом объекте. Это обуславливает целесообразность исследований, направленных на выделение нескольких объектов (при использовании различных методов управления разработкой) с вариацией главных осей..... ч интервале 5<ф<45.

Хотелось бы подчеркнуть, что выявленные закономерности эффективного применения моделей с полным тензором в ряде случаев позволили обосновать выбор более простой модели на базе диагонального тензора. Это особенно важно при необходимости и моделировании физических процессов протекающих в пласте (деформационных, рост газонасыщенности и т.п.), что обуславливает необходимость применения подробных гидродинамических моделей.

Учитывая вышеизложенное, создание фильтрационной модели должно базироваться на результатах исследований по определению главных осей

напряженного состояния (с соответствующими значениями проницаемостей вдоль этих направлений).

Предложен алгоритм методики.

Третья глава «Результаты апробациД методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов» содержит результаты апробации разработанной методики для условий Сугмутского месторождения Западной Сибири.

Приведена геолого-промысловая характеристика Сугмуского месторождения (низкопроницаемый пласт БС92). Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 10 м, коэффициент песчанистости по пласту составляет 0.79, среднее значение коэффициента расчлененности по пласту -5.8. По результатам анализов кернового материала фильтрационно-емкостные свойства изученных отложений характеризуются существенной неоднородностью и изменяются в следующих диапазонах: пористость - от 15.6% до 20.2%, при среднем значении 18.6%, проницаемость - от 9.0 мД до 156.0 мД при среднем - 68.0 мД, остаточная нефтенасыщенность - от 0.23 до 0.35 при среднем - 0.29, остаточная водонасыщенность - от 0.24 до 0.52 при среднем - 0.34. Среднее отношение проницаемости по

простиранию kxx/kyy = 2.1, по вертикали кхх/ки = 12.7.

Результаты керновых исследований позволили выявить распределение вариации направления главных осей напряженного состояния с углом ср не превышающим 15 градусов по площади месторождения. Таким образом, в соответствии с выявленными в главе 2 закономерностями было проведено гидродинамическое моделирование с учетом полного тензора проницаемости по алгоритму разработанной методики.

Основной целью апробации является сравнение фактических показателей разработки с расчетными для различных моделей анизотропных сред. При моделировании имеющийся ретроспективный период по разработке был разбит

на две части: с 1998 по 2004гг - для адаптации моделей, с 2004 по 2006гг - для сопоставления фактических и прогнозных показателей разработки.

При построении модели использована геолого-математическая модель залежи (размерность модели - 120x224x54).

Поэтому в рамках апробации предложенной методики проведена адаптация для двух различных подходов при формировании матрицы проницаемости: модель с диагональным типом матрицы проницаемости и модель с полным тензором проницаемости.

Адаптационным параметром при настойке модели по показателям разработки являлись коэффициенты матрицы проницаемости. Дальнейшие этапы моделирования и адаптации соответствуют традиционным подходам последовательной настройки параметров гидродинамической модели с минимизацией функционала.

Анализ фактических и расчетных показателей разработки для прогнозного интервала ретроспективного периода свидетельствуют о хорошей сходимости расчетных и фактических показателей разработки при использовании модели с учетом полного тензора (таблица 2). Так прогнозные показатели имеют завышенные значения по накопленной добычи нефти на 7% и на 2 % соответственно для модели с учетом ортотропного (диагонального) и полного тензора. Прогнозная обводненность продукции к концу ретроспективного периода оказалась в 1.3 раза ниже при использовании диагональной матрицы проницаемости. Для модели с полным тензором получено практически полное соответствие фактических и расчетных данных за рассматриваемый прогнозный период.

Таким образом, результаты апробации предложенной методики позволяют обосновать выбор гидродинамической модели с полным тензором для принятия технологических решений.

Таблица 2 - Сопоставление расчетных и фактических параметров при адаптации моделей с различным типом тензоров проницаемости

Годы разработки Факт, тыс.т Расчет по модели с полным тензором Расхождение, % Расчет по модели с диагональным (ортогональным) тензором Расхождение, %

1998 13.22 13.22 0.0 13.46 1.8

1999 106.49 105.95 0.5 108.66 2.0

2000 141.68 141.12 0.4 143.43 1.2

2001 263.85 262.27 0.6 266.49 1.4

2002 450.93 445.97 1.1 456.79 1.3

2003 1044.22 1035.86 0.8 1061.97 1.7

2004 1876.94 1850.66 1.4 1923.86 2.5

2005 2872.33 2837.86 1.2 3021.69 5.2

2006 3738.40 3671.11 1.8 4015.04 7.4

Следует отметить что на каждой последующей стадии возможно уточнение элементов полного тензора, несмотря на то, что данный параметр является природной характеристикой пласта.

Четвертая глава «Повышение эффективности методов управления разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики» содержит анализ результатов исследований по оценке эффективности методов управления разработкой низкопроницаемых коллекторов при гидродинамическом моделировании на примере Сугмутского месторождения.

