Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов оценки продуктивности скважин и интерпретации результатов исследования после ГРП

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов оценки продуктивности скважин и интерпретации результатов исследования после ГРП"

00348 1027

На правах рукописи

ТОКАРЕВ АЛЕКСАНДР ПАВЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН И ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОСЛЕ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук

Тюмень - 2009

003481027

Работа выполнена в Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) Федерального агентства по образованию

Научный руководитель - доктор технических наук

Карнаухов Михаил Львович

Официальные оппоненты

- доктор геолого-минералогических наук, профессор

Клещенко Иван Иванович

- кандидат технических наук Сауннн Виктор Иванович

Ведущая организация - Открытое акционерное общество

"Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности" (ОАО "СибНИИНП")

Защита диссертации состоится 12 ноября 2009 г. в 14.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 12 октября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета, ,.■■• ,

доктор технических наук, профессор ..... ......"

""' Г.ПЗозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи газа. В 2004 году рост добычи газа составил 11 % (к урошпо предыдущего года), в 2007 году - 9 %, в 2008 году - 2,4 %, в 2009 году - 2,1 %. Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекается все большее количество низкопродуктивных неоднородных пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов интенсификации притока газа, газоконденсата и нефти к забоям скважии, наиболее распространенным из которых является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

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

Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное па основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования операций ГРП.

Отмечается достаточно высокий уровень проработки вопросов теории и практики ГРП в нефтяной отрасли. В газовой отрасли этот вид интенсификации пласта только начинает осваиваться и первый опыт ГРП на газовых объектах показал их существенное отличие от нефтяных. В первую очередь это касается того, что механизм закачивания рабочих агентов существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах.

Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления

давления (КВД), полученных во время гидродинамических исследований скважин (ГДИ) после ГРП. Поэтому разработка и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП продолжают оставаться актуальной проблемой для газовой отрасли.

Цель работы

Повышение коэффициента газоизвлечения пластов путём применения наиболее информативных методов ГДИ и эффективных методов ГРП.

Основные задачи исследования

1. Изучение особенностей движения газа в пласте до и после ГРП с учётом нелинейности закона фильтрации.

2. Разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации газа в системе "пласт-трещина-скважина", позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП.

3. Разработка методики оценки продуктивности газовых скважин при ГРП с учетом длины и проницаемости трещин.

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

5. Совершенствование методов планирования и проведения ГРП в газовых скважинах.

Научная новизна выполненной работы

1. Уточнена модель фильтрации газа и газоконденсата в системе «пласт-трещина-скважина», учитывающая нелинейность потока в прискважшшой, переходной и удалённой зонах.

2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит, в основном, в близлежащих к стволу скважины зонах (от 1,5 до 15 м). Показано, что необходимо применять квадратичную зависимость для

течения газа в призабойной зоне пласта (ПЗП), а закон Дарси - в удалённой зоне.

3. Предложены научно обоснованные и экспериментально подтверждённые зависимости расчета параметров пласта по индикаторным кривым (ИК) и КВД, записываемых в скважинах до и после ГРП с выявлением участков, характеризующих плоскопараллельное, переходное и радиальное течения.

4. Доказано, что при ГРП в газовых скважинах механизм формирования трещин существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах, которые характеризуются малой раскрытостью, за счёт различий вязкости нефти и газа.

Практическая ценность работы

Предложена гидродинамическая модель движения жидкости в системе "пласт-трещина-скважина" для оценки гидродинамических свойств пластов, продуктивности скважин и интерпретации данных гидродинамических исследовании скважин.

Методика оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретации данных ГДИ апробирована в условиях Ямбургского месторождения. Результаты исследований позволили уточнить параметры гидродинамической модели разработки месторождения.

Апробация результатов исследований

Результаты исследований докладывались и обсуждались на конференциях: Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири (г. Тюмень, ФГУП "ЗапСибНИИГГ", 2006 г.); Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных месторождений (г. Тюмень, 2008 г. - II научно-техническая конференция SPE); Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (г. Тюмень, 2009 г. - III научно-техническая конференция SPE); 63-тья Студенческая Всероссийская научная конференция "Нефть и Газ - 2009" (г. Москва, РГУ им. Губкина, 2009 г.); на ежегодных конференциях ТюмГНГУ (2006 - 2009 гг.) и на заседаниях кафедры "Разработка газовых и

газоконденсатных месторождений" в Институте нефти и газа ТюмГНГУ (2007 - 2009 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 10 печатных работах, в том числе две статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения, списка использованных источгагеов, включающих 127 наименований. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 72 рисунка и 10 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведена характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлена цель и сформулированы основные задачи исследования, а также обоснованы методы их решения. Показана научная и практическая значимость результатов исследования.

В первом разделе рассмотрены проблемы эксплуатации скважин северных месторождений газа и газоконденсата и состояние их разработки.

Анализ проблем показал, что в настоящее время основная добыча газа (более 90%) на северных месторождениях России осуществляется за счет разработки крупных месторождений Медвежье, Уренгойское и Ямбургское. Одной из важных проблем разработки этих месторождений является одновременное обеспечение высоких уровней и темпов добычи газа и конденсата при наиболее полном их извлечении из недр и высоких технико-экономических показателей работы предприятий.

