Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов"

На правах рукописи

ООЗОБ8Л68

ШАЛАМОВ МИХАИЛ АРКАДЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ДЛЯ НЕОДНОРОДНЫХ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2007

003068468

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении »ысшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный консультант

- кандидат технических наук Рублев Андрей Борисович

Официальные оппоненты:

- доктор геолого-минералогических наук, профессор

Попов Иван Павлович

- кандидат технических наук Юшков Антон Юрьевич

^едущая организация - Открытое акционерное общество

«Самотлорнефтегаз» (ОАО «СНГ»)

Защита диссертации состоится 26 апреля 2007 г. в 9е2 час на заседании .ляссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

" зтореферат разослан 26 марта 2007 г.

./ченыи секретарь

:ссертационного совета, доктор технических наук, профессор

В.П. Овчинникрв

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В связи с тем, что разработка высокопродуктивных объектов месторождений Западной Сибири характеризуется снижением добычи нефти и прогрессирующим ростом обводненности, все большее внимание в последние годы уделяется разработке низкопродуктивных и неоднородных по строению пластов. Сложность геологического строения таких пластов, невысокие технико-экономические результаты пробной эксплуатации, отсутствие эффективных технологий не позволяют ориентироваться на имеющийся опыт при выборе стратегии эксплуатации залежей.

От качества моделирования разработки и обоснования технологий и методов интенсификации во многом зависит эффективность систем разработки подобных объектов. До настоящего времени нет однозначного модельного обоснования методов интенсификации воздействия на пласт. Реализуемые методы интенсификации добычи, из-за недостаточной их обоснованности, зачастую не приводят к желаемому эффекту, а иногда приносят вред.

Одной из значительных проблем применения моделирования процессов разработки месторождений, является получение достоверной исходной информации о физических параметрах пористых сред, например, информация методами гидродинамических исследований скважин. В этой связи множество научных работ в России и за рубежом посвящены анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после ее остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако, при обработке промысловых результатов исследований, связанных с регистрацией кривых восстановления уровня (КВУ), выявлено, что при интерпретации замеров существует множество, иногда исключающих по сути друг друга, методов расчета параметров пласта.

Одним из методов повышения качественного уровня является использование специализированного программного обеспечения при создании цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, с помощью которых обосновывается объем геологических и, что особенно важно при проектировании, извлекаемых запасов. В связи с ограниченными возможностями вычислительной техники при создании цифровых трехмерных гидродинамических моделей применяется процедура ремасштабирования (укрупнения размерности сетки). Применение этой процедуры оказывает влияние на гидродинамические прогнозные расчеты и прогнозную величину извлекаемых запасов, что часто не учитывается при проектировании.

Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью повышения качества методов моделирования, совершенствованием программного обеспечения и методов интенсификации добычи нефти при проектировании разработки неоднородных низкопродуктивных пластов.

Цель работы. Совершенствование методов проектирования разработки нефтяных месторождений и технологий интенсификации добычи на основе создания содержательных гидродинамических моделей.

Основные задачи исследования

1. Анализ проблем добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений, качества применяемых методов исследования пластов и скважин и применяемых интенсивных методов воздействия на пласт.

2. Разработка эффективных методов и технологий гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти.

3. Разработка методов и программ моделирования фильтрации жидкости в пласте и накопления ее в наклонно-направленных скважинах, исследование влияния профиля ствола скважины на характер изменения давления при проведении ГДИ.

4. Исследование влияния изменения размерности сеток цифровых гидродинамических моделей на прогнозные показатели разработки и величину коэффициента нефгеизвлечения в неоднородных расчлененных коллекторах, обоснование выбора сеточных моделей и учет неоднородности коллектора.

Научная новизна

1. Обоснованы рациональные технологии гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

2. Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины, исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые притока.

3. Проведен анализ влияния сеточных структур трехмерных цифровых гидродинамических моделей на прогнозные гидродинамические расчеты и величину извлекаемых запасов, разработаны методы их выбора.

Практическая ценность работы

Предлагаемые модели и алгоритмы позволяют обосновать рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

Проведенные исследования позволяют повысить степень обоснованности проектных решений за счет создания математической модели движения жидкости в системе «пласт-скважина».

Предложенные варианты построения оптимальных сеточных структур применены при построении гидродинамических моделей и составлении проектов разработки ряда месторождений ОАО «ТНК-ВР», включая уникальное Самотлорское месторождение.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских, международных и межрегиональных научно-пракгических и

научно-технических конференциях «Проблемы развиитя нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001), "Пути реашзлцтш нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа" (Ханты-Мансийск, 2003). "Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе" (Тюмень, 2003), семинарах и симпозиумах' Между народный технологический симпозиум "Повышение нефтеотдачи плаеюв" (Москва, 2002), Международный семинар "Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации" (Тюмень, 2004)

Публикации

Основное положения диссертации изложены в 10 печатных работах

Объем п структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех ыав и заключения, общим объемом 150 страниц машинописного текста. Содержи! 7Н рисунков и 10 таблиц Список испольюванной литературы включает 1 10 наименовании, в i ч. 70 иностранных

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении дается обоснование актуальности выбранной т ем ы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследования, их научная новизна и практическая значимость.

