Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости

Пепеляев, Роман Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости"

На правах рукописи УДК 622.276.43

Пепеляев Роман Владимирович

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2004

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефта и газа имени И.М. Губкина

Научный руководитель:

Кандидат технических наук, доцент Т.Б. Бравичева

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор А.А.Боксерман

Кандидат технических наук О.Н.Сарданашвили

Ведущая организация:

ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»

Защита диссертации состоится <СЛ> у 2004г. в часов в

аудитории_ на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 в Российском

Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина

Автореферат разослан «^">/¿^^^2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета, Доктор технических наук,

Профессор

Сомов Б.Е.

Цюь-Ч 212,3124

Ь 3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Разработка нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (НПК), представленными песчано-алевролито-глинистыми породами с повышенным содержанием глинистой составляющей, обуславливает необходимость применения современных технологий, в том числе, с использованием горизонтальных скважин (ГС).

В настоящее время расчет показателей разработки указанных коллекторов представляет собой сложную проблему даже при использовании современных программных комплексов. Это связано с тем, что НПК характеризуются сложными техногенными процессами изменения фильтрационно-емкостных свойств и, в первую очередь, существенным снижением проницаемости с ростом эффективного давления.

Низкая, в ряде случаев, эффективность используемых технологий разработки связана с недостаточно полным учетом геолого-промысловых особенностей объектов разработки и техногенных процессов, протекающих в продуктивных пластах. Это приводит к существенному расхождению фактических и проектных показателей эффективности применяемых технологий, к выбору нерациональных режимов работы скважин, в том числе значений депрессии, выше критических, что, в конечном итоге, вызывает снижение уровней добычи нефти.

Основными техногенными процессами, снижающими продуктивность добывающих скважин указанных коллекторов, являются деформация коллектора и процессы кольматации и облитерации. Поэтому повышение достоверности гидродинамических расчетов возможно на основе получения зависимости проницаемости системы «коллектор-флюид» от эффективного давления при адаптации гидродинамических моделей, адекватно описывающей изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование,

направленное на адаптацию гидродинамических моделей в условиях

ЮС н*и' »''ЧАЛЬНАЯ Р. " » КА

(

проявления техногенных процессов, снижающих проницаемость пластовых систем.

Цель исследовательской работы. Разработка методики адаптации гидродинамических моделей, учитывающих изменение проницаемости пластовых систем, для повышения достоверности расчетов при обосновании вариантов разработай низкопроницаемых коллекторов с применением горизонтальных скважин.

Для достижения цели поставлены следующие задачи:

1. Анализ результатов исследований по повышению эффективности разработки НПК.

2. Анализ влияния техногенных процессов, протекающих в пласте при разработке НПК, на добывные возможности скважин.

3. Обоснование необходимости получения зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления при адаптации гидродинамических моделей, позволяющей повысить достоверность расчетов, а также оценить величину критической депрессии.

4. Постановка и решение задач идентификации параметров зависимости проницаемости от эффективного давления и адаптации гидродинамических моделей.

5. Апробация методики адаптации на реальных промысловых данных и определение границ изменения параметров зависимости проницаемости от эффективного давления.

6. Проведение многовариантных расчетов для различных элементов систем разработки с учетом геолого-промысловых особенностей Каменной площади (пласт ВК1) для обоснования технологии разработки ГС.

7. Расчеты по оценке влияния геолого-промысловых условий на показатели разработки системы с использование ГС.

Методы исследования: моделирование процессов филырации с использованием современных программных комплексов, методы оптимизации.

Научная новизна работы.

1. Предложена зависимость эквивалентоной проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления, использование которой позволяют оценить динамику показателей разработки, а также величину критической депрессии (минимального забойного давления) для обоснования вариантов разработки НПК.

2. Разработаны алгоритмы адаптации гидродинамических моделей с учетом изменения проницаемости, основанные на взаимодействии моделей фильтрации и процедур оптимизации.

3. Выявлены количественные закономерности влияния геолого-промысловых условий на показатели разработки систем ГС.

Практическая значимость.

1. Разработанная методика адаптации гидродинамических моделей позволяет повысить качество проектных вариантов разработки НПК за счет более полного учета техногенных процессов. Результаты апробации методики на промысловых данных Ем-Ёговского и Каменного площадей подтверждают целесообразность ее использования при обосновании технологии разработки НПК горизонтальными скважинами

2. С применением предложенной методики с учетом технико-экономических критериев проведены расчёты по обоснованию плотности сетки скважин и длины добывающих и нагнетательных горизонтальных скважин в различных геолого-промысловых условиях.

3. Полученные результаты использованы в ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология» при разработке указанных площадей.

Апробация результатов исследования. Материалы работы докладывались на:

1. Научных семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина (2000-2002 гг.)

2. Пятой научно-практической конференция "Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа" (Ханты-Мансийск, 2002);

3. У-ой научно-технической конференция "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, 2003);

4. 1-ая Международная научная конференция "Современные проблемы нефтеотдачи пластов " Нефтеотдача-2003 (Москва, 2003)

Основное содержание исследования изложено в 4 опубликованных работах.

Объём и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основпых выводов и списка литературы. Работа изложена на страницах, включая 14 таблиц и 28 рисунков. Список литературы включает источника.

Содержание работы ПЕРВАЯ ГЛАВА «Обоснование необходимости разработки методики адаптации гидродинамических моделей для низкопроницаемых коллекторов с учётом снижения проницаемости» содержит анализ геолого-промысловых особенностей строения низкопроницаемых коллекторов на примере викуловских отложений Красноленинского месторождения, анализ опыта применения технологий разработки низкопроницаемых коллекторов; анализ опубликованных результатов исследований по влиянию техногенных процессов, протекающих в низкопроницаемых коллекторах (НПК), на показатели разработки; постановку задач исследования.

