Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологий по освоению нефтегазовых месторождений Эль-нор и Эль-форат на севере Ирака с применением горизонтальных скважин

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий по освоению нефтегазовых месторождений Эль-нор и Эль-форат на севере Ирака с применением горизонтальных скважин"

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

На правахрукописи УДК /622.276+622.279/.004.14 (547)+622.243.24

Джавад Али Хусейн

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ПО ОСВОЕНИЮ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЭЛЬ-НОР И ЭЛЬ-ФОРАТНАСЕВЕРЕ ИРАКАС ПРИМЕНЕНИЕМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность:25.00.17- «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений»

Автореферат Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2005 г.

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

д.т.н, профессор Алиев З.С. д.т.н, профессор Сахаров В.А. к.т.н. Тупысев М.К.

Ведущее предприятие: Институт Проблем нефти и газа РАН и Министерства Образования РФ.

Защита диссертации состоится " о! » Мо/>Та 2005г в /5 час. 00_ мин. в аудитории 7^/ на заседании диссертационного совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект.65.

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

Автореферат разослан *' " 2005г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н, профессор (О ^^Сомов Б.Е.

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Ирак является второй в мире страной по запасам нефти. Доказанные запасы нефти на 01.01.2004г оцениваются в размере 16,47 млрд.т., а газа - 3,1 трил.нм3. Вероятные запасы нефти Ирака оцениваются в 32,4 млрд.т. По отношению к мировым запасам запасы Ирака на 01.01.2004г составляет 9,1% нефти и 1,8% газа. К настоящему времени в стране открыто более 100 месторождений нефти и газа с различными запасами. В разработке находятся около 20 месторождений с числом добывающих скважин 1685 ед. Этот фонд обеспечивал средне суточную добычу нефти на 2ООЗг в количестве 282,43 тыс.т. (около 74 млн.т. в год)

Основным способом разработки наиболее крупных нефтяных месторождений Ирака является заводнение (как естественный водонапорный режим, так и искусственный) с применением вертикальных скважин.

На территории Северного Ирака характеристика месторождений (Киркук, Джамбур, Эль-форат, Эль-нор и др.), отличаются наличием сложнопостроенных коллекторов, трещиноватостью пород, неоднородностью и анизотропией пласта. В процессе эксплуатации вертикальных скважин происходит образование конуса воды и газа. Нефть отличается и высокой вязкостью в ряде случаев превышающим 15 мПа.с и плотностью превышающей 900 кг/м3. Эти свойства нефти приводят к значительному снижению дебита нефтяных скважин.

Мировая практика разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей нефти является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеизвлечение.

Характеристики продуктивных пластов и свойства флюидов многих месторождений Ирака идентичны общепризнанным критериям применения этой технологии в мире, но национальная нефтяная промышленность в настоящее время (до начала этого диссертации) не располагает достаточным опытом в области данной технологии. Поэтому для Ирака применение горизонтальных скважин является одной из актуальных задач.

Целью диссертационной работы является определение эффективности применения горизонтальных скважин в процессе разработки нефтегазовых месторождения Эль-Нор и Эль-форат путем сравнения полученных результатов при вскрытии пласта горизонтальными, горизонтально-наклонными и вертикальными скважинами. Выбор конструкции горизонтальных скважин при разработке месторождения на режиме истощения и с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Обоснование конструкции горизонтальных скважин

приближенными методами на примере фрагмента нефтяного месторождения Эль-форат с учетом влияния на их производительность геологических, технологических и технических факторов.

Для достижения указанной цели были решены следующие задачи:

1. Произведен анализ и сравнение результатов расчетов дебита горизонтальной скважины с применением различных приближенных аналитических методов, на примере нефтяного месторождения Эль-форат.

2. Установлено влияние параметров пласта; расположения горизонтального ствола и потерь давления на горизонтальном участке на производительность горизонтальной скважины;

3. Определены предельно-безводные дебиты горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших залежь с подошвенной водой.

4. Произведен анализ показателей прогнозирования разработки фрагмента нефтегазового месторождения Эль-Нор системой горизонтальных скважин с учетом влияния различных параметров на их производительность ( длины ствола, величены критической насыщенности нефти и режима работы фрагмента).

5. Установлена эффективность применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных), вскрывших фрагмент месторождения Эль-Нор, путем сравнения полученных результатов для обоснования и выбора типа и конструкции скважин.

6. Установлен характер зависимости влияния разработки фрагмента месторождения Эль-Нор на распределение водоносыщенности и пластового давления продуктивных пропластков, вскрытых различными типами скважин на режиме истощения и с поддержанием пластового давления.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались аналитические и численные методы, основанные на системе уравнений многомерной многофазной нестационарной фильтрации в анизотропной и неоднородной по толщине залежи и проведении математических экспериментов.

Научная новизна диссертации заключается:

1. В оценке критериев применения горизонтальных скважин при разработке месторождений Ирака;

2. Обосновании с использованием аналитических методов устойчивого безводного технологического режима эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин на примере месторождения Эль-форат.

3. Установлении характера влияния потерь давления вдоль горизонтального ствола на производительность горизонтальной скважины при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке ствола на примере месторождения Эль-форат.

4. Установлении эффективности применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных) путем сравнения показателей разработки на примере фрагмента многообъектной залежи Эль-нор, с использованием численных методов на геолого-математических моделях.

Практическая ценность.

Развитие возможностей применения горизонтальных скважин для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака.

Апробация диссертации.

Основные положения работы доложены на:

- IV международном семинаре " Горизонтальные скважины ", Москва, 2004 г.

- 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2008 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 4 статьи.

Структура и объем диссертации.

Диссертация состоит из введения, трех глав, выводов, списка литературы и приложения. Общий объем работы составляет 172 страниц машинописного текста, 70 рисунков, 23 таблиц, список литературы из 114 наименований.

Автор выражает сердечную благодарность своему научному руководителю проф. Алиеву 3. С. за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы. Автор благодарен проф. Сомову Б.Е. за научные консультации и помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геологическими характеристиками.

Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, проф. Басниеву К. С, преподавателям и сотрудникам кафедры за помощь при выполнении диссертации.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и задачи исследований.

Первая глава содержит краткую историю развития и состояния нефтяной промышленности Ирака. Изложен обзор приближенных аналитических методов определения дебита горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные изотропные и анизотропные пласты и анализ мирового опыта эксплуатации месторождении горизонтальными скважинами.