Один из путей решения этих задач — широкое внедрение в практику разработки газоконденсатных месторождений эффективных методов воздействия на прискважинную зону пласта в скважине.

Опыт разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что можно в значительной мере увеличить дебит отдельных скважин за счет интенсификации притока, улучшения техники и технологии

вскрытия пласта, усовершенствовашм оборудования, используемого при эксплуатации скважин.

Большинство из методов интенсификации были апробированы на скважинах Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). В последние годы применялись следующие методы воздействия на ПЗП: химические (кислотные, щелочно-кислотные обработки), физико-химические (термокислотная обработка), физические (повторная и дополнительная перфорации, акустическое воздействие на пласт, мини-гидроразрыв) - табл. 1.

Таблица 1 - Виды воздействия на ПЗП в 2004 - 2008 гг. на Уренгойском

НГКМ

Вид обработки Количество обработок-, шт Положительный эффект, шт % успешности

1 2 3 4

Повторная и дополнительная перфорация 169 88 52

Акустическое воздействие на ПЗП 22 10 45,4

Химические методы воздействия на призабойную зону пласта 80 18 22,5

Интенсификация с помощью генератора колебаний 4 — 0

Освоение с помощью азота 10 — 0

Разглинизация по методике СП «Петросах» 2 1 50

Термообработка призабойной зоны пласта 1 — 0

Пневмоимпульсная обработка по методу ОКБ «Пламя» 2 — 0

ИТОГО 291 117 40

Наиболее часто применяемым способом являлась повторная перфорация зарядами ПР-43 при сниженном уровне рабочей жидкости, либо перфорация в нефтяной среде при поднятых НКТ зарядами ПКС-80. Успешность интенсификации при применении этих зарядов составляла в целом около 30%. Применялись заряды повышенной пробивной способности, такие как КПРУ-65, ПК-105С. Это позволило увеличить успешность проводимых работ по интенсификации до 64%.

Успешность ГРП, как метода воздействия, неоднозначна. Принятая в практике разработки газовых месторождений методика расчета продуктивности и дебита скважин основывается на двучленном законе фильтрации и не учитывает тот факт, что нарушение закона Дарси происходит не во всей зоне пласта, а только в ПЗП. Это приводит к значительным ошибкам при оценке параметров по ГДИ в скважинах с ГРП, когда в пласте возникает несколько зон с различными видами течений. Смена режимов течений в отдельных зонах, связанных с нарушением закона фильтрации Дарси, пока не исследована. Это и является предметом настоящего исследования.

В работе выполнен анализ проблем применения ГРП для условий Ямбургского НГКМ, в результате которого выявлено влияние строения пласта на конфигурацию трещин при ГРП.

Во втором разделе рассматриваются законы фильтрации при стационарных исследованиях. Определены границы применимости линейного закона фильтрации при движении газожидкостпых смесей и влияние нарушения закона фильтрации на ИК, выполнен анализ работы скважин с выделением различных областей фильтрации, приведены примеры распределения давления в пласте при притоке газа к скважине с 1рещиной ГРП с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа и дебита.

Исследование скважин на установившихся режимах основано на поэтапном замере дебитов и депрессий на пласт путём изменения диаметров штуцеров (или шайб) на устье. В нефтяных фонтанных скважинах поступление жидкости на поверхность происходит за счёт повышенного пластового давления (превышающего гидростатическое). В газовых - повсеместно даже при малых пластовых давлениях обеспечивается фонтанный режим эксплуатации.

Основным уравнением, используемым при анализе результатов замеров, является закон Дарси, который для радиального потока имеет вид:

" 3 г-х-к-и г.г

где 1'м - пластовое давление, Па; Р3 - забойное давление, Па; ц - дебит скважины, м3/с; и - вязкость газа, Па с; к - проницаемость, м2; И - толщина пласта, м; г, - радиус контура питания, м; г - коэффициент сверхсжимаемости; гс - радиус скважины, м.

На рис. 1а показана диаграмма ИК при линейной зависимости ДР=/(0), полученная при отработке скважины на режимах. По наклону прямой А рассчитывается шдропроводность пласта (А - линейная аппроксимация да1шых давление-дебит, а - угол наклона прямой А)\

г

а-г- 1п— кк г

¡л ЬР-Ъл

а-А.

(2)

х

'в

Гч

X

X:

Ч.

•с

V

б)

\

\

\

\

•V

V

\

р - р Ш1 3

Р - Р

ПЛ * I

р- р.

Рисунок 1 - Типовые диаграммы ИК при линейном законе фильтрации

Если ИК искривляется (как на рис. 16), то для газового объекта это свидетельствует о том, что необходимо применить квадратичную зависимость, учитывающую существенное изменение объёмного коэффициента газа. При этом построение ИК в координатах АР2-/(О) даст прямую линию (рис. 1в).

В случае нарушения закона фильтрации Дарси ИК обычно представляется в виде графиков, приведённых на рис. 2а.

Индикаторная кривая начинается не с начала координат, а с точки А. По длине отрезка А определяется гидропроводность пласта.

