Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования"

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи УДК 622.276.5:622.243.24

Сейгжанов Сакен Серикбаевич

Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 АП? 2011

Москва-2011

4843871

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа

им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор Алиев Загид Самедович Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Михайлов Николай Нилович (РГУНГ)

- кандидат технических наук Тупысев Михаил Константинович (ИПНГ РАН)

Ведущая организация: ООО "НИПИморнефть"

Защита состоится «Ю»Ма%, 2011 г. в 15:00 часов в ауд. 731 на заседании Диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, Ленинский проспект, д,65. адрес сайта http://www.gubkin.ru

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

Автореферат разослан « / » 2011 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета, д.т.н.

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

В большинстве случаев горизонтальные скважины бурятся без соответствующего обоснования их конструкций: длины и диаметра горизонтального ствола и фонтанных труб, его профиля в пределах продуктивного интервала, расположения ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования с учетом емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пропластков, степени загрязнения призабойной зоны, возможности обводнения скважин и образования глубоких депрессионных воронок.

Поэтому при выборе конструкции горизонтальных скважин необходимо учитывать, кроме размещения стволов и полноты вскрытия, величину депрессии на пласт, параметр анизотропии, профиль ствола в продуктивном интервале, возможность обводнения и т.д.

Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных для вертикальных скважин методов и технологий обоснования их конструкции, вскрытия пласта и размещения таких скважин по толщине.

С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые более обоснованные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с учетом:

1 неполноты вскрытия нефтяного пласта с различными соотношениями длины и ширины фрагмента залежи.

■ неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различным числом скважин в круговом пласте.

■ вскрытия многослойного неоднородного по толщине нефтяного пласта с различными емкостными и фильтрационными свойствами пропластков горизонтальным стволом.

я возможности обводнения горизонтальных скважин подошвенной водой и определения безводного дебита таких скважин наиболее известными в литературе методами.

■ на базе выполнения научных исследований разработаны рекомендации для практического применения при обоснования конструкции, расположения и профиля горизонтальных стволов при их индивидуальном и кустовом размещении на структуре.

К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагмент нефтяной залежи в форме сектора. В реальных условиях секторная форма зоны,

дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений системой горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования и взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов необходимая для создания геолого-математической модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин дренирующих фрагменты залежи различной формы возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.

Цель работы

Цель диссертационной работы заключается в разработке методов определения производительности путем создании геолого-математической модели фрагмента нефтяной залежи полосообразной и секторной формы с различными емкостными и филырационными свойствами, вскрытой частично и полностью горизонтальной скважиной.

Задачи исследований

1. Анализ имеющихся приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и сравнение полученных результатов расчетов дебита этими методами на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения.

2. Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой.

3. Разработка метода определение текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

4. Разработка методов определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи круговой формы, неполностью вскрывших элемент этого фрагмента в виде сектора и эксплуатируемых с одинаковыми и различными депрессиями на пласт.

5. Установление влияния расстояния входа горизонтальных стволов в продуктивный пласт при их равномерном Ееерном размещение в центре фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

Научная новизна

■ Разработаны рекомендации по обоснованию производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших полосообразные фрагменты нефтяного пласта, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффскта, длины и диаметра горизонтального ствола, полноты вскрытия дренируемой зоны.

■ Предложен метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывающих полосообразные фрагменты пласта с различным соотношением его длины и ширины.

■ Предложен метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

■ Разработан графоаналитический метод определения производительности горизонтальной скважины вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора, путем использования зависимостей = 1е„с,/<?„„, от Ег = £,/е„ол/£„а, с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

■ Установлено влияние неидентичности депрессии на пласт в горизонтальных скважинах с равномерно-веерным размещением в фрагменте пласта круговой формы.

■ Установлено влияние расстояния входа в пласт горизонтального ствола от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальной скважины.

Методы решения поставленных задач

При поставленных задачах путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений полосообразной и секторной форм использованы аналитические и численный методы систем уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации.

Практическая значимость

1. Установленные закономерности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, должны быть учтены при проектировании нефтяных месторождений с использованием таких скважин.

2. Разработанные в диссертации методы определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора с различными емкостными фильтрационными свойствами, необходимы при проектировании

нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин с веерным размещением.

3. Предлагаемые численные решения, полученные путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений, позволяют достоверно оценить производительность горизонтальных скважин в точной постановке, с учетом их взаимодействия, нестационарности процесса фильтрации, неоднородности пласта в горизонтальном и вертикальном направлениях, влияния гравитационных и капиллярных сил, изменения забойного давления по длине ствола, свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов. В такой постановке поставленная задача изучается впервые.

Защищаемые положения

1. Приближенный метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших полосообразный фрагмент неоднородных многообъектных нефтяных месторождений.

2. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи круговой формы и полноты его вскрытия на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

3. Метод определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния расстояние от центра круга до входа ствола в продуктивный пласт.

4. Метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными депрессиями на пласт в скважинах.

Апробация работы

Основные результаты исследований приведенных в диссертации докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2009 г.

2. На VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва. 2010 г.

3. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2010 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе, четыре работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав и заключения. Общий объем работы составляет 144 страниц, в том числе 40 рисунков, таблиц 17 и списка литературы из 116 наименования.

Благодарности

Автор диссертации выражает глубокую благодарность своему научному руководителю профессору Алиеву З.С. за постоянную помощь и внимание.

Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и советы по его использованию, за научные консультации и помощь при выполнении отдельных задач, включенных в диссертацию.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении коротко изложены: актуальность темы диссертации, ее цели, основные задачи и методы исследований, представлена научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ предшествующих исследований в области изучения влияния геологических, технических и технологических факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин. Теоретической базой исследований, представленных в первой главе диссертации, являются работы российсих и зарубежных специалистов. Это прежде всего, работы Алиева З.С., Борисова ЮЛ, Басниева К.С., Бондаренко В.В., Бузинова С.Н., Григулецкого В.Г., Закирова С.Н., Закирова Э.С., Зотова Г.А., Калинина А.Г., Кульпина Л.Г., Меркулова В.П., Муслимова Р.Х., Никитина Б.А., Пирвердияна A.M., Пилатовского В.П., Сомова Б.Е., Табакова В.П., Чарного И.А., Черныха В.А., Babu D.K., Dupug J.M., Giger F.M., Joshi S.D., Kuchuk F.M., Renard G.I. и др. посвященные различным аспектам горизонтальных скважин.

К настоящему времени имеется ограниченное число публикаций и рекомендаций и практически отсутствует сравнительно точные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин учитывающих влияние, как отдельных факторов на производительность скважин, так и совокупность этих факторов.

Одной из первых работ по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин является работа И.А. Чарного о притоке несжимаемой жидкости к горизонтальному стволу, ассиметрично расположенному относительно контуров питания с расстояниями RKh Rk2 и контурными давлениями Рк„ Рк2 соответственно. При условиях, что расстояние от скважины до границы пласта Н больше или равно толщине h т.е. Н > h. Для случая, когда горизонтальный ствол расположен симметрично контура питания, И.А. Чарным получено следующее уравнение: _ 2 пк(Рх-Рс)

V — Г27Г Н,, h 1 t'j

"hr

где к - проницаемость пласта; РК, Рс - давления на контуре питания и на забое скважины; ¡л - вязкость нефти; Я - расстояние от скважины до границы пласта; h - толщина пласта; Rc - радиус скважины.

Позднее A.M. Пирвердян изучил аналогичную задачу для случая, когда одна из границ закрыта (непроницаема), например, при RK=RKi, а на второй границе Rk=Rk! задано давление РК2. С учетом данного условия приток нефти к горизонтальному стволу представлен в виде:

Q =

2 лк(Рк-Рс)

2 пН h 1 ___

Л +т2лР.с 2 , n(2a-Rc) с 1 -cos—-—

(2)

ТГ

где а - расстояние от оси горизонтального ствола до кровли или подошвы пласта. При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине а = h/2.

Теоретические исследования И.А. Чарного и A.M. Пирвердяна посвящены вопросам притока жидкости к горизонтальным скважинам бесконечной длины в пластах конечной толщины. Если использовать эти формулы для определения дебита горизонтальных скважин конечной протяженности, то результат будет заниженным, причем ошибка при разных длинах скважин и толщинах пласта не поддается строгому определению. Кроме того, полученные формулы пригодны только для полосообразной залежи.

Предложные способы получения уравнения притока к горизонтальному стволу, которые базируются на разделении области фильтрации на внешнюю и внутреннюю зоны. Совместное решение уравнений притока жидкости в этих зонах было предложено В.П. Меркуловым в работе «Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности».

Возможность получения решения притока нефти путем разделения потока на две зоны в горизонтальной и вертикальной плоскостях использована и в работе S.D. Joshi «Horizontal wells technology». При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине формула для определения дебита предложена в виде: '¿лккАР

цВ

In А+

л2-(1.г/2)'

¿г/2

, ft , ft +rrlnlRc

(3)

где В ~ объемный коэффициент нефти; 1Г - длина горизонтального участка ствола; >А и и2<0Му,

А - половика большой оси эллипса принятого как форма зоны дренирования горизонтальной скважиной определяемая по формуле: -.0,5

2

WMf)

(4)

При Lr<h для определения дебита нефти более точной является формула G.I. Renard и J.M. Dupug, имеющая вид: гпкшр

(5)

где ^ = 2А/Ь„

В работах З.С. Алиева и др. предложены формулы для определения дебита нефтяной горизонтальной скважины полностью вскрывшей полосообразные однородные изотропные и анизотропные пласты. По этому методу допускается, что область фильтрации состоит из двух зон, в первой из которых толщина пласта считается функцией радиуса, т.е. 1г=Ь{г) и изменяется согласно параболе. При принятых условиях дебит нефти горизонтальной скважины вскрывшей изотропный пласт предлагается определить по формуле:

кйуАР 1

Q =

ßB

Г. I 2Rc . 2RC1 RK-(h-2Rc) L1 ft-2flc ft Г 2ft

(6)

В случае, если ствол горизонтальной скважины расположен асимметрично по тол-шине, то дебит скважины будет определяться суммой дебитов из верхней и нижней зон, по формуле:

к^АР 1

Q =

¿[WSÍ

ftll"1 ' -"fti+«cJ '

(7)

где h - толщина пласта; h¡ = (h-h¡) - Rc - толщина пласта i - й зоны за вычетом радиуса скважины; В - объемный коэффициент нефти.

Проведенный анализ имеющихся работ показал, что простые аналитические методы по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин, частично вскрывших фрагментов полосообразный и секторной формы зоны дренирования к настоящему времени не разработаны.

Вторая глава диссертационной работы посвящена проведению расчетов производительности горизонтальной нефтяной скважины различными методами, сравнению результатов расчетов и разработке рекомендаций по определению дебита нефти учитывающих влияния других, ранее не изученных факторов.

Полученные результаты расчета дебитов горизонтальных скважин при различных толщинах пласта h, длины горизонтального ствола £гор, абсолютной проницаемости к, депрессии на пласт АР и расстоянии до контура питания RK, приведены в таблице 1, в которой Qi - дебит рассчитанный по методу Ю.П. Борисова, Q¡ - по методу S.D Joshi, Q3 - по методу F.M. Giger, Q4 - по методу G.I. Renard, J.M. Dupug, Q5 - по методу З.С. Алиева, В.В. Шеремета. Из таблицы I видно, что определенные по этим методам дебиты оказались достаточно разными, и разница в этих дебитах отчасти связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

Таблица 1 - Результаты расчета производительности горизонтальной нефтяной скважины различными методами

Rm m ^-k'pl m h, m К Дарси АР, МПа Дебит горизонтальной скважины, Q„ м3/сут.

Борисов Ю.П. и др Joshi S.D. Gigcr F.M. Renard G.I. и др Алиев З.С.

250 600 30 0,225 1 1036,0 377,4 - 433,9 497,7

250 ti 30 0,225 0,1 103,6 37,7 - 43,4 49,8

250 n 30 0,225 1,5 1553,9 566,2 - 650,8 746,6

1000 10 0,225 1 127,3 329,9 62,8 63,9 45,8

500 ft 50 0,225 1 778,7 340,3 406,8 440,5 421,3

500 fl 30 0,0225 1 52,7 35,2 27,8 30,4 26,2

250 30 0,5 1 2302,1 838,7 - 964,1 1106,1

1000 H 30 0,5 1 785,4 713,4 387,4 393,4 299,5

Результаты расчетов показывают, что толщина пласта на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин (см. формулу (6)). Эта одна из причин показывающая, что бурение горизонтальных сква-

жин для освоения ресурсов нефти оказывается рентабельным. Однако, изложенный вывод не означает, что толщина пласта мало влияет на производительность горизонтальных скважин. Дебиты нефти горизонтальной скважины при различных толщинах пласта приведены в таблице 2. Из таблицы 2 видно, что при небольшой толщине пласта прирост дебита при увеличении длины горизонтальной нефтяной скважины незначителен. Увеличение толщины пласта от Л=5 м до й=60 м, т.е в 12 раз приводит к росту дебита нефти от 91 м3/сут до ()н~899 м'/сут при ¿гор=600 м, т.е в 10 раз.

Таблица 2 - Результаты расчетов дебита нефти горизонтальной скважины по методу

Алиева З.С., Шеремета В.В.

Толщина пласта А, м Дебит горизонтальной скважины, £?„ м3/сут, при различных длинах ствола 1тор

¿гор=100 м ¿гор=200 м ¿гор=300 м 1гоР=400 м £ГОр=500 м ¿гор=600 м

5 15,2 30,3 45,5 60,6 75,8 90,9

10 29,7 59,5 89,3 119,0 148,8 178,5

20 57,3 114,7 172,0 229,3 286,7 344,0

30 83,0 165,9 248,9 331,8 414,8 497,7

40 106,8 213,6 320,4 427,2 534,0 640,8

50 129,1 258,1 387,2 516,3 645,3 774,4

60 149,9 299,8 449,6 599,5 749,4 899,3

На производительность горизонтальных скважин параметр анизотропии влияет сильнее, чем на дебит вертикальных скважин. Для анизотропного пласта, с учетом параметра анизотропии, формула (7) примет вид:

о - 2!Ы1_I__«л

ИД 1 с Яс+ЩН (Кс+^Л;)

где v - параметр анизотропии, определяемый из равенства: V = ^кеер/кгор .

На рис. 1 а показано влияние расстояния до контура питания на дебит горизонтальной нефтяной скважины при депрессии на пласт ДР=0,\ МПа и различных длинах горизонтального ствола. Из рис. 1 я, где приведены результаты расчетов по формуле (8) видно, что дебит нефти обратно пропорционален радиусу контура питания ЯК. Естественно, в случае увеличение Як при аналогичных депрессиях на пласт и длинах, горизонтального ствола, приводит к снижению дебита нефти. Кривая с параметром анизотропии v =1 на рис. 1 б соответствует зависимости дебита нефти 0„ от длины ствола Ь в изотронном пласте. При параметре анизотропии V =0,3162, что равносильно кв=кг/10, уменьшение пара-

метра анизотропии в три раза снижает дебит нефти практически в три раза из-за низкой проницаемости пласта в вертикальном направлении. Дебит горизонтальной скважины прямо пропорционален депрессии на пласт АР и абсолютной проницаемости к. Увеличение или уменьшение этих параметров приводят к росту или снижению дебита нефти горизонтальной скважины. В случае снижения абсолютной проницаемости с й=0,5 до £=0,1 Дарси при 1гор=300 м дебит нефти оказался £)и=111 м3/сут вместо £>,,=553 м3/сут (рис. 1 в), а при уменьшении величины депрессии на пласт в 2 раза для одинаковой длины горизонтального участка ствола происходит снижение дебита нефти в 2 раза (рис. 1 г).