В первом pasde.ie дан анализ проблем разработки нефтяных месторождений на современном этапе на примере неоднородною ни¡копродуктивното пласта АВ|Самоглорского месторождения

Можно выдеппь ряд ключевых проблем при создании современных проектов разработки и осуществления мониторинга добычи нефти и таза (рисунок 1)

Проблемы моделирования процесса ¡наработки

Обоснованность методов интенсивного воздействия

НЛ ШЫСТ

КЛЧеСТВО ИСХОДНОЙ

■шформлцш! о котекторе

I'fM.KUrr-IOIIJIOB.Ainii

(процедур.! upscaliiiz)

ГНДрОДНН!№ПР1еСК11Х моде if ft

Основные и/дачи исследования

Исследование особенностей прнменення ГРП на неоднородных рлеччененных коллекторах н

Совершенствование методов ГД11 -анализ II ннтерпретацня KBY. КВД

Обоснование рациона ш>ных сеточных моделей н учет тоднощо^сти кол -лектора

-=п=-

Реализация решений при проектирован ни разработки

Рисунок 1 - Проблемы проектирования процессов разработки нефтяных и i азовых месторождений и основные задачи исследований

При проекшровании рациональных систем разработки месторождений проигрываются различные сценарии прогноза развития событий при применении гсх или иных способов воздействия на пласт. Однако при моделировании обычно не уделяется внимание тому, что сами методы воздействия на пласт имеют многогранные характеристики и один и тот же метод можег быгь весьма эффективен в одном случае и совершенно бесполезен (или даже ущербен) в других случаях. Поэтому требуются тщательные исследования возможностей рекомендуемых и закладываемых в проект разработки методов воздействия на пласт

Эффективной технологией позволяющей организовать успешную работу скважин на обьекге можег ciaib i идроразрыв пласга С помощью ГРП возможно в 5-10 раз повыопь. изначально низкую, продуктивное ib добывающих скважин

Одной из основных фудностсй при внедрении технологии ГРП и БГРП являс1ся недосиночное качеаво разобщения пластов в заколонпом

пространстве скважин и малая толщина разобщающей пласты глинистой перемычки. Как следствие, это ведет к высокому проценту непроизводительной попутно отбираемой воды.

Одной из главных проблем применения моделирования процессов разработки месторождений является получение достоверной исходной информации о физических параметрах пористых сред. Такая информация получается на основе применения методов гидродинамических исследований скважин

Показано, что создание теории гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин базируется на фундаментальных работах' зарубежных ученых Маскета М., Хорнера Д.Р., Ван-Эвердиш сна А Ф., Херсга В. (50-е годы), Мэттьюза Ч.С. и Рассела Д.Ж. (1967), Ojiayiepa Р Ч (1977), Ли Д (1982), Стрельцовой Т.Д. (1988), Грингартена (1985), Хорне РН (1995) и отечественных - Щелкачева В.Н., Пыхачева Г.Б , Чекалюка Э Б, Чарною И А , Донцова K.M., Кочиной П.Я. Мирзаджанзаде А X, Булыгина В.Я., Пирвердяна A.M., Баренблатта Г И , Балакирова Ю.А , Борисова Ю П., Желтова Ю.П., Бузинов С.Н., Умрихина И.Д., Каменецкою С.Г., Кульпина В.М , Мясникова Ю.А , Шагиева Р.Г , Щербакова Г В , Ли-Юн-шана и других Важный вклад в развитие теоретических основ методов ГДИ внесли тюменские ученые Телков А.П., Медведский Р.И , Карнаухов М.Л , Федоров К.М , Богачев Б.А , Каптелинин Н.Д., Юсупов К.С и дру| ие

Опубликовано множество научных работ в России и ¡а рубежом, посвященных разнообразным вопросам нестационарной филырации, анализу динамики изменения давления в скважине при приюке и восстановлении давления после ее остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов Однако ociaeica множество неясных вопросов при обработке промысловых резулыагов исследований Наиболее часто применяемый на иротводсте мстд исследования пластов связан с peí исграцией кривых восоановлсния уровня (КВУ). Но, как но не удивтельно, при интерпретации резулыаюв 1акич шмеров cymccieycr

множество, иногда исключающих по сути друг друга, методов расчет параметров пласта. В отсутствии обоснованных, достоверных и точных методов анализа и интерпретации результатов исследования скважин не может быть получена качественная информация о гидродинамических параметрах пласта и соответственно не может быть поострена качественная I идродинамическая модель разработки месторождения

Ни в отечественной, ни в за рубежной технической литературе совершенно не отражен такой важнейший вопрос гидродинамики нефтяного и итювою пласга, как влияние искривленности ствола скважины на характер изменения давления жидкости на забое в период запуска скважины в работу и во время циклов восстановления давления. Изучение этих вопросов позволяв 1 существенно повысить уровень и информативность используемых в нсфюпромысловом деле гидродинамических методов исследования скважин

При проектировании разработки месторождений создаемся фехмерные I оологические и гидродинамические модели, с помощью которых обосновывается объем геологических и извлекаемых запасов и определяются рациональные схемы выработки этих запасов.

Достоверность прогноза технологических показателей и накопленною объема добытой неф]и (извлекаемых запасов) зависит 01 правильности выбранной схематизации и точности параметров гидродинамической модели Размерность модели для расчета выбирается в зависимости от преде тави тельное 1 и исходных данных и возможностей современной вычислительной техники

Количество ячеек современных гидродинамических моделей С001 вектус! возможной ям вычислительной техники и нередко нревышае1 два миллиона Для преобразования трехмерных геологических моделей в гидродинамические исп0льзус1ся процедура ремасштабирования, предусмафивающая осреднение объемных параметров в укрупненной модели.

Вопрос выбора рациональных сеточных сфуктур при посфоснип I идродинамичсских моделей разработки, куда ошосшся и вопрос укрупнения

сеток при переходе от геологических моделей к гидродинамическим не до конца изучен и остается проблемным.

Во втором разделе рассмотрены вопросы применения интенсивных методов воздействия на низкопродуктивные пласты, таких как ГРП.