Рисунок 2 - Примеры диаграмм ИК для случая нарушения закона фильтрации (Царей)

В отечественной и зарубежной литературе определение характеристик пласта (гадропроводности, проницаемости и др.) основано на указанном подходе. Однако, многочисленные исследования скважин на Ямбургском, Уренгойском и других месторождениях показали, что реальные данные далеко не всегда совпадают с принятыми закономерностями. Особенно существенно отличие при исследовании газоконденсатных скважинах. На рис. 26 показана такая ИК, где ее искривление начинается не с начала координат, а с какого-то момента времени (точка С). При этом: B = tgat 1 - /\Р2 = АО, 2 -

ар2

Показано, что необходимо строить графики ИК для указанного случая как на рис. 2в. При этом возможно определение параметров пласта как в зоне линейной фильтрации, так и - нелинейной.

Особенности формирования плоскопараллельного потока при ГРП в околотрещинной зоне при нарушении закона фильтрации состоит в том, что здесь при достижении скорости фильтрации, равной критической, сразу появляется высокое сопротивление во всей зоне плоскопараллельного потока. А именно, поскольку по мере увеличения депрессии скорость фильтрации растёт в соответствии с законом:

(3)

<ЗХ к ;

тогда после достижения критической скорости , Гкр, уравнение притока примет вид:

или после интегрирования и замены скорости фильтрации на дебит получим:

координата в зоне линейной фильтрации, м.

Таким образом, как видим, давление в зоне плоскопараллельного потока хотя и остается линейно возрастающей функцией, но темп его роста резко изменяется.

Влияние геометрии потока и проницаемости пласта на кривые распределения давления (КРД) показаны на графике - рис. 3. Параметры КРД следующие: на рис. За - L = 200 м, К = 0,1 мкм2; а на рис. 36 - L = 200 м, К = 0,2 мкм2. Дебит (Q, м3/сут) для этих графиков соответственно равен: 1. - 100; 2. - 200; 3. - 300; 4. - 400; 5. - 500. Сплошные тонкие линии на графиках соответствуют КРД для скважин без ГРП.

В плоскопараллельной зоне течения редко наблюдаются потоки с нарушением закона фильтрации. Тем более это не происходит в радиальной и переходных зонах, где площадь поверхности, через которую фильтруется газ гораздо больше, чем в зоне плоскопараллельного потока.

Расчёты показывают, что в удаленной зоне нарушение фильтрации практически не происходит. Таким образом, течение при наличии трещины ГРП в большинстве случаев следует рассматривать как течение по закону Дарси.

За счёт чего же тогда происходит искривление кривых на индикаторных диаграммах в скважинах? Исходя из вышеизложенного, следует, что основная причина этого искривления ИК в скважине с ГРП - влияние коэффициента сверхсжимаемости и вязкости газа.

(5)

где / - длина трещины, м; /? - коэффициент формы; р - плотность, кг/м3; X -

Р. МПа

20-

40.

_____

5

Г гу

■• ! '

а \ б

25-0

500

750

1000

Р, МПа

1000

Рисунок 3 - Графики распределения давления в пласте при работе

скважины с ГРП (а - зона плоскопараллельного течения, б -переходная зона, с - зона радиального потока)

Удельное сопротивление в зоне плоскопараллельного течения имеет вид: « (6)

где / - длина трещины, м; X - координата, м; АХ - интервал фильтрации жидкости, м.

В зоне радиального течения удельное сопротивление равно:

р к-ьг-к-х

которое изменяется по мере удаления от скважины.

Зона плоскопараллельного течения (длиной Х1) обычно принимается равной не более длины трещины, то есть: Л'1 = 1\. Зона радиального течения начинается на расстоянии не менее двух длин трещины, то есть: Х2 = 2Л\. В переходной зоне сопротивление потоку принято как промежуточное значение между сопротивлением в дальней и ближней зонах. На основе данного метода по определению сопротивлений в различных зонах фильтрации получены соответствующие зависимости для давления и дебита. На рис. 4 представлены индикаторные кривые, соответствующие фильтрации: 1 - в условиях действия закона Дарси; 2 - в условиях нарушения закона Дарси при дебите С? > 200 тыс.м3/сут; 3 - в условиях влияния нарушения закона Дарси во всех зонах.

Нарушение закона фильтрации, начинающееся с определённого расхода, происходит скачком (кривая 2), так как скорость фильтрации в плоскопараллелыюй зоне распространяется сразу на всю эту зону, что не происходит в радиальных системах.

В третьем разделе рассматриваются процессы, связанные с нестационарными исследованиями в газовых скважинах. Решения базируются на принципах, изложенных в работах Синко-Лея, которые предложены для описания работы нефтяных скважин с ГРП. В данной работе сделаны поправки на влияние нарушения закона фильтрации в плоско-параллельной зоне. Представлены графические методы анализа данных ГДИ с построением графиков в лог-лог шкалах и декартовых координатах для исследования скважин с проведёнными в них ГРП.

Идентификация различных видов течений по данным изменения давления при испытаниях скважин - важнейшие дополнительные возможности при анализе данных ГДИ. Эти течения фиксируются по данным давлений, записанным в скважинах с ГРП.