На территории Ирака первое нефтяное месторождение промышленного значения было открыто на площади Нефтхана в 1923 г. в карбонатной толще свиты кальхур. В 1927 - 1930 гг. в этой области бвшо открыто месторождение Киркук, оказавшееся одним из крупнейших месторождений не только среднего востока, но и всего мира. В последующие годы новые нефтяные месторождения открывались как на территории Северного Ирака (Айн-Зала, Бутма, Бай-Гассан, Джамбур, и др.), так и в южной части страны (Зубейр,Румейла,и др.).

В северном Ираке основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатной свите кальхур. Здесь эта толща объединяет отложения среднего и верхнего эоцена, олигоцена и нижнего миоцена. Залежи нефти обнаружены в отложениях мелового возраста - в карбонатный породах свиты Щираннон, Камчука и Масстрихта. В разрезе южной части страны залежи приурочены к известнякам (свиты Хасиб, Мещриф, Мауддуд и др.), и терригенным отложениям (свита Нахр-умар - песчаник с прослоями известняков, Зубейр -песчаники).

Обзор литературы показал, что к настоящему времени задачи фильтрации нефти к горизонтальной скважине для определения ее производительности и влияние различных факторов на дебит нефти, были решены с использованием двух основнвк направлений:

1- Аналитических методов, для однородных изотропных и анизотропных пластов.

2- Численнвк, путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных залежей, основанных на решении системы уравнений многомерной, многокомпонентной, многофазной нестационарной фильтрации в пористой среде.

Имеющиеся приближенные аналитические методы, описывающие связь градиента давления со скоростью фильтрации флюида к горизонтальной скважине, отличаются как по постановке задачи, так и по геометрии фильтрации, т.е по форме зоны дренирования (круга, эллипсоида, прямоугольника и усеченного шара).

В диссертации проведен анализ имеющихся методов, Меркулова В.П., Борисова Ю. П., Никтина В.Г., Giger F.M., Joshi S.D., Babu D.K. и Odeh A.S.,

Renard G.I. и Dupug J.M., Goode P. А., Алиева З.С. и Шеремета В.В., Ибрагимова А.И., Лысенко В. Д., Чарного И.А. и др.

Прогноз дебитов нефти с помощью приближенных аналитических методов с учетом изменения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, изменения фазовых проницаемостей и других факторов невозможен. Поэтому для достоверного прогноза показателей разработки нефтегазовых и нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин использован метод создания геолого-математических моделей фрагментов и проведения математических экспериментов.

В заключительной части первой главы изложен опыт разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин в России и мире путем создания геолого-математических моделей и использования приближенных аналитических методов с совокупным учетом влияния геологических, технических и технологических факторов на режим работы горизонтальной нефтяной скважины.

Вторая глава посвящена исследованию и сравнению результатов расчета дебита горизонтальной скважины методами предложенными;

- Борисовым Ю. П. и др., которые допускают, что зона дренируемая горизонтальной скважиной имеет форму круга;

- Giger F.M., Joshi S.D., которые допускают, что зона дренируемая горизонтальной скважиной имеет форму эллипса;

- Алиева З.С. и Шеремета В.В. и Renard G.I. и Dupug J.M., которые допускают, что зона дренируемая горизонтальной скважиной имеет форму полозообразного пласта.

Из полученных результатов при различных соотношениях толщины пласта h, длины горизонтального ствола L,^ абсолютной проницаемости к, депрессии на пласт и радиуса контура питания следует, что все эти методы хотя и отличаются друг от друга, однако дебиты определенные по ним достаточно близки, и разница между ними связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования (см.табл.1).

Далее во второй главе изучено влияние параметров пласта на производительность горизонтальной скважины; толщины пласта, параметра анизотропии ß, проницаемости пласта, радиуса контура питания и.т.д.

Поставленная задача изучалась аналитическими методами Joshi S.D., Алиева З.С. и Шеремета В.В. на примере нефтяного месторождения Эль-форат на севере Ирака.

Из проведенных расчетов следует, что дебит горизонтальной скважины (ГС) пропорционально изменяется с изменением толщины пласта, параметра анизотропии абсолютной проницаемости пласта к и депрессии на пласт при

Таблица 1

Результаты расчетов дебита горизонтальной скважины при различных методов

1/п № м 1. и н и К Д»рс № МПа .101*11 80 а (М'/суг) в1д*г РМ О (М'/сут) МЬаг«! а I (М'/сут) Борисов ЮП а (М'/суг) Альма 3 С а (М'/сут)

1 700 400 26 006 01 1 90 200 1 90 1 90 1 7

2 700 600 26 006 0 1 240 260 250 2 60 23

3 700 800 26 006 0 1 300 330 3 10 3 10 30

4 700 1000 26 006 0 1 3 во 440 370 380 38

6 700 400 60 006 01 320 340 340 340 29

б 700 600 60 006 01 420 460 440 440 44

7 700 800 50 006 0 1 630 6 90 660 660 68

8 700 1000 50 006 01 640 7 70 670 670 72

9 600 400 50 0 06 0 1 360 400 390 390 40

10 600 600 60 005 0 1 600 6 70 630 6 30 60

12 600 800 60 006 0 1 660 860 7 00 700 78

13 600 1000 60 0 06 0 1 840 - 890 920 98

14 700 400 50 0 1 0 1 640 680 680 680 66

16 700 600 60 0 1 0 1 840 900 880 8 80 88

16 700 800 60 0 1 0 1 1060 1180 1100 1100 116

17 700 1000 60 0 1 0 1 12 80 16 40 13 40 13 40 14 4

18 700 400 60 06 0 3 96 00 102 00 102 00 102 00 94 0

19 700 600 60 06 03 126 00 13500 132 00 132 00 132 0

21 700 800 60 06 03 169 00 177 00 16600 16500 174 0

22 700 1000 60 06 03 192 00 23100 201 00 201 00 216 0

увеличении Ь, Р, к и ДР, с увеличением длины горизонтального ствола Ь|0р, дебит ГС увеличивается, а снижение с увеличением длины горизонтального ствола приводит к увеличению дебита нефти (см рис 1 а, б)

Из сравнения коэффициентов продуктивности горизонтальной (.^ор) и вертикальной (.^р) скважин при различных величинах толщины пласта и длины горизонтального ствола следует, что при увеличении Ьгор, отношение ^„(/(тр увеличивается

Но степень увеличения отношения ¡,ар^».р при Ь=250м меньше, чем при Ь=10м, так как при большой величине толщины пласта влияние на .^р выше, чем на 1|ор

Далее во второй главе рассмотрено влияние расположения ствола на производительность горизонтальной нефтяной скважины Проведенными расчетами установлено, что наилучшим расположением ствола является его симметричное расположение Установлено, что при перемещении горизонтального ствола по толщине пласта при общей толщине п = 50 м в диапазоне изменения параметра анизотропии снижение дебита

Рис.1. Влияние различных технологических факторов на производительность горизонтальных нефтяных скважин: а- влияние депрессии на пласт; б- влияние радиуса контура питания; в- влияние асимметричною расположения горизонтального ствола при различных параметрах аннзотропии.