Исследованы фактические режимы гидроразрыва пласта и графики добычи нефти после ГРП. Рассмотрены типовые кривые закачки. Эти кривые соответствуют идеальным условиям разрыва, когда пласт представляет собой однородный монолитный коллектор. Пласг коллектор имеет мощную глинистую покрышку. В нем отсутствую, какие либо перетоки жидкости и! посторонних горизонтов.

Поскольку реальные объекты имеют сложную структуру, а пласт АВ/"2 имеет существенно отличительные особенности по сравнению с друшми объектами, то при проведении фактических гидроразрывов пластов на таких объектах можно встретить сильно отличающиеся графики закачки пропнанта от приведенных типовых графиков. Отличие вызвано тем, что ГРП проводится не на один пласт, а на несколько пропластков разной толщины, которые изолированы друг от друга глинистыми перемычками также разной толщины Существенной особенностью является и то, что в подошве находится глинистая перемычка, отделяющая этот пласг от ниже лежащего пласта АВ/"3 толщиной от 1 до 10 метров. Эта перемычка не всегда способна удерживать распространение трещины вниз при [ идроразрыве.

При наличии нескольких пропластков - двух, трех или четырех - в интервале перфорации, как показывает опыт применения гидроразрыва, конечная продуктивность после ГРП не соответствует увеличению продуктивности, которая должна была бы быть при разрыве всех этих пропластков. Продуктивное 1ь. как правило, соответствует только разрыву одного пропластка.

Вопрос о том, какой из пропластков подвертя ГРП трудно определим> без проведения специальных исследований, таких, например, как ПГИ

(промыслово-пщрофизические исследования) Однако последние проводятся чрезвычайно редко.

Тот факт, что только один из пропластков подвергается ГРП, можно объяснить следующим способом

- во всех пропластках одновременно не могуг раскрыться все микротрещины при достижении давления ГРП;

- когда в одном из пропластков образуется трещина, го она начинает поглощать закачиваемую жидкость, при это происходит резкое падение давления на усгье, а дальше закачка ведется при новом значении давления, меньшем давления разрыва пласта - коллектора При этих условиях микротрещины в соседних пропластках не могут раскрыться с образованием новых трещины.

Дальше процесс протекае1 так- образовавшаяся фещина в одном проиласгке начинает распространяться в глубь нлааа и расширяться в пределах само пропластка. Если трещина при расширении достигает тонкой I линистой перемычки, и при этом продолжается закачка рабочих агентов, ютакже подвергнуться разрыву Тогда трещина распространяется в соседний иропласток одновременно развиваясь в глубь пласта Однако надо иметь ввиду, что глубина распространения трещины в новом проиласгке будет меньше, чем в основном пропластке. Таким образом, пропластки наиболее удаленные от основного с образовавшейся трещиной, могут иметь незначительное распространение трещины в глубь пласта или \toiyr совсем не иметь трещины. Конфшурация трещины зависит от толщины пропластков и их распространения, а также от юю, какой из нроплас1Ков будо разорван первым.

На основе теории и мнотлешей практике проведения ГРП известно, что продуктивность сильно зависш от глубины распрос:ранения трещины, раскрытоети и от проницаемых свойств пласта

Поэтому, если ицагслыю проанализировав Iрафики ГРП, ю можно выявить природу проведения операций и определи1Ь причину не достижения планируемою дебита В приведенном ниже анализе рассмофим особснносш

отклонении графиков оч стандартных, связанных с реальной работой екнажии поело Г PIÏ

Для примера па риЩнке 2 приведены результаты iидрора>рь:ва п.шега АВ; Самоглорекого месторождения и скважине J4k 25810 4.01).04 и eooi не ie íiís loiiniL' пм показатели лобымн нефти и жидкое ni до и после ГРП. Показана структура продуктивного пласта, с о Ноя те го1 m нижнего (i мегровот о проплаетка, Bi.u.ne расположен 2 метровый, ироплаеюк 01 деленный iohkoü глиниссои перемычкой, затем еще выше находякя два лриплае1ка по 1,5 мсгра шириной. paue генные между собой большой шин негой иерЕ^п.шкоп 3 м

Как нидио m дизайна, выполнений! о фирмой Шлюмбщгжо Schlumberger, i ретина пересекла нее проницаемые нроплаакн и paenpoei ратшдась и виде клиновидной формы а глубь пласта 80 метров. Для такой фсщшш увеличение добычи нефш до 1жно было составить, при закачке 34 юнн проплати не менее Ц)0 i eyi пефгИ. Однако по результатам ГРП дебит нефти oeia |ся па прежнем уровне около 7 i еут прежним (рисунок 3). При ном скважина стала paóotaiь е водой, дебит но воде составил 40 т/суп. Это означает. что трещина ne попала fi продуктивный шаег, а ушла в нижележащий йласт ДВ11 . шкуда и пошла основная майе а поды. Трещина инициировалась в наибольшем но юлпшие яроплаегке.

,11 ñ| SI >:г'"г

idi

Рисунок 2 - Оан.тартнын проект i ретины но профиля ре (ультат ам проведения ieemni,i\ испытании с к нажины .V1 25М 0 t ';imui л о рекой

Рисунок 3 11тменепне дебп ja еккажпны № 258(0 I амшлорекой поеле проведенного I 141

Гак им образом, приведенный пример показывает, что прогнозирование ре чу. н. га гнвности ГРП на ос ноне проектирования трещины по схеме ШлюмЙержс (н лру[ их фирм | на самом деде. не отражает действительноеги. Трещины часто распространяются в ниже.¡сжатие пронластки. И ec.in эти проз I. iac i ки ока дакаю i с я обводненными. ю вмсс'Ш ожидаемо! о сущее i Benjipi о увеличения дебита скважины «пускаются в работу с сильной обводненностью. IÏ и юте. не {олько нй: д^с I и тает с я эффект. но иногда наносится прямо и ущерб.