О 100 200 300 400 >00 Q , тыс. м3/сут

100 200 300 400

500

600 Р, ат

Рисунок 4 - Индикаторные кривые: 1,2 - в скважине с ГРП; 3 - в скважине без ГРП

Рассмотрена так же задача исследования скважин на установившихся режимах, основанных на поэтапном замере дебитов и депрессий на пласт путём изменения диаметров штуцеров (или шайб) на устье при фонтанной эксплуатации или изменения режима работы глубиниых насосов при механизированной добыче.

При стационарных методах, интерпретация осуществляются нанесением точек Ол и АР, на график ИК (рисунок 5). Затем по наклону прямой рассчитывается гидропроводность пласта.

Недостатком такого подхода для оценки гидропроводности (проницаемости) и других параметров пласта является то, что не всегда

удается получить стабилизированный режим отработки скважины и, кроме того, на процесс притока существенно влияет скин-эффект, величина которого не определяется по ИК.

На практике рассмотренный прием оценки параметров пласта вынуждены применять и при записи нестационарного процесса роста давления на забое во время исследований по восстановлешпо уровня жидкости в затрубном пространстве. Восстановление уровня фиксируется после резкого снижения давления в остановленной скважине путем, например, компрессирования. Тогда полученная кривая притока (которая называется "кривая восстановления уровня", её называют и "кривая восстановления давления") представляется в виде отдельных периодов работы скважины на некоторых «постоянных» режимах (рисунок 5).

Рисунок 5 - Кривые восстановления уровня, представляемые в виде ИК

Подобный подход вынужденный, так как в настоящее время нет пригодных методик для обработки КВУ - то есть исследования нестационарного процесса восстановления уровня жидкости в скважине при создании скачка депрессии. А замеры проводить с применением традиционных методов, таких как запись КВД после отработки скважины, на практике часто неосуществимы из-за необходимости останавливать работающие скважины на

длительное время, установки специального оборудования, подъема скважинного оборудования и т. д.

Однако ошибки и неточности определения параметров пласта при применении методов ИК для обработки КВУ существенны.

В данной работе рассмотрена возможность применения метода эталонных кривых притока для определения гидропроводности. Известны обобщенные кривые давления (эталонные кривые), построенные впервые Кохлхассом Ч.А. (рис. 6, кривые 13 - 16). На рис. 6 Р - относительное давление, /с - безразмерное время, Сб - безразмерная ёмкость ствола скважины.

— Р -Р

Р = (8)

где Р-пл, Ро, Рс, Па - пластовое давление, начальное давление притока, текущее давление притока.

*,= к'д ,, (9)

где к - проницаемость, м2; т - пористость; ц - вязкость, Па*с; р - сжимаемость, Па"1; гс - радиус скважины, м.

Ж--

е.—/г. О»)

ш • р ■ 11

где гок - внутренний радиус обсадной колонны, м; у - удельный вес, Па/м; /г -толщина пласта, м.

Купером Г.Х. построены кривые (5-12) на данном графике, соответствующие более низким значениям ёмкости ствола скважины.

В дайной работе расширен диапазон кривых до ещё более низких значений ёмкости (1-4), соответствующих притокам в ствол скважины при полном его заполнении (то есть, когда поступление жидкости в ствол происходит за счёт сжатия её в скважине). Но самое главное состоит в том, что кривые (1 - 4), по существу, отражают работу газовых скважин при мгновенном пуске их в работу скачком депрессии.

Методика расчёта параметров пласта сводится к нанесению точек на график эталонных кривых: Ра - 1«/. Построения выполняются в том же масштабе, что и выполнен график эталонных кривых.

В таблице 2 приведены значения параметра ёмкости ствола скважины и скин-эффекта - ■!>, соответствующие кривым 1-15 на графике (рисунок 6).

0,5

'Х-;'"

ч. ^

-Ч; -Ч' .: : V

ЩЩ

\ \ \ ч; л ч \ % \ \ ч \ \

\.....;...........V..Л:.. \ х

\ :: \ \ \ I«. V \ \ V

\ Ч: \ \ \ \ \ \\

V ! V. » . Л 4 • \ 1 > V .

: ч?: \ ч , . . ч

\ \ \\\ \ \ ; \ \ \

X \ \ \\ \ \ ; \ V" \ |\ \\\\\ - 4 •

4 \ \ \ Ч * • ^ >< V •,

Л\ч \ \\ \\\

ом

9.1

Рисунок 6 - Интерпретация КВУ (Р, — - безразмерные величины)

Таблица 2 - Значения параметра ёмкости ствола скважины и скин-

Номер кривой 1 2 3 4 5 б 7 8 9 10 11 12 13 14 15

С** ш-4 ю-1 10-' ю-1 10° кЯ 10' 101'' 1<У 10' ю> 10'" 10"1 10'° Ю*

Условия замеров Работа с пакером, 8=0 Работа без пакера, ЯД) 8=0

Подбирая схожую эталонную кривую, совпадающую с данными КП, определяется С6. Затем устанавливается соответствие между фактическим I

на графике КП и безразмерным временем /б/Се и определяется проницаемость. Данная методика, наряду с проницаемостью, позволяет определить пористость пласта.

