Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта"

□□3165903

На правах рукописи

САРАНЧА АЛЕКСЕЙ ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ

ПРОДУКТИВНОСТИ И ИНТЕРПРЕТАЦИИ КРИВЫХ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ ПОСЛЕ Су) ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Специальность 25.00.17-05 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 7 МАР 2008

Тюмень - 2008

003165903

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

Научный консультант

• доктор технических наук, Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты:

■ доктор геолого-минералогических наук, профессор

Попов Иван Павлович - кандидат технических наук Юшков Антон Юрьевич

Ведущая организация

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

Защита диссертации состоится " 16 *' апреля 2008 г. в 16 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу 625039, г. Тюмень, ул.50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан "_"_2008 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, " ^__

профессор ----------Г П Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи нефти В 2003 году рост добычи нефти составил 11% (к уровню предыдущего года), в 2004 году - 9 %, в 2005 году - 2,4 %, в 2006 году - 2,1 % Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекаются все большее количество низкопродуктивных неоднородных пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов интенсификации притока пластовой жидкости к забоям скважин, наиболее распространенным из которых является гидроразрыв пласта (ГРП)

ГРП позволяет существенно повысить продуктивность скважин, вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего продуктивную часть пласта со скважиной

Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное на основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования операций ГРП Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления давления (КВД), полученных во время гидродинамических исследований скважин (ГДИС) после ГРП Поэтому разработка и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП продолжают оставаться актуальной проблемой для нефтегазовой отрасли

Цель работы Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем гидроразрыва на основе разработки и совершенствования методов оценки продуктивности скважин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов

Основные задачи исследования

1. Анализ и разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина», позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП

2 Разработка методики оценки продуктивности скважин после гидроразрыва пласта с учетом длины и проницаемости трещин.

3 Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления давления при гидродинамических исследованиях скважин после ГРП и их апробация в промысловых условиях

Научная новизна

1. Изучен и уточнен механизм протекания стационарных и нестационарных процессов фильтрации пластовой жидкости после ГРП в системе «пласт-трещина-скважина»

2. Разработана гидродинамическая модель и предложена методика оценки продуктивности скважин с учетом длин и проницаемостей трещин, образованных после ГРП, а также скин-фактора.

3. Установлено, что на месторождениях Западной Сибири после проведения ГРП кривые восстановления давления в полулогарифмических координатах имеют «в-образную» форму.

4 Обосновано отсутствие «линейного» течения флюида в пласте при неравномерном распределении давления по длине трещины и радиального потока жидкости к скважине с трещиной ГРП более 100 м на месторождениях с плотной сеткой размещения скважин

Практическая ценность работы

Заключается в разработке гидродинамической модели движения жидкости в системе «пласт-трещина-скважина» для оценки гидродинамических свойств пластов, продуктивности скважин и интерпретации данных гидродинамических исследований скважин.

Методика для оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретация данных ГДИС апробирована в условиях Самотлорского месторождения Результаты исследований позволили уточнить параметры

гидродинамической модели разработки пласта АВД2 (Авторский надзор за реализацией проектных решений по Самотлорскому месторождению пласта АВД2, раздел «Анализ гидродинамических исследований скважин»)

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на следующих международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях. «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2005 г.), «Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2005 г), «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2006 г), «Современные технологии для ТЭК Западной Сибири» (Тюмень, ТюмГНГУ, 2007 г.).

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 9-ти печатных работах, в том числе одна статья в журнале, рекомендованным ВАК России.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающих 109 наименований. Работа изложена на 150 страницах машинописного текста, включая 50 рисунков и 15 таблиц

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАЩЕЕ РАБОТЫ

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

В первом разделе проанализирована эффективность технологии ГРП в условиях Западной Сибири Показано, что при разработке нефтяных и газовых месторождений интенсификация добычи нефти с применением технологии ГРП стала одним из основных методов воздействия на продуктивный пласт Количество проведенных ГРП на месторождениях Западной Сибири превышает 10 тысяч операций На начальном этапе эффективность применения технологии ГРП составляла более 90 %. Это объяснялось тем, что технология ГРП применялась на низкопродуктивных пластах, обладающих большими

остаточными запасами На последующих этапах, по мере охвата ГРП все большего количества скважин, эффективность метода снизилась, так как гидроразрыву подвергались пласты в скважинах с высокой обводненностью добываемой продукции и сложной структурой коллекторов В результате увеличилось число неуспешных обработок Имеются случаи, когда после применения технологии ГРП дебеты скважин уменьшаются и последние полностью обводнились

Слабая изученность технологии ГРП не способствует высокоэффективному применению этого метода, сдерживает работы по его дальнейшему совершенствованию, четкому определению области применения, (правильному и обоснованному определению и выбору категории скважин с учетом геолого-промысловых условий, на которых может быть получен высокий технико-экономический эффект), научно-обоснованному выбору технологии проведения операций ГРП на скважинах различных категорий

Основным фактором, определяющим необходимость проведения технологии ГРП, является ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП и снижение дебита скважин, вызванное проникновением промывочной жидкости и его фильтрата в призабойную зону при бурении.