горизонтальной скважины для рассмотренного примера по сравнению с дебитом симметричного расположения ствола составляет 3,5 % < <6% соответственно (см.рис.1.в).

В этой же главе приведено сравнение коэффициентов продуктивности горизонтальной скважины, расположенной в центре пласта (.(¡¡»о) и асимметрично от центра (1б) при различных расстояниях 5 (5 вертикальное расстояние между центром скважины и срединой толщины пласта) и отношениях Ц/Ь. Следует подчеркнуть, что если горизонтальная скважина имеет значительную длину по сравнению с толщиной пласта, то ее расположение незначительно снижает продуктивность. Так, например, при Ц/И=40, И=50м и 8=22,5м, разница в продуктивности между ^=оИ ^ не превышает 1%. Но, при Ц/И=1, И=50м и 6=22,5м, разница в продуктивности между И ■'а около 6% .

При высоком дебите ГС и незначительной депрессии на пласт, потери давления по длине горизонтального ствола влияют как на производительность скважины так и на ее конструкцию.

В диссертации предложен приближенный метод определения потерь давления вдоль горизонтального ствола при движении нефти по стволу оборудованного фонтанными трубами и без них (см.рис.2 .а,б).

Этот метод основан на использовании двух уравнений в частности:

- уравнение фильтрации нефти к горизонтальному стволу (формула З.С.Алиева) имеет вид;

- уравнение описывающее соотношение между градиентом давления по стволу и

потоком П ГП :гг, ГОПИ^ОПТЯ ТТЬПОГО <"пи)1'А~

где- ДР„ -депрессии на пласт; Р1 - давление на стенке горизонтального ствола скважины; Р„- пластовое давление; Ц-длина горизонтального ствола; Я,..; — радиусы скважины и контура питания соответственно; - вязкость нефти; объемный коэффициент нефти; X,-коэффициент гидравлического сопротивления труб; р„ -плотность нефти; Б-площадь поперечного сечения горизонтального ствола; Б- внутренний диаметр обсадных колонн; (1,, -внешний диаметр фонтанных труб; g-ускорение свободного падения; с' - параметр, обозначении с свойствами пористой среды и нефти, а также геометрией дренируемой зоны и определяется по формуле:

Рис.2. Схема горизонтального ствола для расчета дебита скважины и потерь давления при движении нефти по стволу: а- без фонтанных труб; б- с фонтанными трубами.

(3)

__(21с/Ц.В.)

С"Г, 211. , 2я,"1 ^-(ь-гя.)

1+ 1п +-----

I ь-гя, ь ] 2Ь

Уравнения (1) и (2), были совместно решены с использованием метода последовательных приближений.

Из полученных результатов при отсутствии фонтанных труб в горизонтальном стволе, следует, что при увеличении длины ствола, влияние потери давления на дебит горизонтальной скважины увеличивается и приводит к снижению степени роста дебита.

Максимальная длина горизонтального ствола в рассматриваемом случае составляет L = 3400M. Дальнейшее увеличение этой длины приводит к снижению интенсивности роста дебита нефти. Величина забойного давлении вдоль ствола снижается от торца к переходу от горизонтального направления ствола в вертикальное (см.рис.З.а).

Увеличение диаметра ствола приводит к снижению потерь давления, росту дебита нефти и максимальной длине ствола. Так, на пример, увеличение диаметра обсадной колонны от 114мм до 164мм приводит к снижению влияния потерь давления и увеличению дебита нефти, а максимальная длина ствола изменяется от 1750м до 3400м соответственно.

При наличии фонтанных труб в стволе по принятой схеме (см.рис.2.б), дебит горизонтальной скважины определяется суммой дебитов из зоны, где нет фонтанных труб 0|,| и дебита из зоны ,где они имеются т.е

Установлено распределение забойного давления по длине горизонтального ствола при наличии в нем фонтанных труб различной длины, с наружными

ЭОО 4ЮО ООО ООО

ц м

Рис.3- а- Изменение дебита нсфгн, забоиною давления и пои-ри давлении но длине гориюнталыю! о ствола бе! фошанных труб; б- распределение давлении в юрнюшальном стволе ибирудованным фонтанными фубамн при с1а|1, =144 мм; в- щменеиие деби1а ГС ог длины фонтанных |руб в юриюшалынш сIволе при рллнчиых д|ыме1рах фошанных труб.

диаметрами dHn 62 мм и 114 мм. Увеличение длины и диаметра фонтанных труб приводит к росту потерь давления в затрубном пространстве (см.рис.3.б).

Для каждого диаметра фонтанных труб при заданном диаметре обсадной колонны существует некоторая оптимальная длина фонтанных труб в горизонтальном стволе, характеризуемая максимальным суммарным дебитом. В рассматриваемом нами примере оптимальная длина этих труб колеблется от 230м для d„„ =144 мм до 380 м при dultr=62 мм (см.рис.З.в).

Далее во второй главе изучен критический безводный дебит горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей залежь с подошвенной водой на примере месторождения Эль-форат.

При этом использованы несколько аналитических методов для определения предельного безводного дебита нефти скважины, среди которых наиболее известными являются методы Joshi S.D, Giger F.M и Алиева З.С.

Результаты расчетов представлены в виде зависимостей предельного безводного дебита от расстояния h2 между горизонтальным стволом и ВНК (см.рис.4).

Рис.4- Зависимость предельного безводного дебита от расстояния Ъ2 при Ьгор-300м с применением различных методов.

Из полученных результатов следует, что при наличии подошвенной воды в зависимости от скорости ее подъема, горизонтальный ствол необходимо синхронно перемещать к кровле продуктивного пласта, что приводит к снижению дебита. С учетом изложенного, с целью увеличения срока безводной эксплуатации скважины ее ствол следует, расположить на оптимальном расстоянии от ВНК установленным по результатам предварительных расчетов.