Одним из путей интенсификации добычи нефти из НПК является использование горизонтальных скважин. Имеется большое число исследований, посвященных проблеме разработки нефтяных месторождений

с использованием ГС; среди них труды Алиева З.С., Боксермана А.А., Крылова В.И., Лысенко В.Д., Закирова С.Н., Муслимова Р.Х., Мшценко И.Т., Сомова Б.Е., Сургучёва М.Л., Степанова В.П. и др. Однако фактические данные использования ГС не всегда подтверждают теоретические результаты.

Проведенный анализ эксплуатации скважин в НПК показал, что причинами низкой эффективности эксплуатации ГС являются не достаточно полный учет при проектировании особенностей геологического строения и техногенных процессов, приводящих к снижению проницаемости пласта и, следовательно, продуктивности скважин.

Для повышения достоверности рекомендаций по использованию ГС в НПК необходимо применение гидродинамических моделей, в которых учитываются: слоистая неоднородность пласта, распределение проницаемостей по направлениям в пространстве, экспериментальные зависимости относительных фазовых проницаемостей нефти и воды, зависимости капиллярных давлений от водонасышенности, а также характерная для НПК зависимость эквивалентной проницаемости от давления.

Имеется большое число работ, посвященных исследованию особенностей строения НПК, определяющих их фильтрационно-емкостные свойства. Среди них труды Горбунова А.Т., Сургучёва М.Л., Амелина И.Д., Михайлова Н.Н., Лебединца Н.П., Добрынина В.М., Ступоченко В.Е., Хавкина АЛ., Иванишина B.C., Желтова Ю.В. и др.

Показано, что вследствие особенностей геологического строения НПК (слабая сцементированность зерен породы глинистым цементом, высокая начальная водонасыщенность) имеют место ухудшенные упруго-механические свойства, что может привести к деформации коллектора, а также к процессам кольматации и облитерации, которые снижают

проницаемость системы при разработке НПК и, следовательно, продуктивность скважин.

По данным лабораторных исследований подтверждено, что существенные относительные изменения коэффициента проницаемости происходят в НПК, сцементированных глинистым цементом, при высокой начальной водонасьнценяости. При деформации коллектора с увеличением эффективного давления происходит перемещение частиц и изменение структуры цементирующего материала (сближение зёрен породы и выжимание глинистого цемента в пустотное пространство).

По результатам эксплуатации скважин в НПК установлено высокое содержание механических примесей в продукции, некоторая доля которых может скапливаться в нижней части ГС и выводить часть скважины из работы. По-видимому, это связано с процессом кольматации вследствие выжимания глинистого цемента в пустотное пространство и его диспергирования потоком добываемого флюида.

Таким образом, определены техногенные процессы снижения продуктивности добывающих скважин указанных коллекторов, связанные, как с фильтрационно-емкостными особенностями НПК, так и особенностями конструкции ГС, которые необходимо учитывать при расчете показателей разработки.

Анализ результатов экспериментальных исследований по определению изменения пористости и проницаемости от эффективного давления показал, что, в большинстве случаев, экспериментальные кривые достаточно хорошо описываются экспоненциальными зависимостями, при которых с ростом эффективного давления степень снижения проницаемости системы уменьшается. Вместе с тем, исследования кернового материала НПК с глинистым цементом и высокой начальной водонасыщенностью показывают, что коэффициент изменения проницаемости экспоненциальной зависимости возрастает с ростом эффективного давления. Это свидетельствует о более

сложной зависимости проницаемости от эффективного давления. Кроме тою, по данным СургутНИПИнефть при анализе кернового материала исследуемых месторождений Западной Сибири получены зависимости филътрационно-емкостных свойств от давления, подтверждающие отмеченную закономерность. Следует отметить, что использование зависимостей по данным СургутНИПИнефть не позволило автору получить совпадения фактических и расчетных показателей при адаптации гидродинамических моделей фрагментов Каменной и Ем-Еговской площадей. Это, по-видимому, связано с невозможностью учета всех указанных техногенных процессов при исследовании кернового материала.

С другой стороны, данные мониторинга указанных коллекторов показали, что существует критическое значение депрессии, превышение которого приводит к снижению добывных возможностей скважин. Так, по данным мониторинга скважин Каменной площади получена величина критической депрессии, равная 7 МПа (Рс=7 МПа, Рнас=6 МПа).

В работе исследуется возможность адаптации гидродинамических моделей НПК при получении зависимости эквивалентной проницаемости от давления, позволяющей повысить достоверность гидродинамических расчетов.

Проблемы адаптации гидродинамических моделей связаны с отсутствием зависимостей проницаемости, адекватно описывающих изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта при разработке НПК. Это может приводить к выбору нерациональных режимов работы добывающих скважин, к использованию значений депрессии, выше критических, что, в конечном итоге, вызывает снижение уровней добычи нефти, и приводит к существенному расхождению фактических и проектных показателей эффективности применяемых технологий.

С учетом вышеизложенного, актуальным является исследование, направленное на адаптацию гидродинамических моделей в условиях

проявления техногенных процессов, снижающих проницаемость пластовых систем.

ВТОРАЯ ГЛАВА «Разработка методики гидродинамических расчётов для низкопроницаемых коллекторов с учётом изменения проницаемости» содержит постановку и решение комплекса взаимосвязанных задач, составляющих методику.