Обычно методы проектирования операций ГРП базируется на относительно простых моделях пластовых систем, в которых пласт является однородным как по площади, так и по простиранию Реальные пласты имеют более сложную структуру. Поэтому методы расчета показателей эффективности технологии ГРП, основанные на идеальных моделях проведения операций, часто не дают положительный результат При наличии нескольких пропластков в интервале перфорации продуктивность пласта после ГРП не обеспечивает ожидаемого увеличения продуктивности скважины

Трещины, образованные в пласте после ГРП, приводят к формированию зон, где активность фильтрации жидкости резко возрастает, что способствует увеличению коэффициента продуктивности скважин

На практике скважины, рекомендованные к гидравлическому разрыву пласта, характеризуются ухудшенными фильтрационными и коллекторскими свойствами пород Проведение ГРП в таких скважинах обеспечивает

увеличение продуктивности призабойной зоны за счет трещин, соединяющих ствол скважины с удаленными областями пласта

В существующих методиках расчета продуктивности скважин после гидравлического разрыва пластов (Христиановича С А., Желтова Ю П, Ховарда, Фаста, Макгуэра, Скора, Пратса, Тинслея, Экономидеса и др), загрязнение призабойной зоны пласта не учитывается, то есть скин-фактор принимается равным нулю Поэтому необходимо разработать методику оценки увеличения продуктивности скважин после ГРП, которая учитывает роль скин-фактора в достижении конечного эффекта

Для оценки эффективности гидравлического разрыва пластов проводят различные методы гидродинамических исследований скважин Основы современной теории гидродинамических исследований скважин были заложены в трудах таких выдающихся ученых, как Лейбензон Л С, Щелкачев В Н„ Маскет М, Чарный И А и др Так же огромный вклад в развитие теории ГДИ был сделан Баренблаттом Г И, Щербаковым Г В., Пирвердяным И А, Умрихиным И Д, Басниевым К С., Бузиновым С.Н, Кульпиным Л Г., Чекалюком Р Г., Максимовым В.А, Карнауховым М.Л., Телковым А П., Кучумовым Р Я, Медведским Р И, Богачевым Б.А, Медведевым Ю.А., Ван Эвердингером, Херстом, Рамеем, Нолте и др

Метод записи кривых восстановления давления (КВД), позволяет провести исследования процессов нестационарной фильтрации жидкости в пласте и определить фильтрационно-емкостные свойства пород призабойной и удаленной зон пласта, значения скин-фактора, а также параметры трещины Однако проблема заключается в том, что теоретические КВД, полученные на идеализированных моделях для бесконечного пласта, существенно отличаются от реальных (фактических) кривых восстановления давления в скважинах, подвергшихся гидравлическому разрыву

Таким образом анализ работ, посвященный оценке продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта показал, что не все аспекты данной проблемы изучены достаточно полно Такая изученность процессов ГРП препятствует

эффективному применению технологии и требует совершенствования методов оценки ожидаемой продуктивности и интерпретации КВД

Во втором разделе рассматривается усовершенствованная

гидродинамическая модель фильтрации пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина», на основе которой получены прогнозные продуктивности скважин после ГРП

В работах М. Экономидеса, РГ Шагиева и др показано, что процесс фильтрации жидкости в удаленных зонах пласта является радиальным и плоскопараллельным вблизи вертикальной трещины Уравнение фильтрации для этих процессов в полярных координатах имеет вид

э2р 1 др,± д2р _ тцр др дг2 г'Эг г2 ЭV к "Эг ' { )

где Р - давление, Па, I - время, с, г - радиус, м, 9 - угол, рад, т - пористость, дол ед; р — сжимаемость, 1/Па; к — проницаемость, м2. Это уравнение является базовым при решении задач, связанных с исследованием нестационарных процессов движения жидкости в пласте

При исследовании стационарных процессов уравнение (1) преобразуется в уравнение Лапласа

д2р i ЭР. 1 д2р п

+ <2>

Уравнение (2) будет справедливо при условии, что на контуре питания давление остается постоянным и равно пластовому, а в скважине и трещине забойному

Для решения поставленной задачи предложена сеточная модель (рис 1 а) фильтрации жидкости к скважине в цилиндрических координатах, где переменными являются расстояние г, угол <р и г При отсутствии трещины, очевидно, будет иметь место плоскорадиальный поток к скважине При этом на каждом круговом контуре давления будут постоянными

б)

)I0

Рисунок 1 - Схема определения давлений в узлах сетки а) сектор пласта, состоящий из 200 ячеек, б) давления в ячейке, где rk - радиус контура питания, L,. - длина трещины

На рис 1 б рассмотрена ячейка, в центре которой находится узел сетки i8, j5 А давление в этом узле Р, j

В соответствии с законом Дарси перепад давления в точках i i-I и j — j+1 ячейки (рис 26) описывается уравнениями

р, j ~ р.-1 j = 4.-х.

p¡+\,j ~ j ~ i+i

и , r, - &r -1п- —

2nkh м

r.