На примере скв. № 612 пласта БПю2 Северо-Губкинского месторождения показан способ определения гидропроводности по методу эталонных кривых притока. После достижения постоянства состава поступающей из пласта жидкости при непереливающем притоке в скважине определены плотность нефти и минерализация воды (0,840 г/см3 и 1,007 г/см3 соответственно). Начальный динамический уровень составил Нг = 1210 м. Прослеживание уровня велось в течение 12,5 часов. Конечный динамический уровень составил 11() =1022 м. Средний дебит 5,97 м3/сут при НсрЛш<= 1116 м. Общий

объём отобранной из пласта жидкости с учётом свабировашга: 14,2 м3.

График КВУ (рисунок 6), записанной при испытании этого пласта и построеной в полулогарифмических координатах, нанесён на график эталонных кривых. Для расчётов выбраны соответствующие значения параметров, взятых из графика, равные:

с; = Ю5, ^ = 0,98; 1=10 час.

Гидропроводность пласта равна:

ц м' ■м

кк . .„ 3,14-10 2 --2

= 0,98---г= 11,6-10"

ц 3,6-10 -7,35-10 Па-с

Аналогично выполнена обработка и еще по двум объектам, испытанным в данной скважине. В целом интерпретация полученных диаграмм уровней жидкости в скважине № 612 Северо-Губкинского месторождения отражена в виде параметров гидропроводности пластов, приведенным в таблице 3. Приведены и результаты обработки КВУ по принятой в настоящее время методике.

Отличие в полученных результатах существенно. Разница в определяемых параметрах объясняется неверными результатами обработки по схеме ИК.

Таблица 3 - Гидропроводность пластов определённая 2-мя разными способами

Расчет по Расчет по

№ объекта индикаторным эталонным кривым

кривым притока,

(мкм2*см)/(МПа*с) (мкм2*см)/(МПа*с)

1 4,71 11,6

2 4,72 17

3 2,72 17,3

Данные давления на забое, зарегистрированные манометром, не достигли состояния стабилизации и не получены, так называемые, "установившиеся режимы" испытания. Поскольку метод эталонных кривых не зависит от стабилизации давления, то параметры пласта по этому методу более точно отражают фильтрационные свойства пластовых сред.

В четвёртом разделе рассматривается вопрос о применении ГРП - одного из наиболее эффективных методов повышения продуктивности скважин, который в настоящее время достаточно широко применяется в нефтяной промышленности. В газовой промышленности этот метод находится на начальной стадии освоения. Большая часть способов проведения и расчётов при планировании ГРП взяты из опыта работ в нефтяных скважинах. Первые проведенные операции по ГРП на газовых объектах выявили существенные их особенности и отличия от нефтяных объектов. На рис. 7 показана конфигурация трещин для газового - а) и нефтяного - б) пластов.

В первом случае трещины являются узкими и более вытянутыми по простиранию и толщине пласта, а во втором - широкими по раскрытости и менее длинными. Параметры таких трещин существенно различаются.

Разработана методика планирования операций ГРП в зависимости от необходимости получения того или ииош дебита, определения режима закачки

рабочих агентов (жидкости разрыва и проппанта), которые определяют форму и конфигурацию трещины.

Рисунок 7 - Конфигурация трещин, получаемых при ГРП скважин газовых - а) и нефтяных - б)

Результаты ГРП на нефтяных месторождениях Тюмени свидетельствуют о том, что конфигурации трещин, проектируемых при планировании операций зарубежными фирмами, не всегда соответствуют получаемым дебитам в результате проведения операций. Выяснилось, что вид трещин существенно зависит от структуры слоев расчленённого продуктивного пласта.

Доказано, что на практике маловероятно, что все пропластки одновременно повергаются разрыву. Сначала происходит разрыв в одном из них. Тот факт, что только один из пропластков подвергается ГРП, можно объяснить так:

во всех пропластках одновременно не могут раскрыться все микротрещины при достижении давления разрыва пласта;

когда в одном из пропластков образуется трещина, то она начинает поглощать закачиваемую жидкость, при этом происходит резкое падение давления на устье, а дальше закачка ведется при новом значении давления, меньшем давления разрыва пласта-коллектора. При этих условиях

микротрещины в соседних пропластках не могут раскрыться с образованием новых трещин.

Дизайн трещины, например, для трехслойного пласта имеет какой-то из указанных на рисунке 8 видов. Такая конфигурация трещин более соответствует конечным дебетам скважины после ГРП.

Рисунок 8 - Модели распространения трещины в скважине с однородными свойствами пласта и пропластков

Если же пропластки имеют разные, существенно отличающиеся размеры, то развитие трещины не обязательно должно формироваться в центральной зоне, как это делается всеми фирмами мира (Шлюмберже, Халибуртон, Би-Джи и др.). Как выяснилось, трещина начинает формироваться против наиболее широкого по толщине ппопластка.

В результате данных исследований разработана технология выбора скважин и режимов ГРП для различных типов коллекторов. При этом предусмотрено следующее:

1. В монолитных пропластках, изолированных мощными глинистыми перемычками, основной разрыв происходит по одному из пропластков. Чтобы были разорваны все пропластки, необходимо, последовательно их рвать с отсыпкой.

2. Если пропластки имеют разные толщины, то при гадроразрыве прорвется пласт наибольшей толщины.