На основании обобщения результатов исследований, представленных в первой главе, показано, что при гидродинамических расчётах для низкопроницаемых коллекторов с учётом изменения проницаемости необходимо решить ряд следующих взаимосвязанных задач:

> Обоснование зависимостей проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления на основе фактических промысловых данных;

> Постановка и решение задачи идентификации параметров зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления;

> Математическое моделирование процесса трехмерной двухфазной фильтрации с использованием указанной зависимости для получения динамики показателей разработки;

В низкопроницаемых коллекторах учет необратимых изменений проницаемости в процессе разработки может быть осуществлен на основе использования зависимости коэффициента изменения проницаемости от давления. Предлагается одна из возможных зависимостей проницаемости от давления, с помощью которой могут быть учтены техногенные процессы и, следовательно, обоснованно использование эквивалентных фильтрационно-емкостных параметров. При линейной зависимости относительного изменения коэффициента а от изменения давления имеем следующую систему уравнений

= а{Р)йР , *0Ро)=*о,

с1сс

— = , а(Р0)= «о-

(1)

Решая систему уравнений (3) и (4), получим к(Р) = кй ехр

где, ко - проницаемость системы при начальном пластовом давлении; а -коэффициент изменения проницаемости; а0- коэффициент изменения проницаемости в возмущенном пласте при начальном пластовом давлении;

ц - коэффициент необратимого изменения проницаемости. Данная зависимость хорошо согласуется с результатами экспериментальных исследований Горбунова А.Т. и др., а также с промысловым опытом. Вместе с тем, если не учтена величина минимального значения проницаемости, то зависимость к(Р) в соответствии с формулой (5) не всегда может быть предложена для экстраполяции в области высоких эффективных давлений поскольку диапазон изменения эффективного давления должен достаточно широким, чтобы было возможным учесть как большие значения проницаемости, так и низкие значения.

В общем случае оценки параметров а0 и т] могут быть получены по фактическим промысловым данным. Поэтому существенным разделом методики является постановка и решение задачи идентификации параметров зависимости проницаемости от давления с учетом фактических промысловых данных (по результатам мониторинга месторождения).

При решении задачи идентификации в качестве меры точности оценок рассматривается минимум суммы квадратов отклонений фактических показателей разработки от расчетных. Ограничениями в этой задаче являются диапазоны изменения параметров, которые определяются исходя из анализа промыслового опыта. В качестве исходной информации используются данные об эксплуатации определенной скважины, включающие фактические значения Рс - забойного давления (постоянного во времени) и 2,- накопленной добычи нефти на некоторый момент времени, /=1,2,...7. Искомыми переменивши для каждой скважины являются

параметры зависимости ао и 77. В качестве оценок этих параметров выбираются такие их значения, которые минимизируют сумму квадратов отклонений ()р, - расчетных и фактических Qt - значений накопленной добычи:

Если известны диапазоны изменения оцениваемых параметров (%> и 77, то для решения задачи (2), учитывая сложный характер зависимости (3) можно предложить приближенный алгоритм, который сводится к следующим операциям:

1) задается несколько значений ац и 77, равномерно расположенных в заданных диапазонах (чем выше требуемая точность, тем больше значений требуется задать) и несколько значений пластового давления в каждой скважинной ячейке;

2) по формуле (1) для каждой пары «пробных» значений «о и 77 и каждого значения пластового давления рассчитывается значение проницаемости (тем самым для каждой скважинной ячейки формируется зависимость «пластовое давление - проницаемость», заданная в табличном виде);

3) при известных пластовых параметрах, включающих табличную зависимость «пластовое давление - проницаемость», и заданном забойном давлении с помощью пакета по гидродинамическому моделированию (например, VIP) рассчитывается накопленная добыча нефти по каждой скважине;

4) по формуле (2) рассчитывается значение функции F(a0,77) для каждой пары «пробных» значений ао и 77;

5) в качестве окончательных оценок и 77 выбираются такие, которые соответствуют наименьшей величине функции Р(щ,Г]) из всех рассчитанных значений.

(4)

Таким образом, по каждой скважине выбираются параметры «о и т]. В зависимости от исходных промысловых условий задачу оценки ао и т] можно решать в целом по фрагменту залежи. В этом случае критерий (2) преобразуется к виду:

где, / - номер скважины, п - их количество.

Оценку добывных возможностей скважины при наличии зависимости проницаемости (пористости) от давления можно получить с использованием современных программных комплексов, позволяющих проводить расчеты динамики показателей разработки на основе геолого-гидродинамических моделей процессов трёхмерной многофазной фильтрации. Проведены тестовые расчеты.

При проведении расчетов на основе гидродинамических моделей фрагментов месторождений с использованием зависимости порис гости и проницаемости от эффективного давления необходимо проводить локальное измельчение скважинной ячейки. Это дает возможность получить давление в скважинной ячейке, близкое к забойному, и, следовательно, увеличить точность расчетов. Для учета процесса кольматации при моделировании скважины возможно использование зависимости скин-фактора от забойного давления.

ТРЕТЬЯ ГЛАВА «Результаты апробации разработанной методики» содержит результаты апробации методики на гсолого-гидродинамической модели пласта ВК1 фрагмента участка горизонтальной скважины 520 Ем-Ёговского площади.

Апробация методики производилась на гидродинамической модели фрагмента ГС 520 Ем-Ёговского площади. Расчеты проводились для группы скважин, по которым имелись данные фактических замеров дебитов и забойных давлений (мониторинг). По данным пробуренных скважин

(5)

/=] 1

геологическая характеристика участка имеет следующие средние параметры: эффективная толщина - 10.2 м; пористость - 0.245; проницаемость - 0.04 мкм2; низкая начальная нефтенасыщенность - 0.413.

Показано, что при использовании зависимости проницаемости от давления по данным СургутНИПИнефть, получен завышенный прогноз добывных возможностей ГС: расчётная добыча жидкости на 35 % выше, чем фактическая (расчетная годовая добыча жидкости составляет около 11 тыс. мЗ, фактическая - 7,6 тыс. мЗ) (рис.1).