Установлено, что увеличение вскрытия пласта (длины горизонтального ствола) позволяет снизить депрессию на пласт и свести к минимуму возможность

обводнения скважины и увеличить дебит нефти. Разница в величинах предельных дебитов, полученных различными методами, связна с граничными условиями принятыми при разработке каждого из этих методов (см.рис.4).

В третьей главе рассмотрены теоретические основы создания геолого-математической модели нефтяных и нефтегазовых залежей для прогнозирования показателей разработки и ее решения с использованием численных методов, и обоснованию и выбору режима работы нефтяных скважин, вскрывших неоднородные многослойные анизотропные нефтяные пласты с подошвенной водой на примере нефтегазового месторождения Эль-Нор. Дано сравнение результатов показателей разработки фрагмента с использованием горизонтальной, горизонтально-наклонной и вертикальной скважин.

Аналитическое определение дебитов горизонтальных скважин возможно при вскрытии однородных изотропных и анизотропных пластов. В реальных условиях однородных пластов практически нет. В связи с этим возникла необходимость создания и использования геолого-математических моделей для определения дебита нефти при вскрытии неоднородных пластов при совокупном учете влияния геологических, технологических и технических факторов на режим работы скважины.

Теоретические основы метода, базируются на системе уравнений трехмерной, многокомпонентной, многофазной нестационарной фильтрации, в неоднородной анизотропной по толщине и по площади залежи, с учетом изменения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, взаиморастворимости фаз, капиллярных и гравитационных сил и т.д.

Для прогнозирования показателей разработки обоснования технологического режима работы нефтяных скважин требуется решение системы уравнений, изотермической фильтрации многокомпонентной, многофазной смеси в пористой среде, имеющей вид:

■ число компонентов,

Система (4) дополняется следующими соотношениями:

Для системы, состоящей из трех компонентов, т.е. к= 3 и из трех фаз а = 3, имеем:

II; -1:18. =1;Р„-Р, -Рс'-Чв.) (5)

Р. = Р(0>1: =м(РЛ>я. =т(Р^к, =4(5/) (6)

к, = А(5„ 5, >Д = >,Р,-Р,= Р;, (5,); Р-Р^ Р'„ (5,) (7)

где- соответственно проницаемость и пористость пласта в точке

координатами х,у,1; величины Ра, рд, ка, -а,, и 'а соответственно давление,

плотность, относительная фазовая проницаемость, вязкость, насыщенность и доля к-го компонента в а -й фазе.

Решение системы (4) возможно только численно при соответствующих граничных условиях, что позволяет получить распределение насыщенности пор фазами и пластового давления пропластков, вскрытых различными типами скважин, а также прогнозировать дебит нефти скважины в процессе разработки .

В качестве примера геолого-математических моделей фрагментов месторождения, использована залежь массивного типа. Всего проведено 10 математических экспериментов на моделях фрагментов месторождения Эль-Нор, из которых 5 с использованием горизонтальной скважины, 4 вертикальной и 1 горизонтально-наклонной скважины.

Основная цель этих экспериментов заключаются в обосновании и выборе типа и конструкции скважин, обеспечивающих рентабельную, без осложнений, разработку месторождения Эль-нор.

Для выявления приемлемого варианта по типу и конструкции скважины сравниваются: дебиты различных типов скважин; коэффициенты нефтеотдачи пласта; степени обводненности и газонасыщенности пласта, глубина образовавшейся депрессионной воронки.

Далее в третьей главе приведен анализ результатов расчетов показателей разработки на режиме истощения, полученных на модели фрагмента месторождения Эль-Нор с использованием горизонтальной скважины при изучении влияния длины горизонтального ствола.

Геолого-математическая модель фрагмента вскрытого горизонтальной скважиной (см.рис.5.а), состоит из 7-ми ячеек по оси X, которая соответствует направлению горизонтального участка ствола; по оси У из 6-ти ячеек; а по оси Ъ из 15-ти ячеек, что соответствует количеству пропластков с различными емкостными и фильтрационными свойствами и и с известными положениями ГВК и ВНК. Общие размеры фрагмента равны X = 1000м, У= 500м и Ъ = 109,5м.

Влияние длин стволов на показатели разработки фрагмента, изучено вариантами УОШ1, УОШЗ и УОШ6. Эти варианты отличаются длиной стволов которые приняты Ь,ч)р:=150, 450 и 900м соответственно. Горизонтальная скважина вскрывает 9-й пропласток, с проницаемостью равной кв= 682 мД.

Результаты расчетов показателей разработки фрагмента по рассматриваемым вариантам представлены на рис.6.

Из результатов математических экспериментов следует, что наилучшим вариантом по величине дебита нефти и коэффициента нефтеотдачи является УОШ6. Коэффициенты нефтеотдачи за 20 лет разработки фрагмента на истощение по вариантам УОШ1, УОШЗ и УОШ6 составляют Р,|2и=13,14%, Р„2и=19,58% и Р„2и=23,85% соответственно.

Рис.5. Схемы геолого-математических моделей: а- с горизонтальной скважины на режиме истощения; б- с горизонтальной скважиной при подержании пластового давления путем закачки воды; в- с горизонтально-наклонной скважиной; г- с вертикальной скважиной.

Увеличение длины ствола от 150 м по варианту VOlhl до 900м по VOlh6, приводит к росту дебита нефти в 1-м году разработки от 130 т/сут до 450 т/сут, который заметно снижается через 10 лет разработки и становится (5„=23,51 т/сут., что связано с дегазацией нефти и обводненением скважины.

Начальное средневзвешенное пластовое давления было равно Рср»=25,2 МПа. Минимальное пластовое давление по варианту УОШб имеет место в девятом слое где расположен ствол и равно Р» = 20,02 МПа в 1-м году разработки, и отличается от начального средневзвешенного пластового давления на величину ДР=.5,18 МПа.

За 20 лет разработки по вариантам VOlhl и VOlh3 и VOlh6 разница давления составляют соответственно.

По варианту VOlh6 пластовое давление снижается более интенсивно, чем при других вариантах, что связано с повышенными отбором нефти. Величины обводненности по вариантам составляют 43%, 74% и 91% соответственно (см.рис.6).

Газонасыщенность по оси X за 20 лет разработки при варианте VOlh6 изменяется в диапазоне 8Г=18,9 - 19,4% при начальной ее величине 8Г=0% го, a водонасыщенность в диапазоне 8,=31 % - 33% вместо 8,=22% в начале.