При апробации разработанной методики получена адаптированная фильтрационная модель, учитывающая полный тензор проницаемости. На базе

этой модели обоснован выбор технологии зарезки боковых стволов как метода управления разработкой.

При обобщении промысловых и теоретических исследований показано, что эффективность применения горизонта1ьных скважин в существенной степени определяется анизотропией пласта. Поэтому применялись гидродинамические модели, учитывающие как полный тензор проницаемости так и осреднение главной диагонали.

Проведена оценка эффективности зарезки 12 боковых стволов с длиной горизонтального ствола 250 метров при гидродинамическом моделировании с учетом полного тензора проницаемости. При этом, угол вариации осей тензора изменялся от минимальных до максимальных по данным

керновых исследований и не превышал 15 градусов. Кроме того, проведена оценка эффективности вариантов трассировка боковых ство^й'лри одинаковом для всех скважин направлении главных осей тензора.

В варианте с одинаковым направлением горизонтального ствола в соответствии с осредненным углом технологическая эффективность в выработке запасов составила 2 % . Коэффициенты извлечения нефти в базовом и предлагаемом вариантах равны соответственно 0.37 и 0.39.

При различной направленности горизонтальных стволов (в соответствии с вариацией направления главных осей тензора) при расчетах на базе предложенной методики прирост коэффициента извлечения нефти составляет 5%. Следует отметить, что степень отличия по текущим значениям КИН более существенна. Так, за первые пять лет увеличение накопленной добычи нефти при расчетах при предложенной методике составило 9 %, при осредненном направлении горизонтального ствола- 5 %. Показано, что с увеличением длины горизонтального стГ^ОДб10т 250 до 400 метров степень прироста дебита существенно on ^^ •

Таким образом обосновано применение методики при обосновании методов управления разработкой нефтяных месторождений.

Основные результаты и выводы:

1. Поставлена и решена задача получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния. Решение задачи является математической базой моделирования пластов с высокой изменчивостью анизотропии и позволяет получить компоненты полного тензора на основе наиболее доступной геолого-промысловой информации.

2. Выявлены качественные и количественные закономерности влияния степени вариации главных осей на динамику показателей разработки, что позволяет обосновать границы эффективного применения моделей, учитывающих полный тензор. Так, при углах вариации напряженного состояния до 5 градусов целесообразен учет только элементов главной диагонали.

3. Разработана методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов, позволяющая наиболее полно учесть распределение проницаемости при управлении разработкой месторождения.

4. На основе апробации разработанной методики для условий Сугмутского месторождения Западной Сибири получена хорошая сходимость прогнозных и фактических показателей разработки - точность прогноза накопленной добычи нефти на 7 % выше^чем при использовании модели с диагональным тензором проницаемости

5. Показано, что при использовании методики возможно значительное увеличение эффективности методов управления разработкой. Так, для условий Сугмутского месторождения по каждой скважине обоснован выбор направлений боковых горизонтальных стволов, что позволило увеличить КИН на 4 % по сравнению с базовым вариантом.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Курамшин P.M., Орлов И.Р., Иванов A.M. Применение горизонтальных скважин на Южном месторождении. - Труды ВНИИнефть, 2004, стр.22-24.

2. Орлов И.Р. Особенности расположения горизонтального ствола при разработке с присутствием основного направления распространения естественной трещиноватости (на примере Сугмутского месторождения) / Тезисы 60-й МСНК «Нефть и газ- 2006», Москва, 2006, стр.27.

3. Орлов И.Р. Эффективность выработки запасов при разработке месторождений рядными системами размещения горизонтальных скважин / Тезисы 60-й МСНК «Нефть и газ - 2006», Москва, 2006, стр.68.

4. Демушкин М.П., Орлов И.Р. Обоснование применения системы воздействия на Восточном участке Оренбургского НГКМ Тезисы 60-й МСНК «Нефть и газ -2006», Москва, 2006, стр.70.

5. Курамшин P.M., Орлов И.Р., Суворова H.A., Гапонова JI.M. Эффективность разработки объекта БС9-2 Сугмутского месторождения системами горизонтальных скважин.- Нефтепромысловое дело, 2006, №11,стр. 4-12.

6. Орлов И.Р. Особенности выработки запасов в трещинно-поровых коллекторах системами горизонтальных скважин / Тезисы докладов 7-ой НТК «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2007, стр.142-143.

7. Федосеева JI.B., Орлов И.Р. Многофакторный регрессионный анализ как метод оптимизации параметров горизонтальных скважин / Тезисы докладов 7-ой НТК «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2007, стр. 165-166.

8. Курамшин P.M., Орлов И.Р., Федосеева Л.В., Совершенствование технологий разработки месторождений с трещинно-поровым коллектором / Тезисы докладов конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», Москва, 2007, стр. 137-138.

9. Орлов И.Р. Оптимизация технологии разработки нефтяной оторочки Оренбурского НГКМ / Тезисы 7-й конференции молодых ученых и специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности РФ «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 2007, стр. 45. Ю.Орлов И.Р. Обоснование применения технологий разработки горизонтальными скважинами для различных типов коллекторов / Тезисы 7-й конференции молодых ученых и специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности РФ «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва, 2007, стр.46. П.Орлов И.Р. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости. - Бурение и нефть, № 4, 2009, стр. 26-27.

Соискатель: Орлов И.Р. e-mail: orlov-igirgi@rambler.ru

*

с

Напечатано с готового оригинал-макета

Издательство ООО "МАКС Пресс" Лицензия ИД N 00510 от 01.12.99 г. Подписано к печати 08.04.2009 г. Формат 60x90 1/16. Усл.печ.л. 1,25.Тираж 100 экз.Заказ 170. Тел. 939-3890. Тел./факс 939-3891 119992, ГСП-2, Москва, Ленинские горы, МГУ им. М.В. Ломоносова, 2-й учебный корпус, 627 к.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Орлов, Игорь Рудольфович

Введение.

Глава 1. Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов.

1.1. Причины формирования анизотропии коллекторских свойств.

1.2. Геолого-гидродинамические методы оценки анизотропии коллекторских свойств.

1.3. Теоретические основы моделирования анизотропным коллекторов.

1.3.1. Математическая модель многомерной фильтрации в анизотропных пористых средах.

1.3.2. Численные методы решения дифференциальных уравнений неустановившейся фильтрации для анизотропных сред.

1.3.3 Функции относительных фазовых проницаемостей в анизотропных коллект орах.

1.3.3. Моделирование сеточной области (гриддинг).

1.4. Обобщение опыта разработки месторождений с анизотропным коллектором.

1.5. Эффективность технологий разработки анизотропных коллекторов горизонтальными скважинами (случай ортогонального диагональный тензора).

1.6. Ориентация разностной сетки при создании модели анизотропного пласта.

1.7. Обоснование задач исследования.

Глава 2. Разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости.

2.1. Постановка и решение задачи перехода к неглавным осям тензора проницаемости при вариации главных осей тензора проницаемости.

2.2. Закономерности при вариации главных осей тензора проницаемости.

2.3. Разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов.

Глава 3. Результаты апробации методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов для условий

Сугмутского месторояедения.

Глава 4. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики при зарезке боковых горизонтальных стволов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости"

Актуальность темы

Формирование ловушек углеводородов происходят в условиях сложной обстановки осадконакопления и диагенеза. Для таких типов залежей, как аллювиальные, флювиальные, дельтовые, эоловые и другие, характерно наличие в пласте существенной неоднородности - неструктурного распределения частиц скелета породы и поровых каналов, формирования напряженного состояния породы и систем микротрещинности и т.п. В свою очередь, эти факторы способствуют проявлению пространственной анизотропии проницаемости системы. Получение информации о тензорном характере проницаемости возможно на основе анализа геолого-гидродинамических исследований. Поэтому для обоснования технологий разработки анизотропных коллекторов необходимо повышение достоверности гидродинамических расчетов показателей разработки с учетом полного тензора проницаемости.

Анализ методик моделирования анизотропных коллекторов при использовании современных гидродинамических симуляторов свидетельствует о наличии пробела в методическом аспекте моделирования. В настоящее время имеется большое количество исследований по созданию теоретических основ численных методов для моделирования указанных коллекторов, в том числе соответствующие программные продукты, при использовании которых необходимо задание всех компонент полного тензора проницаемости. Вместе с тем, данная информация, как правило, представлена в неявном виде. На стадии проектирования единственной доступной информацией являются данные о распределении направления напряженного состояния системы и о значениях компонент тензора вдоль направлений главных направлений. Поэтому представляется целесообразным использовать эти данные для оценки полного тензора проницаемости. Кроме того, использование симуляторов, учитывающих тензорный характер проницаемости, затруднено в связи с возможным нарушением сходимости численных алгоритмов при необходимости детализации локальных областей на полномасштабных моделях. Поэтому важно выявить границы эффективного применения моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на создание научно-методических основ построения гидродинамических моделей анизотропных коллекторов для повышения эффективности технологий их разработки.

Целью работы является разработка методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности управления разработкой нефтегазовых месторождений.

Задачи исследования

Для достижения поставленной цели в работе поставлены и решены следующие задачи:

1. Обоснование необходимости разработки методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости для повышения эффективности проектирования и управления процессами извлечения углеводородов.

2. Постановка и решение задачи получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния.

3. Выявление закономерностей влияния вариации главных осей напряженного состояния на показатели разработки и обоснование границ эффективного применения гидродинамических моделей, учитывающих тензорный характер проницаемости.

4. Разработка и апробация методики гидродинамического моделирования анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости.

5. Обоснование мероприятий по управлению разработкой анизотропных коллекторов на базе разработанной методики для условий Сугмутского месторождения.

Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и полученных результатов обеспечивается использованием современных методов гидродинамического моделирования, тензорного исчисления, обобщения фактических результатов разработки месторождений с анизотропным коллектором и результатами адаптации гидродинамических моделей по истории разработки с достаточной сходимостью расчетных параметров.

Научная новизна

1. Поставлена и решена задача получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей напряженного состояния, являющаяся математической базой моделирования пластов с высокой изменчивостью анизотропии.

2. Выявлены качественные и количественные закономерности влияния степени вариации главных осей тензора на динамику показателей разработки, что позволяет обосновать границы эффективного применения моделей, учитывающих полный тензор проницаемости. Так, при углах вариации напряженного состояния до 5 градусов целесообразен учет только элементов главной диагонали тензора проницаемости.

3. Разработана методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов, позволяющая наиболее полно учесть распределение проницаемости при управлении разработкой месторождения и использующая информацию о направлениях главных осей тензора проницаемости.

Практическая значимость

Разработанная методика моделирования анизотропных коллекторов позволяет учесть специфику фильтрационных процессов в анизотропных пластах и повысить достоверность расчетов показателей разработки. Обоснована целесообразность применения разработанной методики для углов вариации главных осей в интервале от 5 до 45 градусов.

На основе апробации методики для условий Сугмутского месторождения (пласт БСд) показано, что учет полного тензора позволяет повысить точность прогноза текущих показателей разработки на 7 процентов по сравнению с учетом только главной диагонали матрицы проницаемости. Результаты апробация методики гидродинамического моделирования разработки анизотропных пластов позволяют рекомендовать ее для принятия технологических решений при проектировании и управлении.

Показано для условий Сугмутского месторождения, что при использовании методики возможно значительное повышение эффективности методов управления разработкой при учете тензора проницаемости для обоснования технологии зарезки боковых стволов.

Внедрение результатов диссертации

Результаты исследований вошли в состав проектных документов по разработке Сугмутского месторождения (протокол ЦКР Роснедра №3613 от 16.03.2006г.), Восточной оторочки ОНГКМ (протокол ЦКР Роснедра № 4100 от 27.09.2007г.), Урманского месторождения (протокол ЦКР Роснедра № 3960 от 19.04.2007г.).

Апробация работы

Основные результаты исследований представлены на следующих конференция и семинарах:

1. МСНК «Нефть и газ - 2006», 21-24 апреля 2006г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;

2. «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 29-30 января 2007г., РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва;

3. «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности», 24-26 апреля 2007г, ИПНГ РАН, Москва.

4. Семинар компании British Petroleum и РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 15-16 мая 2007 г, РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, Москва.

5. «Новые технологии в газовой промышленности», 25-28 сентября 2007г, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, Москва.

6. «StatoilHydro International Student Conference», 8-13 октября 2007г., Исследовательский центр компании СтатойлГидро, Тронхейм, Норвегия.

7. Научный семинар по моделированию исследовательского центра СтатойлГидро, 1 февраля 2008г, Тронхейм, Норвегия.

8. Научных семинарах кафедры Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (2007, 2008 гг).

Публикации

По результатам исследований опубликовано 11 печатных работ, в том числе три статьи (две работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ).

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения и 2 приложений. Общий объем работы составляет 154 страниц, 45 рисунков, 17 таблиц и списка литературы из 141 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Орлов, Игорь Рудольфович

Основные результаты и выводы;

1. Поставлена и решена задача получения полного тензора проницаемости на основе линейного преобразования диагонального тензора проницаемости в различных системах координат при вариации главных осей тензора проницаемости. Решение задачи является математической базой моделирования пластов с высокой изменчивостью анизотропии и позволяет получить компоненты полного тензора на основе наиболее доступной геолого-промысловой информации.

2. Выявлены качественные и количественные закономерности влияния степени вариации главных осей на динамику показателей разработки, что позволяет обосновать границы эффективного применения моделей, учитывающих полный тензор. Так, при углах вариации напряженного состояния до 5 градусов целесообразен учет только элементов главной диагонали.

3. Разработана методика гидродинамического моделирования анизотропных пластов, позволяющая наиболее полно учесть распределение проницаемости при управлении разработкой месторождения.

4. На основе апробации разработанной методики для условий Сугмутского месторождения Западной Сибири получена хорошая сходимость прогнозных и фактических показателей разработки - точность прогноза накопленной добычи нефти на 7 % выше, чем при использовании модели с диагональным тензором проницаемости

5. Показано, что при использовании методики возможно значительное увеличение эффективности методов управления разработкой. Так, для условий Сугмутского месторождения по каждой скважине обоснован выбор направлений боковых горизонтальных стволов, что позволило увеличить КИН на 5 % по сравнению с базовым вариантом.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Орлов, Игорь Рудольфович, Москва

1. Аббасов М.Т., Везиров Д.Ш., Стреков А.С. Особенности разработки слоисто-неоднородного пласта системой горизонтально-вертикальных скважин. Нефтяное хозяйство, №12, 2000. С.64-66.

2. Абдрахманов Г.С., Юсупов И.Г., Орлов Г.А, Хамитьянов Н.Х., Загидулин Р.Г. Изоляция зон водопритоков в наклоно-направленных и горизонтальных скважинах. Нефтяное хозяйство, №2, 2003. С.44-46.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем.-М.: Недра, 1982.- 408с.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. ФГУП издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина, 2004г.-300с.

5. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М, ГАНГ, 1994. -204 с.

6. Алиев З.С., Сомов Б.Е. Чекушин В.Ф. Обоснование выбора конструкции горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство, №5, 2002. С. 102-107.

7. Анализ разработки Сугмутского месторождения. Рук.работы Курамшин P.M. Исполнитель : ФГУП «ИГиРГИ», 2005.

8. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И., Сидорова С.И. Оценка технологической эффективности применения горизонтальных скважин при разработке пластов с различной геолого-физической характеристикой. Труды ВНИИ, выпуск 120, 1995. С.8-15.

9. Ю.Баишев Б.Т., Подлапкин В.И., Сатаров Д.М. Эффективность применения горизонтальных скважин при разработке на естественном режиме. Нефтяное хозяйство, №3, 1997. С.45-48.

10. Баишев А.Б., Кузнецов A.M., Кузнецов В.В., Пчелицев П.Г. Изучение анизотропии фильтрационных свойств продуктивных пород. Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть» 2000, Выпуск 122, с.35-39.

11. Баишев Р.В. Численные алгоритмы и моделирование процессов эксплуатации и исследования скважин в анизотропных пластах. Автореферат на соискание к.т.н., Москва , 2005. 27стр.

12. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Т.Д. Нефтегазовая гидромеханика. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 544 с.

13. Бастриков С.Н., Харламов К.Н., Харламов А.К., Шешукова Г.Н. Системный подход к проектированию схем разбуривания месторождений горизонтальными и многоствольными скважинами. Нефтяное хозяйство, №5, 2005. С.55-57.

14. Брадулина О.В. Обоснование технологии 3D гидропрослушивания нефтеносного пласта и методики интерпретации результатов. Автореферат на соискание к.т.н., Москва , 2009. с. 24.

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

16. Богомольный Е.И., Сучков Б.М., Каменщиков Ф.А. Повышения дебита горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №3, 1998. С.35-36.

17. Богданов B.JL, Медведев Н.Я., Ерохон В.П. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении. Нефтяное хозяйство, №8, 2000. С.30-42.

18. Богоявленский В.И. Сейсморазведка неоднородных и анизотропных сред методом преломленных волн. // Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. ИПНГ РАН, ГАГНГ им. Губкина, 1996.

19. Бровчук А.В., Дияшев И.Р., Липлянин А.В., Грант Д., Усольцев Д., Бутула К.К. ГРП в горизонтальных скважинах с открытым стволом на месторождениях Западной Сибири// SPE 102417, 2006.

20. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.- 152 с.

21. Брылкин Ю.Л. Кринин В.А., Скрылов С.А.: Прогнозирование зон трещиноватости карбонатных отложений рифея Юрубчено Тохомской зоны по данным ГИС. // Геология нефти и газа, № 9, 1991, с.22-26.

22. Брагин В.А., Орел В.Е., Челпанов П.И. Разработка залежи нефти на Южно-Карской площади многозабойными скважинами. Нефтяное хозяйство, №2, 1961. С.31-36.

23. Волков Б.П., Галямов К.К., Хмелевский М.С. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. Нефтяное хозяйство, №6,1997г.

24. Влияние ориентации образцов керна на определение фильтрационных свойств пород-коллекторов. //Аметов И.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Кузнецов В.В.//Нефтяное хозяйство, 1997, №6, с.22-23.

25. Влияние анизотропии напряженного состояния на фильтрационные характеристики пород-коллекторов //Кузнецов A.M., Ковалев А.Г., Сальников Д.И. Чепиков Г.М., Дзюбенко Е.М.// Нефтяное хозяйство, 1997, №7, с.44-45.

26. Изучение анизотропии фильтрационных свойств продуктивных пород // Баишев А.Б., Кузнецов A.M., Кузнецов В.В., Пчелицев П.Г.// Сборник научных трудов ОАО «ВНИИнефть» 2000, Выпуск 122, с.35-39.

27. Гайфулин Я.С., Кнеллер Л.Е., Грезина О.А. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальныйе дебиты горизонтальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений., №9, 200. С.29-35.

28. Голов Л.В., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России. Нефтяное хозяйство. 1995.- №7-С.23-26.

29. Гршулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул расчета дебита горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №12, 1992. С.5-6.

30. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Недра ,1969. 190с.

31. Григорян A.M. Разветвлено-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. (В порядке обсуждения). Нефтяное хозяйство, №11, 1998.С. 16-20.

32. Денк С.О. Системные представления о нефтегазогеологическом моделировании и проблемах извлечения углеводородного сырья. Пермь, Электронные издательские системы», 2003. -310с.

33. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. О структуре тензоров коэффициентов фазовых и относительных проницаемостей для анизотропных пористых сред // Докл. РАН. 1998. т. 358, № 3. С. 337-339.

34. Дмитриев Н.М., Максимов В.М. Определяющие уравнения двухфазной фильрации в анизотропных пористых средах // Изв. РАН. МЖГ.1998, № 2. -С. 87-94.

35. Дмитриев Н.М. Модели анизотропных сред. Часть 1. — М: РГУ нефти и газа, 1999.-64 с.

36. Дмитриев М.Н., Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Кравченко М.Н., Рассохин С.Г. Двухфазная фильтрация в трансверсально-изотропной пористой среде: эксперимент и теория // Известия РАН, Механика жидкости и газа, No 4, 2004. С. 92-97

37. Дмитриев М.Н. Модели двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах. Автореферат на соискание к.т.н., Москва, 2007. 24стр.

38. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С. Индрупский И.М. и другие Новые принципы разработки месторождений нефти и газа. — М.: Изд. «Грааль». 2005. — 650 с.

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

40. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давлении горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №2, 2002. С.56-60.

41. Исказиев К.О., Кибиткин П.П., Иеркулов В.П. Методика определения анизатропных характеристик коллекторов. Нефтяное хозяйство, №1, 2007. С.30-31.

42. Кадет В.В., Дмитриев Н.М., Семенов А.А. Комплексные лабораторные исследования керна для определения фильтрационно-емкостных свойств анизотропных пористых сред.// ИТЖ Интеграл. 2006. № 6,- С. 26-27.

43. Кандаурова Г.Ф., Фазылев Р.Т., Садреева Н.Г., Башкирцева Н.С., Буреева О.В. Некоторые проблемы разработки сложнопостроенных залежей нефти горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, №7, 2005. С.38-41.

44. Керимов М.З. Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство, №12, 2001. С.44-48.

45. Кузнецов A.M. Научно-методические основы исследования влияния свойств пород-коллекторов на эффективность извлечения углеводородовиз недр. Диссертация на соискание ученой степени д.т.н., Москва 1998г. 280 с.

46. Кузнецов A.M., Алимбеков Р.И. Дердуга B.C. Результаты испытания системы ориентированного керна. . Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть».№4, 2006. С. 22-24.

47. Кундин В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И., Сучков Б.М., Савельев В.А., Струкова Н.А.Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской Республики с использованием горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №3, 1998. С.22-24.

48. Курамшин P.M., Роженас Я.В., Величкова JI.A. Обобщение опыта разработки горизонтальными скважинами залежей нефти месторождений Западной Сибири. Нефтепромысловое дело, № 2, 2002. С. 19-27.

49. Курамшин P.M., Орлов И.Р., Иванов A.M. Опыт применения горизонтальных скважин на Южном месторождении. Сборник трудов ВНИИнефть «Совершенствование разработки месторождений». Выпуск №131,2004. С.

50. Курбанов А.К. Об уравнениях движения двухфазных жидкостей в пористой среде. ВНИИ.- Ежегодник. Теория и практика добычи нефти. Недра.-1968.

51. Конышев А.И., Кульчицкий В.В., Новогородов В.В. Бурение первой горизонтальной скважины на Приобском месторождении. Нефтяное хозяйство, №11, 1995. С.60-62.

52. Королев А.В. Талашов И.А., Шалимов Б.В.Инженерные методы моделирования горизонтальных скважин. Примеры расчетов. Труды ВНИИ, выпуск 120, 1995. С.66-77.

53. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений — проблемы моделирования. Пер. с англ. М., Недра, 1979, 303 с. -Пер.изд.США. 1977.

54. Ларин А.Г. Бурение горизонтальных скважин в ПО «Саратов нефтегаз. Нефтяное хозяйство, №7, 1993. С.45-46. \

55. Леготин Л.Г., Вячин С.В., Гатиатулин Ф.Ш, Попов А.Н., Нехорошков

56. B.Л., Султанов A.M. Геофизические исследования горизонатльных скважин автономной аппаратурой, спускаемой на бурильных трубах. Нефтяное хозяйство, №12, 1998. С.5-9.

57. Лисовский Н.Н., Жданов С.А., Мищенко И.Т. Совершенствование технологий разработки нефтяных месторождений. Нефтяное хозяйство , №9, 1996. С.36-39.

58. Луценко В.В., Вахитов Г.Г. Оценка успешности использования капитальных вложений при проводке горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство ,№9, 1999. С.21-25.

59. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело, №1, 2005.1. C.4-15.

60. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных пластов вертикальными и горизонтальными скважинами. Нефтепромысловое дело, №5, 2005. С.2-22.

61. Лысенко В.Д. Дебит горизонтальной скважины, перпендикулярной контуру питания. Нефтепромысловое дело, №9, 2005. С. 12-14.

62. Лысенко В.Д.Об эффективности скважины-елки. Нефтяное хозяйство, №3, 1997. С.39-41.

63. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Нефтяное хозяйство,№7, 1997. С. 19-24.

64. Максимов М.М., Путохин B.C. Расчет технологических режимов горизонтальных скважин в задаче трехмерной трехфазной фильтрации. ВНИИ «Ежегодник», 1996. С. 119-127.

65. Маскет М. Течение одородных жидкостей в пористой среде — Гостоптехиздат, 1949. -628с.

66. Меркулов В.П. О дебитах наклонных и горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №6, 1958.

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

68. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Ермолаев А.И. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекааемыми запасами. Москва, 2005. -448с.

69. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Е., Степанов В.П., Пепелявин Р.В. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учетом совокупности технико-экономических критериев. Нефтяное хозяйство, №11, 2003. С.59-61.

70. Микуленко К.И., Зоткевич И.А., Пехтерева И.А. Методика изучения трещиноватости пород закрытых платформенных территорий. Новосибирск, 1972. 97с.

71. Мичелевичус Д., Золотухин А.В. Оценка продуктивности скважины со стволом произвольной траектории. Материалы конференции «Нефтеотдача 2003 - Проблемы нефтедобычи на современном этапе». Москва, 2003.

72. Мукминов И.Р. Приток жидкости к горизонтальной скважине в анизотропном пласте конечной мощности. Нефтепромысловое дело, №2, 2000. С.2-5.

73. Муслимов Р.Х., Хайруллин М.Х, Садовников Р.В, Шамсиев М.Н., Морозов П.Е., Хисамов Р.С., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, №10, 2002. С.16-11.

74. Орлов И.Р. Эффективность выработки запасов при разработке месторождений рядными системами размещения горизонтальныхскважин / Тезисы 60-й МСНК «Нефть и газ 2006» . - М.: РГУ нефти и газа им. Губкина, 2007. С.68.

75. Орлов И.Р. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости. // Бурение и нефть, № 4, 2009, стр. 26-27.

76. Отбор проб и комплексные исследования кернов и нефтей Сугмутского месторождения. ВНИИнефть, Москва, 2000. Руководитель работ Баишев А.Б., Кузнецов A.M.

77. Пепелявин Р.В. Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости. Автореферат на соискание к.т.н., Москва 2004г. 22с.

78. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. ПММ, т.20 АН ССР, 1956.

79. Проселков Е.Ю., Поселков Ю.М. Оценка предельной длины горизонтальной скважины. Нефтяное хозяйство,№1, 2004. С.71-74.

80. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и круто-направленных скважин. Нефтяное хозяйство, №8, 1994. С. 11-16.

81. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокими вертикальной анизотропией и расчлененностью. Нефтяное хозяйство, №11, 2003. С.68-70.

82. Савельев В.А., Сугаипов Д.А. Причины низкой эффективности эксплуатации одной из горизонтальных скважин Верхне-Тарского месторождения. Нефтяное хозяйство, №4, 2003. С. 102-103.

83. Саттаров М.М, Мусин М.Х, Полудень И.А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин.М.: Изд.ВНТИцентр ГКНТ СССР, 1991. 140с.

84. Семенов А.А. Экспериментальные исследования фильтрационных течений в анизотропных пористых средах. Автореферат на соискание к.т.н., Москва, 2007. 27стр.

85. Семенов А.А. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Михайлов Н.Н. Эффект асимметрии при фильтрации в анизотропных пористых средах // Научно-технологический журнал "Технологии нефти и газа", №1(48) 2007, стр. 5255.

86. Слепцов Д.И., Палий А.О. Усовершенствованная методология гидродинамического моделирования разработки залежи горизонтальными скважинами. // Нефтяное хозяйство. 2007. - №2. - с. 62-65.

87. Смородиевская JI.A., Хисамов Р.Г., Маслов Ю.Н. Обводнение \ горизонтальных скважин Федоровского месторождения. Нефтяное хозяйство, №8,2000. С.54-58.

88. Сургучев M.JL, Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах. М., Недра, 1984. 215с.

89. Тахаутдинов Ш.Ф., Хисамов Р.С., Гилязетдинов З.Ф., Юсупов И.Г., Абдрахманов Г.С. Эффективность бурения горизонтальных скважин на месторождениях ОАО «Татнефть». Нефтяное хозяйство, №7, 1998. С.8-9.

90. Технологическая схема ОПР Сугмутского месторождения. Исполнитель: «НоябрьскНИПИнефть», 1993.

91. Технологической схемы разработки Сугмутского месторождения. Исполнитель: ОАО НИиПП «ИНПЕТРО», 2002

92. Фрайя X, Омер Э., Пулик Т., Джардон М., Кайя М., Паэс Р, Сотомайор Г.П.Г., Умуджоро К. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин. Нефтяное обозрение, №1, 2003.С.44-67.

93. Черных В.А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа. Нефтепромысловое дело, №7, 1995.С.5-6.

94. Чекушин В.Ф. Обоснование выбора конструкции наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений. Автореферат на соискание к.т.н. Москва, 2002. 26с.

95. Шалин П.А., Мигангазов Т.Н., Хворонова Т.Н., Шинкарова Т.В., Ахметов Н.З. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин с учетом выделения зон разуплотнения. Нефтяное хозяйство, №2, 2001. С.44-46.

96. Шахвердиев А.Х. Системная оптимизация процесса разработки нефтяных месторождений. М, Недра, 2004. 452с.

97. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. М., Гостоптехиздат.- 1963.

98. Aavatsmark I., Barkve Т., Вое О., Manneseth Т. A class of discretization

99. Methods for Structured and Unstructured Grids in Anisotropic Inhomogeneous• th Media// Papare presented at the 5 European Conference on the Mathematics ofin Oil Recovery ,Austria, 1996

100. CLARIDGE, E.L., Sweep Efficiency Comparisons of Horizontal and Vertical Wells; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 30(4), pp. 5257, August 1991.

101. Up scaling of Relative perm curves for reservoir simulation an extension to areal simulation based on realistic average water saturation. SPE paper 81038, 2003 .

102. DIETRICH, J.K., Predicting Horizontal Well Productivity; Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 35(6), pp. 42-48, June 1996.

103. Eclipse. Technical description.

104. Evans R.C. An Investigation into the Influence of Common Sedimentary Structures and Diagenesis on Permeability Heterogeneity and Anisotropy in Selected Sands and Sandstones//Paper SPE 17130, 1987

105. GILMAN, J.R., Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance; World Oil, 213(4), pp. 67-72, April 1992.

106. GILMAN, J.R., Evaluating Horizontal vs. Vertical Well Performance; World Oil, 213(6), pp. 55-60, June 1992.

107. LICHTENBERGER, G.J., Data Acquisition and Interpretation of Horizontal Well Pressure Transient Tests; Journal of Petroleum Technology, Vol. 46(2), pp. 129-132, Februaiy 1994.

108. MUKHERJEE, H.A., A Parametric Comparison of Horizontal and Vertical Well Performance; SPE Formation Evaluation, Vol. 6(2), pp. 209-246, June 1991.

109. Schon J.H., Georgi D.T., Fanini O. Imparting Directional Dependence on Log-Derived Permeability // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2003, vol. 6, №1, February, p.48-86

110. GIGER, R.M., Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling; paper SPE 13024, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, September 1984.

111. GIGER, R.M., Horizontal Wells Production Technique in Heterogeneous Reservoirs; paper SPE 13710, SPE Middle East Oil Technical Conference and Exhibition, Bahrain, March 1985.

112. GIGER, R.M., Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behaviour; paper SPE 15430, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, October 1986.

113. GIGER, R.M., Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells; SPE Reservoir Engineering, Vol. 4(4), pp. 409-416, November 1989.

114. REISS, L.H., Production From Horizontal Wells After Five Years; Journal of Petroleum Technology, Vol.39(ll), pp. 1411-1416, November 1987.

115. JOSHI, S.D. Augmentation of Well Productivity with Slant and Horizontal Wells; Journal of Petroleum Technology, Vol. 40(6), pp. 729-739, June 1988.

116. JOSHI, S.D. Horizontal well: Benefits and weaknesses. 2005

117. В ABU, D.K., Flow Capabilities of Horizontal Wells; Journal of Petroleum Technology, Vol. 41(9), pp. 914-915, September 1989.

118. BABU, D.K., Productivity of a Horizontal Well; SPE Reservoir Engineering, Vol. 4(4), pp. 417-421, November 1989.

119. DAVIAU F., MOURONVAL G., BOURDAROT G.and CURUTCHET P., Pressure Analysis for Horizontal Wells, SPEFE, December 1988.

120. CLONTS M.D. and RAMEY H J., Pressure Transient Analysis for Wells With Horizontal Drainholes; SPE paper 15116 presented at the 1986 California Regional Meeting held in Oakland, С A, April 2-4,1986.

121. LU J. New productivity formulae of horizontal wells. JCPT/-October, 2001.-Vol.40 №10. -P.55-67.

122. OZKAN E., RAGHAVAN R. and JOSHI S.D. Horizontal Well Pressure Analysis; SPE paper 16378 presented at the SPE California Regional Meeting, Ventura, CA, April 8- 10, 1987.

123. GOODE P.A. and THAMBYNAYAGAM R.K.M. Pressure Drawdown and Buildup Analysis of Horizontal Wells in Anisotropic Media; SPEFE, December 1987.

124. MALEKZADEH D. and ABDELGAWAD A., Analytical and Siatistical Analyses of Pseudo Skin Factor for Horizontal Wells; Journal of Canadian Petroleum Technology, October 1999.

125. GRINGARTEN A.C. and RAMEY H J. The Use of Source and Green's Functions in Solving Unsteady-Flow Problems in Reservoirs; SPEJ, pp. 285296, Trans. AJME, 255, October 1973.