100

300

200 Время, дни

Рис.1. Сопоставление расчётной и фактической накопленной добычи жидкости по скважине 520 Ем-Еговского месторождения

400

Использование двойной экспоненциальной зависимости проницаемости, параметры которой определены с применением описанного во второй главе алгоритма, обеспечивает более высокую точность оценки динамики накопленной добычи жидкости. Так, по ГС 520 получено значение параметра, учитывающего необратимые потери коллекторских свойств (г|), равное 0,55 МПа-1, и коэффициента изменения проницаемости (а0), равное 0.008 МПа-1 (рис.1). Показано существование критической величины депрессии, ниже которой происходит резкое снижение добывных возможностей скважин.

Дебит жидкости, мЗ/сут 0 2 4 6 8 10 12 14

Рис.2. Фактические индикаторные кривые скважин Каменного месторождения, построенные на основе мониторинга

Наличие критической депрессии при забойном давлении большем, чем давление насыщения пластовой нефти газом, подтверждается замерами динамики дебитов и забойных давлений на скважинах Камепной площади Красноленинского месторождения с геолого-промысловыми параметрами, близкими к соответствующим параметрам Ем-Ёговской площади (рис.2). Определены границы изменения коэффициентов, учитывающих снижение проницаемости для вертикальных и наклонно-направленных скважин: rie [0.33,0.45].

Таким образом, результаты апробации разработанной методики показали достаточно высокую точность расчетов.

ЧЕТВЕРТАЯ ГЛАВА «Оценка эффективности применения технологии разработки НПК горизонтальными скважинами» содержит результаты многовариантных расчётов рядных систем заводнения с использованием технологии разработки горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами. Проведено сравнение эффективности данных систем с учётом технико-экономических критериев. Обоснованы длины добывающей и нагнетательной горизонтальных скважин для исследуемых условий. Получена количественная оценка влияния геолого-промысловых условий НПК на эффективность технологии разработки ГС.

Для расчётов реализована гидродинамическая модель трёхмерной двухфазной фильтрации с использованием программы VTP компании «Landmark», в которой учтены геолого-промысловые особенности пласта ВК1 Каменной площади Красноленинского месторождения указанные в главе 1. Забойное давление для добывающих ГС принято равным 8 МПа, что соответствует обоснованной критической величине. Горизонтальная скважина задавалась пологим профилем с длиной (I.) от 450 до 1000 метров, вскрывающим все пропластки.

Исследовались однорядные системы ГС с шахматным и линейным расположением скважин (плотность сетки изменялась от 42 до 72 га/скв.).

Эффективность систем ГС оценивалась по отношению к площадной девятиточечной обращенной системе с применением гидравлического разрыва пласта (ГРГТ) в вертикальных добывающих и нагнетательных скважинах при плотности сетки скважин, равной 36 га/скв. Капитальные вложения систем ГС равны капитальным вложениям системы с ГРП. Отношение цены бурения 1 метра ГС к цене бурения 1 метра вертикальной скважины равно 2,4.

Гидродинамическое моделирование технологии разработки с применение ГРП осуществлялось в ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология» на основе фактических данных.

Показано, что поддержание пластового давления на уровне начального для систем с добывающими ГС при L=450 метров возможно вертикальными нагнетательными скважинами, а для систем с добывающими ГС при L=700 и 1000 метров - горизонтальными нагнетательными скважинами при L= 150 и 300 метров соответственно.

Система с добывающими ГС при L=700 метров и нагнетательными ГС при L=150 метров (плотность сетки 60 га/скв.) обеспечивает наибольшее относительное увеличение текущего коэффициента извлечения нефти (КИИ) за 20 лет - в 1.31 раз, а также наибольшее относительное увеличение чистого дисконтированного дохода (ЧДД) - в 1.61 раз (рис.3).

Таким образом, обоснован наиболее предпочтительный вариант системы разработки.

300 450 700 1000

Длина добывающей ГС, метры

Рис.3. Зависимость показателей эффективности систем ГС от длины добывающей ГС

1.2 -

300 400 500 600 700

Длина добывающей ГС, метров

800

Рис.4. Зависимость относительной добычи нефти от длины ГС при эффективной толщине пласта 7.5 метра

1.3

S 1.2

2 î.i

S 0-9

-о- 1_к0.02 —— 2_k0.02 -

g 0.8 и

g 0.7

О 0.6

—3_к0.02 — -1 JC0.03 —-2_к0.03 —»-3 кО.ОЗ

0.5 4300

400 500 600 700

800

Длина добывающей ГС, метров

Рис.5. Зависимость относительной добычи нефти от длины ГС при эффективной толщине пласта 12 метров (цифрами 1, 2, 3 -обозначается количество проницаемых слоев; к0.02, кО.ОЗ - проницаемость слоев 0.020 и 0.030 мкм2).

С целью изучения влияния геолого-промысловых параметров на показатели эффективности систем разработки с использованием ГС проведено численное моделирование процесса фильтрации. Исследуемая совокупность параметров следующая: количество проницаемых прослоев - от 1 до 3; проницаемость пласта - 0.02 и О.ОЗОмкм2; эффективная толщина пласта - 7.5 и 12 метров; коэффициент песчанистости- 0.5.

Оценивалась относительная эффективность систем ГС с плотностью 60 га/скв. за 10 лет.

Показано, что относительная добычи нефти (Q0„io) системой ГС при L=400 метров увеличивается с уменьшением количества проницаемых прослоев и с увеличением эффективной толщины пласта. Так, для однородного пласта проницаемостью 0.02 мкм2 с увеличением эффективной толщины с 7.5 до 12 метров Q0io увеличивается от 0.95 до 1.03, т.е. на 8%;

для однородного пласта проницаемостью 0.03 мкм2 - от 1.05 до 1.18, т.е. на 13 % (рис.5,6). При этом с увеличением количества прослоев до 2 и 3 (11=7.5метров; К=0.02мкм2 ) Qol0 уменьшается соответственно до 0.89 и 0.88, т.е. на 6 и 7% (рис.5).