Рис.6- Изменение обводненности (0«/0ж)при вариантах VOlhl, VOlb.3, VOlh3.

Далее приведен анализ результатов расчетов показателей разработки фрагмента месторождения Эль-Нор с использованием горизонтальной скважины, при поддержании пластового давления путем закачки воды в пласт.

Этот вариант обозначен через м)ш6п, При закачке воды в качестве нагнетательной использована вертикальная скважина (см.рис.5.б). Длина горизонтального ствола по рассматриваемому варианту равна 900м.

Влияние поддержания пластового давления на показатели разработки фрагмента (у0ш6п) был остановлен путем сопоставления его с результатами варианта на режиме истощения.

Из сравнения результатов показателей разработки по вариантам VOlh6n и VOlh6 следует, что дебит нефти в 1-м году разработки фрагмента при поддержании давления оказался выше, чем при варианте VOlhó и составляют Q„=637,43 т/сут. в место Q,,=449,42 т/сут по варианту VOlh6. Увеличение дебита в условиях поддержания давления приводит к росту коэффициента нефтеотдачи пласта и максимальное значение его за 20 лет достигает величину ßu20=33,32 %, тогда как без поддержания пластового давления коэффициент нефтеотдачи равнялся ß„20=23,85% (см.рис.7).

Изменения пластового давления в фрагменте по варианту VOlh6n незначительное и максимальная разница в пластовых давлениях в процессе разработки за 20 лет составляет 0,12 МПа. Это связно с закачкой воды в пласт поддержания пластового давления (см.рис.8).

Естественно, что при варианте закачки воды VOlh6n степень обводнения фрагмента в течение всего периода разработки фрагмента выше, чем при варианте на истощение VOlh6 (см.рис.8). Поддержание пластового давления с закачкой воды в пласт приводит к снижению разгазирования нефти в процессе разработки фрагмента. Поэтому величины газонасыщенности в 1-м году разработки по оси X оказались в диапазоне 0,2 4,4%, а в 20-м году в диапазоне 2,5 - 7 %. Изменение газонасыщенности в режиме истощения по варианту VOlhó в 20-м году разработки как было отмечено выше оказалось в диапазоне 18,9 ■»■ 19,4%.

040 х

03S |

030 & и х

025 £

и

■ 020 | 01S Ъ

I

■010

х

OOS ¡. £

4 ооо н 20

Вжмя. голы

Рис.7- Изменение дебита нефти и текущей нефтеотдачи при вариантах VOlh6, VOIh6n.

Далее приведен анализ результатов математеческих экспериментов проведенных на модели фрагмента вскрытого горизонтальной скважиной, для изучения влияния величины порога подвижности и нефти (критической насыщенности) на показатели разработки.

Для выявления влияния порога подвижности нефти на показатели разработки были выполнены варианты V01h6 и V0Ih6+ отличающиеся только величиной остаточной нефтенасыщенности.

Время, гош

Рис.8-Изменение обводненностНО./О*) и пластового давлении при вариантах УОШ6,УОШ6п.

По вариашу УОШ6 + определены показатели разработки фрагмента месторождения с величиной критической насыщенности нефти 8Н„ = 40%, вместо Б,«, =60% по варианту УОШ6. Все остальные параметры фрагментов по этим вариантам одинаковы.

Дебит нефти в 1-м году разработки по варианту УОШ6+ оказался 0„=505 т./сут, при 8нкг = 40% , а по варианту УОШ6 когда (8нкг = 60%), <3„=450 т./сут. Значения коэффициента нефтеотдачи за 20 лет разработки, по сопоставляемым вариантам УОШ6+ и УОШ6, оказались Р„20=26,19 % и р,,м=23,85% соответственно. Это означает, что фильтрация нефти в пористой среде к горизонтальному стволу по варианту УОШ 6+ начинается раньше, чем при варианте УОШ6, что приводит к увеличению дебита нефти коэффициента нефтеотдачи (см .рис. 9)

В 6-м году разработки фрагмента дебит нефти существенно снижается из-за насыщения призабойной зоны газом разгазирования, прорыва свободного газа, а также из-за роста обводнения скважины.

Характер изменения пластового давления соответствует темпам отбора нефти из разрабатываемого фрагмента месторождения. Через 20 лет разработки фрагмента изменение пластовое давления в 9-м пропласгке вдоль ствола по оси X происходило в диапазоне: 3,8 - 3,86 МПа. Разница в величинах начального (Р1ИЧ=25,2 МПа) и текущего пластового давления составляет ДР=21,4 МПа,, которая выше, чем при варианте УОШ6, где ДР=16,69МПа.

За 20 лет разработки величины газонасыщенности у поворота и у торца горизонтального ствола оказались: 8,1|ои=20,2 % + 8пор=19,5 %, а величины водонасыщенности: Б,,»„=39 %, - 8„,„р=37 % соответственно, при начальной остаточной насыщенности

Рис.9- Изменение дебита нефти и текущей нефтеотдачи при вариантах VOlh6, VO1h6+.

Увеличение степени газо и водонасыщенности связно со снижением пластового давления от начального Ршч=25,2 МПа до текущего и в дальнейшем ведет к дегазацию нефти, прорыве свободного газа и обводнению.

В данной главе проведен; анализ результатов расчетов показателей разработки полученных на модели фрагмента с использованием горизонтально-наклонной скважины.

Для изучения эффективности применения горизонтальной скважины в процессе разработки фрагмента газонефтяного месторождения Эль-нор, была использована горизонтально-наклонная скважина. Показатели разработки фрагмента с горизонтально-наклонной скважиной определены по варианту ^И6 (см.рис.5.в). Длина горизонтально-наклонного ствола принята 900м, которая вскрывает 4-9-е нефтенасыщенные пропластки. Проницаемости этих пропластков согласило геологическим данным приняты к,= 60ик,= 682 мД.

Из сравнения результатов показателей разработки по вариантам ^И6 и VOlh6 следует, что меньшим дебитом и коэффициентом нефтеотдачи в процессе разработки характеризуется вариант ^Ц6. По этому варианту величины дебита нефти в 1-м году и коэффициент нефтеотдачи в 20-м году разработки фрагмента равны 0„,=310 т/сут и р„2О=20,9 % , а по варианту УОШб (}„,= 450 г/сут и Р„2а=23,85 % соответственно (см.рис.10).