(3)

(4)

2 якк К,

где Рч, Р,.^ - давление в узлах сетки и 1-1,.), МПа, с^ - расходы

жидкости вдоль контура 1 между ячейками г, — 1,3 и 1,3 - 1,3-1, м3/с, ц -вязкость, Па с, к - проницаемость, м2, Ь - толщина пласта, м, Я, - радиус 1-го контура, м, ЛЫ — шаг сетки по радиусу, м

Перепад давления в точках ~ и ] — _|-1 описывается формулами

р - р = а л- * •' + 1 " + к ar h '

к ar h

(5)

(6)

где <р - шаг по углу, , и q,,+] - расходы жидкости вдоль линии 1 между ячейками 1-1,] ~ г,] и i,] 1+1,; , м3/с

В соответствии с законом Кирхгофа для каждого узла (для гидравлических сетей) может быть записано следующее уравнение

(р,+ы-р,])а + (р,,—р¡-1,])в + (р<г-р1} ,)с + (р,^,- рч)с = 0, (7)

л кк /, Я - ЛЯ _ к / 20 ДЯ

а = —--/ 1п ---, в = — / -, (8)

20 ц / Л ц / л у '

я кк /, й+Дй

с = - - / 1п -

20 ц / я

где К, = А, К2 = - (А + В + 2С), К3 = В, К4 = К5 = С Тогда уравнение (7) примет вид

К,РИ у + К2 Р, J + К3 Р1+и + К4 Ри+1 + К5 Ру., = 0, (9)

В результате проделанных преобразований получили систему уравнений из пяти неизвестных в каждом уравнении

Граничными условиями для решения этой системы уравнений являются следующие

1) На стенках скважины, в узлах 1 = 0, 0< /<10, давление остается постоянным и равным Ри = 0

2) На контуре питания, при 1 = 20, 0 < ] < 10 , давление остается в течение всего периода работы постоянным и равным Рпл В нашем случае это давление равно 10 МПа

3) Поскольку моделируется движение жидкости по трещине, которая имеет намного большую проницаемость чем проницаемость пласта (в 104 ~ 105 раз), то при моделировании устанавливается давление по всей длине трещины, равной давлению в скважине

Ро*.*ц,у-о=Рс» = 0. (10)

4) Поскольку моделируются участки пласта симметричные по отношению левой и нижней окружающей скважину зонам, то по линиям стыковки этих зон градиенты давлений принимаются равными нулю Последнее означает, что

отсутствуют перетоки жидкости между симметричными по распределению давления зонами

P^„|,íl<NJ=0 lmr<,<N,J = 1 (11)

Для границы записывается 1 = 0 — М и = 10 Ро21<лг ;=ш = Ро<1^?/,./=9 Решение уравнений (3) - (11) с граничными условиями, записанными в конечно-разностной форме, выполнено с применением метода Якоби Суть этого метода состоит в том, что берутся произвольные исходные значения давлений во всех узлах сетки, кроме граничных а затем производится расчет давлений в каждом узле как неизвестной величины по известным давлениям в окружающих этот узел узлах В работе для надежности принято 1000 итераций

Исходные давления во всех узлах приняты равными начальному пластовому давлению Давление на границах остаются все время в соответствии с принятыми формулами (3) - (11)

Жидкость поступает в скважину в основном через трещину, дебит при этом определяется как сумма дебитов между отдельными ячейками,

1=!Г

примыкающими к трещине, те Я Дебит вычисляется для всех

1=0

вариантов длин трещин, рассмотренных при моделировании

Данная методика предполагает, что давление в трещине равно забойному давлению в скважине и постоянно по всей ее длине, то есть отсутствует сопротивление в трещине, заполненной проппантом Однако, даже при высокой проницаемости трещины, закрепленной крупными зернами проппанта, перепады давления в ней могут быть достаточно высокими, что необходимо учитывать при определении продуктивности скважины Поэтому для более точного расчета увеличения дебита в результате ГРП необходимо установить характер распределения давления в трещине в зависимости от ее длины и проницаемости

Для решения поставленной задачи построена следующая модель (рис 2) Баланс жидкостей в любой ячейке может быть представлен в соответствии с правилом токов в узле В каждом выделенном элементе трещины скорость

потока определяется градиентом давления на этом элементе (в соответствии с законом Дарси).

На рис. 2 представлена схема фильтрации жидкости к трещине. гс - радиус скважины, 1т - длина трещины, 1т - расстояние до контура питания, и> раскрытость трещины, Рс -давление в скважине, Рк -давление на контуре питания, Цт , Чпл - расходы жидкости в трещине и пласте.

Рисунок 2 - Схема фильтрации жидкости к трещине

На представленной модели исследованы процессы фильтрации жидкости в пластах при различных значениях проницаемости трещины. Выполненные расчеты распределения давления в трещине для следующих значений параметров среды: ширина трещины - и> = 0.01 м, толщина пласта - /г = 10 м, шаг ячейки трещины - Ах = 1 м, длина трещины - Ь = 100 м, давление на контуре питания - Рк = 10 МПа, давление в скважине - Рс - 0,1 МПа. Для расчетов были выбраны следующие значения параметров проницаемости трещины кт,мкм2: кт = 1, 2, 3,4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 20, 30, 40, 50, 60, 70, 80, 90, 100. Анализ полученных данных распределения давления вдоль трещины для случая равномерного сопротивления движения жидкости в ней показал, что для «низкокопроницаемых» трещин давление существенно возрастает по мере удаления от скважины. При выявленном характере распределения давления приток жидкости к трещине из пласта для случая проницаемости (ниже 100 мкм2) последней не может быть линейным. Данные расчеты выполнены для случая, когда трещина имеет постоянную проницаемость по всей длине. На практике существуют методики