Следует отметить, что при увеличении длины добывающих ГС от 400 до 600 метров (с совместным использованием нагнетательных ГС) имеет место значительное увеличение QOHio; причем указанный параметр возрастает с увеличением эффективной толщины пласта и снижается при увеличении проницаемости в указанных пределах (рис.4,5). Дальнейшее увеличение длины добывающей ГС эффективно для пласта с большей толщиной.

Степень влияния многослойности пласта на эффективность систем ГС с нагнетательными ГС неоднозначна и зависит от того, в каких сочетаниях меняются фильтрационно-емкостные параметры и эффективные толщины прослоев, т.е определяется особенностями профилей приемистости и притока (рис.4,5).

Основные результаты и выводы:

1. Предложена зависимость проницаемости системы от эффективного давления, которая позволяет существенно повысить точность оценки показателей разработки НПК с высоким содержанием глинистого цемента за счет учета необратимых потерь фильтрационно-емкостных свойств. С учетом предложенной зависимости обоснована величина критической депрессии (минимального забойного давления).

2. Разработана методика адаптации гидродинамических моделей, основанная на взаимодействии моделей фильтрации и процедур оптимизации, что позволяет решать обратные задачи, связанные с оценкой параметров зависимостей проницаемости от эффективного давления.

3. Результаты апробации методики на реальных промысловых данных показали высокую достоверность расчетов показателей разработки и

позволили выявить критические значения депрессий (забойных давлений), а также границы изменения параметров предложенной зависимости проницаемости от эффективного давления, что может быть использовано, в том числе, для проектирования разработки месторождений с близкими природными характеристиками.

4. На основе многовариантных расчетов с учетом геолого-промысловых особенностей строения НПК и технико-эконимических критериев обоснована система разработки НПК с использованием ГС и ее параметры (плотность сетки ГС, длина добывающей и нагнетательной ГС).

5. При исследовании влияния геолого-промысловых условий на показатели разработки при использовании системы ГС по отношению к системе с ГРП получено, что относительная добыча нефти увеличивается для систем ГС с увеличением толщины пласта и снижается с увеличением многослойности; относительная добыча нефти возрастает с увеличением длины добывающей ГС более 600 метров в пласте с большей толщиной и практически не увеличивается в пласте с меньшей толщиной.

Основное содержание диссертации изложено в следующих работах:

1. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Пепеляев Р.В. Снижение продуктивности горизонтальных скважин при разработке низкопроницаемых коллекторов.// Тезисы докладов Научно-технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири", посвящённая 90-летию со дня рождения В.И. Муравленко 2002г.

2. Пепеляев Р.В. Оценка эффективности использования горизонтальных скважин и гидравлического разрыва пласта в низкопроницаемых слоистых коллекторах.//Сборник статей пятой научно-практической конференция "Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа г. Ханты-Мансийск 2002г. том 2. -с.137-140

3. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Степанов В.П., Пепеляев Р.В. Обоснование технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учётом

совокупности технико-экономических критериев//Нефтяное хозяйство.-2003.- №11.- С.59-61.

4. Мищенко И.Т., Бравичева Т.Б., Степанов В.П., Пепеляев Р.В Технологии разработки низкопроницаемых коллекторов с учётом совокупности технико-экономичских критериев. Тезисы докладов, 19-23 мая 2003 г., 1-я Международная научная конференция "Современные проблемы нефтеотдачи пластов" Нефтеотдача-2003, г. Москва, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина.

к исполнению 10/11/2004 Исполнено 10/11/2004

Заказ № 439 Тираж бОэкз

ООО «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 Москва, Балаклавский пр-т, 20-2-93 (095) 747-64-70 (095)318-40-68 www autoreferat ru

РНБ Русский фонд

2006-4 5095

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Пепеляев, Роман Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕТОДИКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЁТОМ СНИЖЕНИЯ

ПРОНИЦАЕМОСТИ.

1.1. Анализ исследований по изучению особенностей геологического строения и разработки низкопроницаемых коллекторов.

1.1.1. Геолого-промысловые особенности строения низкопроницаемых коллекторов.

1.1.2. Выбор рабочего агента для поддержания пластового давления в низкопроницаемых коллекторах.

1.1.3. Анализ исследований по изучению деформации и других техногенных процессов при разработке низкопроницаемых коллекторов.

1.1.4. Анализ теоретических исследований и опыта разработки низкопроницаемых коллекторов.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ ДЛЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ С УЧЕТОМ СНИЖЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ.

2.1. Основные положения.

2.2. Обоснование зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления на основе фактических промысловых данных.

2.2.1. Зависимость проницаемости от эффективного давления для низкопроницаемых коллекторов.

2.3. Постановка и решение задачи идентификации параметров зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления.

2.4. Математическое моделирование процесса трехмерной двухфазной фильтрации с использованием зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления для получения динамики показателей разработки.

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТЫ АПРОБАЦИИ РАЗРАБОТАННОЙ МЕТОДИКИ.

3.1. Описание гидродинамической модели.

3.2. Результаты решения обратной задачи при оценке параметров зависимости проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления для фрагмента залежи Ем-Еговского месторождения.

ГЛАВА 4. ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ.

4.1. Описание гидродинамической модели и рассматриваемых вариантов разработки.

4.2. Результаты многовариантных расчетов динамики показателей разработки.