3. Если пласт находиться в нижней части разреза, то необходимо выполнить щадящий разрыв, чтобы не прорвать глинистую перемычку и не подтянуть воду. Но лучше всего сделать отсыпку и выполнить разрыв по обычной схеме.

В делом выполненные разработки опробованы при проведении исследований скважин и планировании ГРП на Уренгойском месторождении.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Для изучения процессов фильтрации жидкостей и газов в системе "пласт - трещина - скважина" разработана модель, основанная на численном анализе стационарных и нестационарных процессов движения флюидов в пласте до и после ГРП, которая учитывает нелинейность закона фильтрации.

2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит только в близлежащей к стволу скважины зоне размерами от 1,5 до 15 м. Показаны соответствующие этим условиям виды ИК и предложен способ интерпретации таких кривых. Это особенно важно при замерах в скважинах с ГРП, где формируется три вида потоков в пласте: плоскопараллельный, переходной и радиальный.

3. Показано, что при значительных изменениях депрессии на пласт искажение ИК связано с существенным изменением коэффициента сверхсжимаемости в зависимости от распределения давления в пласте. Усреднение этого параметра, как это делается в стандартных схемах расчёта, приводит к ошибкам при определении продуктивности пласта в 1,2 1,5 раза.

4. Разработана методика оценки продуктивности скважин и параметров пласта при мгновенном пуске скважин со скачком депрессии, основанная на эталонных кривых, являющихся точным решением уравнения диффузии. Такие КВУ обрабатываются в настоящее время по схеме ИК, что приводит к существенным ошибкам.

5. Показано, что при ГРП в газовых скважинах механизм создания трещины существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах. Технология

проведения ГРП в этих скважинах связана с более поздним режимом закачивания проппанта (в нефтяных скважинах через 5-10 минут после начала операции, в газовых - через 30-40 минут). Доказано, что трещина формируется и создаётся наибольшей протяжённости в одном из монолитных пропластков. При различной их толщине - в самом мощном. Поэтому предлагается последовательно для разрыва всех пропластков осуществлять несколько работ с предварительной отсыпкой забоя проппантом.

6. Предложенные методы расчёта и технологии ГРП опробованы в условиях Уренгойского НГКМ.

Основное содержание диссертации опубликовано и следующих печатных изданиях:

1. Кустышев A.B. Опыт работ по гидравлическому разрыву пласта на Ямбургском месторождении / A.B. Кустышев, А.П. Токарев, Е.А. Орлов, Д.А. Кустышев, В.Б. Обидиов, О.В. Сизов // Применение современных методов исследований пластов и скважин при решении задач разработки нефти и газа: Сб. трудов кафедры "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" - г. Тюмень: Издательство "Восток Бук", 2004 г. - вып. 1. -с.191-193.

2. Кряквин Д.А. Проблемы эксплуатации газовых скважин Заполярного месторождения / Д.А. Кряквин, A.B. Кустышев, А.П. Токарев // "Труды кафедры РЭГМ": Выпуск 3 . - г.Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2006 г. - с. 134-145.

3. Карнаухов M.JI. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнешш диффузии / M.JI. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // "Труды кафедры РЭГМ": Выпуск 3. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2006 г. - с.22-27.

4. Карнаухов M.JI. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии / M.JI. Карнаухов, Е.М. Волкова, А.П. Токарев, Е.Е. Евстрахина // "Состояние, тенденции и проблемы

развития нефтегазового потенциала Западной Сибири". - г. Тюмень, ФГУП ЗапСибНИИГТ, 2007 г. -с.243-246.

5. Токарев А.П. Исследование скважин на стационарных режимах / А.П. Токарев, M.JI. Карнаухов // "Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газокоиденсатных месторождений"'. Конференция молодых специалистов. - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2008 г. - с. 43-47.

6. Токарев А.П. Обзор типов ГРП / А.П. Токарев, Е.М. Пьянкова, М.Л. Карнаухов // "Сборник трудов кафедры РЭГМ". - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2008 г. - с.45-50.

7. Токарев А.П. Интерпретация кривых восстановления уровня / А.П. Токарев // "Известия вузов". - г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, № 4, 2009 г. - с.25-28.

8. Токарев А.П. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин в процессе разработки нефтяных месторождений / А.П. Токарев, Е.М. Пьянкова // "Нефтяное Хозяйство" Россия. - М, №3, 2009г. - с. 42-43.

9. Чивилёва О.В. Определение продуктивности скважины с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа / О.В. Чивилёва, Е.М. Пьянкова, А.П. Токарев // "III научно-техническая конференция Современные технологии для ТЭК Западной Сибири". - г. Тюмень, 2009г. - с. 185-186.

10. Кустышев A.B. Пат. 23064112РФ.Е21В43/26. Способ гидравлического разрыва пласта газовой скважины / A.B. Кустышев, В.Б. Обидиов, Г.П. Зозуля, Д А. Крякв ин, A.B. Афанасьев, С.Г. Кочетов, А.П. Токарев, Е.Ю. Лахно (РФ). -№2005140129, Заяв. 21.12.05; Опубл. 20.09.07, Бюл.№26.

Соискатель

А.П.Токарев

Отпечатано в типографии ООО «Бланкит» 625000, г.Тюмень, ул. Луначарского, 28. Тел.: (3452) 43-50-63,78-43-02 Тираж 100 экз.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Токарев, Александр Павлович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Проблемы разработки и эксплуатации газовых скважин (на примере Заполярного месторождения).