интерпретации КВД в скважинах после ГРП, в которых сначала на кривой находят участок, относящийся к линейному потоку, а потом производится последующий расчет Выполненные расчеты показали, что такие методики могут применяться в случае, когда проницаемость трещины превышает 100 мкм2

Наличие сопротивления в трещине влияет на распределение давления как в самой трещине, так и в пласте Направления линий токов пластового флюида в около трещинном пространстве не будет линейным, как при отсутствии сопротивления в трещине

На рис 3 приведены графически данные, которые свидетельствуют об увеличении продуктивности скважины г|грп / т|до (где г|до - продуктивность скважины до ГРП, г\грп - продуктивность после ГРП) в зависимости от длины трещины Ьт и ее проницаемости (радиус контура питания 1^=250 метров, скин-фактор 8дО=0) Данные расчеты получены при условии, что скин-фактор до ГРП был равен нулю, т е отсутствовало сопротивление в ПЗП (8ДО=0)

трещины и ее проницаемости

Таблица 1 Увеличение продуктивности скважины в зависимости от параметра а и проницаемости трещины, (а =ЬТ/Кк)

Параметр а=0 а=0 05 а=0 10 а =0 15 а=0 25 а=0 50 а =0 75

к=100мкм" 1 00 1 96 3 29 5 02 9 01 21 82 44 90

к= 10 мкм2 1 00 1 41 2 01 2 99 5 59 14 98 33 51

к= 1 мкм2 1 00 1 15 1 42 1 85 3 31 9 01 25 08

Например, комплексный анализ результативности ГРП на Хохряковском месторождении показал, что скважины, которые планировались под ГРП, всегда имели положительные значения скин-фактора Это необходимо учитывать при планировании операций и прогнозировании увеличения продуктивности скважин после ГРП Поэтому, были рассчитаны значения увеличения продуктивности скважин с учетом скин-фактора, имевшего место до ГРП

На рис 4 представлены графики изменения скин-фактора после ГРП при различной проницаемости и длине трещины Значения рассчитаны на основе выведенной зависимости

1п т~+

^ грп =----1п— , (12)

л г с

где I/ = Г1гр„/ Цйо - увеличение продуктивности скважины после ГРП, 8Д0 - скин-фактор до ГРП

Рисунок 4 - Скин-фактор для различной длины и проницаемости трещины при Як=250 метров и 8,(о=0

Результаты расчетов, полученных на основе численного моделирования физических процессов, позволяют оценивать продуктивность скважин и отрицательный скин-фактор после ГРП при различных проницаемостях и длинах формируемых трещин

В третьем разделе приведена усовершенствованная методика интерпретации результатов ГДИ в скважинах после ГРП

В разделе рассмотрены различные методы интерпретации данных ГДИ в скважинах после ГРП и для разных режимов течения жидкости в системе «пласт-трещина-скважина» билинейный, линейный и радиальный, а также методика интерпретации КВД, основанная на построении графиков в логарифмическом масштабе По результатам обработки КВД определяются такие параметры пород пласта, как проницаемость, полудлина трещины и безразмерная проводимость трещины Скин-фактор определяется по точке пересечения прямой линии с осью ординат

Анализ методики «Синко-Лея», связанный с построением типовых кривых для модели трещины конечной проводимости показал, что использование таких типовых кривых при интерпретации реальных КВД не дает требуемой точности оценки параметров пласта и трещины

Проведенный анализ КВД по Самотлорскому месторождению (на пласте АВ]1 2 выполнено 57 исследований методом регистрации КВД) показал что, на практике кривые восстановления давления, полученные в скважинах с трещинами ГРП, имеют существенно отличающийся вид по сравнению с типовыми графиками «Синко-Лея» и др Они имеют Б-образную форму, то есть аналогичны графикам, получаемым при исследовании вертикальных скважин без ГРП В реальности на формирование КВД накладывает свой отпечаток множество различных факторов, таких как эффект «влияние ствола скважины» (ВСС), отличие реальных режимов течения от теоретических, влияние соседних пропластков и пластов, а так же границ пласта

На процесс восстановления давления существенно влияет емкость ствола скважины и продолжающееся поступление в него жидкости после ее остановки, что приводит к искажению начальной части КВД Начальный участок несет в себе очень ценную информацию о состоянии призабойной зоны пласта

Разработаны различные методы обработки КВД с учетом характера притока. В представленной работе автором было исследовано влияние емкости ствола скважины после ГРП на процесс восстановления давления в ней.

Для расчета времени действия эффекта послепритока и получения конечного участка КВД, а также изучения влияния емкости ствола в скважинах с трещинами ГРП была разработана численная модель процесса восстановления давления после остановки скважины для следующих схем компоновки подземного оборудования (рис. 5):

Рисунок 5 - Схема компоновки подземного оборудования скважин

а) при работе с пакером остановка скважины производится перекрытием клапана на забое (на уровне пакера), где срабатывает запорный клапан, гт = О (рисунок 5 а);

б) После остановки скважины при работе с пакером жидкость накапливается в НКТ (после прекращения свабирования насосно-компрессорные трубы остаются незаполненными жидкостью), гт- 31 мм (рисунок 5 б);

в) после остановки скважины происходит накопление жидкости в затрубном пространстве (восстановление уровня), гт= 63 мм (рисунок 5 в).