4.3. Вычислительные эксперименты по влиянию геолого-промысловых условий на показатели системы разработки с использованием горизонтальных скажин.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости"

Разработка нефтяных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (НПК), представленными песчано-алевролито-глинистыми породами с повышенным содержанием глинистой составляющей, обуславливает необходимость применения современных технологий, в том числе, с использованием горизонтальных скважин (ГС).

Основными техногенными процессами, снижающими продуктивность добывающих скважин указанных коллекторов, являются деформация коллектора и процессы кольматации и облитерации. Поэтому повышение достоверности гидродинамических расчетов возможно на основе получения зависимости проницаемости системы «коллектор-флюид» от эффективного давления при адаптации гидродинамических моделей, адекватно к. описывающей изменение фильтрационно-емкостных свойств пласта.

Учитывая вышеизложенное, актуальным является исследование, направленное на адаптацию гидродинамических моделей в условиях проявления техногенных процессов, снижающих проницаемость пластовых систем.

Целью данного исследования является разработка методики адаптации гидродинамических моделей, учитывающих изменение проницаемости пластовых систем, для обоснования вариантов разработки низкопроницаемых коллекторов с применением горизонтальных скважин. Для достижения цели поставлены следующие задачи:

1. Анализ результатов исследований по повышению эффективности разработки НПК.

7. Количественная оценка влияния параметров технологии разработки НПК горизонтальными скважинами на показатели эффективности технологии для геолого-промысловых условий близких к иследуемым.

Методы исследования: анализ геологических и промысловых материалов ОАО "Хантымансийскнефтегазгеология", моделирование процессов фильтрации с использованием современных программных комплексов, методы оптимизации.

Научная новизна работы, заключается в том, что в ней:

1. Предложена зависимость эквивалентной проницаемости системы «пласт-флюид» от эффективного давления, использование которой позволяют оценить динамику показателей разработки, а также величину критической депрессии (минимального забойного давления) для обоснования вариантов разработки Hi IK.

3. Выявлены количественные закономерности влияния параметров систем ГС на показатели эффективности процессов разработки для геолого-промысловых условий исследуемых месторождений.

Практическая значимость исследования.

3. Полученные результаты использованы в ОАО «Хантымансийскнефтегазгеология» при разработке Каменной площади.

Для удобства практической реализации результаты исследований оформлены в виде диаграмм, графиков и таблиц.

Работа выполнена в РГУ нефти и газа им.И.М. Губкина.

Автор считает своим долгом выразить особую признательность к.т.н., доценту Т.Б. Бравичевой, которая является научным руководителем работы, д.т.н., профессору И.Т. Мищенко за научные консультации и содействие в выполнении работы, к.ф-м.н. В.П. Степанову за ценные советы в проведении вычислительных исследований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Пепеляев, Роман Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Предложена зависимость проницаемости системы от эффективного давления, которая позволяет повысить точность оценки показателей разработки НПК с повышенным содержанием глинистого цемента, при высокой начальной водонасыщенности за счет учета техногенных процессов.

3. Результаты апробации методики на реальных промысловых данных показали высокую достоверность расчетов показателей разработки и позволили выявить критические значения депрессий (забойных давлений), а также границы изменения параметров предложенной зависимости проницаемости от эффективного давления, что может быть использовано, в том числе, для проектирования разработки месторождений с близкими природными характеристиками.

4. Обоснованы параметры рядной системы разработки НПК с использованием ГС с учетом технологических и технико-экономических критериев для условий Каменной площади Красноленинского месторождения при применении адаптированной гидродинамической модели.

5. Исследовано влияние геолого-промысловых условий на технологию разработки НПК с использованием ГС по отношению к технологии разработки с ГРП и на выбор длины добывающих и нагнетательных скважин. Технологическая эффективность системы ГС по отношению к системе с ГРП возрастает с увеличением толщины пласта. В пласте с большей толщиной возможно использование добывающих ГС большей длины.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Пепеляев, Роман Владимирович, Москва

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

2. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. Технологический режим работы газовых скважин. М. Недра 1978,279с.

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

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е. Чекушин В.Ф. Обоснование выбора конструкции горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений / // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 5. - С. 102107.

5. Абдуллин Р.А., Ефремов Е.П., Каптелинин Н.Д. и др. О влиянии снижения давления на коллекторские свойства продуктивных пластов при разрадотке нефтяных залежей Западной Сибири. Нефть и газ Тюмени, 1971г. Вып 11.

6. Абдуллин Р.А. Влияние литологических особенностей пород продуктивного горизонта на вынос песка при эксплуатации скважин. Труды ГипроТюменьнефтегаза, 1971, вып.29.

7. Багаутдинов А.К., Гавура А.В., Панков В.Н. Анализ эффективности гидроразрывов пластов на месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК // Нефтяное хозяйство. 1996. - № 11. - С. 52-55.

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

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

10. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

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

12. Грим Р.Э. Минералогия и практическое использование глин. Изд-во Мир, Москва, 1967.- 450с.

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

14. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Султанов Т.А., Табаков В.П., Мухаметзянов Р.Н. // Нефтяное хозяйство.-1993.- № 3.-С.8-11.

15. Голов JI.B., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России//Нефтяное хозяйство. 1995.- №-С.23-26.

16. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России / // М.: ВНИИОЭНГ, 1996. Т.2. -352 с.

17. Девликамов В.В. Влияние глины на поглотительную способность нагнетательных скважин. Диссертация на соискание к.т.н. М., 1954 99с.

18. Добрынин В. М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970.

19. Дияшев Р.Н., Мусин К. М., Иктисанов В. А., Юдинцев Е.А., Пустовит

20. B.Н. Многофакторная оценка деформационных процессов в коллекторах по результатам исследования керна. .- Нефтяное хозяйство, 2001, №12,1. C.55-59.

21. Джавадян А.А., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 1993.- № 10. - С. 6-13.