Разница пластовых давлений по ячейкам в 20-м году разработки между начальным и текущим значениями колеблется в диапазоне 14,56-14,63 МПа

За 20 лет разработки фрагмента величины газо и водонасыщенности вдоль ствола соответственно достигают: значения

Врсыа. годы

Рис. 10- Изменение дебита нефти и текущей нефтеотдачи при вариантах VOlh6, УЭИ6.

3,4 7=18,7%; Бй,8=14,3% и 8^,9=13,7%. ( при индексации газонасыщенности 8,1,4 приняты обозначения;! место ячейки по оси х, а 4 место ячейки по оси г), и 8.1,4=22 %; Б„2,5=22 %; 8,3,6=31%; 8Й>7=35%; 8„5,»=38% и 8.6,9=42. Это означает, что изменение насыщенности флюида по ячейкам вдоль горизонтально-наклонного ствола зависит от их близости (расстоянии) к ВНК и ГНК.

Анализ результатов расчетов полученных на модели фрагмента вскрытого вертикальной скважиной и изучение влияния величины депрессии на пласт на показатели разработки

По вариантам VOlvl, и фрагмент эксплуатируется с

применением вертикальной скважины. Указанные варианты VOlvl, УЭМ характеризуются идентичностью параметров анизотропии, вертикальная скважина вскрывает 9-й нефтяной пропласток (см.рис.5.г) и отличаются только величиной депрессии на пласт, которая принята по варианту VOlvl ДР=4,2 МПа и по варианту ДP=l,05MПa. Из сравнения результатов расчетов показателей

разработки по вариантам следует, что повышение депрессии на пласт в 4,2 раза приводит к повышению дебита нефти от 1,7 до 3,4 раза. При этом продолжительность разработки фрагмента уменьшается практически в 3 раза.

Коэффициенты нефтеотдачи фрагмента по вариантам У01ау1 и У01ау2 равны РИ2Й = 9,92 % и р||2"= 3,78 %, соответственно (см.рис.11) и они значительно ниже нефтеотдачи, полученный с использованием горизонтальной скважины по варианту УОШ6 (р„2и = 23,85%). Пластовое давление за 20 лет разработки по вариантам У01ау1 и У01ау2 оказались Р„2о = 21,8 МПа и Р„2о = 23,9 МПа, глубина депрессионных воронок составляют соответственно.

Естественно, что водонасыщенности фрагмента в течение всего периода разработки по по вариантам \Ю1ау1 и \Ю1ау2 остается постоянной и равной ее начальному значению 8,го:= 22 %, а газонасыщенность достигает значения 8,2и= 1211%, так как фрагмент разрабатывается на истощение

Анализ результатов расчетов на модели фрагмента, вскрытого вертикальной скважиной, при изучении влияния размера сетки на показатели разработки.

Влияние размера сетки на показатели разработки фрагмента вертикальными скважинами изучен по вариантам VOlv3 и VOlv4, которые являются аналогами вариантов VOlvl и VO1V2, соответственно, с той лишь разницей, что размеры фрагмента вариантами VOlv3 и VOlv4 по оси X уменьшены в 2,27 раза, а по оси У в 1,35 раза. Для одинаковых условий разработки фрагментов, вертикальной скважиной отбор нефти с меньшим радиусом контура питания Як происходит быстрее, чем с большой Як- Поэтому коэффициенты нефтеотдачи пласта в процессе разработки фрагмента при вариантах VOlav3 и VOlav4 выше, чем при VOlavl и У01ау2 соответственно. Так например, текущие коэффициенты нефтеотдачи-, по вариантам У01ауЗ и уоыу4 за 20 лет составили Р„ =21,28% и (v =10,86%, а дебиты нефти в 1-м году разработки равнялись (}„,= 35,6т/сут И 0„|= 20 т/сут соответственно (см.рис. 11).

В 20-м году разработки фрагмента по вариантам уоыуз и уоыу4 разница давлений между их начальным и текущими значениями составляет на ДР - 6,6

МПа и ДР =3,61 % соответственно.

МПа, а газонасыщенности

Рис.11- Изменение дебита нефти и текущей нефтеотдачи при вариантах VOlv1, VOlv2, VOlv3 и VOlv4.

Обводнение фрагмента в процессе разработки при варианте VOlav4

практически не происходит, но увеличивается при варианте VOlav3, так как

депрессия на пласт по VOlav3 в 4,2 раза выше, чем при VOlav4 .

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1- Путем сравнения результатов расчетов дебита горизонтальной нефтяной скважины различными методами (Борисова Ю.П. и др., Joshi S.D., Giger F.M., Renard G.I и Dupug J.M. и Алиев З.С и Шеремета В.В.) при различных величинах депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии, толщины пласта, радиуса контура питания и длины горизонтального ствола установлено, что в целом разница в этих дебитах незначительна и связана исключительна с принятой геометрией зоны дренирования.

2- Параметры пласта влияют на производительность горизонтальной скважины в различной степени. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается с ростом радиуса контура питания. Асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине однородного пласта снижает производительность. При h=50 м максимальное снижение дебита горизонтальной нефтяной скважины по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 6 %.

3-При небольшой депрессии на пласт и значительном дебите нефти, потери давления по горизонтальному стволу существенно влияют на производительность скважины. Это влияние становится более существенным при наличии НКТ на горизонтальном участке. Снижение влияния потерь давления в стволе, при увеличении длины ствола, может быть достигнуто путем увеличения диаметра обсадных колонн.

4-Увеличение срока безводной эксплуатации скважины возможно путем расположения горизонтального ствола ближе к кровле продуктивного пласта

5- При эксплуатации фрагмента месторождения Эл-нор с использованием горизонтальных скважин в режиме истощения, горизонтальный ствол должен иметь длину L,^. = 900м. При этом за 20 лет разработки фрагмента величина нефтеотдачи достигает значения ß„JÜ= 23,85 %, что выше чем при использовании вертикальной скважины, обеспечивающей нефтеотдачи 9,92 % при ДР|1аЧ1М) = 4,2 МПа.

6- Достоверность определения критической насыщенности нефти Sllltp (порога подвижности) влияет на производительность горизонтальной скважины и на

величину коэффициента нефтеотдачи. При 81П[р= 18 %: нефтиотдача за 20 лет разработки фрагмента составляет Р„20= 26,19 % а при 8нкр= 38 %, рн20= 23,85 %.

7-При поддержании пластового давления путем закачки воды в пласт и длине горизонтального ствола ^ир-== 900м обеспечивается максимальная величина нефтеотдачи фрагмента рн = 33,32 % . Эта величина тесно связана с удельными запасами нефти, приходящимися на долю одной горизонтальной скважины, и является наибольшей по сравнению с остальными вариантами.

8-Использование горизонтальной скважины на режиме истощения в процессе разработки фрагмента месторождения Эл-нор является более эффективным, чем использование горизонтально-наклонной скважины с одинаковыми длинами стволов Ь10р.= 900 м. Коэффициенты нефтеотдачи за 20 лет разработки, при этом оказались с использованием горизонтально-наклонной скважины р20,^,,^ 20,9 % а горизонтальной р2",^ = 23,85 % соответственно.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1-Джавад А.Х., Алиев З.С. Разработка технологии по освоению нефтегазовых месторождений с применением горизонтальный скважины на примере фрагмента месторождения Эль-нор.// Тезисы докладов IV Международного семинара "Горизонтальные скважины". М., Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2004 г. С.87.

2-Джавад А.Х., Алиев З.С. Эффективность применения горизонтальных скважин при разработке нефтегазового месторождения Эль-нор.// Тезисы докладов 6-й научно-технической конференции « Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России »-М., Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2005г.

3-Джавад А.Х., Алиев З.С. Определение безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с применением различных методов.// Повышение нефтеотдачи пластов, Труды международного технологического симпозиума. Тезисы докладов.-М.: РАГС при Президенте РФ, 2003 г.

4-Джавад А.Х., Алиев З.С. Влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной нефтяной скважины.// Повышение нефтеотдачи пластов, Труды международного технологического симпозиума. Тезисы докладов.-М.: РАГС при Президенте РФ, 2003 г.

Соискатель

А.Х. Джавад

Подписано в печать Формат 60x90/16

Объем Тираж 100

Заказ _

119991, Москва, Ленинский просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. ИМ. Губкина

25.00

i б Ф(В ш

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Джавад Али Хусеин

Введение

Глава 1.

1.1. Краткий обзор нефтяных месторождений Ирака

1.2. Основные приближенные методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные анизотропные пласты

1.3. Опыт разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин

Глава 2. Исследование влияния различных факторов на производительность горизонтальных скважин

2.1.Влияния параметров пласта на производительность горизонтальных скважин

2.1.1 .Толщины пласта

2.1.2. Анизотропии пласта

2.1.3 .Проницаемости пласта и депрессии на производительность скважины

2.1,4.Площади дренирования

2.2. Влияние расположения горизонтального ствола на производительность скважины

2.3-Влияние потерь давления в горизонтальном стволе на производительность горизонтальной нефтяной скважины

2.3.1.Определение распределения забойного давления и дебита в горизонтальном стволе при отсутствии фонтанных труб

2.3.2,Определение распределения забойного давления и дебита в горизонтальном стволе частично оборудованном фонтанными трубами

2.4 Определение критического безводного дебита горизонтальной нефтяной скважины вскрывшей залежь с подошвенной водой с Ф применением различных методов

2.4.1 Метод Алиева З.С.

2.4.2 Метод Joshi S.D.

2.4.3 Метод Giger F.M.

ГлаваЗ.Изучение целесообразности освоения месторождения Эль-нор с использованием горизонтальных скважин

3.1.Теоретические основы исследования процесса фильтрации многофазных флюидов к горизонтальным скважинам

3.2.Исходные данные для построения геолого-математической модели фрагмента нефтегазового месторождения Эль-Нор

3.3.Создание геолого-математических моделей фрагментов месторождения Эль-нор

3.4. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородных пластов, вскрытых горизонтальными, вертикальными и горизонтально-наклонными скважинамиф ЗАЛ. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого горизонтальными скважинами

3.4.1.а. Влияние длины горизонтального ствола на показатели разработки фрагмента при режиме истощения

3.4.1.6. Влияние режима работы фрагмента на показатели разработки при использовании горизонтальных скважин

3.4.1.в. Влияние величины критической насыщенности (порога подвижности) нефти на показатели разработки фрагмента при использовании горизонтальной скважины

3.4.2. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого вертикальными скважинами-----------------------

3.4.2.а. Влияние величины депрессии на пласт на показатели разработки фрагмента

3.4.2.6. Влияние размера сетки на показатели разработки фрагмента вертикальными скважинами

3.4.3-Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного горизонтального пласта, вскрытого горизонтально-наклонной скважиной

3.5. Анализ распределения пластового давления и насыщенности пористой среды при вскрытии различными типами скважин

3.5.1.а.Распределение пластового давления и насыщенности фазами при вскрытии фрагмента пласта горизонтальными скважинами

3.5.1.6. Распределение пластового давления и насыщенности пор при вскрытии фрагмента горизонтальной скважиной с поддержанием пластового давленияц 3.5.1 .в. Распределение пластового давления и насыщенности пор при вскрытии фрагмента горизонтальной скважиной при величине порога подвижности нефти SHItr =18%

3.5.2. Распределение пластового давления и насыщенности пористой среды при вскрытии фрагмента горизонтально-наклонной скважиной

3.5.3. Распределение пластового давления и насыщенности фазами при вскрытии фрагмента вертикальной скважиной

3.6. Распределение забойного давления вдоль горизонтальных стволов

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий по освоению нефтегазовых месторождений Эль-нор и Эль-форат на севере Ирака с применением горизонтальных скважин"

Актуальность работы. Ирак является второй в мире страной по запасам нефти. Доказанные запасы нефти на 01.01.2004г оцениваются в размере 16,47 млрд.т., а газа — 3,1 трил.нм3. Вероятные запасы нефти Ирака оцениваются в 32,4 млрд.т. По отношению к мировым запасам запасы Ирака на 01.01.2004г составляет 9,1% нефти и 1,8% газа. К настоящему времени в стране открыто более 100 месторождений нефти и газа с различными запасами. В разработке находятся около 20 месторождений с числом добывающих скважин 1685ед. Этот фонд обеспечивал средне суточную добычу нефти на 2003г в количестве 282,43 тыс.т. (около 74 млн.т. в год)

Основным способом разработки наиболее крупных нефтяных месторождений Ирака является заводнение (как естественный водонапорный режим, так и искусственный) с применением вертикальных скважин.

Месторождения (Киркук, Джамбур, Эль-форат, Эль-нор и др.)на севере Ирака характеризуются наличием сложнопостроенными коллекторами, трещиноватостью пород, неоднородностью и анизотропией пласта. В процессе эксплуатации вертикальных скважин происходит образование конуса воды и газа. Нефть отличается высокой вязкостью, в ряде случаев превышающим 15 мПа.с и плотностью превышающей 900 кг/м . Эти свойства нефти приводят к значительному снижению дебита нефтяных скважин.