1.2 Состояние разработки и основные проблемы эксплуатации скважин нижнемеловых залежей Ямбургского НГКМ.

1.3 Анализ проблем применения ГРП на месторождениях нефти и газа.

1.4 Влияние строения пласта на конфигурацию трещины при ГРП.

1.5 Постановка задач.

2. ЗАКОНЫ ФИЛЬТРАЦИИ И СТАЦИОНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

2.1 Границы применимости линейного закона фильтрации при движении газожидкостных смесей.

2.2 Исследование скважин на стационарных режимах.

2.2.1. Влияние нарушения закона фильтрации на ИК.

2.2.2. Анализ работы скважины с выделением области фильтрации.

2.2.3 Расчёт ИК с учётом наличия зоны нарушения фильтрации по закону Дарси.

2.3 Распределение давления в пласте при притоке газа с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа.

2.4 Приток газа к скважине с трещиной ГРП.

3. НЕСТАЦИОНАРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.

3.1 Теоретические представления о гидродинамических исследованиях скважин с трещинами гидроразрыва пласта.

3.2 Интерпретация данных ГДИ в скважинах с ГРП.

3.3 Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин в процессе разработки нефтяных месторождений.

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

4.1 Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП.

4.2 Общие рекомендации по проведению ГРП на газоконденсатных скважинах Ямбургского НГКМ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка методов оценки продуктивности скважин и интерпретации результатов исследования после ГРП"

Актуальность работы

В последние годы на месторождениях Западной Сибири наблюдается замедление роста добычи газа. В 2004 году рост добычи газа составил 11% (к уровню предыдущего года), в 2007 году - 9 %, в 2008 году - 2,4 %, в 2009 году - 2,1 %. Для поддержания добычи на достигнутых уровнях в эксплуатацию вовлекается все большее количество низкопродуктивных неоднородных пластов и пропластков. Разработка таких залежей ведется с применением методов интенсификации притока газа, газоконденсата и нефти к забоям скважин, наиболее распространенным из которых является гидроразрыв пласта (ГРП).

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

Развитию теории и практической реализации новых технологических решений при разработке нефтяных и газовых месторождений, связанных с ГРП, посвящено множество исследований как в нашей стране, так и за рубежом. Однако на практике достаточно часто встречаются случаи, когда ожидаемое увеличение продуктивности скважины, рассчитанное на основе идеализированных моделей, не совпадает с фактическим. Это связано с тем, что горно-геологические условия не совпадают с моделями, которые заложены в основу проектирования операций ГРП.

Отмечается достаточно высокий уровень проработки вопросов теории и практики ГРП в нефтяной отрасли. В газовой отрасли этот вид интенсификации пласта только начинает осваиваться и первый опыт ГРП на газовых объектах показал их существенное отличие от нефтяных. В первую очередь это касается того, что механизм закачивания рабочих агентов существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах.

Имеются нерешенные проблемы как в оценке ожидаемой продуктивности скважин, так и при интерпретации кривых восстановления давления (КВД), полученных во время гидродинамических исследований скважин (ГДИ) после ГРП. Поэтому разработка и совершенствование методов оценки продуктивности и интерпретации кривых восстановления давления в скважинах после ГРП продолжают оставаться актуальной проблемой для газовой отрасли.

Цель исследований. Повышение газоизвлечения пластов путём применения наиболее эффективных методов ГРП и исследований скважин.

Основные задачи исследования

1. Изучение особенностей движения газа в пласте до и после ГРП с учётом нелинейности законов фильтрации.

2. Разработка усовершенствованной гидродинамической модели фильтрации газа в системе «пласт-трещина-скважина», позволяющей наиболее достоверно решать стационарные и нестационарные задачи, связанные с технологией ГРП.

3. Разработка методики оценки продуктивности газовых скважин при ГРП с учетом длины и проницаемости трещин.

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

5. Совершенствование методов планирования и проведения ГРП в газовых скважинах.

Научная новизна выполненной работы

1. Уточнена модель фильтрации газа в системе «пласт-трещина-скважина», учитывающая нелинейность потока в прискваженной, переходной и удалённой зонах.

2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит только в близлежащих к стволу скважины зонах (от 1,5 до 15м). Показано, что необходимо применять квадратичную зависимость для течения газа в ПЗП, а закон Дарси - в удалённой зоне.

3. Предложены научно обоснованные и экспериментально подтверждённые зависимости расчета параметров пласта по индикаторным кривым (ИК) и КВД, записанных в скважинах до и после ГРП с выделением участков, характеризующих плоскопараллельное, переходное или радиальное течения.

4. Доказано, что при ГРП в газовых скважинах механизм формирования трещин существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах, которые характеризуются малой раскрытостью за счёт различий вязкости нефти и газа. Это стало основой для корректирования режимов закачки проппанта.

Практическая ценность работы

Предложена гидродинамическая модель движения жидкости в системе «пласт-трещина-скважина» для оценки гидродинамических свойств пластов, продуктивности скважин и интерпретации данных гидродинамических исследований скважин (ГДИ).

Методика для оценки продуктивности скважин после ГРП и интерпретации данных ГДИ апробирована в условиях Ямбургского месторождения. Результаты исследований позволили уточнить параметры гидродинамической модели разработки месторождения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Токарев, Александр Павлович

Основные выводы и рекомендации

1. Для изучения процессов фильтрации жидкостей и газов в системе "пласт - трещина - скважина" разработана модель, основанная на численном анализе стационарных и нестационарных процессов движения флюидов в пласте до и после ГРП, которая учитывает нелинейность закона фильтрации.

2. Установлено, что нарушение линейного закона фильтрации происходит только в близлежащей к стволу скважины зоне размерами от 1,5 до 15 м. Показаны соответствующие этим условиям виды ИК и предложен способ интерпретации таких кривых. Это особенно важно при замерах в скважинах с ГРП, где формируется три вида потоков в пласте: плоскопараллельный, переходной и радиальный.

3. Показано, что при значительных изменениях депрессии на пласт искажение ИК связано с существенным изменением коэффициента сверхсжимаемости в зависимости от распределения давления в пласте. Усреднение этого параметра, как это делается в стандартных схемах расчёта, приводит к ошибкам при определении продуктивности пласта в 1,2 1,5 раза.

4. Разработана методика оценки продуктивности скважин и параметров пласта при мгновенном пуске скважин со скачком депрессии, основанная на эталонных кривых, являющихся точным решением уравнения диффузии. Такие КВУ обрабатываются в настоящее время по схеме ИК, что приводит к существенным ошибкам.

5. Показано, что при ГРП в газовых скважинах механизм создания трещины существенно отличается от ГРП в нефтяных скважинах. Технология проведения ГРП в этих скважинах связана с более поздним режимом закачивания проппанта (в нефтяных скважинах через 5-10 минут после начала операции, в газовых - через 30-40 минут). Доказано, что трещина формируется и создаётся наибольшей протяжённости в одном из монолитных пропластков. При различной их толщине — в самом мощном. Поэтому предлагается последовательно для разрыва всех пропластков осуществлять несколько работ с предварительной отсыпкой забоя проппантом.

6. Предложенные методы расчёта и технологии ГРП опробованы в условиях Уренгойского НГКМ.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Токарев, Александр Павлович, Тюмень

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

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

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

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

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

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

7. Глова В.Н., Латышев В.Н. "Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО "Пурнефтегаз'У/Нефтяное хоз во, 1996, № 1. - С. 5254.

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

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

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

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

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

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

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

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

16. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Влияние скин-эффекта и притока после закрытия скважины на кривые восстановления давления, получаемые при испытании скважин в процессе бурения// Нефт.хоз-во. 1976, № 1. - С. 25-37.

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

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

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

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

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

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

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

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

25. Кучумов Р.Я., Сагитова Р.Г., Хабибуллин З.А. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.-94 с.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

51. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982-1983, 1988-1989.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

104. Карнаухов M.JI. Применение массированных ГРП при разработке месторождений / M.JI. Карнаухов, А.В. Саранча // Сборник научных трудов, посвященный 50-летию ТюмГНГУ: Сб. тр. ТюмГНГУ. Тюмень: 2006. — с. 129-132.

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

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

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

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

109. Саранча А.В. Оценка скин-эфектов до и после ГРП по КВУ //

110. Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. -Тюмень: 2007. с.179-181.

111. Евстрахина Е.Е. Исследование пластов при пуске скважин в работу / Е.Е. Евстрахина, А.В. Саранча, У.М. Карнаухова // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири (Том 2): Сб. научн. Тр. Тюмень: 2007. - с. 187191.

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

113. Токарев А.П., Кряквин Д.А., Кустышев А.В. Проблемы эксплуатации скважин газового месторождения // "Труды кафедры РЭГМ" Выпуск 3 . г.Тюмень, изд. ТюменГНГУ 2006г. с. 134-145.

114. Токарев А.П., Карнаухов М.Л., Волкова Е.М., Евстрахина Е.Е. Совершенствование методов гидропрослушивания скважин на основе решения уравнения диффузии // "Труды кафедры РЭГМ" Выпуск 3 . г.Тюмень, изд. ТюменГНГУ, 2006 г. с.22-27.

115. Токарев А.П., Карнаухов M.JI. Исследование скважин на стационарных режимах // "Проблемы интенсификации скважин при разработке газовых, газоконденсатных месторождений" Конференция молодых специалистов, г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ, 2008 г.

116. Токарев А.П., Пьянкова Е.М., Карнаухов M.JI. Обзор типов ГРП // Чюкланова С.П., Рожков И.В. "Сборник трудов кафедры РЭГМ" г. Тюмень, изд. ТюменГНГУ, 2008 г.

117. Токарев А.П. Интерпретация кривых восстановления уровня // "Нефть и Газ", г. Тюмень, изд. ТюмГНГУ , № 4, 2009, с. 45-50.

118. Чивилёва О.В., Пьянкова Е.М., Токарев А.П. Определение продуктивности скважины с учётом изменения коэффициента сжимаемости газа // "III научно-техническая конференция Современные технологии для

119. ТЭК Западной Сибири", г. Тюмень, ул. Республики, 148 1/2, типография "Печатник", 2009 г., 185 с.