22. Желтов Ю.В., Ковалёв А.Г., Коваленко Э.К., Кибаленко И.А. Комплексные исследования особенностей разработки низкопроницаемых коллекторов.// Нефтяное хозяйство. 1990. - № 3. - С. 30-33.

23. Желтов Ю.В., Ступоченко В.Е., Хавкин А.Я. Об особенностях заводнения нефтяных залежей с глиносодержощими коллекторами / //Нефтяное хозяйство. 1981. №7 С.42-47.

24. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтеконденсатных месторождений. М.: «Струна»,-1998.- 628с.

25. Зинченко Ю.К., Иванова И.С. Применение физически содержательных математических моделей при анализе и проектированию разработки низкопроницаемых коллекторов.// Нефтяное хозяйство.-1996.-№ 11.-С.67-70.

26. Иванишин B.C. Особенности разработки многопластовых нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. М. Недра 1981, 166с.

27. Кагарманов Н.Ф. Горизонтальные скважины важный резерв повышения эффективности нефтяного производства. Всеросийская научная конференция. Фундаментальные проблемы нефти и газа. т.З. Москва 1996 С.79-84.

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

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

30. Константинов С.В., Борисов Ю.П. Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта-метод интенсификации разработки НПК.// Нефтяное хозяйство.-1987.- № 5.-С.22-25.

31. Короткое С.В. Особенности применения систем ГС при разработке низкопроницаемых коллекторов. Диссертация на соискание к.т.н., Москва 1998.

32. Каневская Р.Д., Дияшев И.Р., Никипелов Ю.В. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство.-2002.- № 5.-С.96-100.

33. Клубова Т.Т. Глинистые коллекторы нефти и газа М., Недра, 1988, 180с.36. лубова Т.Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород М., 1970, Недра 113с.

34. Леви Б.И., Темнов Г.Н.,Евченко В.С.,Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО "Красноленинскнефтегаз".-М.: ВНИИОЭНГД993

35. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов.-М.: Недра. 1966.-146 с.

36. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Журба В.Н., Сальникова Н.Н. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" // Нефтяное хозяйство.- 1997. № 9. - С. 46-51.

37. Механика насыщенных пористых сред/ В.Н.Николаевский, К.С.Басниев, А.Т.Горбунов, Г.А.Зотов. М.,Недра, 1970, 192с.

38. Меликбеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта /М.: Недра, 1967.- 138 с.

39. Малышев А.Г., Малышев Г.А, Журба В.Н., Сальников Н.Н. Анализ технологии проведения ГРП на местрождениях ОАО «Сургутнефтегаз» Нефтяное хозяйство.- 1997.- № 9,- С.46-51.

40. Мартос В.Н.,СтупоченкоВ.Е. Особенности вытеснения нефти водой из коллекторов с набухающими глинами//Нефтепромысловое дело. 1982. №9 С.13-15.

41. Методические указания по созданию постоянно-действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений (Часть 2. Фильтрационные модели).-М.,"ВНИИОЭНГ", 2003 .-228с.

42. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть»/ // Нефтяное хозяйство.-1996.-№12.-С.31-36.

43. Обзор гидродинамических исследований притока флюидов к горизонтальным скважинам/ М.Т. Абасов, Г.И.Джалалов, A.M. Мамедов и др.// Изв.АН Азербайджана. Серия наук о Земле.-1995.-№4-6.- С.55-63.

44. Особенности разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - с. 25.

45. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин/ Гаинуллин К.Х, Лозин Е.В.Димашев Э.М., Козлов Ю.А., Минликаев В.З. //Нефтяное хозяйство.-2000г. -№12.-С. 123-127.

46. Питкевич В.Т., Бежаев М.М. Набухаемость цемента коллекторов Самотлорского месторождения. Труды ТИИ, 1973, вып. 17 стр. 185.

47. Прогнозирование нефтеотдачи на стадии разведки месторождений ВНИГНИ, М., Недра 1989, 232с.

48. Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин/ Довжок Е.М., Тищенко А.С., Саттаров М.М. //Нефтяное хозяйство.- 1990г. -№8.-С. 31-35.

49. Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" / Черемсин Н.А., Малышев Г.А., Сальникова Н.Н., Седач В.Ф. // Нефть Сургута: Сборник статей. М.: Изд-во Нефтяное хозяйство, 1997. - С. 103-119.

50. Ризванов Н.М., Гайнуллин К.Х., Юмашев Р.Х. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин //Нефтяное хозяйство.-1996.- №2. -С. 12-16.

51. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин/ Муслимов P. X., Сулейманов Э. И., Фазлыев Р. Т. //Нефтяное хозяйство.- 1994г. -№10.- С. 32-37.

52. Сургучёв МЛ., Табаков В.П., Кивиренко В. М. Перспективы применения горизонтальных и многозабойных скважин для разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство,- 1991. № 9. - С. 37-39.

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

54. Санкин В.М., Леви Б.И. Учёт работы горизонтальных скважин в математических моделях нефтяного пласта// Нефтяное хозяйство. №5. 1993. С.15-17.

55. Сонич В.П., Черемисин Н.А., Батурин Ю.Е. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород.//Нефтяное хозяйство, 1997, №9, с.52-57.

56. Ступоченко В.Е. Особенности вытеснения нефти и газа водой из терригенных коллекторов с повышенным содержанием глинистого материала. Диссертация на сосискание к.т.н М. 1984 192 стр.

57. Самардаков В.В., Гусев С.В., Янин А.Н. Применение ГРП СП "Юганскфракмастер" на месторождениях АО "Юганскнефтегаз"/ // Нефтяное хозяйство. 1995. - № 5-6. - С. 73-76.