Râspaooганы программы планирования операций ГРП с более веройlной оценкой ра шн : ия iретины п получения реального результата (рисунок 4). лапы рекомендации по еовершеяс i Новацию гехноло! ни операции.

Рисунок 4 Расчетный профиль ¡ретины по скважине № 25810 Самот.юрской

îi третьем разделе н tymioicx особенности влияния ствола Скаалгнны на получаемые КПД в случаях при тока жидкости в колонну труб наклонно-направленной скважины, Ьурсние наклонно направленных скважин - ociioiUiott способ бурения в Западной Сибири. Применяют, как правило, четырех и и е срва. н>н ыс профили скважин, включающие вертикальный участок, участок набора <сшикшо w га. каклемгно йршолтеГшьп'! участок (сгаои.шшиин •¡сип] нок» >т и > час ток ее i ее i веннш о искривления. Такие профили реал и зуюкя в скважинах большими о i ходами ствол! От верт и кати. В принципе. после шип участок ceiccibchiioto искривления скважины tai^i нчпиае i oi iiepi икальдам н ходим н про л у к ! пвнын плас :.

Когда же вскрывается несколько продуктивных пластов, необходимо фактически обеспечить вертикальный вход скважины в продуктивный пласт Тогда осуществляется естественное или искусственное искривление скважины в нижней части и последний интервал фиксируется вертикальным- в итоге получают пяти интервальный профиль скважины

В диссертации исследован вопрос изменения КВД при условии, что жидкость поднимается в стволе скважины после отключения насосов, проходя участки вертикальные, искривленные и наклонные.

Рассмотрена методика исследования процессов фильтрации на основе численного моделирования. Обоснована модель нестационарной фильтрации и представлены алгоритмы численного моделирования на основе неявных схем прогонки Приведены результаты тестовых испытаний модели, которые при сравнении результатов с известными аналитическими решениями показали высокую сходимость - максимальное отклонение отдельных ючек КВД составляет не более 0,01 %

На рисунке 5 показан профиль пяти интервальной скважины с отклонением забоя от вертикали на расстояние I - отход забоя скважины ог вертикали).

0 01 02 03 04 05 06 а

ь—

Рисунок 5 - Профиль с I вола скважины

Очевидно, рассматривая процесс заполнения скважины жидкостью при начальном динамическом уровне, находящемся у интервала перфорации, нижний участок скважины - h5 - будет заполняться более интенсивно, чем наклоненный участок Из. Причем изменение темпа заполнения будет тем существеннее, чем больше будет наклон прямолинейного участка h4. Моделировался ствол скважины с интервалами соответственно: ht /Н = 0 15; h2/Н = 0.15; hj/H = 0.4; h4/Н = 0.15; h, /Н = 0.15. Результаты соответствуют моделированию восстановления давления в скважине после длительной ее отработки с распространением волны депрессии до контура питания. Время исследования скважины (записи КВД) задано равным t = 250 часов.

Рассмотрен замкнутый пласт с градиентом давления на контуре границы

(—) =0. Диаграммы давления получены для пласгов с проницаемостью > )r=Rh

0,10 мкм2. Пластовое давление задано постоянным во всех примерах и равным 10 МПа. Максимальная создаваемая депрессия на пласт также равна 10 МПа.

При этом, чтобы не "загрязнять" график, приведены результаты моделирования процессов только для ствола скважины с; 1 - а = 0; 2. - а = 0.2; 1. - а = 0 4; З.-а = 0.6; 4. - а = 0.8.

Рисунок 6- Кривые восстановления давления и прои ¡водной давления в Л01-Л01 координатах

Как видно из графиков на рисунке 6, кривые давления искривляются в своей средней части, и тем сильнее отклонение кривой в средней части графика от исходной кривой 1, соответствующей вертикальному стволу скважины, чем больше уход ствола скважины от вертикали.

Далее, анализируя графики кривых на рисунке 6 можно заметить, что форма кривых восстановления давления (например, кривой 5), если рассматривать процесс до времени, равном 10000 - 20000 секунд (или интервал времени записи КВД, равный 3-6 часов) - го есть гот период времени, который часто отводится на весь процесс записи КВД, го подобный участок КВД зачастую в нефтепромысловой практике интерпретируется как двухслойный процесс изменения давления, соответствующий коллектору с, так называемой, "двойной пористостью"

Обычно к этим коллекторам относят порово-трещинные коллекторы. К этой категории коллекторов все чаще в последние годы относят коллекторы многих месторождений в Западной Сибири

Более глубокие исследования полученных кривых можно получить путем построения графиков КВД в координатах log Р( - log t, а также соответствующих кривых в координатах log (dPL /dt) - log I.

Как видно из рисунков, при высокой кривизне ствола скважины на переходных участках от вертикального к наклонному (или к участку стабилизации) и от наклонного к последнему вертикальному участку скважины, обеспечивающему вертикальный вход скважины в продуктивные пласты, кривая производной давления имеет существенно разный вид

При сильной кривизне наблюдается резкий зшза! кривой, который соответствует переходу жидкости из нижнего вертикального участка в наклонный участок ствола скважины. Этт отмеченный зш заг тем больше, чем сильнее наклонен участок стабилизации (наклонный участок) скважины к вертикальному участку

Если по КВД в стандартных координа!ах мы видели проявление двухслойных по форме кривых, ю в jioi-jioi координшах проявляется уже

появление зигзагов на кривых, что не соответствует кривым порово-грещинного коллектора Влияние оказывает искривление ствола скважины.

Таким образом, для интерпретации кривых восстановления давления, которые имеют двухслойный вид, в первую очередь рекомендуется проверить, не получены ли они в условиях влияния ствола скважины с переменным параметром "емкости", изменяющимся в зависимости от того в каком интервале ствола находится уровень жидкости при заполнении скважины в период ее остановки - то есть при записи КВД.

Проведенные исследования позволяют предложить вполне конкретные подходы при интерпретации подобных кривых, получаемых на практике Если по КВД в стандартных координатах мы видели проявление двухслойных по форме кривых, го в лог-лог координатах проявляется уже появление зигзагов на кривых, что не соответствует кривым порово-трещинного коллектора. И необходимо в обязательном порядке при интерпретации КВД, полученных при испытании скважин сложного профиля, прибегать к построению кривых именно указанным здесь способом.

Поскольку данный метод требует обязательного применения компьютерных итерационных расчетов, то разработаны программы, позволяющие реализовать этот процесс на практике.

В четвертом разделе рассмотрено влияние укрупнения сеток при переходе от трехмерной геологической модели к гидродинамической на прошозные показатели добычи и величину коэффициента нефтеизвлечения

Трехмерные дологические модели строятся с достаточной степенью подробное!и. Наиболее часто встречаемая размерность геологической модели по осям X, У сос!авляег 50 м, по оси Ъ шаг близок пределу чувствительное!и приборов ГНС и сос1авляе! 0,2-0,3 м

Количество ячеек современных I идродинамических моделей соответствуй возможное!ям вычислиюльной [ехники и редко превышае! два миллиона. Наиболее част варечаемая размерность гидродинамических моделей по осям X, У соаавляе! 100 м, по оси X ша! обычно равен 1-4 м.

Для преобразования трехмерных 1еологических моделей в гидродинамические используется процедура ремасштабирования, для осреднения объемных параметров в укрупненной модели используется арифметический метод, для осреднения проницаемости - метод диагонального тензора

Для оценки влияния укрупнения гидродинамической модели на сгспень выработки извлекаемых запасов и коэффициентов извлечения нефш при расчетах на пластах, характеризующихся высокой степенью неоднородности, были проведены сравнительные гидродинамические расчеты

В качестве опытного полигона был выбран участок пласта АВ,12 Сам отлорското месторождения. Продуктивный пласт АВ,'"1 представлен переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и (лин Характерной особенностью строения песчано-алевритовых пород пласт являйся их беспорядочное тонкослоистое чередование с глинистыми породами При эюм чувствительность приборов ГИС позволяет выделить только досгаточно выраженные по литологии пропластки (слои), что позволяет считать данную модель типичной моделью неоднородного слоистого пласта

На основе 1 еологической модели были созданы две гидродинамические модели Параметры первой модели (детальная модель) соответствуют параметрам Iеологической модели. Вторая модель (стандартная) построена с использованием процедуры ремасштабирования. Шаг данной модели но осям X, У составляет 100 м, но оси Ъ - 2,0 м Остальные параметры моделей одинаковы.

На рисунке 7 приведены сопоставительные разрезы куба несчанистсш, полученные по детальной и стандартной гидродинамическим моделям Визуально можно отметить уменьшение значения песчанисгости в ячейках стандартной модели из-за равномерного ее распределения по всей ячейке, однако при этом резко увеличивается связанное 1ь ячеек между собой В гоже время в легальной модели четко выделяются несвязанные между собой прослои коллектора

[

Рисунок 7 - (ли mo тип ic.[í,tif>m p¡j ¡pe i но куйу поечнннекчч п в .icia.ibhioiï (Д) н стандартной ( Б I моде.тп

На рисунках S и 9 приведены расчетные кшффкнненш идисйёния нефти. «o.iyncvmue tí- пиролшглчдаескнх уме te км* *.и> исмснчш

ЩЖальнои и Стандартной mo.ic.ih. Хмрактcpr¡t«i ocoócifiiocu.ti) является шачитсльное иреш.нлеппе иш.1склс\и.1\ íuliucot я КИИ в расчетах на ci л j un p i hoi! моде. ru по срлвцршю с. jeja. n,m>fi моделью. В mpoii OcoóeiíHOciMt) ok;i ía.iDL'i, нос типе i во uói,csia и тлеклемыч un luco» и Kl IH Й ciaiuapriKiit mo.к*.in. »кч.тменчо oi рассптащга xjcamn скважштмтй

0.4

9 га/скв 16 га/скв 25 га/СКВ 36 га/скв

• 5-тн точечная 7-точечная —А—3-х рядная

Рисунок 8 - Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин в детальной модели

0,45 г----------------

0,44 I----------------

9 га/скв 16 га/скв 25 га/скв 36 га/скв

5-ти точечная —■—7-точечная —*—3-х рядная

Рисунок 9 - Зависимость коэффициента нефтеизвлечения от плотности сетки скважин в стандартной модели

В то же время в детальной модели наблюдается зависимость КИН от плотности сетки скважин, с увеличением плотности сетки скважин коэффициент нефтеизвлечения снижается по всем рассмотренным системам разработки. Естественно возникает вопрос о степени выработки запасов при использовании различных гидродинамических моделей.

Основные выводы и рекомендации

1. Обоснованы рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие дизайн процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов. При толщине глинистой перемычки до водоносного пласта менее трех мегров и наличии массивного пропластка в нижней части разреза рекомендовано:

• Ограничиваться небольшими объемами закачки проппанта (не более 1020 тонн).

• Применять технологии отсыпки нижележащих пропластков проппантом с последующим разрывом верхних более тонких пропластков с вызовом распространения трещины в нижний крупный пропласток. Вероятность прорыва трещины через подстилающую нижнюю перемычку в нижележащие проницаемые отложения становится ничтожно малой.

• Учитывая низкое качество цементирования и высокую вероятность заколонных перетоков рекомендовано проведение дополнительной цементации интервала нижезалегающей глинистой перемычки (технология «стоп-кольца»).

Эффективность проводимых ГРП в настоящее время превысила 80 %. По проведенной оценке, дисконтированный кумулятивный денежный поток при реализации усовершенствованной технологии (за весь период разработки пласта АВ/"2) по сравнению с базовой технологией может увеличится практически вдвое, с 18,8 млрд. руб. до 35,8 млрд. руб. (на 90,8 %).

2. Разработаны методика и программа моделирования фильтрации движения жидкости в пласте и ее поступления в наклонно-направленную скважину. На основе моделирования впервые получено научно-обоснованное объяснение причин искривления КВД на ранних стадиях замера, связанных с влиянием профиля ствола скважины. Рекомендовано использовать

разработанную методику оценки фильтрационных параметров пласта в «искривленных» скважинах при оценке его параметров.

3. При проведении долгосрочных технологических прогнозов дополнительно необходимо учитывать коэффициент охвата пластов заводнением, учет которого в современных западных пакетах для моделирования (Eclips, Tempest MORE, VIP и др.) не производится.

Результаты проведенных исследований использованы при составлении ряда проектных документов, наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема ОПР пласта ABi'"2 Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004 г. и реализуются на практике.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Шаламов М.А. Результаты применения технологий интенсификации нефтедобычи на месторождениях Варьеганского района / М.Е Долгих, М.А.Шаламов, В.Н.Гайдуков, И.И.Шевчук// Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности: Сб. научн. тр. -Тюмень: 1998.- С. 71-77.

2. Шаламов М.А. Интенсификация притока пластового флюида на стадии строительства скважин на Самотлорском месторождении пласт АВ|'"2 "рябчик'УМ.А.Шаламов, В.И.Саунин, А.В.Карасев // Нефтепромысловое дело.-2003.-№ 10,- С. 18-22.

3. Шаламов М.А. Анализ показателей эффективности ГРП на примере скважин СНГДУ-1 и СНГДУ-2 ОАО "СНГ" (Самотлорское месторождение, пласт АВ,1-2) / М.А.Шаламов, В.И.Саунин, А.В.Карасев // Повышение нефтеотдачи пластов: Тр. Междунар. технолог, симпозиума. РАГС при президенте РФ, 26-28 марта 2003. - М.: 2003. - С. 300-310.

4. Шаламов М.А. Моделирование горизонтальных и многозабойкьп скважин на начальной стадии разработки на примере Северо-Тарховского месторождения / ИЛ.Пуртова, М.А. Шаламов Н Нефтепромысловое дело. -2004.-№ 1.-С. 9-12.

5. Шаламов М.А. Анализ результатов гидродинамического исследовани; скважин Кальчинского месторождения / Е.М.Пьянкова, М.А.Шалам > И.К.Николаиди // Современные методы изучения пластов и скважин пр решении задач разработки газовых и нефтяных месторождений: Тр. к*© РЭГГМ ТюмГНГУ.-Тюмень: 2004.- Вып. 1. - С. 96-107.

6. Шаламов М.А. Распределение давления в пласте при притоке газа ~ учетом изменения коэффициента сжимаемости газа/ Карнаухов M.J:., Таловиков A.B., Шаламов М.А. // Современные методы изучения пластов ;i скважин при решении задач разработки газовых и нефтяных месторожденр'" Тр. каф. РЭГГМ ТюмГНГУ. - Тюмень: 2004.-Вып. 1.-С. 107-116.

7. Шаламов М.А. Исследование влияния ствола скважины на КВД : M.JI Карнаухов, И.К.Николаиди, М.А.Шаламов, Е.С.Буйнов // Современные ;<.~годы изучения пластов и скважин при решении задач разработки газовых >. нефтяных месторождений: Тр. каф. РЭГГМ ТюмГНГУ. - Тюмень: 2004. -Вып. 1.-С. 116-122.

8. Шаламов М.А. Особенности обоснования извлекаемых запасов нефти ь неоднородных коллекторах при использовании современных пакете!, гидродинамического моделирования. НТЖ / Нефтяное хозяйство. - 2004. -12.- С.26-28.

9. Карнаухов МЛ. Применение массированных ГРП при разработку Ярайнеровского месторождения. / МЛ. Карнаухов, А.В.Саранч^, МЛ.Шаламов, JI.M. Гапонова // Проблемы интенсификации скважин пр.. разработке газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений: Сб. т. ТюмГНГУ. - Тюмень: 2004.- С.233-236.

10. Ягафаров А.К. Технологии повышения нефтеотдачи пласт. А.К.Ягафаров, М.А.Шаламов, И.А.Кудрявцев, Н.П.Кузнецов, А.А.Ручкин,. Клещенко // Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов углеводор Тр. VI конгресса нефтепромышленников России. ,— Уфа: 2005.- С.155-159,

ЛР№ 020520 от 23.04.92 Подписано к печати "Н" ОН'Т г. Тираж 100

Объем 1.0 пл. Заказ № ///

RISO ТюмГНГУ

625000, г.Тюмень, ул. Володарского,38

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Шаламов, Михаил Аркадьевич

Введение.

1. Анализ проблем проектирования разработки низкопродуктивных объектов месторождений нефти.

1.1. Краткая характеристика текущих запасов нефти Самотлорского месторождения.

1.2. Краткий анализ результатов применения технологий воздействия и интенсификации добычи на пласте АВ! '

1.3. Применение методов контроля за разработкой пласта АВ,1".

1.4. Основные проблемы разработки пласта АВ[

2. Состояние проблемы применения ГРП в практике разработки месторождений нефти и газа.

2.1. Сущность ГРП, основные виды ГРП.

2.2. Анализ проведения гидроразрывов пласта на пласте АВ! ".

2.3. Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП.

2.4. Исследования фактических режимов гидроразрыва пласта и графиков добычи нефти после ГРП.

2.5. Рекомендации по совершенствованию технологии ГРП, оценка экономической эффективности.

3. Совершенствование методов гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин.

3.1. Состояние проблемы.

3.2. Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений.

3.3. Применение ГДИ в на месторождениях ОАО «ТНК-ВР».

3.4. Разработка численной модели для изучения процессов фильтрации жидкости в пласте и поступления ее в скважину.

3.5. Изучение особенностей влияния ствола скважины на получаемые КВД.

4. Разработка гидродинамических моделей фильтрации при решении задач разработки нефтяных месторождений.

4.1. Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ[1-2.

4.2. Построение трехмерных секторных гидродинамических моделей различной степени подробности.

4.3. Сравнительный анализ проведенных гидродинамических расчетов, оценка объема извлекаемых запасов.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов"

Актуальность проблемы. В связи с тем, что разработка высокопродуктивных объектов месторождений Западной Сибири характеризуется снижением добычи нефти и прогрессирующим ростом обводненности, все большее внимание в последние годы уделяется разработке низкопродуктивных и неоднородных по строению пластов. Сложность геологического строения таких пластов, невысокие технико-экономические результаты пробной эксплуатации, отсутствие эффективных технологий не позволяют ориентироваться на имеющийся опыт при выборе стратегии эксплуатации залежей.

От качества моделирования разработки и обоснования технологий и методов интенсификации во многом зависит эффективность систем разработки подобных объектов. До настоящего времени нет однозначного модельного обоснования методов интенсификации воздействия на пласт. Реализуемые методы интенсификации добычи, из-за недостаточной их обоснованности, зачастую не приводят к желаемому эффекту, а иногда даже приносят вред.

Одной из значительных проблем применения моделирования процессов разработки месторождений, является получение достоверной исходной информации о физических параметрах пористых сред, например, информация методами гидродинамических исследований скважин. В этой связи множество научных работ в России и за рубежом посвящены анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после ее остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако, при обработке промысловых результатов исследований, связанных с регистрацией кривых восстановления уровня (КВУ), выявлено, что при интерпретации замеров существует множество, иногда исключающих по сути друг друга, методов расчета параметров пласта.

Одним из методов повышения качественного уровня является использование специализированного программного обеспечения при создании цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, с помощью которых обосновывается объем геологических и, что особенно важно при проектировании, извлекаемых запасов. В связи с ограниченными возможностями вычислительной техники при создании цифровых трехмерных гидродинамических моделей применяется процедура ремасштабирования (укрупнения размерности сетки). Применение этой процедуры оказывает влияние на гидродинамические прогнозные расчеты и прогнозную величину извлекаемых запасов, что часто не учитывается при проектировании.

Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью повышения качества методов моделирования, совершенствованием программного обеспечения и методов интенсификации добычи нефти при проектировании разработки неоднородных низкопродуктивных пластов.

Цель работы. Совершенствование методов проектирования разработки нефтяных месторождений на основе создания содержательных гидродинамических моделей.

Научная новизна

1. Обоснованы рациональные технологии гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

2. Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины, исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые притока.

3. Проведен анализ влияния сеточных структур трехмерных цифровых гидродинамических моделей на прогнозные гидродинамические расчеты и величину извлекаемых запасов, разработаны методы их выбора.

Практическая ценность работы обусловлена тем, что предлагаемые модели и алгоритмы позволяют обосновать рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

Проведенные исследования позволяют повысить степень обоснованности проектных решений за счет создания математической модели движения жидкости в системе «пласт-скважина».

Предложенные варианты построения оптимальных сеточных структур применены при построении гидродинамических моделей и составлении проектов разработки ряда месторождений ОАО «ТНК-ВР», наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004 г.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Шаламов, Михаил Аркадьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснованы рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие дизайн процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов. При толщине глинистой перемычки до водоносного пласта менее трех метров и наличии массивного пропластка в нижней части разреза рекомендовано:

• Ограничиваться небольшими объемами закачки проппанта (не более 1520 тонн).

• Применять технологии отсыпки нижележащих пропластков проппантом с последующим разрывом верхних более тонких пропластков с вызовом распространения трещины в нижний крупный пропласток. Вероятность прорыва трещины через подстилающую нижнюю перемычку в нижележащие проницаемые отложения становится ничтожно малой.

• Учитывая низкое качество цементирования и высокую вероятность заколонных перетоков рекомендовано проведение дополнительной цементации интервала нижезалегающей глинистой перемычки (технология «стоп-кольца»).

Эффективность проводимых ГРП в настоящее время превысила 80 %. По проведенной оценке, дисконтированный кумулятивный денежный поток при реализации усовершенствованной технологии (за весь период разработки пласта АВ11"2) по сравнению с базовой технологией может увеличится практически вдвое, с 18,8 млрд. руб. до 35,8 млрд. руб. (на 90,8 %).

1. Разработаны методика и программа моделирования фильтрации движения жидкости в пласте и ее поступления в наклонно-направленную скважину. На основе моделирования впервые получено научно-обоснованное объяснение причин искривления КВД на ранних стадиях замера, связанных с влиянием профиля ствола скважины. Рекомендовано использовать разработанную методику оценки фильтрационных параметров пласта в «искривленных» скважинах при оценке его параметров.

2. При проведении долгосрочных технологических прогнозов рекомендовано дополнительно учитывать коэффициент охвата пластов заводнением, учет которого в современных западных пакетах для моделирования (Eclips, Tempest MORE и др.) не производится.

Результаты проведенных исследований использованы при составлении ряда проектных документов, наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема ОПР пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004г. и реализуются на практике.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Шаламов, Михаил Аркадьевич, Тюмень

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

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

3. Бастриков С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири г. Тюмень, изд. «Вектор-Бук»., 2000, С.-256.

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

5. Гапонова JI.M., Шихов C.B., Казанцев П.Ю., Карнаухова У.М., Николаиди И.К. Методы оценки эффективности ГТМ. В сб. трудов «Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ», Тюмень, 2003 г, с. 154-163.

6. Гречин Е.Г., Емельянов П.В. Бурение наклонно-направленных скважин, учебное пособие / ТюмГНГУ, Тюмень., изд. Тюменкий инустриальный институт, 1990, 76 с.

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

8. Дияшев И.Р., Гиллард М.Р., Смаровозов А.А. «Супер ГРП на Ярайнерском месторождении», Нефтяное хозяйство, № 2, 2001 г.

9. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гиллард М.Р. «Супер ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения», Нефтегазовое Обозрение, 2002 г.

10. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири/ РД 39-01480706.027-86. Тюмень., СибНИИНП., -138 с.

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

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

13. Каневская Р.Д., Кац P.M. "Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения" НХ, № 6, 1998, с. 34-37.

14. Карнаухов M.JI. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, 204 с.

15. Карнаухов M.JL, Казанцев П.Ю., Николаиди И.К., Пьянкова Е.М. Определение скин-эффекта по данным оценки продуктивности скважин до и после ГРП. г. Тюмень. Доклады конференции по информационным системам. 2004 г.

16. Карнаухов M.JI. Гидропрослушивание скважин // Карнаухов M.JL, Гапонова JI.M., Андреев B.C. В сб. трудов «Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ», Тюмень, 2003 г, -С. 34-35.

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

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

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

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

21. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоитехиздат, 1949 628 с.

22. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. - 122 с.

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

24. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966.-284 с.

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

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

27. ЗЗ.Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 369 с.

28. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. 286 с.

29. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока. Нефт. хоз-во. 1964, №3.-С. 36-40.

30. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. 319 с.

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

32. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. 467 с.

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

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

35. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979.-p. 279-290.

36. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

37. Ammann C.B. Case Histories of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

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

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

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

41. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8,1997.

42. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing 'Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-50.

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

44. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

45. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press, Oxford, London, 1959.- 542 p.

46. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

47. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.-p. 265-269.

48. Daneshy A.A. Numerical Solushion of Sand Transport in Haidraulic Fracturing. JPT., Jan. 1978., p. 132-140.

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

50. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25,1995.

51. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4,1986. p. 443-461.

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

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

54. Elkins L.F. Reservoirs Performance and well Spacing, Sprebbery Trend Area of West Texas, Trans. AIME, 198, p. 177-196.

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

56. Fernandez B., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

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

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

59. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

60. Geertsma G., de Klerc F. A Rapid method of Predicting Width and Extend of Hydraulically Induced Fractures., JPT., Dec., 1969., 1571-1581.

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

62. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. -p. 65; Trans. AIME, 1956, 207. p. 356-357.

63. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage //SPEFE., Sept. 1993.-p. 201-207.

64. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 18-20,1986.

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

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

67. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31,1994.

68. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

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

70. Howard G.C., Fast C.R. Optimum Fluid Characteristics fof Fracture Extension. Drill and Production Prac., API, 1957. 261-270 p.

71. Howard G.C., Fast C.R. Monograph ser., Vol. II., Hydraulic Fracturing., Dallas., 1970.

72. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

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

74. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods // J. Petrol. Technol., Oct. 1972.

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

76. Kcristianovich S.A., Sheltov Y.P. Formation of Vertical Fractures by Means of Highly Viscous Liqud. Pros. Fourth World Petroleum Congress, Sec. II., 1955., p.579-586.

77. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems // Trans. A8 № 1956, v.78, №5.

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

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

80. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

81. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data// J. Petrol. Technol., July, 1971.

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

83. Nordgren R.P. Propagation of Vertical Hudraulic Fracture., SPEJ., Aug., 1972., p. 306-314.

84. Perkins T.K., Kern L.R. Width of Hydraulic Fracture., J.P.T., Sept. 1961., p. 937-949.

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

86. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

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

88. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.

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

90. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

91. Rosa A.J, and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).

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

93. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.lOO.Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir//J.P.T., May 1982.

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

95. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage // Trans., AGU. 1955. v-II. p. 519.

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

97. Temeng K.O. and Home R.N. The Effects of High Pressure Gradients on Gas Flow, SPE 18269, Proceedings, 63rd Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 2-5,1988.

98. Tinsley J.M., Williams J.R., Tiner R.L., Malone W.T. Vertical Fracture Height its effect on steady-state production encrease, JPT, May, 1969, p. 633 -638.

99. Tinsley J.M., Williams J.R. A New Method For Providing Increased Fracture Conductivity and Improving Simulation Results., JPT., Nov. 1975., p. 1319-1325.

100. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells//Trans. AIME, 1953, v. 198.-p. -171-176.

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

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

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