а б

ч\'еу|

1000

100 200 300 400 500 600

_____---„—-^-^0*0316

■ ' ""г------? ; ; ; -1, ч

0 100 200 300 400 500 600

,, м\суг

Д/М.5 МПа

ДР=1^Ша

4Р-0,5 МПа

м

100 200 300 400 500 600

0 100 200 309 400 500 600

Рис. 1. Влияние различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин: а - влияние расстояния до контура питания; б - параметра анизотропии; в - проницаемости пласта; г - депрессии на пласт

В этой же главе изучено влияния асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине пласта, полностью вскрывшей полосообразный фрагмент залежи. Уста-

новлено, что величина дебита нефти горизонтальной скважины, вскрывшей полосообраз-ную залежь, изменяется при перемещении ствола скважины от середины продуктивного пласта к его кровле или подошве. Наилучшим расположением ствола является его нахождение по середине однородного продуктивного пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. Максимальное отклонение дебита скважины от дебита при ее оптимальном расположении (когда ствол расположен по середине пласта) и принятых исходных данных составляет 9,5%. При перемещении ствола к кровле или подошве максимальное отклонение дебита возрастает с ростом толщины пласта.

В данной главе приведены методы и расчеты по определению предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой на примере нефтяной залежи Карачаганакского месторождения. Наиболее часто используемые среди предложенных методов определения предельного безводного дебита являются методы Алиева З.С., Giger F.M. и Joshi S.D. Сравнение величин предельного безводного дебита, вычисленных по перечисленным выше методам при Lrop=300 м, показаны на рис. 2.

Рис. 2 - Зависимость предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины от расстояния ВНК к2 при 1пр=300 м, с применением различных методов

Из этого рисунка следует, что существует разница в величинах предельного дебита, рассчитанного различными методами, которая связана с различными граничными условиями и геометрическими формами зоны дренирования. Увеличение полноты вскрытия фрагмента (длины горизонтального ствола) позволяет снизить величину депрессии на пласт и свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой.

Далее предлагается приближенный метод определения производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи. Проведенные ис-

следования по определению производительности горизонтальных скважин показали, что вскрытие неоднородных пластов с различной проницаемостью единым зенитным углом горизонтального ствола приводит к их неравномерному дренированию. Для обеспечения равномерного дренирования пропластков с различными запасами нефти и проницаемостя-ми рекомендуется проводить их вскрытие ступенчатым профилем горизонтального участка ствола.

Примеры расчета выполнены при размерах фрагмента: 800 м х 800 м. Для горизонтальной скважины, вскрывающей три пропластка, характеристики которых приведены в таблице 3, рассчитаны удельные запасы нефти и распределение дебитов по пропласткам в зависимости от общей заданной длины горизонтального ствола. Искомые длины участков ствола, вскрывающих неоднородные пропластки, должны быть пропорциональны запасам в них и обратно пропорционально их проницаемости. Такие длины I; могут быть получены при соблюдении следующего равенства:

(9)

где <2м,и - запасы нефти в / - ом пропластке; - проницаемость г - го пропластка; ¿оби, - соответственно общая проектная длина горизонтального ствола.

Таблица 3

Параметры Пропластки Общая длина горизонтального ствола 100-ч, м

1 2 3

Проницаемость к, Дарси 0,2 0,1 0,05

Запасы нефти (?„ ,а„ тыс.тонн 140 280 420

Длина вскрытого пропластка Ь„р, м 12 47 141 200

24 94 283 400

35 141 423 600

Дебит из пропластка д„р, м /сут 8 62 265 "

16 125 529

24 187 793

В таблице 3 представлены рассчитанные длины горизонтальных участков, вскрывших пропластки с различными запасами и проницаемостями исходя из общей заданной проектной длины горизонтального ствола. Для горизонтальной скважины были рассчитаны дебить: нефти при различных проектируемых длинах горизонтального ствола. Суммар-

ный дебит по всей скважине складывается из дебитов, приходящихся на каждый пропла-сток.

В реальных условиях практически все месторождения представляют собой многослойную неоднородную залежь, представляющую собой чередование высоко и низкопроницаемых пропластков, иногда разделенных непроницаемыми перемычками. Определение производительности горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей многослойную неоднородную залежь, приближенными методами возможно при слабой гидродинамической связи между пропластками или при ее полном отсутствии.

Далее во второй главе рассматривается метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи. Эти условия возникают при разработке мелких нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, когда отбор нефти производиться без подержания пластового давления. Для подержания пластового давления необходимо бурение дополнительно нагнетательных скважин, что сводит на нет рентабельность разработки мелких нефтяных месторождений.

При снижении забойного давления до величины давления насыщения нефти газом изменение вязкости и объемного коэффициента весьма незначительны и текущая длина горизонтального участка будет предопределяться в основном изменением толщины нефте-насыщенного интервала. Если изменение нефтенасыщенной толщины пласта незначительно, то текущая длина горизонтального ствола будет отличаться от начального не намного.

Классическая форма зависимости вязкости нефти /*„ от давления показана на рис. 3. Из рисунка видно, что в области зоны, где давления пласта Рт выше давления насыщения Р„ж, изменение вязкости нефти менее интенсивно, чем в зоне где Рт<Р„ас, где происходит дегазация нефти. По мере уменьшения количества растворенного в нефти газа вязкость нефти интенсивно растет.

Р, МПа

Рис. 3 - Зависимость вязкости нефти цн от давления

В диапазоне снижения пластового и забойного давлений ниже давления насыщения изменение названных выше коэффициентов будут значительными и это приведет к снижению дебита скважины. Поэтому для сохранения дебита и депрессии на пласт на начальном уровне необходимо периодически увеличивать длину горизонтального участка.

В третьей главе диссертации приведены основные результаты расчетов по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагменты круговой залежи в секторной форм.

Эти задачи были решены численно с использованием геолого-математических моделей фрагментов месторождений. Расчеты базировались на решении системы уравнений многофазной, многомерной, многокомпонентной нестационарной фильтрации нефти в анизотропной пористой среде. Использованная программа позволяет получить точное численное решение задачи по определению производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагмент круговой залежи в виде сектора. Программа использовалась для проведения многовариантных расчетов с различными наборами исходных данных, значения которых выбирались близкими к параметрам нефтяных месторождений.

Решение названной выше системы уравнений при соответствующих начальных и граничных условиях возможно только численно, что позволяет получить распределение насыщенности пор фазами и пластового давления пропластков, вскрытых различными типами скважин, а также прогнозировать их дебиты в процессе разработки.

При моделировании процессов разработки месторождения в целом оно разбивается на фрагменты с идентичными емкостными и фильтрационными свойствами и граничными условиями, что позволяет перейти к моделированию процессов разработки отдельного фрагмента.

Согласно работы Ю.П. Борисова и др. дебит одной из «л» горизонтальных нефтяных скважин с равномерном веерным расположением в центре круговой залежи можно определить по формуле:

<2„ = 2М(РК- Р3) [/п^^ + ¿у (.0)

где к - толщина пласта; к - проницаемость; Р„ Р3 - пластовое и забойное давления; - радиус сектора, дренируемого горизонтальной скважиной; I, - длина горизонталь-

ного участка ствола; п - число горизонтальных скважин, дренирующих фрагмент залежи круговой формы; Яс - радиус скважины.

К настоящему времени не разработаны аналитические методы определения дебита горизонтальной нефтяной скважины, не полностью вскрывшей сектор, обладающие приемлемой точностью. Для получения определенной закономерности между производительностью горизонтальных скважин и относительным вскрытием сектора в данной работе путем моделирования изучено влияние:

- длины горизонтального ствола Ь„ т.е. полноты вскрытия сектора на производительность горизонтальных нефтяных скважин;

- величины радиуса контура сектора

- числа горизонтальных скважин «я» на изучаемые закономерности и на интенсивность их изменения во времени;

- проницаемости пластов;

- степени загрязнения призабойной зоны, т.е. величины скин-эффекта;

- величины депрессии на пласт на изучаемые зависимости при вскрытии горизонтальным стволом сектора кругового пласта.

Такая работа была выполнена на моделях фрагментов нефтяной залежи секторной формы при углах сектора а-45°, 30° и 22,5° (рис. 4), его радиусах йкпж=3000 м и Д„.саг=6000 м, проницаемостях фрагмента к= 10, 50, и 250 мД и длинах горизонтального ствола 1? равных Ц.=ЯКсск^»т) (полное вскрытие сектора); 1 = — /?МОЙ=0,734; = :.сек - Явид=0>467; ^ = ^т/Кк.т ~ й(ш><)=0,267.

а б в

Рис. 4 - Схема размещения горизонтальных скважины на секторе залежи круговой форм при а- а;=45°, л=8, б- а-г30°, п=\2, е- аз=22,5°, и=16

По результатам проведенных математических экспериментов автором получены зависимости относительного дебита от полноты вскрытия для величин радиуса сектора равных Лксет=3000 м и 7?кот=6000 м (рис. 5 я) и зависимость относительного дебита от различных значений Як сек (рис. 5 б).

а б

Рис. 5 - Зависимости относительных дебитов горизонтальной нефтяной скважины от относительного вскрытия сектора: я - при его радиусе Лк.«к=3000 м углах я=22,5°, 30° и 45° различных проницаемостях пласта и величинах скин-эффекта б - при радиусах Лк.«к=3000 м и йк,.,«=6000 м

В диссертации использованы два значения радиусов сектора сек=3000 м и 6000 м, что является достаточными для установления закономерности между производительностью горизонтальных скважин различной длины и радиусом сектора, дренируемого этими скважинами. Величины проницаемости были также выбраны исходя из наиболее часто встречаемых на практике значений и отличаются в 5^-25 раз, что позволит установить влияние фильтрационных свойств пласта на производительность горизонтальных скважин, дренирующих зоны в форме сектора.

На характер изменения относительного дебита от относительного вскрытия весьма незначительно влияет проницаемость пласта. Установлено, что чем больше проницаемость пласта, тем меньше относительный дебит горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент месторождения в форме сектора. Уменьшение угла сектора приводит к весьма незначительному изменению относительного дебита скважин. Для заданных величин радиуса сектора Иксеп параметра анизотропии v, угла сектора а и проницаемости пласта к изменение скин-эффекта несущественно влияет на относительный дебит горизонтальной скважи-

ны. Закономерности, установленные по результатам проведенных расчетов на моделях фрагментов залежей, типы и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы для оценки производительности горизонтальных скважин при аналогичных параметрах вскрывших пластов.

Дополнительно были проведены математические эксперименты по изучению влияния расстояния от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы до входов начальных участков горизонтальных стволов в продуктивный пласт на производительность горизонтальных скважин. На рис. 6 показаны изменения относительных дебитов горизонтальных скважин с равномерным веерным размещением при числе п= 8 т.е. углом сектора а=45°, дренируемых горизонтальными стволами, постоянной депрессии на пласт, но при различных длинах стволов и входа их в продуктивный пласт на расстоянии от центра фрагмента круговой формы й/=25 м, Лт=50 м и Л^=100 м. Из характера изменения этих дебитов при различных расстояниях от центра круговой залежи до входа в пласт горизонтального ствола следует, что полученные дебиты очень близки и отличаются только на несколько процентов.

Рис. 6 - Изменение относительных дебитов горизонтальных скважин при различных расстояниях Л,- от центра фрагмента залежи круговой формы до входа в пласт горизонтального ствола 1- Д,=25 м, 2- ¡{¿=50 м, 3- Лз=100 м

Из полученных результатов следует, что при приятых в данной работе исходных данных изменения расстояния от центра круговой форме залежи до начала вскрытия гори-зонтачьным стволом продуктивного пласта в пределах 25м<К;<100м и эксплуатации скважин в течение /=110 дней их производительность весьма незначительно зависит от величины На производительность горизонтальных скважин существенно влияет их взаимо-

действие при равномерном веерном расположении горизонтальных стволов в фрагменте пласта круговой формы. Взаимодействие скважин зависит не только от их числа, но и от емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пластов, от полноты вскрытия сектора горизонтальным стволом и от создаваемых депрессии на пласт в этих скважинах.

Далее рассматривается определение дебетов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывшие фрагмент в виде сеюора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт. Поэтому огромное практическое значение имеет разработка в точной постановке метода определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различной полнотой вскрытия сектора и создаваемыми депрессиями на пласт в этих скважинах. На рис. 7 пунктирной линией показаны контуры зоны дренирования горизонтальными скважинами при одинаковой а и различной 6 депрессиях на пласт в скважинах. На одинаковом расстоянии от центра круговой залежи расстояние до условной границы, показанное пунктирной линией, в пределах длины горизонтальных стволов будет идентичное, т.е. Ек,=Ек2=Кк3=Як1. Кроме контура границ в пределах стволов скважин существуют и границы зоны дренирования от торцов стволов до контура сектора. Такая граница для скважин, неполностью вскрывших сектор, показана пунктирной линией Яктор. Это означает, что самое длинное расстояние до границы контура питания будет иметь место от торца самого короткого горизонтального ствола до радиуса сектора 11к,сек. На рис. 1 а к б это расстояние будет Кк.тор=Кксек - ¿г - Яюа).

Рис. 7 - Схема границ контуров зоны дренирования: а - при одинаковой депрессии на пласт; б - при различных депрессиях на пласт; в частности Л/>(Хг=3000 м)>АР (/.,=2200 м)>ЛР (1Г=1400 м)>ЛР (1г=800 м)

При которых расстояние от торца ствола скважины, полностью вскрывшего сектор, т.е. ¿г-К-к сек-К-еход до границы зоны дренирования оказывается больше, чем расстояние от торца

а

б

самого короткого горизонтального ствола до 1раницы сектора. Расстояния до границы контура зоны дренирования при вскрытии круговой залежи равномерно расположенными стволами, которое представляет собой переменную величину и зависит от числа скважин «и», т.е. от угла сектора а, длины горизонтального ствола и радиуса сектора.

Математические эксперименты выполнены для трех вариантов. Во всех вариантах одинаковыми приняты следующие параметры: проницаемость пласта &=50 мД, угол сектора а=45°, скин-эффект 5^=15 единиц, параметр анизотропии V =0,3162, радиус контура нефтеносности ЛЛ1.Ж=3000 м. Варианты У2 и УЗ отличаются друг от друга только выбранными величинами депрессий на пласт в скважинах с длинным и коротким участками горизонтальных стволов (см. таблицу 4).

Исходные данные, принятые при проведении математических экспериментов для определения влияния полноты вскрытия фрагмента залежи секторной формы горизонтальным стволом на производительность горизонтальных скважин при различных депрессиях на пласт

Таблица 4

Шифр вариантов Толщины про-пластков /г„ м Длина горизонтального ствола Lr, м Депрессия на пласт по скважинам, 10-ДЛ, МПа Дебит скважины (?,. м'/сут Относител ь-ное вскрытие пласт сектора 1= 1, /«„„-/!„„, Относительные дебиты скважин • «/л = «„„)

П-каЗцЛП, h,l7=8 3000 21,76 649 1,000 1,000

" 2200 22,27 439 0,733 0,628

¥1-ка5яАР1.3 " 1400 23,34 248 0,467 0,354

П-каЗнЛРи " 800 22,90 130,2 0,267 0,186

3000 7,42 186 1,000 1,000

У2-каБКЛР;12 " 2200 10,12 183,8 0,733 0,988

У2-ка5КЛР£, " 1400 16,24 166 0,467 0,892

" 800 22,78 166,4 0,267 0,894

УЗ-каЗКЛР,'1, h„=8 3000 21,96 694 1,000 1,000

УЗ-ШвЛРгЬ, " 2200 13,93 278 0,733 0,400

УЗкаЗцАР^! " 1400 10,22 81,8 0,467 0,117

" 800 6,98 18,7 0,267 0,027

При этом варианте в пределах длин горизонтальных стволов из-за однородности залежи и идентичности депрессии на пласт границы зоны, дренируемой каждой скважиной, будет проходит по середине сектора как это показано на рис. 7 а. Этот вариант является базовым и по нему оценивается степень влияния различных величин депрессий на пласт на производительность каждой скважины. По варианту У2каБцАРЬп в скважине с большой

длиной горизонтального участка создается минимальная депрессия на пласт, а с минимальной длиной горизонтального ствола максимальная депрессия на пласт. При этом если исходить из того, что при определенных соотношения длин и депрессий может получиться так, что дебиты всех скважин будут очень близки. При этом не следуег относительные де-биты, полученные по варианту У2каБкЛР1Ьп сравнивать с относительными дебитами, полученными по варианту УЗкоЗпЛР, 1Г„ так как относительный дебит определяется в зависимости от абсолютной величины дебита, полученного при длине горизонтального ствола Ьг равной радиусу сектора т.е. 1=1{Ксек-Квход.

Из сравнения дебитов нефти, приведенных в таблице 4 следует, что производительность горизонтальной нефтяной скважины в большей степени зависит от длины горизонтального участка и создаваемой депрессии на пласт. Проведенные математические эксперименты показали, что при дренировании фрагмента месторождения круговой формы группой горизонтальных скважин с равномерным веерным расположением существует возможность подбирать такие длины или депрессии на пласт, при котором дебит скважины с меньшей длиной окажется больше дебита скважины полностью вскрывшей сектор т.е. при ЬГ=ЯК.сег-Квтд- При этом особое значение приобретает возможность возникновения осложнений в процессе эксплуатации скважины в результате увеличения депрессии на пласт в скважинах с небольшой длиной горизонтального ствола.

Основные выводы

1. Расчетами при помощи приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения установлено, что дебиты оказались неидентичными и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

2. Результаты расчетов показывает, что параметры пласта - к, V, АР и т.д. на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается с ростом расстояния до контура питания.

3. Установлено, что величина дебита нефти горизонтальной скважины, вскрывшей поло-сообразную залежь, уменьшается при асимметричном размещении ствола скважины по толщине пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. При принятой величине толщины пласта Ь=30 м мак-

симальное снижение дебита горизонтальной нефтяной скважины по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 9,5%.

4. Установлено, что все методы указывают на увеличение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с ростом расстояния от ВНК /г^ и длины участка горизонтального ствола. Увеличение полноты вскрытия фрагмента (длины горизонтального ствола) позволяет снизить величину депрессии на пласт и свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой.

5. Установлено, что при снижении забойного давления до величины давления насыщения нефти газом влияние изменение вязкости и объемного коэффициента весьма незначительны и текущая длина горизонтального участка будет предопределяться в основном изменением толщины нефтенасыщенного интервала. Поэтому для сохранения дебита и депрессии на пласт на начальном уровне необходимо периодически увеличивать длину горизонтального участка.

6. Путем геолого - математического моделирования фрагмента нефтяной залежи при веерном размещение горизонтальных скважин установлено, что дебиты таких скважин в результате их взаимодействия зависят от: их числа, емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пластов, от полноты вскрытия сектора горизонтальным стволом и от создаваемых депрессии на пласт в этих скважинах.

7. Установлено влияние расстояния от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы до входа горизонтального ствола в пределах от 25 м до 100 м, при этом относительный дебит скважины увеличивается на 12%.

8. Установлено влияние величины депрессии на производительность горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными полнотами вскрытия фрагмента залежи в форме сектора.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №10, Ч. I, 2009.-е. 54-57.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №11, Ч11, 2009.-е. 70-73.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин. Журнал, Технологии нефти и газа, №6,2009. - с. 60-64.

4. Алиев З.С., Сейтжанов С.С. Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №12, 2010.-с. 80-82.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Бондаренко В.В., Сейтжанов С.С. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора. Методическое пособие. М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. 52 с.

6. Алиев З.С., Сомов Б.С., Сейтжанов С.С. и др. Методика определения производительности горизонтальных нефтяных скважин при их кустовом размещении. Сб. тез. докл. Восьмой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2010. - с. 100.

7. Сейтжанов С.С. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора. Сб. тез. докл. Восьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности». - М.: Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2009. - с. 54.

8. Сейтжанов С.С. Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных методов. Журнал, Высшая школа Казахстана, №3, 2009. - с. 281-286.

Соискатель: Сейтжанов С.С. e-mail: Seitzhanov Saken@mai1.ru

Подписано в печать 23 марта 2011 г. Объем 1,2 п. л. Тираж 100 экз. Заказ № 234 Отпечатано в Центре оперативной полиграфии ООО «Ол Би Принт» Москва, Ленинский пр-т, д.37

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Сейтжанов, Сакен Серикбаевич

Введение.

Глава I. Состояние изученности теоретических основ обоснования* производительности горизонтальных скважин при? различных формах зоны дренирования для освоения нефтяных месторождений.

1.1 Степень изученности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

1.2 Определение производительности многоствольно-горизонтальных скважин.

1.3 Анализ отечественного и зарубежного опыта разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин.

Глава П. Разработка аналитических методов по определению производительности горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов.

2.1 Факторы, влияющие на производительность горизонтальных нефтяных скважин на примере нефтяной залежи Карачаганакского месторождения.

2.1.1 Сравнение дебитов нефти горизонтальных скважин полученные при идентичных параметрах пласта различными методами.

2.1.2 Влияние толщины пласта.

2.1.3 Влияние проницаемости и депрессии на пласт на производительность скважины.

2.1.4 Влияние асимметричного расположения горизонтального ствола при различных параметрах анизотропии пласта.

2.1.5 Влияние расстояние до контура питания полосообразного фрагмента залежи на производительность горизонтальной нефтяной скважины.

2.1.6 Влияние асимметричности расположения горизонтального ствола по толщине полосообразного фрагмента залежи на производительность скважины.

2.3 Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой.

2.3.1 Метод определения С?» Алиева З.С.

21312 Определения О,, без с использованием формулы Л обЫ Б .Б.

2.3.3 Метод определения 0„ без предложенный Giger Б.М.

214 Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших неоднородные многообъектные залежи.

2.5 Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

Глава Ш. Определение производительности горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент нефтяной залежи, имеющей форму сектора.

3.1 Анализ и состояние изученности работ по определению производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора.

3.2 Теоретические основы определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния различных геологических, технических и технологических факторов.

3.3 Создание модели фрагментов кругового нефтяного пласта в виде сектора, вскрытого горизонтальными скважинами при их числах равных п=8, 12 и 16 единиц.

3.4 Анализ результатов математических экспериментов по определеншо зависимостей между относительными дебитами и вскрытием горизонтальными скважинами секторов с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

3.5 Аналитический метод оценки производительности горизонтальной скважины, неполностью вскрывшей фрагмент залежи в виде сектора, с использованием результатов математических экспериментов и возможности использования результатов математических экспериментов для определения относительных дебитов горизонтальных скважин, вскрывших сектора с различными радиусами.

3.6 Достоверность предлагаемого метода- определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с использованием безразмерных-кривых зависимостей относительных дебитов горизонтальных скважин от полноты вскрытия или сектора кругового'фрагмента залежи при различных числах скважин.

3.7 Влияние расстояния между начальными участками горизонтальных стволов при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

3.8 Анализ результатов математических экспериментов, полученных при изучении.влияния расстояния между начальными участками горизонтальных скважин на их производительность.

3.9 Определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывшие фрагмент в виде сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт.

3.10 Создание модели горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи в виде круга неполностью вскрывших фрагмент сектора и эксплуатируемых с различными депрессиями на пласт.

3.11 Анализ результатов математических экспериментов для изучения влияния различных величин депрессий в скважинах с различными длинами дренирующих фрагмент залежи в форме сектора.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов обоснования производительности горизонтальных нефтяных скважин при различных формах зоны дренирования"

Актуальность темы

Бурение горизонтальных, наклонных, одно и многоярусных, многозабойных скважин для рентабельного освоения ресурсов нефти и газа является одним из наиболее значительных достижений в нефтяной и газовой промышленности. Число таких скважин с каждым годом возрастает на месторождениях с низкой проницаемостью коллекторов, с незначительной толщиной, и в шельфовой зоне. Такие скважины существенно улучшают процессы создания и эксплуатации ПХГ.

В большинстве случаев горизонтальные скважины бурятся без соответствующего обоснования их конструкций: длины и диаметра горизонтального ствола и фонтанных труб, его профиля в пределах продуктивного интервала, расположения ствола по толщине и относительно контуров зоны дренирования с учетом емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пропластков, степени загрязнения призабойной зоны, возможности обводнения скважин и образования глубоких депрессионных воронок.

Поэтому при выборе конструкции горизонтальных скважин необходимо учитывать, кроме размещения стволов и полноты вскрытия, величину депрессии на пласт, параметр анизотропии, профиль ствола в продуктивном интервале, возможность обводнения и т.д.

Конструктивные особенности горизонтальных скважин исключают возможность непосредственного использования разработанных для вертикальных скважин методов и технологий обоснования их конструкции, вскрытия пласта и размещения таких скважин по толщине.

С учетом этих особенностей и приближенности имеющихся методов в данной работе предложены новые более обоснованные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с учетом: неполноты вскрытия нефтяного пласта с различными соотношениями длины и ширины фрагмента залежи. неполноты вскрытия фрагмента залежи в виде сектора с различным числом скважин в круговом пласте. вскрытия многослойного* неоднородного5 по толщине нефтяного пласта с различными емкостными и фильтрационными свойствами пропластков горизонтальным-* стволом. возможности обводнения горизонтальных скважиш подошвенной водой и определения безводного дебита таких скважин наиболее известными в литературе методами. на базе выполнения научных исследований разработаны рекомендации для практического применения при обоснования конструкции, расположения и профиля горизонтальных стволов при их индивидуальном и кустовом размещении на структуре.

К настоящему времени практически отсутствуют аналитические методы определения производительности- горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывших фрагмент нефтяной залежи в форме сектора. В реальных условиях секторная форма зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, имеет место при освоении шельфовых месторождений системой < горизонтальных скважин с веерным их расположением вокруг платформы. На месторождениях, находящихся на материке, также применяется^ веерное расположение горизонтальных скважин, но с меньшим их числом. Отсутствие простых расчетных формул связано с геометрической формой зоны дренирования- и взаимодействием скважин при секторной форме удельной площади, приходящейся на долю каждой горизонтальной скважины. На практике, когда отсутствует информация о фильтрационно-емкостных свойствах продуктивных пластов необходимая для создания геолого-математической модели залежи и освоения ресурсов углеводородов системой горизонтальных скважин дренирующих фрагменты залежи различной формы возникает потребность в оперативной оценке их ожидаемых производительностей.

Цель диссертационной работы заключается в разработке методов определения производительности горизонтальных скважин путем создании геолого-математической модели фрагмента нефтяной залежи полосообразной и секторной формы с различными емкостными и фильтрационными ; свойствами, вскрытой частично или полностью горизонтальным стволом.

- Задачи^ исследований

1. Анализ имеющихся приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин* и сравнение полученных результатов расчетов дебита этими методами на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения.

2. Определение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой. г

3. Разработка метода определение текущей длины горизонтального N участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

4. Разработка методов определение дебитов горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в центре фрагмента залежи круговой формы, неполностью вскрывших элемент этого фрагмента в виде сектора и эксплуатируемых с одинаковыми и различными депрессиями на пласт.

5. Установление влияния расстояния входа горизонтальных стволов в продуктивный пласт при их равномерном веерном размещение в центре фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальных нефтяных скважин. Научная новизна

I ■ Разработаны рекомендации по обоснованию производительности

1 горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших полосообразные фрагменты нефтяного пласта, с учетом влияния: параметра анизотропии, скин-эффекта, длины и диаметра горизонтального ствола, полноты вскрытия дренируемой зоны.

Предложен метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, неполностью вскрывающих полосообразные фрагменты пласта с различным соотношением его длины и ширины. я - Предложен метод определения текущей длины, горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи.

Разработан графоаналитический* метод определения-производительности горизонтальной скважины вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора, путем использования зависимостей пепол пол от ¿г — ^ пепол! ^пол с раЗЛИЧНЫМИ еМКОСТНЫМИ И фильтрационными свойствами.

Установлено влияние неидентичности депрессии на пласт в горизонтальных скважинах с равномерно-веерным размещением в фрагменте пласта круговой формы.

Установлено влияние расстояния входа в пласт горизонтального ствола от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы на производительность горизонтальной скважины.

Методы решения поставленных задач

При решении поставленных задачах путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений полосообразной и секторной форм использованы аналитические и численный методы систем уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации.

Практическая значимость

1. Установленные закономерности влияния различных факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин вскрывших фрагмент залежи полосообразной формы, должны быть учтены при проектировании нефтяных месторождений с использованием таких скважин.

2. Разработанные в диссертации методы определения производительности горизонтальной скважины, вскрывшей неполностью фрагмент нефтяной залежи в виде сектора с различными емкостными 8 фильтрационными свойствами, необходимы при проектировании нефтяных месторождений с использованием горизонтальных скважин с веерным размещением.

3. Предлагаемые численные решения, полученные путем геолого-математического моделирования фрагментов нефтяных месторождений, позволяют достоверно оценить производительность горизонтальных скважин в точной постановке, с учетом их взаимодействия, нестационарности процесса фильтрации, неоднородности пласта в горизонтальном и вертикальном направлениях, влияния гравитационных и капиллярных сил, изменения забойного давления по длине ствола, свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов. В такой постановке поставленная задача изучается впервые. Защищаемые положения

1. Приближенный метод определения производительности горизонтальных ' нефтяных скважин, вскрывших полосообразный фрагмент неоднородных многообъектных нефтяных месторождений.

2. Метод определения влияния размеров фрагмента залежи круговой формы и полноты его вскрытия на производительность горизонтальных нефтяных скважин.

3. Метод определения производительности горизонтальной нефтяной скважины при-равномерно-веерном размещении в пласте круговой формы с учетом влияния расстояние от центра круга до входа ствола в продуктивный пласт.

4. Метод определения производительности горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными депрессиями на пласт в скважинах.

Апробация работы

Основные результаты исследований приведенных в диссертации докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На VIII Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2009 г.

2. На VIII Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва. 2010 г.

3. На научных семинарах кафедры Р и ЭГГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2010 г.

Публикации

По теме диссертации опубликовано 8 работ, в том числе, четыре работы в изданиях, входящих в перечень рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 3 глав и заключения. Общий объем работы составляет 144 страниц, в том числе 40 рисунков, таблиц 17 и списка литературы из 116 наименования.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Сейтжанов, Сакен Серикбаевич

3.12 Выводы и рекомендации

Изучение влияния на производительность горизонтальных скважин полноты вскрытия сектора однородного пласта с использованием геолого-математических моделей позволило сделать следующие выводы.

1. Зависимости относительных дебитов горизонтальных скважин от неполноты вскрытия сектора существенно отличаются от аналогичных зависимостей, полученных ранее в работе [1] при вскрытии горизонтальным стволом полосообразного фрагмента пласта. Зависимости1 относительных дебитов горизонтальных скважин от относительного вскрытия сектора имеют выпуклость к оси абсцисс.

2. На характер изменения относительного дебита от относительного вскрытия весьма незначительно влияет проницаемость пласта. Установлено, что чем больше проницаемость пласта, тем меньше относительный дебит горизонтальной скважины, вскрывшей фрагмент месторождения в форме сектора.

3. Увеличение радиуса сектора приводит к- несущественному росту относительного дебита горизонтальных скважин. При прочих одинаковых параметрах сектора, например при к2=50 мД, «/=45°, ¿>я=15 единиц, у=0,1, относительные дебиты горизонтальной скважины при вскрытии Ь =0,734; Ь =0,467 и I =0,267 с радиусами секторов ^сеА.=3000 м и .Як.се/.=6000 м составляют: ^З000(1=0,734)=0,640; ^5000(1=0,467)=0,356; (?3000(1=0,267)=0,189 и йвооо (¿=0,734)^0,656; й6000 (1=0,467)=0,392 и й6000 (1=0,267)=0,212.

4. Уменьшение угла сектора приводит к весьма незначительному изменению относительного дебита скважин. Так, например, при прочих одинаковых параметрах сектора и полноты его вскрытия Ь =0,734; Ь =0,467 и Ь =0,267 относительные дебиты при к2-50 мД, ^^=3000 м, 5д=15 единиц и «2=30° оказались $30о(1=0,734)=0,635; й30о(1=0,467)=0,342 и <2^(1=0,267) =0,178; а при а5=22,5° $22 5о(1=0,734)=0,610; <322у(1=0,467)=0,310 и (¿225о

1=0,267)=0,162. Из этих данных следует, что уменьшение угла сектора приводит к уменьшению относительного дебита скважин.

5. Для заданных величин радиуса сектора ЯК.ССК, параметра анизотропии V, угла сектора а и проницаемости пласта к, изменение скин-эффекта несущественно влияет на относительный дебит горизонтальной скважины.

6. Для определения дебита горизонтальной скважины, симметрично расположенной в секторе и не полностью вскрывшей его, следует сначала определить дебит горизонтальной скважины, полностью вскрывшей сектор, по формуле (3.1). Затем из графических зависимостей, приведенных в безразмерных единицах (¿„(.Ьг) от Е для соответствующих величин проницаемостей, угла сектора, длин, радиуса контура сектора, найти величину (¿г). Далее по известным ^н(Ьг=Яксек) и @н(Ьг) определить (¿н(£,г=Яксек)-(2н(Ьт1). Другие, более удобные возможности для определения дебита горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей сектор не полностью, к настоящему времени не разработаны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Расчетами при помощи приближенных методов определения производительности горизонтальных нефтяных скважин* на примере нефтяного объекта Карачаганакского месторождения установлено, что дебиты оказались неидентичными и разница в этих дебитах связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

2. Результаты расчетов показывает, что параметры пласта - к, V, АР и т.д. на производительность горизонтальной скважины влияет в меньшей степени, чем на дебит вертикальных скважин. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается с ростом расстояния до контура питания.

3. Установлено, что величина дебита нефти горизонтальной скважины, вскрывшей полосообразную залежь, уменьшается при асимметричном размещении ствола скважины по толщине пласта. Перемещение ствола к кровле или подошве в одинаковой степени влияет на дебит горизонтальной скважины. При принятой величине толщины пласта /г=30 м максимальное снижение дебита горизонтальной нефтяной скважины по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 9,5%.

4. Установлено, что все методы указывают на увеличение предельного безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины с ростом расстояния от ВНК к2 и длины участка горизонтального ствола. Увеличение полноты вскрытия фрагмента (длины горизонтального ствола) позволяет снизить величину депрессии на пласт и свести к минимуму возможность обводнения скважины подошвенной водой.

5. Установлено, что при снижении забойного давления до величины давления насыщения нефти газом влияние изменение вязкости и объемного коэффициента весьма незначительны и текущая длина горизонтального участка будет предопределяться в основном изменением толщины нефтенасыщенного интервала. Поэтому для сохранения дебита и депрессии на пласт на начальном уровне необходимо периодически увеличивать длину горизонтального участка.

6. Путем геолого — математического моделирования фрагмента нефтяной залежи при веерном размещение горизонтальных скважин установлено, что дебиты таких скважин в результате их взаимодействия зависят от: их числа, емкостных и фильтрационных свойств вскрываемых пластов, от полноты вскрытия сектора горизонтальным стволом и от создаваемых депрессии на пласт в этих скважинах.

7. Установлено влияние расстояния от центра фрагмента нефтяной залежи круговой формы до входа горизонтального ствола в пределах от 25 м до 100 м, при этом относительный дебит скважины увеличивается на 12%.

8. Установлено влияние величины депрессии на производительность горизонтальных нефтяных скважин с веерным расположением в круговом пласте с различными полнотами вскрытия фрагмента залежи в форме сектора.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Сейтжанов, Сакен Серикбаевич, Москва

1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных, скважин, вскрывших газовые игазонефтяныепласты. М;:Изд:.Нефтьи газ,1995::

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснования конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Изд. Техника, 2001.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения: производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М.:.Изд. Нефть и газ, 2001.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В i Руководство по проектированию, разработки газовых и газонефтяных месторождений. Изд. Печорское время; Печора, 2002.

5. Алиев 3.С., Сомов Б.Е., Ребриков A.A. и др. Возможности оценки дебита горизонтальной газовой скважины при неполном вскрытии, фрагмента залежи; имеющий форму сектора. — М.: ВНИИГаз, 2009.

6. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение: дебйтов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №10, Ч. I, 2009.

7. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Сейтжанов С.С. Определение дебитов горизонтальных скважин, работающих на различных депрессиях. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №11,4 II, 2009.

8. Алиев З.С., Сейтжанов С.С. Метод определения текущей длины горизонтального участка нефтяной скважины в условиях истощения залежи. Журнал, Нефть, газ и бизнес, №12, 2010.

9. Андреев В.Е., Котенев Ю.А., Давыдов В.П. Перспективы применения горизонтальных скважин на месторождениях НГДУ «Ишимбайнефть» Журнал, Нефтепромысловое дело, №2, 1996.

10. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская C.JI. и др. Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1998.

11. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы- расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. информация. Сер. Бурение газовых и газоконденсатных скважин. — М.: ИРЦ Газпром. — 1999.

12. Бузинов С.Н., Крапивина Г.С., Ковалев A.JI. Расчет притока к системе равномерно расположенных горизонтальных скважин. Журнал, Газовая промышленность, №7,2003.

13. Байбаков Н.К., Абызбаев Б.И., Калинин А.Г. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №4, 1997.

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

15. Борисов Ю.П., Табаков В.П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мощности. НГС по добычи нефти ВНИИ: Выпуск 16. М.: Гостоптехиздат, 1962.

16. Бадовский Н:А. Рост бурения горизонтальных скважин за рубежом и его экономическая эффективность. Журнал, Нефтяное хозяйство, №3,1992.

17. Волков Б.П., Галлямов К.К., Хмелевский М.С. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самаотлорском месторождении. Журнал, Нефтяное хозяйство, №6, 1997.

18. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №12, 1992.

19. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Журнал, Нефтяное хозяйство, №1, 1994.

20. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство, по исследованию скважин. М.: Изд. Наука, 1995.

21. Голов Л.В. Анализ состояния эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности России. Журнал, Нефтепромысловое дело, №2,1998.

22. Голов Л.В. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной ивертикальной скважин. Журнал, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №7, 1995.

23. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В., Тимашев Э.М. и др. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №12,2000.

24. Григорян* A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными-скважинами. М.: Изд. Недра, 1969.

25. Гилязетдинов З.Ф., Повалясь А.И. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. Журнал, Нефтяное хозяйство, №12, 1996.

26. Гноевых А.Н. Горизонтальные бурение: состояние и перспективы. Журнал, Газовая промышленность, №10, 1997.

27. Гноевых А.Н., Крылов В.И., Михайлов H.H. Изменение состояния продуктивного пласта при вскрытии его горизонтальным стволом. Журнал, Нефтяное хозяйство, №8, 1999.

28. Гайсин Р.В., Тиньков И.Н., Николаев В.Н. Опыт эксплуатации горизонтальных скважин на Оренбургском НГКМ в период падающей добычи. Тр. Ин-та УГНТУ. Выпуск 2. «Проблемы разработки, эксплуатации и экологии газовых и нефтегазовых месторождений». — 1998.

29. Гершанович Г.Г. Перспективы внедрения горизонтального бурения на месторождениях нефти и газа- Якутии. Тр. РАН СО Якутского ин-та геологических наук, 1993.

30. Габидуллин Н.З., Юмашев Р.Х., Гилязов P.M. и др. Опыт строительства горизонтальных скважин на месторождениях АНК «Башнефть» Журнал, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, №3-4, 1998.

31. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. М.: Изд. Наука, 1995.

32. Жианиезини Д.Ф. Причина широкого распространения горизонтального бурения. Журнал, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №3,1989.

33. Жианиезини Д.Ф. Технология эксплуатации скважин с горизонтальным стволом: Журнал, Нефть, газ и>нефтехимия за рубежом, №5, 1989.

34. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В .Я. и др. Многомерная и многокомпонентная-фильтрация. -М.: Изд. Недра, 1988.

35. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», 2001.

36. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки^ газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. Журнал, Газовая промышленность, №7, 1997.

37. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Секреты удмуртских нефтяников. Журнал, Нефтегазовая вертикаль, №4,1998.

38. Кудинов В.И., Савельев В.А., Богомальный* Е.И. и др. Горизонтальное бурение и зарезка боковых горизонтальных стволов в нерентабельных скважинах ОАО «Удмуртнефть». Журнал, Нефтяное хозяйство, №5, 1997.

39. Кудинов В.И., Богомальный Е.И., Дацик и др. Разработкаместорождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №3, 1998.

40. Кнеллер Л.Е., Гайфуллин Я.С., Рахматуллин В.У. и др. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС. НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №12,1997.

41. Кульчицкий В.В., Григашкин В.А. Усманов A.A. и др. Технология высокоточного и скоростного строительства наклонно-направленных скважин. Журнал, Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. М.: ВНИИОЭНГ, № 4-5, 1999.

42. Лысенко В;Д., КозловаТ.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Журнал, Нефтепромысловое дело, №6-7,1997.

43. Ларин А.Г. Бурение горизонтальных скважин в ПО «Саратовнефтегаз» Журнал, Нефтяное хозяйство, №7, 1993.

44. Меркулов В.П. Фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и газ, №1, 1958.

45. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. Изв. ВУЗов Нефть и газ, №3, 1958.

46. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №6, 1958.

47. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Труды Куйбышевского НИИ нефтяной промышленности, Выпуск 2, 1960.

48. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Волков Ю.А. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть», Журнал, Нефтяное хозяйство, №12, 1996.

49. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И., Рамазанов Р.Г. и др. Системы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Материалы совещаний АО «Татнефть». — Альметьевск. 1995.

50. Мусин М.Х., Ювченко Н.В. Опыт проектирования разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин. Тез. докл. «Разработка нефтяных и газовых месторождений: состояние, проблемы и пути их решения». — Альметьевск. — 1995.

51. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. —М.: Изд. Наука, 1980.

52. Никитин Б.А.,, Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

53. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной скважине в* анизотропном пласте. Журнал, Нефтяное хозяйство, №10, 1992.

54. Полубаринова-Кочина П:Я. Задача о системе горизонтальных скважин. Archiwum mechanik sowanej v.7, 1955.

55. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. Журнал, Прикладная математика и механика, Выпуск 1, №20, 1956.

56. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Труды ВНИИГаза, Выпуск 32, М.: Гостоптехиздат, 1961.

57. Пилатовский В.П. К вопросу о разработке овальных нефтяных месторождений. Определение дебитов и забойных давлений эллиптических батарей. Труды ВНИИ. М:: Гостоптехиздат, Выпуск 8,1956.

58. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку. Азнефтеиздат. 1956.

59. Ризванов Н.М., Гайнуллин К.Х., Юмашев Р.Х. и др. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №2, 1996.

60. Ремизов В.В., Лапердин А.Н., Маслов В.Н. Мировой опыт бурения скважины с горизонтальными забоями. Журнал, Газовая промышленность, №3,1997.

61. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и крутонаклоненных скважин. Журнал, Нефтяное хозяйство, №8, 1994.

62. Сургучев М.Л., Меркулов В.П. Определение дебита и эффективности наклонных скважин. Изв. ВУЗов Нефть и газ, №3, 1960.

63. Сейтжанов С.С. Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с использованием различных методов. Журнал, Высшая школа Казахстана, Поиск. №3,2009.

64. Стаг Т.О., Релли Р.Х. Закачивание скважин с горизонтальным стволом на Аляске. Журнал, Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, №3, 1990.

65. Толстой Н.С. Горизонтальное бурение за рубежом. Журнал, Геология нефти и газа, №12,1991.

66. Табаков В.П, О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте. НГС по добыче нефти ВНИИ Выпуск 13, М.: Гостоптехиздат, 1960.

67. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960.

68. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти ВНИИ. Выпуск 10, М.: Гостоптехиздат, 1960:

69. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. Выпуск 3, М.: ОГИЗ. 1954.

70. Чекалюк Э.Б. Основы, пьезометрии залежей нефти и- газа. Киев: ГИТЛ УССР. 1961.

71. Черных В.А. Газогидродинамика горизонтальных газовых скважин.1 М.: Ротапринт ВНИИГаз, 2000.

72. Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. Сборник научных трудов. Научно - технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. М.: ВНИИЭГазпром , Выпуск 2, 1992.

73. Шипилин А.Г., Васильев Ю.С., Семенец В.И. Горизонтальные бурение -зарубежный опыт. Журнал, Нефтяное хозяйство, №1, 1992 .

74. Butler R.M. Discussion of augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Journal of Petroleum Technology, 1992, v. 44, n.8.

75. Bogeo J., Reisse L.H. Site Selection Remains heuto Sussess in Horisontall Well Operetions . Oil and Gas J., May, №21, 1988.

76. Babu D.K., Oden A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

77. Dussert P., Santoro G., Sondet H.A. Decade of Drilling Development Paus oil in shore Ataliam Oil Filld. Oil and Gas J., February, №29,1989.

78. Economides M.J., Mc. Lennon J.D., Brown E. Performance and Stimulation of a horizontal well. Word Oil, v. 208, №6, 1989.

79. Economides M.J., Deimbacher F.X., Brand C.W., Heinman Z.E. Comprehensive simulation of a horizontal well performance. SPE 20717, Sept. 1990.

80. Goode P.A., Kuchuk F J. Inflow Performance Horizontal Wells. SPE Reservoir Engineering. Aug., 1991.

81. Goode P.A., Wilkinson D.J. Inflow Performance of Partially Open Horizontal Wells. JPT, Aug., 1991.

82. Giger F.M. Reduction du Number de Puits par L"utilisation de Forages

83. Horizontaus. Revue de I/institut Fr. du Pet role. v. 38, №3, May-Juin, 1983.

84. Giger F.M. The Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Drilling. SPE 13024,1984.

85. Giger F.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells. SPE 15378 Reservoir Engineering. Nov., 1989.

86. Gonzalez G., Coll C. Increasing Productivity Through Horizontal Well VLC-1184 Lower B VLC-100 Reservoir Block III Lake Mareaibo. SPE 39073, 1997.

87. Goodhue C., Cavit D. Dos Cuadras filed: Shallow horizontal wells breathe new life intu an oil field AAPG Bull, №3, 1992. T. 76.

88. Heck T J. Oil exploration and development in the Noth Dakota Williston basin: 1998-1989 update N.D. Geol. Surv. <Misk. Ser.> №74, 1990.

89. Horn M. J., Plathey D. P. Dual Horizontal Well Increase Liquids Recover in the Gulf Of Thailand. SPE 38065, 1997.

90. Ilsis Marruffo, Achong C. H. Reasons for a Successful Drilling of The First Horizontal Well In a Highly Productive Reservoir. SPE 35438, 1996.

91. Joshi S.D. Horizontal well technology. Oklahoma. 1991.

92. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. Journal of Petroleum Technology., aug. 1998, v. 40, 6.

93. Joshi S.D., Ding W. Horizontal Well Application: Reservoir Management. SPE 37036, 1996.

94. Jitendra. K. Reservoir Engineering Aspects of Horizontal Well Production. ECL Petroleum Technelogies, Denver, London, 1990.

95. Kruse D. Where are equipment prices headed. Drilling, v. 50, №4,1989.

96. Lindahl Georde (111), Svor T.R., Kleinsorge B.E., Drake G.E. Experience with 200 horizontal wels AAPG Bull. №7, 1992. T. 76.

97. Menouar Habib, Huang W. S. Horizontal Well Design In Wafra Field Ratawi Oolite Reservoirs. SPE 25597, 1993.

98. Morgan Graid D. Horizontal drilling for oil and gas in the Moad area / Utch.Gol. Surv. <Surv. Notes>. -№2,1992. T. 25.

99. Renard G.I., Dupug J.M. Influence of Formation Damage on the flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.

100. Reiss L.H. Production From horizontal wells after 5 years. Journal of Petroleum Technology, №11, 1987, v. 39.

101. Reiman B. Zur theorie der nobilischen farbenrings. Annalen der Physik und Chemie. 1997, v. 95.

102. Srinivasan S.T., Joshi J.M. Feasibility of Development of Marginal Fields Through Horizontal Well Technology. SPE 35439, 1996.

103. Survey shows success, failures of horizontal wells/W. Gregory Deskins, William J. Mc. Donald, Thomas B.Reid. Oil and Gas J. 1995. v. 93.

104. Vo D.T., Marsh EX. Gulf of Mexico Horizontal Well Improves Attic Oil Recovery in Active Water Drive Reservoir. SPE 35437, 1996.

105. Wright T.R. Horizontal well drilled under in cen tive contrast. World Oil. -№10, 1996. T. 213.