58. Теория и практика выбора объектов для разработки горизонтальными скважинами и основные итоги их эксплуатации на месторождениях

59. Филиппов В.П., Кузьмин В.М., Степанов В.П., Хмелевский М.С. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. ВНИИнефть 1996г.

60. Хавкин А.Я., Лесин В.И. Особенности движения водных растворов в глиносодержащих коллекторах. //Нефтяное хозяйство.- 1996. № 3. -С. 35-38.

61. Хавкин А.Я. Гидродинамические основы разработки залежей нефти с низкопроницаемыми коллекторами: Автореф. дис. доктора технических наук. -М., 1996.-47 с.

62. Хавкин А.Я. Особенности гидродинамических расчетов и проектирования разработки нефтяных месторождений с глиносодержащими коллекторами. Труды ВНИИ вып. 107,1997г.

63. Шпуров И.В. Сравнительный анализ результатов применения различных технологий разработки пласта АВ 1(1-2) «Рябчик» на Самотлорском месторождении. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.-2000.-№3.

64. Шпуров И.В., Ручкин А.А., Мосунов А.Ю. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10. - С. 27-32.

65. Шпуров И.В., Разуменко В.Е., Горев В.Г., Шарифуллин Ф.А. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта / // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 10.-С. 50-53.

66. Aalund L., Rappold К. Horizontal drilling taps more oil in the Middle East // Oil and Gas J. 1993. - Vol. 91, № 25. - P. 47 - 51.

67. A1 Khalifa A.-J. Reservoir management of giant fields in Saudi ARAMCO. Saudi Arabian Oil Company, Dhahran. Saudi Arabian. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. - 1997.- C. 142-143.

68. Critical reservoir parameters affecting success of Horizontal Wells / D.H. Tegrani, J.M. Peden // Материалы Седьмого Европейского Симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. 27 29 октября 1993 г. - Том 2. - С. 175-184.-М.- 1993.

69. Deskins W. Gregory, McDonald J. William, Reid B. Thomas. Survey shows successes, failures of Horizontal Wells // Oil and Gas J. 1995. - Vol. 93.-№25.-P. 39-45.

70. Fatt J., Davis D.H. Reduction in permeability with overburden pressure. -I.P.T., Dec. 1952, p. 34-41.

71. Fritz R.D., Horn M.K., Joshi S.D. Geological Aspects of Horizontal Drilling // AAPG Course Note 33. The Education Department of The American Association of Petroleum Geologists. - 1991. - 563 c.

72. Horizontal Wells seen boost for Canadian oil flow // Oil and Gas J. 1993. -Vol. 91.-№21.-P. 35.

73. Improved recovery means exploration efficiencies // Improved recovery week. 1992. - Vol. 1. - № 18. - P. 1,6.

74. Joshi S.D. Horizontal Wells Success and Failures // JPT. 1994. - Vol. 33, № 3. - P. 15-17.

75. Koen A.D. Newest technology gives lift to aging Wilmington production // Oil and Gas J. 1995. - Vol. 93. - № 15. - P. 23-26.

76. Knott J. David. Plenty of action left in the Northern Europe's Middle-Aged Offshore // Oil and Gas J. 1994. - Vol. 92. - № 33. - P. 53.

77. Llatas V. Reentry drilling and completions in Venezuela. Caracas, Venezuela. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. -1997.- C. 26-27.

78. Madsen Т., Lil O., Velvin M. Improving oil recovery from Oseberg Gamma North by Horizontal Wells // Материалы симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов, 27-29 октября 1993 г. М., 1994. - Т.2. -С. 154-163.

79. Madsen Т. The Troll development; one billion barrels of oil reserves created through advanced technology. Norsk Hydro ASA, Stabekk, Norway. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. 1997,- C. 26.

80. Murphy P.G. Performance of Horizontal Wells in the Helder field // JPT. -1990.-№6.-P. 792-800.

81. M. Latchie A.S., Hemstick R.A., Ioung I. W. The Effective compressibility of reservoir Rock its effects on permeability.-J.Petrol.Technology, vol. 10. No 6.June, 1958, p. 49-51.

82. Other production enhansement move forward // World Oil. 1992, IV.-Vol. 213.-№ 4.-P. 29.

83. Renard I., Sabatier J.-C. Integration of horizontal drilling into reservoir management practice // Материалы Седьмого Европейского Симпозиума по увеличению нефтеотдачи пластов. 27 29 октября 1993 г. - М. - 1993. - Т. 1.-С. 61-70.

84. Ross S.E. The use of horizontal wells to affect drainage area and increase oil and gas recovery. Chevron Petroleum Technology Company, La Habra, California, USA. // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. -1997.-C. 69-70.

85. Sigve Hodva. Planning and well evaluation improve horizontal drilling results // Oil and Gas J. 1994. - Vol. 92. - № 44. - P. 38 - 44.

86. Skjarpe T.R. Cost Reductions and Increased Recovery in the Oseberg Field Offshore Norway. Norsk Hydro a. s., Sandsli, Norway // Abstracts of fifteenth World Petroleum Congress. Beijing. 1997.- C. 137-138.

87. Tzanko Т. Elena. Horizontal Wells Canadian Advances.// JPT.-1994.-Vol. 33.-№ 3.-P.5-6.

88. U.S.'92 horizontal, coalbed well costs tallied // Oil and Gas J. 1994. -23/V.-Vol. 92. -№21. -P. 90.

89. Waterflood with horizontals as injectors set /U.S. First // Advanced Recovery Week. 1992. - 6/1. - Vol. 3. - №1. - P. 1, 3.

Информация о работе

Пепеляев, Роман Владимирович
кандидата технических наук
Москва, 2004
ВАК 25.00.17

Диссертация

Разработка методики гидродинамических расчетов для низкопроницаемых коллекторов с учетом снижения проницаемости - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы