Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах"

На правах рукописи УДК 622.276.5.1/4

I/

ГАЙДУКОВ ЛЕОНИД АНДРЕЕВИЧ

ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН В ТЕХНОГЕННО-ИЗМЕНЕННЫХ НЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТАХ

Специальность: 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- 3 нюн 2010

Москва - 2010

004603236

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

Научный руководитель:

д.т.н., проф. Н.Н. Михайлов

Официальные оппоненты:

д.т.н., проф. В.В. Стрельченко (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), д.т.н. В.А. Черных (ИПНГ РАН)

Ведущая организация:

ОАО "ВНИИнефть" им. академика А.П.Крылова

Защита состоится «2» июня 2010 г. в 15:00 часов на заседании диссертационного совета Д.002.076.01 Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН, 1 19333, г.Москва, ул.Губкина, д.З.

С диссертацией можно ознакомиться у ученого секретаря Диссертационного Совета Учреждения Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН.

Автореферат разослан «28» апреля 2010 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета,

к.т.н. М.Н. Баганова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы.

Современный этап развития нефтедобывающей промышленности России характеризуется сложнением условий добычи нефти и газа. Большинство нефтяных месторождений страны ступили в завершающую стадию разработки; ухудшается структура запасов нефти в балансе ефтегазодобывающих предприятий; происходит падение добычи и рост обводненности обываемой продукции. Новые месторождения, как правило, характеризуются сложным еологическим строением и высокой неоднородностью. Их разработка стандартными методами оздействия с использованием вертикальных скважин (ВС) является, зачастую, нерентабельной и технологически неоправданной.

Одним из перспективных направлений является внедрение технологий бурения оризонтальных скважин (ГС), которые обеспечивают рост дебетов и повышение эффективности азработки по сравнению с ВС. Однако, несмотря на неоспоримые преимущества, эксплуатация С вызывает ряд проблем. Во-первых, зачастую фактическая производительность ГС оказывается ущественно ниже прогнозной, определенной по известным аналитическим зависимостям или в езультате гидродинамического моделирования, что приводит к нарушению проектных уровней обычи и к незапланированным экономическим затратам. Во-вторых, данные профилеметрии в еоднородном пласте показывают, что вдоль ствола ГС формируется неравномерный профиль притока флюида с чередованием зон высокой и низкой приточности. Нередки случаи, когда ольшая часть горизонтального ствола скважины вообще не работает. Неравномерность профиля притока является негативным фактором при разработке залежей с водо • и газонефтяными зонами, приводящим к локальным прорывам нецелевого флюида в высокопродуктивные интервалы ГС, неполной выработке запасов и, как следствие, к снижению нефтеотдачи пласта.

Причинами низкой фактической производительности ГС и неравномерности профиля притока флюида является природная фильтрационная неоднородность пласта, а также техногенные факторы, проявляющиеся в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважины и приводящие к формированию вокруг ГС сложнопостроенной околоскважинной зоны (03), свойства которой существенно отличаются от остальной части пласта. Исследования различных авторов показали, что техногенные изменения в 03 пласта вдоль ствола ГС имеют ряд особенностей, которые не учитываются в существующих моделях 03, построенных для ВС.

Поэтому разработка способов определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока в техногенно-изменненых неоднородных пластах является актуальной задачей.

Цель работы.

Построение физически обоснованных моделей околоскважинных зон (03) неоднородного пласта, учитывающих специфику техногенного воздействия при бурении, освоении и эксплуатации ГС. Разработка способа определения параметров 03 пласта вдоль ствола ГС. Разработка методики определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока флюида в техногенно-измененных неоднородных пластах на этапе освоения и эксплуатации скважины. Разработка технико-экономической схемы оптимизации эксплуатации ГС и повышения эффективности геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Объект исследования.

Неоднородный техногенно-измененный пласт, полностью вскрытый добывающей ГС.

Основные задачи исследования.

• Анализ и обобщение существующих методов определения производительности ГС.

• Сравнительный анализ техногенного воздействия на пласт при проводке ВС и ГС.

• Создание обобщенных гидродинамических моделей влияния комплексных изменений фильтрационных свойств пласта в 03 на производительность ГС.

• Исследование производительности ГС в техногенно-измененных и неоднородных пластах.

• Разработка технико-экономической схемы оптимизации эксплуатации ГС и повышения эффективности ГТМ.

Методы решения поставленных задач.

Для решения поставленных задач использовались: методы нефтегазовой подземной гидродинамики; аналитические и численные решения задач стационарной однофазной фильтрации флюида в пласте и в 03; результаты промысловых гидродинамических и геофизических исследований в стволе ГС; результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в 03. Численные расчеты производились с помощью разработанных автором оригинальных программ в С++, Matlab 7.0, а также с использованием сертифицированных программных пакетов Eclipse 100, Eclipse 300.

Научная новизна.

1. Впервые предложена методика определения профилей изменения проницаемости в 03 интервалов ГС.

2. На основе результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта построены физически обоснованные модели околоскважинных зон (03) неоднородного пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС.

3. Впервые получено выражение для «скин-фактора» интервала ГС с учетом специфики распределения проницаемости в 03.

4. Предложен способ прогнозирования профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте.

5. Разработана технико-экономическая схема оптимизации эксплуатации ГС и повышения эффективности ГТМ.

Практическая значимость.

1. Внедрение разработанных методик на месторождениях позволит оперативно определять параметры околоскважинных зон (03) неоднородного пласта на этапе его вскрытия ГС с последующим предсказанием профиля притока жидкости на этапе освоения и эксплуатации скважины.

2. Предложенная в работе технико-экономическая схема оптимизации эксплуатации ГС позволяет уже на этапе освоения скважины определить технологические параметры необходимого комплекса мер по воздействию на 03 пласта и оценить их эффективность.

Степень достоверности выводов и рекомендаций.

Достоверность научных положений и вводов следует из того, что они основаны на общих принципах и уравнениях механики сплошных сред и результатах теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в 03. Использованные в расчетах численные модели верифицированы соответствующими аналитическими решениями с высокой степенью точности.

Защищаемые положения.

1. Производительность ГС определяется: спецификой техногенных изменений природных свойств пласта в околоскважинной зоне (03), которая обусловлена изменением степени техногенного воздействия вдоль горизонтального ствола; влиянием фильтрационной неоднородности пласта; изменением геометрии 03 вследствие анизотропии пласта и действия гравитационных сил; близостью непроницаемых границ пласта.

2. Модели изменения природных фильтрационных свойств пласта в околоскважинной зоне ГС, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении скважины.

3. Численные и аналитические способы прогнозирования профиля притока флюида к горизонтальному стволу и общей производительности ГС в техногенно-измененных неоднородных пластах.

4. Практические рекомендации по повышению эффективности работы ГС и интенсификации притока на этапе пуска скважины в эксплуатацию.

Внедрение результатов исследований.

Предложенная методика определения фильтрационных свойств 03 пласта была апробирована в рамках проекта "Пересчет запасов нефти и ТЭО КИН по Западно-Анастасиевскому месторождению" и планируется к использованию в последующих проектах.

Апробация работы.

Основное содержание работы докладывалось на: 1-м и П-м международных научных симпозиумах «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (2007, 2009); VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи») (Москва, 2008); 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery (Bergen, Norway, 2008); II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009); VI международной научно-практической конференции «Геофизика-2007» (Санкт-Петербург, 2007); 49-50-й научных конференциях «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, 2006-2007); 7-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ им.Губкина, 2007); Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (ИПНГ РАН, 2007); VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУ им.Губкина, 2010); Научно-практической конференции «Методы интенсификации добычи углеводородного сырья. Опыт и перспективы» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 27-28 ноября 2008). Результаты работы обсуждались на научных семинарах исследовательского центра компании Schlumberger (2009, ..-2010).

Публикации.

По теме диссертационной работы имеется 13 публикаций, 5 из которых в журналах, включенных в перечень ВАК.

Объем работы.

Работа содержит введение, 5 глав, заключение и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 172 страницы текста, 122 рисунка, 2 таблицы, список литературы из 131 наименования.

Благодарности.

Автор выражает глубокую признательность зав. кафедрой "Фундаментальные основы нефтегазового дела" ФАЛТ МФТИ, зам. директора ИПНГ РАН по научной работе, д.т.н., проф. Максимову В.М. за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.а, проф. Михайлову H.H., а так же заведующему лабораторией компьютерного моделирования ФАЛТ МФТИ, к.ф-м.н. Воронину И.В.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введения обосновывается актуальность тематики работы, ее цель, основные задачи и методы их решения. Приводится научная новизна результатов исследований, а также практическая значимость работы.

В главе 1 дается обзор и анализ существующих методов определения производительности

ГС.

К настоящему моменту выполнено значительное число исследований по определению производительности ГС в однородном пласте, которые могут быть условно разделены на две части: 1) построение точных и приближенных аналитических зависимостей производительности ГС; 2) исследование производительности ГС с помощью численных методов. Одними из первых работ были теоретические исследования Л.С. Лейбензона, H.A. Чарного, A.M. Пирвердяна, посвященные задачам двумерного притока жидкости к ГС бесконечной длины в пластах конечной толщины. В работах П.Я. Полубариновой-Кочиной и В.П. Меркулова получены зависимости для дебита ГС конечной длины в пласте конечной мощности, имеющие определенные границы применимости. Особо стоит отметить работы В.И. Щурова на электродинамических моделях, ставшие экспериментальной основой для верификации аналитических приближенных решений. Большой вклад в создание теоретических основ разработки месторождений ГС внесли В.П. Пилатовский и В.П. Табаков. Решению трехмерных задач фильтрации жидкости к ГС в точной постановке посвящены работы Babu D.K., Odeh A.S, Д.В. Посвянского, А.Б. Старостина. Также стоит отметить работу М.Н. Вагановой, в которой приближенно решена нестационарная задача притока флюида к стволу ГС в замкнутой области, посредством определения пространственного потенциала.

Широкое применение получили приближенные методы определении производительности ГС в однородном пласте, основанные на использовании следующего приема. Исходная пространственная задача сводится к решению двух плоских задач: притоку жидкости в вертикальной плоскости с непроницаемой кровлей и подошвой и течению жидкости в горизонтальной плоскости к линейному стоку, представляющему собой тонкую пластину, моделирующую вертикальную трещину. Суммарная производительность ГС в пространстве рассчитывается как суперпозиция соответствующих решений плоских задач. Наиболее известные приближенные решения, полученные на основе отмеченного подхода, были предложены Ю.П. Борисовым, Giger F.M., Renard G.I., Dupuy J.M., Joshi S.D., Economides M.J.

Исследованию притока флюида к ГС в однородном пласте при нелинейных законах фильтрации посвящены работы З.С. Алиева, В.В. Бондаренко, В.В. Шеремета, Economides M.J. и др. авторов. Большой вклад в развитие математических моделей ГС при нелинейных законах фильтрации внесли В.А. Черных и В.В. Черных, в работах которых получены приближенные уравнения притока газа к ГС, вскрывшей весь полосообразный однородный пласт при модифицированном степенном законе фильтрации, предложенным В.Н. Щелкачевым. Особо стоит отметить работы А.П. Черняева и М.В. Коротеева, в которых получены точные аналитические решения задачи притока флюида к ГС, вскрывшей полосообразный однородный пласт, в плоскости, перпендикулярной стволу скважины при различных нелинейных законах фильтрации.

Сравнительный анализ производительности ГС и ВС с помощью приближенных аналитических формул показывает, что в зависимости от мощности пласта, степени анизотропии коллектора и длины горизонтального ствола производительность ГС потенциально в 3-10 раз может превышать производительность ВС. Однако, как показывают промысловые данные, фактическое соотношение производительностей между ГС и ВС оказывается гораздо меньше.

Различными авторами на передний план выдвигались следующие причины низкой фактической производительности ГС:

• высокая неоднородность пластов по простиранию и напластованию;

- ухудшение фильтрационных свойств 03 во время бурения и освоения скважины;

- изменение напряженного состояния коллектора в 03;

- наличие водной фазы в 03;

- турбулентный характер потока в 03.

Исследованию притока флюида к ГС в зонально-неоднородном пласте не подверженном техногенным воздействиям посвящены работы Ding Y., Longeron D., Renard G., В.А. Иктисанова, Д.Г. Ярахановой.

Распространенным методом учета ухудшения фильтрационных свойств 03 пласта, впервые предложенным Hurst W. (1953г.), является введение безразмерного коэффициента - «скин-

актора», как некоторой интегральной величины пропорциональной дополнительной депрессии а пласт, необходимой для достижения потенциальной производительности скважины. Для связи скин-фактора» с фильтрационными параметрами 03 используются аналитические зависимости, федложенные различными авторами. Наиболее распространенной формулой «скин-фактора» вляется зависимость полученная Hawkins M.F. (1956г.) для радиального притока флюида в днородном пласте к ВС, имеющей круговую ухудшенную зону постоянной проницаемости, бобщенная формула «скин-фактора» ВС для случая радиального распределения проницаемости 03 получена М.В. Зайцевым и H.H. Михайловым (2008 г.).

Для ГС, вскрывшей неоднородный пласт, в литературе не приводится четкого определения онятия «скин-факгора», так как в отличие от ВС поток флюида к ГС является в общем случае ерадиальным, а ухудшенная зона немонотонно распределена вдоль ствола скважины и не имеет трого определенной простой геометрии. В работах Renard G.I., Economides M.J., Funii К. для предаления «скин-фактора» ГС используются грубые геометрические методы, основанные на юдификации формулы Hawkins M.F. и упрощенных представлениях о структуре ОЗ.

Также следует отметить, что интегральное (усредненное по всей длине горизонтального астка скважины) значение «скин-фактора» является малоинформативным критерием с точки рения оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГШ в неоднородном пласте. При аличии достаточного количества исследований в стволе скважины целесообразнее определять оинтервальные характеристики притока.

Общие аналитические решения задачи определения поинтервальной производительности С, вскрывшей полосообразный анизотропный пласт и имеющей сложнопостроенную 03 не звестны, что приводит к необходимости использования аппарата численных методов. В работах ing Y., Longeron D., Audibert A., Byrne M. авторами построены специальные мелкомасштабные исленные модели фильтрационного потока в 03, которые, однако, не учитывают особенностей ормирования 03 в ГС, что делает их ограниченно применимыми при прогнозировании роизводительности ГС.

Таким образом, на сегодня задача построения физически обоснованных фильтрационных оделей ОЗ неоднородного пласта, учитывающих специфику техногенного воздействия при урении и освоении ГС и позволяющих корректно прогнозировать поингервальную роизводительность ГС, является актуальной.

В главе 2 представлен сравнительный анализ техногенного воздействия на пласт при роводке ВС и ГС. Выявлены основные механизмы и факторы, определяющие структуру ОЗ округ ГС. Приведен обзор и анализ существующих методов определения параметров 03 пласта, редложена новая методика определения профилей проницаемости в 03 интервалов ГС.

В настоящее время для прогнозирования разработки месторождений, как правило, используются крупномасштабные гидродинамические модели пласта, построенные на основе геофизических данных по отдельным ВС с помощью методов геостатистики и эмпирических корреляций (например, пористость - проницаемость), имеющих значительную дисперсию. Поэтому расчетная схема реального фильтрационного процесса в этих условиях всегда носит некоторый, как правило, значительный элемент неопределенности, обусловленный неполнотой информации о межскважинном пространстве.

Многочисленные специальные исследования в стволе ГС ряда месторождений показывают, что значительная протяженность ГС может приводить к существенным немонотонным изменениям природных геолого-физических параметров пласта вдоль ствола скважины, которые не могут быть определены методами геостатистики. На рис.1 в качестве примера представлены распределение природной проницаемости пласта и профиль притока флюида вдоль ГС №316 Ванкорского месторождения (A.A. Семенов).

Видно, что продуктивный пласт, охарактеризованный в соседних ВС как статистически однородный, вдоль горизонтального ствола демонстрирует сильную неоднородность по проницаемости с кратностью 1-2 порядка, которая приводит к формированию немонотонного профиля притока флюида. Из рис.1 также следует, что высокопроницаемые интервалы на начальном участке ствола ГС не соответствуют интервалам максимальных притоков. Указанное несоответствие объясняется техногенными изменениями 03 пласта, интенсивность которых неравномерно распределена вдоль ствола ГС.

-О-Дебит (18 мм штуцер) Дебит (10 мм штуцер)—Проницаемость ■ Эластомеры

Рис.1 Распределение проницаемости и профиль притока вдоль ствола ГС №316 Ванкорского месторождения.

Локализация фильтрационного сопротивления в 03 повышает информационный вес ее параметров, и знание или незнание параметров 03 существенно отражается на достоверности прогноза производительности ГС. Для увеличения точности прогноза производительности ГС необходимо производить дополнительные геофизические и гидродинамические исследования для определения параметров 03 пласта, результаты которых после их внесения в гидродинамическую модель существенно сократят доверительный интервал.

Ввиду важности информации о структуре 03 пласта необходимо детальное исследование процессов и факторов, влияющих на ее формирование. Дифференцированная информация об колоскважинных процессах, прогнозные и текущие оценки состояния 03 и обоснование омплекса методов для получение требуемой информации необходимы при выборе и оценке ффективности ГТМ.

Одним из определяющих процессов формирования 03 является кольматация порового ространства коллектора твердыми частицами, проникающими в пласт вместе с буровым аствором и техническими жидкостями. При этом происходит ухудшение фильтрационных войств пласта в зоне проникновения и, как следствие, плохое освоение значительных по ротяженности интервалов продуктивного горизонта, вскрытого ГС. Экспериментальные сследования Ding Y., Longeron D., Suryananrayana P.V. показали, что в результате техногенного оздействия в 03 формируются радиальные профили проницаемости, меняющиеся от инимального значения проницаемости на стенке скважины до проницаемости природного пласта kt на контуре ухудшенной зоны (рис.2).

1«

5 ю 1 8

Д

О

6 <

2 О

"V •и*« -

-♦-10"/« уменьшение прониц -о-50% уменьшение прониц -*-90% уменьшение прониц -х- водонасыщвнность

\

1

ггзо-С Л

\

У

0.9 0.В 0.7 0.S 0.5 0.4 0,3 0.2 0.1 О

4 б В 10 12 14 Расстояние до скважины (футы)

Рнс.2 Экспериментальные зависимости проницаемости и водонасыщенности от расстояния до

скважины

После вызова притока (освоения скважины) часть кольматирующих частиц выносится из пласта под действием приложенной депрессии, при этом фильтрационные свойства коллектора частично восстанавливаются, и формируется несколько отличный профиль проницаемости. Однако нормированные профили проницаемости в прямом и обратном направлении прокачки бурового раствора согласно исследованиям H.H. Михайлова идентичны и определяются общей для данного образца зависимостью, что дает возможность идентифицировать профиль проницаемости после освоения скважины.

Другим процессом, оказывающим влияние на фильтрационные свойства 03, является смыкание пор вследствие техногенной деформации скелета породы. Многочисленные эксперименты, описанные К.С. Басниевым, А.Т. Горбуновым, H.H. Михайловым, И.Т. Мищенко, В.Н. Николаевским, В.А. Черных, свидетельствуют, что проницаемость коллектора может существенно зависеть от внутрипорового давления. И.Н. Стрижов и Г.В. Исаков впервые показали, что при снижении пластового давления могут происходить необратимые деформации пород пласта, приводящие к частичным или полностью необратимым изменениям фильтрационных свойств 03. Процесс фильтрации в таких условиях А.П. Крылов и Г.И. Баренблатт назвали упругопластическим режимом. В работах А.Т. Горбунова предложена теория упруго пластического режима фильтрации жидкости к ВС. Задача обобщения теории упругопластического режима фильтрации на случай притока к ГС остается неосвещенной.

В случае ГС специфику техногенного воздействия на пласт определяют следующие факторы:

- более продолжительное (по сравнению с ВС) время взаимодействия бурового раствора с продуктивным пластом, приводящее к существенным изменениям свойств 03 пласта;

- существенная изменчивость природных фильтрационных свойств продуктивного пласта вдоль ствола ГС, приводящая к дифференциации степени техногенного воздействия (Ding Y., Longeron D., Suiyananrayana P.V., Крылов В.И.);

- сложные и интенсивные деформационные процессы на этапе бурения и освоения ГС, влияющие на изменение проницаемости в 03;

- влияние силы гравитации и анизотропии коллектора, обуславливающих формирование несимметричной зоны проникновения бурового раствора в пласт (Frick Т.Р., Economides M.J., Barber Т., H.H. Михайлов, B.B. Шелухин, И.Н. Ельцов);

- близость кровли или подошвы пласта.

Основываясь на проведенном в главе анализе экспериментальных, теоретических и промысловых данных, можно сделать вывод, что вокруг ГС образуется 03 со сложной геометрией и сложным распределением физических параметров, которые меняются по длине ствола.

В настоящее время существует ряд способов определения параметров 03 пласта, а именно: гидродинамические исследования скважин (ГДИС); методики интерпретации термогидрадинамическнх исследований скважин (A.UI. Рамашюв); специальные керновые исследования; аналитические модели проникновения бурового раствора в пласт; методики, основанные на использовании геолого-тсхнологичсской информации во время бурения (Э.Е. Лукьянов, В.В. Стрельченко); комплексные геофизические и гидродинамические модели проникновения бурового раствора в пласт (Semmelbeck, Hoiditch). Рассмотренные методы разработаны на основе упрощенных представлений о структуре ОЗ преимущественно для условий ВС в однородном пласте и не учитывают вышеперечисленных особенностей 03 вокруг ГС. Поэтому задача создания методики определения параметров 03 вокруг ГС является актуальной на сегодня.

В диссертационной работе разработана методика определения параметров 03 пласта на основе интерпретации данных многозондового разновременного каротажа (на примере электрического) во время бурения в комплексе с петрофизической динамической моделью проникновения бурового раствора в пласт. Суть предлагаемой методики состоит в постоянном измерении физических параметров (УЭС) циркуляционной системы во время бурения в каждом интервале горизонтального участка ствола ГС посредством каротажных систем, состоящих из совокупности зондов с различной степенью глубинности. Интерпретация полученных данных производится с учетом особенностей зон проникновения бурого раствора в случае ГС с использованием петрофизической модели (H.H. Михайлов), связывающей радиальные профили физических свойств в 03 интервала пласта с динамикой проникновения бурового раствора. Параметры 03 (размер, форма, профиль проницаемости) в каждом интервале пласта определяются посредством минимизации функционала разности измеренных и модельных значений УЭС по совокупности зондов каротажной системы.

В главе 3 на основе теоретических расчетов и промысловых данных проведен анализ степени изменения забойного давления вдоль горизонтального участка ствола ГС. Предложен способ определения профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в неоднородном пласте. На основе анализа, проведенного в главе 2, предложены физически обоснованные двумерные математические модели 03 пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС. Рассмотрены различные двумерные модели фильтрации однофазного флюида к интервалу ГС в прямоугольном пласте, имеющем сложнопостроенную 03.

Результаты расчетов с помощью формул трубной гидравлики (Joshi S.D., В.А. Черных) и промысловые данные свидетельствуют, что потери забойного давления вдоль горизонтального участка ствола ГС в случае фильтрации жидкости несущественны. В работе H.A. Назимова на

основе анализа промысловых данных но Г'С Ромашкинского месторождения показано, что потери забойного давления на горизонтальном участке скважины на порядок меньше приложенной депрессии. Следовательно, перетоками жидкости между сечениями перпендикулярными стволу ГС можно пренебречь (концевой эффект не учитывается). В этом случае трехмерную задачу притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС предлагается разбить на суперпозицию двумерных задач в плоскостях, перпендикулярных стволу скважины так, чтобы в каждом сечении свойства пласта были выдержаны. Получив решение обшей двумерной задачи в зависимости от меняющихся от сечения к сечению параметров, рассчитывается производительность каждого интервала скважины и определяется искомый профиль притока.

Моделирование притока к интерпалам ГС в двумерных сечениях производилось на основе стационарных уравнений фильтрации однофазного флюида, как в случае диагонального тензора проницаемости, так и полного. Связь между компонентами скорости и градиентом давления задавалась законом Дарси в случае линейной фильтрации, и законом Форхгеймера в случае нелинейной. Течение флюида рассматривалось в прямоугольной области П: {хе [О, L], уе [О, Я]}, где Н - расстояние от подошвы до кровли пласта, L»H - расстояние от скважины до контура питания (предполагается симметрия относительно оси Ov), h - расстояние от оси скважины до кровли пласта. ГС представлена контуром Э£2„: х2 + V2 = г2 ,х > 0, где гс - радиус скважины (рис. 3).

у

Н ,

Рис J Области Q, Qu, П, и граничные условия задачи

Рис.4 Схема ОЗ

Система граничных условий включает условия постоянства давления на контуре питания и на контуре скважины, а также условия непротекания на кровле и подошве пласта и на плоскости симметрии. На контуре ОЗ задавались условия непрерывности поля давления и нормальной компоненты скорости: р\ш. = />|Ч1. , К|Н1где и ЙУ - внутренняя и внешняя

стороны контура 03. Контур 03 <Ю, в общем случае моделировался эллипсом с полуосями о и Ь в направлениях O.v и Оу соответственно, центр которого смещен относительно центра скважины на расстояние d (рис. 4). Приведенный радиус в этом случае определяется как г = ,/(.*/а)г +(у//)): .

Проницаемость коллектора задавалась функцией координат и давления:

к,(х,у,р) = кв,А(х,у)/(г), (1)

здесь &01 и к02 - коэффициенты проницаемости природного пласта в направлениях главных осей Ох и Оу соответственно, А(х, у) > 0 - безразмерная функция приведенной проницаемости, моделирующая ухудшение/улучшение фильтрационных свойств коллектора и изменяющаяся от минимального/максимального значения Ао (характеризующего степень ухудшения/улучшения фильтрационных свойств пласта) до единицы на внешнем контуре ОЗ (внутренний контур ОЗ совпадает с контуром скважины), /[/>) - безразмерная функция, учшывающая зависимость проницаемости от давления.

В расчетах зависимость приведенной проницаемости Л(х, у) = А(г,) в 03 принята в виде степенной функции с параметром п:

А(г) = (1-Д1) /;"+Д), 0< ге <1 (2)

В работе предложены численные методы решения рассмотренных двумерных задач фильтрации однофазного флюида к шгтервалу ГС с ОЗ. Проведен анализ требований к расчетной сетке для обеспечения нужной точности численных решений. Проведена верификация численных схем па основе известных аналитических зависимостей. Также предложена методика корректного решения поставленных задач с помощью стандартных симуляторов (Eclipse).

В главе 4 с помощью моделей, разработанных в главе 3, исследуется производительность ГС в неоднородном техногешго-изменешюм пласте.

На основе численных расчетов показано, что смещение центра 03 относительно центра скважины вследствие гравитационной сегрегации и изменение формы ОЗ вследствие анизотропии пласта слабо влияют на производительность ГС' (5-10%). Основным влияющими параметрами ОЗ являются: размер 03, значение проницаемости на стенке скважины Ло н вид профиля проницаемости в ОЗ. Предложена аппроксимационная зависимость относительной производительности интервала ГС от размера круговой ОЗ и величины Ло (0,1 < <1) при фиксированном значении депрессии Ар:

здесь г, - радиус ОЗ, х ~ аппроксимационный коэффищ1еит (при UH »1 у = 0.08), ßo -производительность ГС в «чистом» пласте.

Посредством преобразования формулы (3) впервые получено выражение для «скин-фактора» интервала ГС с учетом произвольного радиального распределения приведенной проницаемости А(г) в 03:

S =

! A(r)r

-HrJO

X-R(LH,r,h),

(4)

R(L,H,rt,h) = In

ch(jt-^)-cos(27t-) Ch(31—)-l H_И__H

H п H

где X - k„: /к„, - параметр, характеризующий анизотропию пласта.

По результатам сравнительного анализа выявлено, что использование упрощенных зависимостей на основе формулы Hawkins M.F., приводит к существенно заниженным значениям «скин-фактора» для интервала ГС.

Проведено исследование производительности интервала ГС с учетом полного тензора проницаемости. Показано, что вариация направления главных осей тензора проницаемости может оказывать существенное влияние на производительность ГС в техногенно-измененном пласте.

При значительных скоростях фильтрации в 03, в частности при фильтрации газа, линейный закон непригоден. В работах Wang X., Economides М.].показано, что в высокопроницаемых пластах эффекты нелинейности потока могут оказывать существенное влияние на производительность скважин. Поэтому нами использовался более общий двучленный закон фильтрации. Для учета совместного влияния эффектов нелинейности потока и техногенных изменений 03 пласта коэффициент Форхгеймера р задавался как функция проницаемости в соответствии с известными корреляциями (Tek M.R., Coats К.Н., Katz D.L.). Результаты численных расчетов показали, что уменьшение производительности ГС вследствие формирования 03 пласта больше при нелинейном потоке, чем в случае линейной фильтрации. Разница между полученными зависимостями существенна (более 10%) лишь в узком диапазоне радиуса 03 (1.1гс - 6гс), когда

эффект увеличения нелинейности потока вследствие низкой проницаемости 03 пласта превосходит обратный эффект вследствие уменьшения производительности скважины.

В диссертационной работе получены частные аналитические и общие численные решения задачи упругопластического режима фильтрации жидкости к ГС, полностью вскрывшей однородный анизотропный пласт. На основе экспериментальных данных и теоретических расчетов выявлено, что при упругопластическом режиме фильтрации жидкости вокруг ГС формируется сложнопостроенная 03, размеры и фильтрационные свойства которой определяются значениями коэффициентов изменения проницаемости, критическими деформационными параметрами и величиной приложенной депрессии. Показано, что формирование сложнонапряженного состояния в области горизонтального ствола может оказывать существенное влияние на условие притока и производительность ГС. Эти эффекты наиболее значимы при вскрытии участков продуктивного пласта с различными деформационными свойствами.

Также в работе с помощью упрощенных двумерных моделей фильтрации проведена оценка эффективности различных методов вторичного вскрытия пласта. Исследовано влияние основных параметров перфорации (размер первичной 03, диаметр перфорационного канала, длина перфорационного канала, размер околоперфорационной зоны, угол фазировки) на производительность интервала ГС. Показано, что вследствие эффектов техногенного поражения пласта на этапе вторичного вскрытия использование перфорации на депрессии и сверлящих перфораторов предпочтительнее для восстановления производительности ГС. Выявлено, что вертикальное расположение перфорационных каналов является оптимальным как с точки зрения восстановления производительности ГС, так и уменьшения выноса песка в скважину.

На основе полученных в диссертационной работе результатов для практического применения предлагается схема определения поинтервальной производительности ГС (рис. 5), в которой факторы, влияющие на производительность ГС, распределены на основные и второстепенные. По результатам комплекса исследований строится модель 03, отвечающая геояого-технологическим условиям конкретной скважины. После проведения численных расчетов или использования предложенных аналитических выражений для «скин-фактора» определяется поинтервальная производительность ГС.

Таким образом, зная производительность ГС в каждом из выделенных интервалов, с помощью метода, предложенного в главе 3, определяется профиль притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС. Проведенные расчеты свидетельствуют, что вдоль ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте выделяются высоко и низко продуктивные области, что подтверждается промысловыми данными. При этом интегральные и средние добывшие характеристики ГС являются малоинформативными, давая общие представления о степени ухудшения фильтрационных свойств, и не позволяют идентифицировать менее

продуктивные интервалы, являющиеся перспективными для проведения воздействия, и интервалы повышенной приточности, которые могут быть оснащены устройствами по выравниванию профиля притока. Показано, что использование упрощенных моделей 03 может приводить к существенным искажениям реального профиля притока флюида, создавая тем самым предпосылки для низкой эффективности проведения последующих ГТМ.

Рис. 5 Схема определения поинтервальной производительности ГС

В главе 5 дается обзор существующих технологий интенсификации притока к ГС с использованием кислотного воздействия на пласт. Проведена оценка технологической и экономической эффективности кислотной обработки интервалов ГС. Предложена технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ.

Для ГС наиболее эффективными технологиями выравнивания профиля притока являются поинтервальные кислотные обработки, обеспечивающие селективное воздействия на 03 пласта вдоль ствола ГС, и оборудование забоя ГС устройствами управления притоком флюида из пласта (ICD, ICV). Важным этапом при проведении мероприятий по воздействию на 03 пласта является прогнозирование их технологической эффективности. Добиться значимого повышения производительности скважин удается лишь в тех случаях, когда механизм восстановления фильтрационных свойств пласта адекватен механизму их поражения. Традиционные технологии воздействия на призабойную зону ориентированы на симметричное строение 03 пласта, поэтому оценка их эффективности в условиях ГС требует специального исследования. Таким образом, в

решении проблем повышения эффективности эксплуатации ГС первостепенное значение имеют задачи дифференцированного изучения процессов и явлений в околоскважинных зонах ГС.

В данной главе на основе предложенных в диссертационной работе моделей ОЗ пласта проведена оценка технологической эффективности кислотной обработки интервалов ГС для коллекторов с различной степенью активности по отношению к применяемому реагенту. Выявлено, что использование упрощенных моделей определения производительности ГС после кислотного воздействия может привести к завышению прогнозной эффективности мероприятия для выбранных объемов закачки реагента. Показано, что в зависимости от соотношения между размером первичной ОЗ и радиусом воздействия кислотой после обработки в ОЗ пласта будут формироваться различные вторичные профили проницаемости, которые могут иметь как монотонный, так и немонотонный характер. Основными параметрами, определяющими эффективность кислотного воздействия, являются: соотношение размеров первичной 03 и зоны воздействия кислотой, тип коллектора, первичный и вторичный профили проницаемости в ОЗ, степень растворимости коллектора.

На основе результатов диссертационной работы предложена технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГШ, позволяющая на этапе пуска скважину в эксплуатацию определить оптимальный режим ее работы и параметры ГТМ, требуемые для его осуществления (рис. 6).

На первом этапе посредством предложенной в главе 2 методики в комплексе с лабораторными исследованиями и данными по изменению геолого-физических характеристик пласта вдоль ГС производится определение профилей проницаемости, размера и геометрии 03 пласта в каждом интервале ГС. По результатам исследований строится модель ОЗ, отвечающая геолого-технологическим условиям конкретной скважины. После проведения численных расчетов или использования предложенных аналитических выражений для «скин-фактора» определяется поинтервальная производительность ГС и профиль притока флюида. После анализа полученного профиля притока и распределения природных и техногенных фильтрационных характеристик пласта вдоль ГС выделяются интервалы наиболее перспективные для проведения соответствующих ГТМ. Далее производится численный расчет параметров обработки и объемов реагента, а также расчет параметров устройств по ограничению притока флюида для достижения максимального технологического эффекта. После оценки экономической эффективности проводимых мероприятий делается вывод о добывных возможностях ГС при оптимальном режиме ее эксплуатации.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Проведенный в диссертационной работе подробный анализ существующих методов определения производительности ГС показал, что созданные на основе упрощенных представлений о структуре ОЗ стандартные модели не позволяют корректно определять профиль притока флюида к горизонтальному стволу в условиях неоднородности коллектора. В связи с этим автором разработана методика определения производительности ГС, вскрывшей техногенно-измененный неоднородный пласт.

Основные результаты диссертационной работы состоят в следующем:

1. Впервые предложена методика определения профилей проницаемости в 03 интервалов ГС, основанная на совместном использовании данных разновременного многозонаового каротажа и динамической петрофизической модели 03.

2. На основе результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта построены физически обоснованные модели 03 неоднородного пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС.

3. Впервые получено выражение для «скин-фактора» интервала ГС с учетом специфики распределения проницаемости в ОЗ. Показано, что использование упрощенных зависимостей на основе формул для ВС, приводит к существенно заниженным значениям «скин-фактора» для интервала ГС.

4. Получены частные аналитические и общие численные решения задачи упругопластического режима фильтрации жидкости к ГС, полностью вскрывшей однородный анизотропный пласт.

5. Предложен способ прогнозирования профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте.

Разработана технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ, позволяющая на этапе пуска скважины в эксплуатацию определить оптимальный режим ее работы и параметры ГТМ, требуемых для его осуществления.

Основные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность // Нефтяное хозяйство,2010, №1, с.90-93.

2. Гайдуков JI.A., Михайлов H.H. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной // Газовая промышленность,2010, №1, с.37-40.

3. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин // Газовая промышленность,2008, №6, с.31-33.

4. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H., Орыибаев Б.А. Учет изменений сложно построенных околоскважинных зон при оценке эффективности технологий интенсификации добычи газа // Газовая промышленность,2008, №6, с.35-38.

5. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Скин-фактор горизонтальной скважины в неоднородном пласте // Бурение и нефть, 2010, №4, с.21-23.

6. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах// Экспозиция нефть газ, 2010, №2, с.19 - 25.

I. Gaidukov L, Mikhailov N. Modeling of Borehole Zone Influence on Stimulation Efficiency of Gas Production // Proceedings of 11-th European Conference on the Mathematics of Oil Recoveiy. Norway-Bergen, 2008. p. 256-261.

8. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H., Орынбаев Б.А. Методика учета изменения сложно построенных околоскважинных зон при интенсификации добычи газа // Вестник ЦКР Роснедра, 2008, №4, с.41-45.

9. Гайдуков Л.А., Степанов В.П. Определение параметров пласта по результатам эксплуатации скважин // Вестник ЦКР Роснедра, 2008, Xs4, с.73-79.

10. Гайдуков Л.А. Исследование фильтрационных характеристик для определения изменений околоскважинных зон пласта и радиальной чувствительности ГИС // Геофизические методы исследования Земли и недр: Материалы VI Международной научно-практической конференции Теофизика-2007". - СПб.:С.-Петерб.ун-т, 2008. -160 с.

II. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Модел1фование процессов защемления в околоскважинной зоне на продуктивность скважины // Материалы I Международного научного симпозиума "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов".-М.: ВНИИнефть, 2007. с. 332-337.

12. Гайдуков Л.А., Михайлов H.H. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность // Материалы II Международного научного симпозиума "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов",-М.: ВНИИнефть, 2009. с. 332-337.

13. Гайдуков ЛЛ„ Михайлов H.H.. Орынбаев Б.А. Моделирование влияния сложно построенных околоскважинных зон на эффективность методов интенсификации добычи газа II Труды VII Международного технологического симпозиума "Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи". -М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008. с. 314-321.

Соискатель: Гайдуков JI.A. E-mail: leonid68@inbox.ru

Подписано к печати 26.04.10 Формат 60x90 1/16. Объем 1 пл. Тираж 150 экз. Заказ № 39

Отпечатано в ОАО «Центральная геофизическая экспедиция» Россия, 123289, Москва, ул.Народного Ополчения, 38/3

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Гайдуков, Леонид Андреевич

Введение.

Глава 1. Анализ имеющихся зависимостей определения производительности горизонтальных скважин.

1.1 Определение установившегося притока к горизонтальной скважине.

1.2 Приближенные формулы расчета производительности горизонтальной скважины.

1.3 Определение установившегося притока к горизонтальной скважине при нелинейных законах фильтрации.

1.4 Сравнительный анализ производительности горизонтальных и вертикальных скважин.

1.5 Существующие подходы определения продуктивности горизонтальной скважины в техногенно-измененном пласте.

1.6 Определение производительности горизонтальной скважины с помощью численных методов.

Глава 2. Сравнительный анализ техногенного поражения и неоднородности пласта при проводке вертикальных и горизонтальных скважин.

2.1 Современные методы геосгатистики.

2.2 Определение производительности скважины в среде со случайными неоднородностями.

2.3 Влияние информации об околоскважинной зоне на точность прогноза дебита скважины.

2.4 Формирование профилей физических свойств в околоскважинной зоне.

2.5 Специфика техногенного поражения пласта при его проходке вертикальными и горизонтальными скважинами.

2.6 Критерии техногенного изменения околоскважинных зон пласта в вертикальных и горизонтальных скважинах.

2.7 Разработка новых способов анализа состояния околоскважинной зоны на основе геофизической и гидродинамической информации.

Глава 3. Разработка методов определения производительности горизонтальных скважин в техногенно-измененных и неоднородных пластах.

3.1 Математические модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте.

3.2 Численные модели притока флюида к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте.

3.3 Оценка потерь давления в стволе горизонтальной скважины.

3.4 Разработка методов моделирования совместного влияния геологической изменчивости и техногенного поражения пласта.

3.5 Использование стандартных симуляторов для моделирования притока к горизонтальной скважине в техногенно-измененном пласте.

Глава 4. Исследование производительности горизонтальных скважин в техногенноизмененных и неоднородных пластах.

4.1 Исследование фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененными параметрами околоскважинной зоны.

4.2 Фильтрация флюида к необсаженной горизонтальной скважине с учетом полного тензора проницаемости.

4.3 Нелинейная фильтрация флюида к необсаженной горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной.

4.4 Исследование упруго-пластического режима фильтрации флюида к необсаженной горизонтальной скважине в анизотропном пласте.

4.5 Исследование фильтрации флюида к горизонтальной скважине с вторичным вскрытием пласта.

4.6 Исследование производительности горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах.

Глава 5. Технико-экономическая схема оптимизации работы горизонтальной скважины и повышения эффективности методов кислотного воздействия на пласт.

5.1 Обзор технологий кислотного воздействия на пласт, вскрытый горизонтальной скважиной.

5.2 Определение параметров кислотной обработки пласта.

5.3 Определение технологической эффективности проведения поинтервальной кислотной обработки околоскважинной зоны горизонтальной скважины.

5.4 Определение экономической эффективности проведения поинтервальной кислотной обработки околоскважинной зоны горизонтальной скважины.

5.5 Технико-экономическая схема оптимизации работы горизонтальной скважины и повышения эффективности методов кислотного воздействия на пласт.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах"

Актуальность работы. Большинство основных нефтяных месторождений страны вступили в завершающую стадию разработки, характеризующуюся ухудшением структуры запасов нефти в балансе нефтегазодобывающих предприятий, падением добычи и ростом обводненности добываемой продукции. Разработка новых месторождений, как правило, характеризующихся сложным геологическим строением стандартными методами воздействия с использованием вертикальных скважин (ВС) является, зачастую, не рентабельной и технически неоправданной. В результате поиска путей повышения эффективности разработки месторождений на современном этапе, наиболее перспективным представляется внедрение технологий бурения горизонтальных скважин (ГС).

Наибольшую известность в области проектирования и анализа работы ГС на нефтегазовых месторождениях получили работы известных ученых: Алиев З.С., Басниев К.С., Бузинов А.М., Булыгин В.Я., Борисов Ю.П., Волков Ю.А, Григорян Н.А, Дженсон Р.Г. , Джоши С. Д., Жданов С.А., Закиров С.Н., Золотухин А.Б., Кудинов В.И., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Муслимов Р.Х., Мусабиров Р.Х., Орлов Г.А, Стокли К.О., Сучков Б.М., Хавкин А Я., Федоров К.М., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Экономидес М.Дж. и др.

Работы этих авторов во многом прояснили особенности гидродинамики фильтрации жидкостей и газа к забоям горизонтальных, наклонно-направленных и многозабойных скважин. Позволили сформировать научно-обоснованные методологии бурения, эксплуатации скважин данной конструкции, а также позволили создать основные направления и способы повышения эффективности работы ГС.

С помощью бурения ГС решают ряд важных задач разработки нефтяных и газовых месторождений:

• увеличение охвата пласта воздействием, что приводит к вовлечению в процесс разработки ранее не активных запасов нефти;

• снижение конусообразования в залежах с водо - и газонефтяными зонами;

• увеличение производительности ГС по сравнению с вертикальными за счет большей площади поверхности фильтрации;

• разведка и эксплуатация месторождений в природоохранных зонах и на шельфе.

В Российской Федерации число ГС ежегодно растет [54]. Так в период с 1995 г. по 2007 г. число пробуренных горизонтальных скважин возросло с 50 до 350 единиц.

Однако, несмотря на неоспоримые преимущества, эксплуатация ГС вызывает ряд проблем. Во-первых, зачастую фактическая производительность ГС существенно ниже теоретической, определенной по известным аналитическим зависимостям или в результате гидродинамического моделирования, что приводит к нарушению проектных уровней добычи и к незапланированным экономическим затратам. Во-вторых, данные профилеметрии показывают, что вдоль ствола ГС формируется неравномерный профиль притока флюида, характеризующейся чередованием зон высокой и низкой приточности. Неравномерность профиля притока вдоль ствола ГС является негативным фактором при разработке залежей с водо - и газонефтяными зонами, вызывая прорывы нецелевого флюида в высокопродуктивные интервалы ГС и приводя к неполной выработке запасов.

Причиной довольно низких фактических коэффициентов продуктивности ГС и неравномерности профиля притока является неоднородность коллектора и влияние дополнительных техногенных факторов, проявляющихся в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не учитывающихся в теоретических расчетах и при гидродинамическом моделировании. Поэтому разработка способов определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока в техногенно-изменненых неоднородных пластах является безусловно актуальной задачей.

Цель работы. Построение физически обоснованных моделей околоскважинной зоны (03) неоднородного пласта, учитывающих специфику техногенного воздействия при бурении, освоении и эксплуатации ГС. Разработка способа определения параметров ОЗ пласта вдоль ствола ГС. Разработка методики определения производительности ГС и прогнозирования профиля притока флюида в техногенно-измененных неоднородных пластах на этапе освоения и эксплуатации скважины. Разработка технико-экономической схемы оптимизации работы ГС и повышения эффективности геолого-технологических мероприятий (ГТМ).

Объект исследования. Неоднородный техногенно-измененный пласт, полностью вскрытый ГС.

Основные задачи исследования.

• Анализ и обобщение существующих методов определения производительности ГС.

• Сравнительный анализ техногенного воздействия и неоднородности пласта при проводке ВС и ГС.

• Создание обобщенных гидродинамических моделей влияния комплексных изменений фильтрационных свойств пласта в 03 на производительность ГС.

• Исследование производительности ГС в техногенно-измененных и неоднородных пластах.

• Разработка технико-экономической схемы оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ.

Методы исследования. Дня решения поставленных задач использовались: методы нефтегазовой подземной гидродинамики; аналитические и численные решения задач стационарной однофазной фильтрации флюида в пласте и в 03; результаты промысловых гидродинамических и геофизических исследований в стволе ГС; результаты теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в 03. Численные расчеты производились с помощью разработанных автором оригинальных программ в С++, Matlab 7.0, а также с использованием сертифицированных программных пакетов Eclipse 100, Eclipse 300.

Научная новизна.

1. Впервые предложена методика определения профилей изменения проницаемости в 03 интервалов ГС.

2. На основе результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта построены физически обоснованные модели 03 неоднородного пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС.

3. Впервые получено выражение для «скин-фактора» интервала ГС с учетом специфики распределения проницаемости в 03.

4. Предложен способ прогнозирования профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте.

5. Разработана технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ.

Практическая значимость.

1. Внедрение разработанных методик на месторождениях позволит оперативно определять параметры 03 неоднородного пласта на этапе его вскрытия ГС с последующим предсказанием профиля притока жидкости на этапе освоения и

2. Предложенная в работе технико-экономическая схема оптимизации работы ГС позволяет уже на этапе подготовки скважины к эксплуатации определить технологические параметры необходимого комплекса мер по воздействию на пласт и оценить их эффективность.

Степень достоверности выводов и рекомендаций. Достоверность научных положений и вводов следует из того, что они основаны на общих принципах и уравнениях механики сплошных сред и результатах теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта в ОЗ. Использованные в расчетах численные модели верифицированы соответствующими аналитическими решениями с высокой степенью точности.

Защищаемые положения.

1. Производительность ГС определяется спецификой техногенных изменений природных свойств пласта в 03, которая обусловлена изменением степени техногенного воздействия вдоль горизонтального ствола; влиянием фильтрационной неоднородности пласта; изменением геометрии 03 вследствие анизотропии пласта и действия гравитационных сил; близостью непроницаемых границ пласта.

2. Модели изменения природных фильтрационных свойств пластав околоскважинной зоне ГС, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении скважины.

3. Численные и аналитические способы прогнозирования профиля притока флюида к горизонтальному стволу и общей производительности ГС в техногенно-измененных неоднородных пластах.

4. Практические рекомендации по повышению эффективности работы ГС и интенсификации притока на этапе пуска скважины в эксплуатацию.

Внедрение результатов исследований. Предложенная методика определения фильтрационных свойств 03 пласта была апробирована в рамках проекта "Пересчет запасов нефти и ТЭО КИН по Западно-Анастасиевскому месторождению" и планируется к использованию в последующих проектах.

Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось на: I-П международных научных симпозиумах «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» (2007, 2009), VII международном технологическом симпозиуме «Новые 7

Введение технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтеотдачи» (Москва, 2008), 11th European Conference on the Mathematics of Oil Recoveiy (Bergen, Norway, 2008), II научно-практической конференции «Математическое моделирование и компьютерные технологии в разработке месторождений» (Уфа, 2009), VI международной научно-практической конференции «Геофизика-2007» (Санкт-Петербург, 2007), 49-50-й научных конференциях «Современные проблемы фундаментальных и прикладных наук» (МФТИ, 2006-2007), 7-й всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ им.Губкина, 2007), Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности» (ИПНГ РАН, 2007), VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУ им.Губкина, 2010). Результаты работы обсуждались на научных семинарах исследовательского центра компании Schlumberger (2009, 2010).

Публикации. По теме диссертационной работы имеется 12 публикации, 4 из которых в журналах, включенных в перечень ВАК.

Объем работы. Работа содержит введение, 5 глав текста, заключение и список используемой литературы. Общий объем работы составляет 172 страниц, включая список литературы из 131 наименования.

Благодарности. Работа выполнялась в период 2007-2008 гг. в магистратуре кафедры "Фундаментальные основы нефтегазового дела" ФАЛТ МФТИ, в период 2009-2010 гг. в аспирантуре ИПНГ РАН. Автор выражает глубокую признательность зав. кафедрой "Фундаментальные основы нефтегазового дела" ФАЛТ МФТИ, зам. директора ИПНГ РАН по научной работе, д.т.н., проф. Максимову В.М. за поддержку работы. Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю д.т.н., проф. Михайлову Н.Н., а так же заведующему лабораторией компьютерного моделирования ФАЛТ МФТИ, к.ф-м.н. Вороничу И.В.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Гайдуков, Леонид Андреевич

Основные результаты диссертационной работы состоят в следующем:

1. Впервые предложена методика определения профилей проницаемости в 03 интервалов ГС, основанная на совместном использовании данных разновременного многозондового каротажа и динамической петрофизической модели 03.

2. На основе результатов теоретических, лабораторных и промысловых исследований по изучению изменений фильтрационных свойств пласта построены физически обоснованные модели 03 неоднородного пласта, учитывающие специфику техногенного воздействия при бурении и освоении ГС.

3. Впервые получено выражение для «скин-факгора» интервала ГС с учетом специфики распределения проницаемости в 03. Показано, что использование упрощенных зависимостей на основе формул для ВС, приводит к существенно заниженным значениям «скин-фактора» для интервала ГС.

4. Получены частные аналитические и общие численные решения задачи упруго-пластического режима фильтрации жидкости к ГС, полностью вскрывшей однородный анизотропный пласт.

5. Предложен способ прогнозирования профиля притока жидкости к горизонтальному участку ствола ГС в техногенно-измененном неоднородном пласте.

6. Разработана технико-экономическая схема оптимизации работы ГС и повышения эффективности ГТМ, позволяющая на этапе пуска скважину в эксплуатацию определить оптимальный режим ее работы и параметры ГТМ, требуемых для его осуществления.

Предложенные методики позволяют оперативно определять параметры околоскважинной зоны неоднородного пласта на этапе его вскрытия горизонтальной скважиной с последующим предсказанием профиля притока флюида на этапе пуска скважины в эксплуатацию. Предложенная технико-экономическая схема оптимизации работы ГС позволяет уже на этапе подготовки скважины к эксплуатации определить технологические параметры необходимого комплекса мер по воздействию на пласт и оценить их эффективность.

Заключение

Диссертационная работа посвящена актуальной проблеме - определению производительности горизонтальной скважины в техногенно-измененном и неоднородном пласте. Рассмотрению проблемы производительности горизонтальной скважины были посвящены работы многих известных ученых. Однако проведенный в работе подробный анализ существующих методов определения производительности горизонтальной скважины показал, что созданные на основе упрощенных представлений о структуре околоскважинной зоны стандартные модели не позволяют корректно определять профиль притока флюида к горизонтальному стволу в условиях неоднородности коллектора В связи с этим, основной целью диссертационной работы являлось создание методики определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей техногенно-измененный и неоднородный пласт.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Гайдуков, Леонид Андреевич, Москва

1. Антонов Ю.Н., Бурков В.Г. К теории высокочастотного электромагнитного каротажа скважин с радиально-неоднородной прискважинной зоной. Электромагнитные методы исследования скважин. - Новосибирск: Наука, 1979. 247с.

2. Абасов М.Т., Алекперов С.И., Гасумов Г.М. Фильтрация в неоднородном по проницаемости пласте. Труды Всес. Конференции по методам решения задач подземной нефтяной гидрогазодинамики. 1967г., с 29-37.

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

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. -М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина, 2004. 300с.

5. Алиев З.С. Технология применения горизонтальных скважин / Алиев З.С., Бондаренко В.В. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006.-712 с.

6. Алиев З.С., Ребриков АЛ. Влияние кольматации призабойной зоны на производительность горизонтальных газовых скважин. М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2008, Труды VII Международного технологического симпозиума, с. 308 310.

7. Баганова М.Н. Применение теории тепловых потенциалов для моделирования разработки месторождений нефти и газа горизонтальными и наклонными скважинами// Автореферат на соискании степени к.т.н.

8. Бан А., Басниев КС., Николаевский В.Н. Об основных уравнениях фильтрации в сжимаемых пористых средах. Прикладная математика и теоретическая физика, 1961, №3, с.52-56.

9. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и га-зовв природных пластах. М: Недра, 1981 - 237с.

10. Баренблатт Г.И., Крылов А.П. Об упруго-пластическом режиме фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, 1995, №2, с.5-13.

11. Басниев КБ., Кочина КН., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М: Недра, 1993.-416с.

12. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесценгр", 2001. - 199 с.

13. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М., Недра, 1964.

14. Бурлаков И.А., Фурсова Н.П. Некоторые данные о зависимости проницаемости гранулярных и трещиноватых пород от горного давления и температуры. Труды ГрозНИИ, вып. 17, 1964, с.277-281.

15. Валиуллин Р.А. и др. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами // Нефтяное хозяйство. — 2004. — № 2. С. 31-36.

16. Васильев В.Н., Дубина Н.И. Математические основы обработки результатов газодинамических исследований скважин. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2008. 116с.

17. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Нелинейная фильтрация газа к горизонтальной скважине с измененной околоскважинной зоной // Газовая промышленность,2010, №1, с.31-33.

18. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Влияние особенностей околоскважинных зон горизонтальных скважин на их продуктивность // Нефтяное хозяйство,2010, №1, с.90-93.

19. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинных зон на продуктивность газовых скважин // Газовая промышленность,2008, №6, с.31-33.

20. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н., Орынбаев Б.А. Методика учета изменения сложно построенных околоскважинных зон при интенсификации добычи газа // Вестник ЦКР Роснедра, 2008, №4, с.41-45.

21. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н., Орынбаев БА. Учет изменений сложно построенных околоскважинных зон при оценке эффективности технологий интенсификации добычи газа// Газовая промышленность,2008, №6, с.35-38.

22. Гайдуков Л.А., Степанов В.П. Определение параметров пласта по результатам эксплуатации скважин // Вестник ЦКР Роснедра, 2008, №4, с.73-79.

23. Гайдуков Л.А., Михайлов Н.Н. Производительность горизонтальных скважин в техногенно-измененных неоднородных пластах// Экспозиция нефть газ, 2010, февраль, с. 19 25.

24. Григулецкий В. Обводнение месторождений -коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли // Технологии ТЭК.-№2.-2007.-С. 35-40.

25. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. -М., Недра, 1981. -237 с.

26. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. Изд-во "Недра", 1969 г. 192 с.

27. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов ОМ., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. —М:: Наука, 1995. 523 с.

28. Дебрюл О. Использование геостатисгики для включения в геологическую модель сейсмических данных. EAGE, 2002, 296 с.

29. Дияшев Р. Н., Ишкаев Р. К, Фазлыев Р. Т. Горизонтальные скважины: бурение, эксплуатация, исследование./ Материалы семинара-дискуссии. Актюба, 2-3 декабря 1999г. -Казань: Мастер Лайн, 2000.-256 с.

30. Дмитриев НМ., Максимов ВМ. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах // Изв. РАН. МЖГ. 1998. № 2. Стр. 87-94.

31. Дмитриев НМ., Кадет В.В. Введение в подземную гидромеханику. М: "Интерконтакт Наука", 2003 - 250с.

32. Дубровский B.C., Юсупов Р.И., Абдулин Р.Н., Хусаинов ВМ., Ахмадеев А.З., Хаминов Н.И. Некоторые аспекты интерпретации данных ГИС в ГС и БГС.

33. Зайнутдинов РА., Крайнова ЭА. Теория и практика экономической оценки повышения эффективности нефтедобывающего производства: Монография. — М.: ГУЛ Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002. 384 с.

34. Зайцев М.В., Михайлов Н.Н. Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины. //Нефтяное хозяйство 2004,№1.-с.64-66.

35. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа М.: -2004. - 520 с.

36. Ибрагимов Л.Х., Мищенко ИТ., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. -М: Наука, 2000. 414 с.

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

38. Исаков Г.В. О деформации нефтяных коллекторов Нефтяное хозяйство, 1946, №11, с. 17-24.

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

40. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002, 140 стр.

41. Каневская Р.Д, Вольное ИЛ. Моделирование соляно-кислотного воздействия на карбонатные пласты // Нефтяное хозяйство, 2009, №7, с.97-99.

42. Капранов Ю.И., Эмих В.Н. Приток нефти к горизонтальной скважине при наличии подошвенной воды// ПМТФ, 2008, Т. 49, №5.

43. Крылов В.Н, Михайлов Н.Н., Гноевых А.Н. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытие его горизонтальным стволом// Нефтяное хозяйство. 1999. №8. с.32.

44. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела Моска-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004, 720 с.

45. 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.

46. КусаковМ. М., Гудок Н. С. Влияние внешнего давления на фильтрационные свойства нефтесодержащих пород. Нефтяное хозяйство, 1958, №6, с. 40-47.

47. Лейбензон Л.С. Подземная гидравлика воды, нефти и газа. М., 1934

48. Лутфуллин АА. Основные методы увеличения охвата пластов воздействием в России -«Бурение и нефть» 1/2009 С. 6-9.

49. Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. М.: Нефть и газ, 1997, с. 688.

50. Меркулов В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности//Изв. МВО СССР. Сер. Нефть и газ. -№1-3. 1958.

51. Михайлов Н.Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинной зоне. -М.: Недра, 1987. 152 с.

52. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. -М: Недра, 1996.-339 с.

53. Мукминов И.Р. Гидродинамические аспекты разработки месторождений горизонтальными скважинами и скважинами с трещинами ГРП: автореф. дис. к-та техн. наук / И.Р. Мукминов. Уфа, 2004. - 24 с.

54. Муфазалов Р.Ш. Скин-факгор. Его значение для оценки состояния околоскважинного пространства продуктивного пласта. Уфа 2005, 44с.

55. Назимов НА. Особенности характера течения флюидов в горизонтальных скважинах по данным глубинных исследований. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Уфа, 2007.

56. Насибулин И.М., Корнильцев Ю.А. Системный подход к кислотным обработкам призабойных зон скважин // Нефтепромысловое дело, 2009, №2, с.21 26.

57. Николаевский В.Н. К построению нелинейной теории упругого режима фильтрации жидкости и газа. Прикладная математика и техническая физика, 1961, №4, с.67-76.

58. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. М: Не-дра, 1984 - 252с.

59. Николаевский В.Н., Басниев КС., Горбунов А.Т. и др. Механика насыщенных пористых сред. М: Недра, 1970.

60. Орлов И.Р. Повышение эффективности управления разработкой анизотропных пластов с учетом тензорной природы проницаемости. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, 2009.

61. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт// Труды института ВНИИ, Гостоптехиздат. 1961. - Вып.32.

62. Пирвердян AM. Фильтрация к горизонтальной скважине// Труды института АзНИИ ДН. Вып.З

63. Пирумов У.Г. Численные методы. М.: Дрофа, 2005.

64. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины/ Прикладная математика и механика, 1956. Т.20. - Вып.1. - С.95-108.

65. Савельев В.А. Дебиты горизонтальных скважин в пластах с высокими вертикальной анизотропией и расчлененностью / В.А. Савельев, Д.А. Сугаипов // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 11. - С. 12-19.

66. Семенов А.А., Исламов Р.А., Нухаев М.Т. Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении // Нефтяное хозяйство, 2009, №11, с.20-23.

67. Сидоров Л.В. Об одном методе расчета притока к горизонтальной скважине. М.: ВИНИТИ №2794-в96, 1996. -14 с.

68. Стрижов И.Н., Ходанович И.Е. Добыча газа. М., Гостоптехиздат, 1946.

69. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2005. - 688 с.

70. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. Москва-Ижевск: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2006. - 424 с.

71. Табаков В.П. Определение дебетов кустов скважин, оканчивающимися горизонтальными участками стволов в плоском пласте// НТС по добычи нефти. -Гостоптехиздат. -№13. 1961.

72. Толпаев В.А., Захаров В.В. Гидродинамические особенности течения жидкости в призабойной зоне скважины.

73. Толпаев В.А, Харченко Ю.В. Уточненное решение задачи о дебите с учетом движения флюида в стволе скважины. Весгн. Сев.-Кавк. Гос. техн. Ун-т, Серия Физико-Химическая, 2003,№1(7), с. 118-120.

74. Толпаев В.А. Численно-аналитические методы расчета дебитов одиночных и групповых скважин в неоднородных средах. Изв. ВУЗов С ев.-Кавказ. Регион. Естесгв. н. 2000. №1. с. 53-57.

75. Форхгеймер Ф. Гидравлика М.;Л.: ОНТИ, 1935.

76. Чарный ИА. О предельных дебитах и депрессиях в в о допл авующих и подгазовых нефтяных месторождений// Труды института/ Совещание по развитию научно-исследовательских работ в области вторичных методов добычи нефти. Изд. АН Азерб. ССР. - 1953.

77. Черных В.А. Гидромеханика нефтегазодобычи. ООО "ВНИИГАЗ", 2001 - 277с.

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

79. Черняев А.П., Kopomeee М.В. Введение в математическую теорию нелинейной стационарной фильтрации несжимаемой жидкости к горизонтальным скважинам: Монография/ Моск.гос.ун-т печати. М.:МГУП, 2003. - 104 с.

80. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. -М.: Недра, 1985, 288 с.

81. Шелухин В.В, Ельцов И.Н. Особенности зон внедрения при бурении горизонтальных скважин // ПМТФ. 2004. Т.45. №6. с.72.

82. Щуров В.И. Усовершенствование электрической модели при решении гидродинамических задач// Фонды ВНИИ. Отчет по теме №43. 1952.

83. Щуров В.И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважину. 'Труды совещания по развитию НИР в области вторичных методов добычи нефти". Издательство Академии Наук Азербайджанской ССР, 1953, с. 144-149

84. Эпов М.И., Пеньковстй В.И., Корсакова Н.К, Ельцов И.Н. Метод вероятностных сверток интерпретации данных электромагнитного каротажа // ПМТФ, 2003, т.44, №6, с.56-63.

85. Ювченко Н.В. Некоторые задачи притока к горизонтальной скважине// ВНИИОЭНГ, 1989. -№123 -НГ.

86. Проханова Д. Г. Исследование особенностей притока жидкости к горизонтальной скважине с целью интенсификации добычи нефти. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2008.

87. Регулирование свойств пласта в околоскважинных зонах. Москва "Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений", Выпуск 15, 1988.

88. Anderson В., Druskin V., Barber Т. New Dimensions in Modeling Resistivity// Oilfield Review. 1997. P. 41.

89. Al-Khelaiwi F.T., Birchenko V.M., Konopczynski M.R., Davies D.R A Comprehensive Approach to the Selection between Passive and Active Inflow Control Completions// Paper IPTS 12145, 2008.

90. Al-Taq A., Bazin В., Ding.D. Mud-induced damage in carbonate reservoirs: consequences on productivity of open-hole horizontal wells// SPE Report 94551, 2005.

91. BabuD.K., OdehAS. Productivity of horizontal well, SPE18334, 1988, SPEFE, pp.417-421, november 1989.

92. Barber Tom, Laurent Jammes, Jan Wouter Smits. Real-Time Openhole Evaluation// Oilfield Review, 1999, p. 36.

93. Butler RM. Horizontal wells for the recoveiy of oil, gas and bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, pp.224.

94. Byrne M., Jimenez A., Chavez J. Predicting Well Inflow Using Computational Fluid Dinamics Closer to the Truth?//SPE 122351, 2009.

95. Ding Y., Longeron D., Renard G., Audibert A. Modeling of both near-wellbore damage and natural cleanup of horizontal wells drilled with a water-based mud // SPE Report 73733, 2002.

96. Ding Y., Longeron D., Audibert A. Modeling of Both Near-Wellbore Damage and Natural Cleanup of Horizontal Well Drilled With Water-Based Drilling Fluids//SPE 88807, 2004.

97. Ding D.Y. Modeling Formation Damage for Flow Simulations at Reservoir Scale. SPE 121805, 2009.

98. Eiseman P. A Multi-Surface Method of Coordinate Generation I I J. Computational Physics. 1979. V. 33. P. 118-150.

99. Frick T.P., Economides M.J. Horizontal Well Damage Characterization and Removal// SPE Production and Facilities, February 1993.

100. Furui K., Zhu D., Hill A.D. A Rigorous Formation Damage Skin Factor and Reservoir Inflow Model for a Horizontal Well // SPE 74698, February 2002.

101. Gaidukov L., Mikhailov N. Modeling of Borehole Zone Influence on Stimulation Efficiency of Gas Production // Proceedings of 11-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery. Norway-Bergen, 2008. p. 256-261.

102. Giger FM. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710, 1985.

103. Hawkins M. F. A Note on the Skin Effect. // AIME. 1956. P .356.

104. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. // The Petroleum Engineer 1953. V. XXV. N11. P. 20-30.

105. Ishak LB., Stelle R.P., Macaulay R.C., Stephenson P.M., Al Mantheri S.M. Review of horizontal drilling, SPE 29812 prersented at the SPE 1995Midle East Oil Show and Conference, Bahrain, 11-14 March.

106. Joshi S.D. Horizontal well technology. Pennwell Publishing Company, Tulusa

107. Krueger R.F. An Overview of Formation Damage and Well Productivity in Oilfield Operations// JPT, 1983, Vol.38, №2, P. 131-152.

108. Meltser M.S., Ogorodnova A.B., Rubinshteyn O.J. Variation of rock permeability around a deep-seated horizontal well// Physics of the solid earth, VOL.31, №6, 1996.

109. Mundal S.S., Keilegavlen E., Aavatsmark I. Discretisation Schemes for Anisotropic Heterogeneous Problems on Near-well Grids// 11-th European Conference on the Mathematics of Oil Recovery Bergen, Norway, 8-11 September 2008.

110. Muskat M. The Flow of Homogeneous Fluids Through Porous Media, McGraw-Hill Book Co. Inc., New York City, 1937.

111. Nunes M., Bedrikovetsky P. Formation Damage Zone Radius and its Application to Well Stimulation // SPE Formation Damage Conference, Netherlands, 27-29 May 2009.

112. Pucknell J.K, Behrmann LA. An Investigation of the Damage Zone Created by Perforating, paper SPE 22811, presented at the 66th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, USA, October 6-9,1991.

113. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation// SPE JoumaL 1978. - V18, №3. - P.183 - 194.

114. Posvyanskii D.V., Starostin А.В., Posvyanskii V.S., Makarova E.S., Vorobjev A.A. An Application of Green Function Technique and Ewald's Algorithm for Well Test Analysis// Ecmor XI, Bergen, 8-11 September 2008.

115. Ramakrishan T.S., Wilkinson D.J. Water Cut and Fractional Flow Logs from Array Induction Measurements// SPE Report 36503, 1996.

116. Renard G., Dupuy JM. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. SPE 19414, 1991.

117. Semmelbeck M.E., Holditch S.A., Dewan J.T. Invasion-Based Method For Estimating Permeability From Logs// SPE Report 30581, 1995.

118. Suryananrayana P.V., Zhan Wu, Ramalho J., Himes R. Dynamic Modeling of Invasion Damage and Impact on Production in Horizontal Wells // SPE Report 95861,2007.

119. TekM.R, Coats K.H., Katz D.L. The Effect of Turbulence on Flow of Natural Gas through Porous Reservoirs // JPT, July 1962, P. 799-806.

120. Turhan Yildiz. Productivity of Selectivity Perforated Horizontal Well// Journal SPE Production and Operations, V.21, №1, Februaiy 2006, pp.75-80.

121. Viswanatha R.P. Modeling of horizontal well pressure drop in the well. 1997.

122. Xiuli Wang, Economides M.J. Horizontal Well Deliverability With Turbulence Effects // SPE Report 121382, 2009.