Моделирование рассматриваемых процессов осуществлено на основе решения уравнения фильтрации (1).

На рис. 6 представлены полученные кривые восстановления давления, построенные в полулогарифмических координатах Р — ^ ^ а такие кривые производных давления, построенные в логарифмических координатах ^ Р' - ^ I:. Данные кривые получены на основе моделирования процессов при следующих

условиях пласт бесконечный, пластовое давление - 10 МПа, депрессия на пласт - 10 МПа, гидропроводность пласта - кЬ/ц = 10 мкм2м/Пас

На основе моделирования получены КВД (рис.6) для скважин с трещиной

___шы

1 2 з 4 5 6'9*

Рисунок 6 - Кривые восстановления давления, полученные при моделировании процессов восстановления давления после остановки скважины при - 3,82)

ГРП (скин-фактор 8=-3,8) Первая КВД (рис 6а) не учитывает влияние ствола скважины, так как получена при работе с пакером и остановкой скважины перекрытием клапана на забое Вторая кривая (рис 66) получена при работе с пакером, но отличие здесь в том, что после остановки скважины жидкость накапливается в НКТ диаметром 0,031 м Третья кривая (рис 6в), получена после остановки скважины перекрытием клапана на забое, а накопление пластовой жидкости происходило в затрубном пространстве в колонне, радиусом 0,063 м

На рис 6а показано, что на КВД, которые зафиксированы в условиях отсутствия эффекта «послепритока», явно выделяется участок, характеризующий свойства пласта в ПЗП Начальный участок КВД, который характеризует свойства ПЗП, имеет наклон, отличающийся от наклона на

поздней стадии записи КВД При моделировании процесса с положительным скин-фактором наклон начального участка имеет большую величину, чем наклон конечного участка и наоборот, при отрицательном скин-эффекте наклон начального участка имеет меньшую величину, чем наклон конечного участка При значительном влиянии эффекта «послепритока», когда имеет место поступление жидкости в обсадную колонну, начальный участок КВД имеет большее искривление, что затрудняет определение параметров ПЗП. Оценить скин-эффект возможно по стандартным формулам, но характеристики «скиновой» зоны ( гтп — радиус загрязнения и К, - проницаемость загрязненной зоны) при этом получить не удается.

Из всего вышеописанного следует, что проводить ГДИ необходимо по схемам, предусматривающим изоляцию ствола скважины от зоны перфорации с перекрытием клапана на забое НКТ для записи КВД Это не только значительно сокращает время исследования, но и делает более информативной КВД, интерпретация которой будет более достоверно отражать состояние ПЗП

Такие условия работы обеспечивают схемы исследований, где отработка скважины перед остановкой осуществляется либо свабированием, либо откачкой жидкости из подпакерного в затрубное пространство струйными аппаратами, либо заполнением полупустых труб при работе с ИПТ. Эти методы выполнения ГДИ обеспечивают получение более информативных КВД

В работе решалась задача о влиянии границ пласта на восстановление давления в скважине после ГРП. При этом начальными условиями перед остановкой скважины были использованы данные о распределении давления в пласте, полученные ранее путем решения стационарной задачи

Граничные условия для скважины и трещины в период восстановления давления теперь изменяются Градиенты давления (и дебиты) становятся равными нулю, то есть вдоль всей поверхности трещины и в самой скважине перетока из пласта в трещину и в скважину не происходит. При этом в околоскважинной и близлежащей к трещине зонах образуются области с постоянным давлением Эти области распространяются в глубину пласта по мере роста давления в скважине Области постоянного давления ограничены контуром питания в пласте, на котором давление поддерживается постоянным

Выбрана схема расчета и определения распространения области постоянного давления методом вычисления соответствующих площадей постоянного давления, используя известную зависимость - уравнение состояния

ду = /з-v-{р^-рк), (13)

где V - объем пласта соответствующей зоны постоянного давления; Л V - прирост объема жидкости в зоне постоянного давления, рк*1 и рк - давления в области постоянного давления при значениях времени для к-го и к+1 -го шага расчета КВД

Анализ графиков КВД, полученных при моделировании процессов в соответствии с описанной выше схемой при длине трещины Ь = 0,251?* и проницаемостях пласта 0,1, 1, 10, 100, 1000(мкм2) показал, что они имеют значительное искривление в верх, а в конечной стадии прямолинейный характер Период квазиустановившейся фильтрации наступает с большой задержкой для низкопроницаемых пластов Так, при К = 100 мкм2 на прямолинейный участок кривые выходят уже через 0,27 часа записи КВД при короткой длине трещины, при длинных трещинах восстанавливаются при записи длительностью более 0,027 часа. Таким образом, не смотря на увеличение дебита в низкопроницаемых пластах при проведении ГРП, для получения параметров удаленной зоны пласта требуются длительные во времени замеры

Данный анализ позволил разработать методику расчета параметров пласта по КВД, получаемым в скважинах с трещиной ГРП Приведенные зависимости являются характеристикой возможности получения конечного прямолинейного участка КВД, по которому определяются фильтрационные параметры пласта

Для более точного определения конечных участков предлагается построение этих же кривых в логарифмических координатах и построения соответствующих производных в тех же координатах

Анализ результатов исследования показал, что при плотной сетке размещения скважин (расстоянии между скважинами не более 500 метров) для

трещин с длиной более 100 метров радиальные потоки не формируются из-за влияния контура питания, что отражается на производных кривой восстановления давления На практике при интерпретации КВД не учитывается этого важного факта И при обработке данных ГДИ везде проводятся касательные по последним точкам КВД, которые, как выяснилось, совершенно не относятся к радиальному потоку Необходимо всегда при получении КВД в скважинах с ГРП осуществлять построение графиков в логарифмических координатах, а также графиков производных давления и определять насколько проявляется или не проявляется радиальный режим течения

Полученные в диссертации зависимости для определения прогнозной продуктивности скважины после ГРП, скин-фактора и гидродинамических параметров основаны на результатах численного моделирования решения дифференциальных уравнений фильтрации. Полученные значения дебита для случая, когда отсутствует трещина и движение пластовой жидкости происходит в плоскорадиальном направлении к скважине, сравнивалась с результатами точного аналитического решения. Погрешность расчетов не превышает 1-2%

Основные выводы и рекомендации

1. Выполнен анализ и уточнен механизм фильтрации пластовой жидкости после ГРП в системе «пласт-трещина-скважина», на основе численных методов математического моделирования стационарных и нестационарных процессов

2. Предложена методика прогнозирования увеличения продуктивности скважин после ГРП Установленно, что неравномерное распределение давления по длине трещины свидетельствует об отсутствии «линейного» течения жидкости в пласте к трещине. В трещинах с низкой проницаемостью менее (510 мкм2) перепады давления достигают значений более 5 МПа, что следует учитывать при планировании операций ГРП Получены зависимости скин-фактора от длины и проницаемости трещины в скважинах после ГРП

3. Усовершенствованы методы интерпретации кривых восстановления давления при гидродинамических исследованиях скважин после ГРП Установлено, что в большинстве случаев при исследовании скважин после

ГРП для месторождений Западной Сибири кривые КВД имеют в полулогарифмических координатах «Б-образный» вид, связанный с влиянием послепритока, скин-эффекта, проводимости самой трещины, а также слоистости пласта и частичным вскрытием трещиной всех пропластков.

4 Доказано отсутствие радиального потока к скважинам, имеющих длинные трещины (более 100 м) на месторождениях с плотной сеткой размещения скважин Для обработки КВД в таких скважинах разработана методика интерпретации на основе численного моделирования процессов ГДИ.

5 Усовершенствованы методы комплексного изучения данных ГДИ в скважинах с ГРП, позволяющие существенно повысить достоверность оценки физических характеристик исследуемых пластовых систем. Реализация методики обработки данных исследований скважин при изучении информации по ГДИ использованы в проектах разработки Самотлорского месторождения

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих печатных работах-

1. Карнаухов МЛ Применение массированных ГРП при разработке месторождений / М.Л Карнаухов, А В Саранча // Сборник научных трудов, посвященный 50-летию ТюмГНГУ- Сб тр. ТюмГНГУ. - Тюмень- 2006 - С. 129-132

2 Карнаухов М.Л Применение массированных ГРП при разработке Ярайнерского месторождения / МЛ. Карнаухов, А.В Саранча // Нефть и газ Западной Сибири Труды Междун науч техн конф (25-27 октября 2005 г): Тюмень 2005 - С 98-100

3 Саранча А В Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пластов И Современные технологии для ТЭК Западной Сибири Сб научн Тр -Тюмень 2007 - С 34-39.

4 Ковалев И А. Применение массированных ГРП при разработке месторождений / И А Ковалев, А В Саранча // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (18-19 апреля 2007 г). Сб научн Тр. - Тюмень. 2007. -С 44-48

5. Карнаухов МЛ Интерпретация результатов испытания скважин на приток / М Л.Карнаухов, А.В Саранча // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. Материалы междун акад конф. (г Тюмень, 11-13 октября 2006 года). Тюмень 2007 - С

6 Саранча А В. Определение продуктивности скважин после гидроразрыва пластов // Известия вузов «Нефть и Газ» / №4,2007, С. 29 - 32

7 Саранча А В Оценка скин-эфектов до и после ГРП по КВУ // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2) Сб научн Тр -Тюмень. 2007.-С 179-181.

8. Евстрахина Е.Е Исследование пластов при пуске скважин в работу / Е.Е. Евстрахина, А В Саранча, У М. Карнаухова // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2) Сб научн. Тр. - Тюмень 2007. - С 187-191

9 Саранча А В Распределение давления в трещине и в пласте при Гидроразрыве пласта / А В. Саранча, Л.М Гапонова И Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2) Сб научн. Тр - Тюмень-2007 -С. 192-195

243-245

Соискатель

Подписано к печати f tPJfíf Бум. писч. № 1

Заказ №/У Уч.-изд. л.

Формат 60x84 1/16 Усл. псч л.

Отпечатано на RISO GR 3750 Тираж /ДОкз.

Издательство «Нефтегазовый университет» Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 623000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039. г. Тюмень, ул Киевская. 52

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Саранча, Алексей Васильевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Особенности применения ГРП на месторождениях нефти и газа.

1.2 Анализ проблем применения ГРП на месторождениях нефти и газа.

1.3 Постановка задач.-.>. /.

2 РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ И ГАЗА.

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

2.2 Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП.

2:3 Принципы моделирования.

2.4 Определение увеличения продуктивности скважин после

ГРП с трещиной бесконечной проводимости.

2.5 Определение степени загрязнения скважин до ГРП.

2.6 Определение увеличения продуктивности скважин после ГРП с трещиной конечной проводимости.

3 СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ДО И ПОСЛЕ ГРП.

3.1 Состояние и проблемы.

3.2 Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений.

3.3 Моделирование КВД с учетом влияния ствола скважины и скин-эффекта.

3.4 Гидродинамические исследования скважин ГРП.

3.5 Анализ результатов КВД с трещиной ГРП Самотлорского месторождения.

3.6 Моделирование КВД в скважинах с ГРП с учетом влияния границ пласта.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка и исследование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после гидроразрыва пласта"

Актуальность работы

В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи нефти. В 2003 году рост добычи нефти составил 11 % к уровню предыдущего года), в 2004 году - 9 %, в 2005 году — 2,4 %, в 2006 году — 2,1 %. Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекаются все большее количество низкопродуктивных t неоднородных, пластов; и пропластков. ■ Разработка таких залежей ведется с применением методов .интенсификации притока пластовой жидкости к забоям скважин, наиболее распространенным из которых является гидроразрыв.пласта (ГРП),

ГРП позволяет существенно повысить продуктивность скважин, вследствие создания канала высокой проводимости, соединяющего продуктивную часть пласта со скважиной:

Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное на основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования! операций ГРП. Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления давления (КВД), полученных во время гидродинамических ч, ^ исследований скважин (ГДИС) после ГРН.1 ^-Поэтому разработка ■ и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП. продолжают оставаться . актуальной проблемой для нефтегазовой отрасли.

Основные задачи исследования

1. Анализ и разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина», позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП.

2. Разработка методики оценки продуктивности скважин после гидроразрыва пласта с учетом длины и проницаемости трещин.

3. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления давления при гидродинамических исследованиях скважин после ГРП и их апробация в промысловых условиях.

Практическая ценность работы

Разработанная гидродинамическая модель фильтрации -пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина» позволяет оценивать продуктивность и интерпретировать данные гидродинамических исследований скважин после проведения ГРП.

Методика для оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретация данных ГДИС апробирована в условиях Самотлорского месторождения. Результаты исследований позволили уточнить параметры

1 9 гидродинамической модели разработки пласта ABj " .

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Саранча, Алексей Васильевич

Основные выводы и рекомендации

1. Научно-обоснована и апробирована гидродинамическая модель фильтрации пластовой жидкости в системе «пласт-трещина-скважина», на основе численных методов математического моделирования стационарных и нестационарных процессов.

2. Предложена методика прогнозирования увеличения продуктивности скважин после ГРП. Установленно, что неравномерное распределение давления! по длине трещины свидетельствует об отсутствии «линейного» течения жидкости в пласте к трещине. В трещинах с низкой, проницаемостью менее (5-10 мкм ) перепады,давления достигают значений более 5 МПа, что следует учитывать при планировании операций ГРП. Получены зависимости скин-фактора от длины и проницаемости трещины в скважинах после ГРП.

3. Усовершенствованы методы интерпретации-кривых восстановления давления при> гидродинамических исследованиях скважин после ГРП. г

Установлено,* что в большинстве случаев при исследовании 'скважин после ГРП для месторождений Западной- Сибири кривые КВД имеют в полулогарифмических координатах «S-образный» вид, связанный с влиянием послепритока, скин-эффекта, проводимости самой трещины, а также слоистости пласта ^частичным вскрытием трещиной всех пропластков.

4. Доказано отсутствие радиального потока* к скважинам, имеющих длинные трещины (более 100 м) на месторождениях с плотной сеткой размещения скважин. Для обработки КВД в таких скважинах разработана методика интерпретации на основе численного моделирования процессов ГДИ.

5. Усовершенствованы методы комплексного изучения данных ГДИ в скважинах с ГРП, позволяющие существенно повысить достоверность оценки физических характеристик исследуемых пластовых систем. Реализация методики обработки данных исследований скважин при изучении информации по ГДИ использованы в проектах разработки Самотлорского месторождения.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Саранча, Алексей Васильевич, Тюмень

1. Барзилович Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. -М.: Высшая школа, 1992. 231 с.

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

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

4. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.- М.: Недра, 1973. 246 с.

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

6. Вентцель Е.С. Теория вероятностей. М.: Изд-во «Наука», 1964. - 270 с.

7. Глова, В.Н., Латышев В.Н. "Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз'7/Нефтяное хоз во, 1996, № 1. — С. 52-54.

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

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

10. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, - 204 с.

11. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М. Исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений// Тр. Всерос. науч.-техн. конф.: Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы, Альметьевск, 2001, Т.1 С. 315 - 323.

12. Карнаухов M.JL, Сидоров А.Г., Пьянкова Е.М. Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ в горизонтальных скважинах// Тез. докл. пятой науч.-прак. конф.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, Ханты-Мансийск, 2001. С. 70.

13. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М. Исследование скважин при проведении работ по их ремонту и восстановлению продуктивности// Изв. вузов. Нефть и газ, 2001, №6.-С. 50-54.

14. Карнаухов M.JL, Пьянкова Е.М., Тулубаев А.Б. Гидропрослушивание скважин//Материалы Всерос. науч.-техн. конф.: Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Тюмень: Вектор Бук, 2001, - С. 16 - 17.

15. Карнаухов M.JL, Рязанцев Н.Ф. К вопросу о применимости методик определения параметров пласта по данным испытания скважин// Нефт.хоз-во. -1976, № 1. С. 18-20.

16. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Влияние скин-эффекта и притока после закрытия скважины на кривые восстановления давления, получаемые при испытании скважин в процессе бурения// Нефт.хоз-во. 1976, № 1. - С. 2537.

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

18. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949 - 628 с.

19. РД-39-0147035-234-8 Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. - М.: ВНИИ, 1989. — 70 с.

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

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

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

23. Каневская Р.Д., Кац P.M. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения// Нефтяное хоз-во,1998, № 6, с. 34-37.

24. Кокорин А.А., Заболотнов А.Р. "Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта", Нефтяное хоз-во, 1997, № 10 , С. 54-58.

25. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Хабибуллин З.А. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.94 с.

26. Кучумов Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995. — 120 с.

27. Малышев А.Г., Малышев Г.А. и др. "Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз"// Нефтяное хоз-во, 1997, № 9, -С. 40-46.

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

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

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

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

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

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

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

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

36. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: М.: Нефть и газ, 1995. 4.1. - 586 с.;Ч.2. - 493 с.

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

38. Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. Ч. 1, Анализ притоков. М.: ОНТИ, 1936. 206 с.

39. 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.

40. 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.

41. 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.

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

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

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

45. 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.

46. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing 'Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-501

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

48. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured1 zone well tests. World oil, Apr. 1984.

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

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

51. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982-1983, 19881989.

52. 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.

53. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering // Elsevier Scientic Publishing Company, New York, 1978.

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

55. 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.

56. 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.

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

58. 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).

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

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

61. 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.

62. 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.

63. 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.

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

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

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

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

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

69. 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.

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

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

72. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 53380i Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

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

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

75. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient HeatconductionProblems//Trans. A8 1 1956, v.78, 1 5.

76. 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.

77. 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.

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

79. 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.

80. Petty L.O. How to Get Better Data From a Drill-Stem Test // Oil and Gas Journal, Feb. 1962.

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

82. 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.

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

84. 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.

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

86. 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.

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

88. 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.

89. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.

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

91. 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.

92. 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.

93. 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.

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

95. 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.

96. Zak A.J. and Griffin P. Here's a Method for Evaluating DST Data // Oil and Gas Journal, April, 1957.

97. Michael C. Vincent et al, "Non Darcy and Multiphase Flow in Propped Fractures: Case Studies Illustrate the Dramatic Effect on Well Productivity", paper SPE 54630, 1999.

98. Glenn S. and Liang Jin, Stim-Lab Inc. "The Development of Laboratory Correlations Showing the Impact of Multiphase Flow, Fluid, and Proppant Selection Upon Gas Well Productivity".

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

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

101. Шаламов М.А. «Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов:/ кан.дис., 2007год, г. Тюмень, ТюмГНГУ, с. 150.

102. Казанцев П.Ю. «Совершенствование техники и технологии гидроразрывов пластов при разработке нефти и газа» кан.дис., 2004 год, г. Тюмень, ТюмГНГУ, с. 150.

103. Карнаухов M.JI. Применение массированных ГРП при разработке месторождений / M.JI. Карнаухов, А.В. Саранча // Сборник научных трудов, посвященный 50-летию ТюмГНГУ: Сб. тр. ТюмГНГУ. Тюмень: 2006. - С. 129132.

104. Карнаухов M.JI. Применение массированных ГРП при разработке Ярайнерского месторождения / M.JI. Карнаухов, А.В. Саранча // Нефть и газ Западной Сибири: Труды Междун.науч.техн.конф. (25-27 октября 2005 г.): Тюмень: 2005. С. 98-100.

105. Саранча А.В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пластов // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. Тр. -Тюмень: 2007. С.34-39.

106. Ковалев И.А. Применение массированных ГРП при разработке месторождений / И.А.Ковалев, А.В.Саранча // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (18-19 апреля 2007 г.): Сб. научн. Тр. Тюмень: 2007. -С.44-48.

107. Саранча А.В. Определение продуктивности скважин после гидроразрыва пластов // Журнал «Известия вузов Нефть и Газ» / №4, 2007, С. 29-32.

108. Саранча А.В. Оценка скин-эфектов до и после ГРП по КВУ // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. -Тюмень: 2007. С.179-181.

109. Евстрахина Е.Е. Исследование пластов при пуске скважин в работу / Е.Е. Евстрахина, А.В. Саранча, У.М. Карнаухова // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. Тюмень: 2007. - С.187-191.

110. Саранча А.В. Распределение давления в трещине и в пласте при Гидроразрыве пласта / А.В. Саранча, JI.M. Гапонова // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. Тюмень: 2007. -С. 192-195.