Мировая практика разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и опыт России показывают, что одним из перспективных направлений разработки таких залежей нефти является использование горизонтальных скважин, которые позволяют в значительной степени увеличить нефтеизвлечение. Характеристики продуктивных пластов и свойства флюидов многих месторождений Ирака идентичны общепризнанным критериям применения этой технологии в мире, но национальная нефтяная промышленность в настоящее время (до начала работы над этой диссертацией) не располагает достаточным опытом в области данной технологии. Поэтому для Ирака применение горизонтальных скважин является одной из актуальных задач.

Целью диссертационной работы является определение эффективности применения горизонтальных скважин в процессе разработки нефтегазовых месторождения Эль-Нор и Эль-форат путем сравнения полученных результатов при вскрытии пласта горизонтальными, горизонтально-наклонными и вертикальными скважинами. Выбор конструкции горизонтальных скважин при разработке месторождения на режиме истощения и с поддержанием пластового давления путем закачки воды. Обоснование конструкции горизонтальных скважин приближенными методами на примере фрагмента нефтяного месторождения Эль-форат с учетом влияния на их производительность геологических, технологических и технических факторов.

Для достижения указанной цели были решены следующие задачи:

1. Произведен анализ и сравнены результаты расчетов дебита горизонтальной скважины с применением различных приближенных аналитических методов, на примере нефтяного месторождения Эль-форат.

2. Установлено влияние параметров пласта, расположения горизонтального ствола и потерь давления на горизонтальном участке на производительность горизонтальной скважины;

3. Определены предельно-безводные дебиты горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших залежь с подошвенной водой.

4. Произведен анализ .показателей прогнозирования разработки фрагмента нефтегазового месторождения Эль-Нор горизонтальной скважиной с учетом влияния различных параметров на их производительность ( длины ствола, величены критической насыщенности нефти и режима работы фрагмента).

5. Установлена эффективность применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных), вскрывших фрагмент месторождения Эль-Нор, путем сравнения полученных результатов для обоснования и выбора типа и конструкции скважин.

6. Установлен характер зависимости влияния разработки фрагмента месторождения Эль-Нор на распределение водоносыщенности и пластового давления продуктивных пропластков, вскрытых различными типами скважин на режиме истощения и с поддержанием пластового давления.

Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались аналитические и численные методы, основанные на системе уравнений многомерной многофазной нестационарной фильтрации в анизотропной и неоднородной по толщине залежи. Научная новизна диссертации заключается:

1. В оценке критериев применения горизонтальных скважин при разработке месторождений Ирака;

2. Обосновании с использованием аналитических методов устойчивого безводного технологического режима эксплуатации горизонтальных нефтяных скважин на примере месторождения Эль-форат.

3. Установлении характера влияния потерь давления вдоль горизонтального ствола на производительность горизонтальной скважины при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальном участке ствола на примере месторождения Эль-форат.

4. Установлении эффективности применения различных типов скважин (горизонтальных, горизонтально-наклонных и вертикальных) путем сравнения показателей разработки на примере фрагмента многообъектной залежи Эль-нор, с использованием численных методов на геолого-математических моделях. Практическая ценность.

Развитие возможностей применения горизонтальных скважин для повышения нефтеотдачи на месторождениях Ирака. Апробация работы и публикации.

Основные положения работы доложены на:

- IV международном семинаре " Горизонтальные скважины ", Москва, 2004 г.

- 6-ой научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2005 г.

По теме диссертации опубликовано 4 статьи.

Автор выражает сердечную благодарность своему научному руководителю проф. Алиеву 3. С. за постоянную помощь, внимание и поддержку при выполнении работы. Автор благодарен проф. Сомову Б.Е. за научные консультации и помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геологическими характеристиками.

Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, проф. Басниеву К.С., преподавателям и сотрудникам кафедры за помощь при выполнении диссертации.

Глава-1

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Джавад Али Хусеин

Заключение

В настоящее время нефтяные месторождения Эль-форат и Эль-нор находящиеся на севере Ирака, эксплуатируются с применением вертикальных скважин. Возникает необходимость поиска новых методов, позволяющих значительно снизить затраты на разбуривание скважин и увеличить производительность скважин. Для достижения поставленной цели, одним из возможных и переспективнных методов является использование технология горизонтальных скважин. С целью оценки преимущества применения горизонтальных скважин были проведены исследования с использованием аналитических методов (месторождение Эль-форат) и созданы геолого-математические модели фрагментов (месторождение Эль-нор) неоднородных нефтяных залежей пластового типа и проведены математические эксперименты.

Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов с различными методами, позволил сделать следующие выводы:

1- Путем сравнения результатов расчетов дебита горизонтальной нефтяной скважины различными методами (Борисова Ю.П. и др., Joshi S.D., Giger F.M., Renard G.I и Dupug J.M. и Алиев З.С и Шеремета В.В.) при различных величинах депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии, толщины пласта, радиуса контура питания и длины горизонтального ствола установлено, что в целом разница в этих дебитах незначительна и связана исключительно с принятой геометрией зоны дренирования.

2- Параметры пласта влияют на производительность горизонтальной скважины в различной степени. Производительность горизонтальной скважины линейно растет с ростом депрессии на пласт, абсолютной проницаемости пласта, параметра анизотропии и толщины пласта и пропорционально снижается с ростом радиуса контура питания. Асимметричное расположение горизонтального ствола по толщине однородного пласта снижает производительность. При h=50 м максимальное снижение дебита горизонтальной нефтяной скважины по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 6 %.

3-При небольшой депрессии на пласт и значительном дебите нефти, потери давления по горизонтальному стволу существенно влияют на производительность скважины. Это влияние становится более существенным при наличии НКТ на горизонтальном участке. Снижение влияния потерь давления в стволе, при увеличении длины ствола, может быть достигнуто путем увеличения диаметра обсадных колонн.

4-Увеличение срока безводной эксплуатации скважины возможно путем расположения горизонтального ствола ближе к кровле продуктивного пласта

5- При эксплуатации фрагмента месторождения Эл-нор с использованием горизонтальных скважин в режиме истощения, горизонтальный ствол должен иметь длину Lrop. = 900м. При этом за 20 лет разработки фрагмента величина нефтеотдачи достигает значения р„20= 23,85 %, что выше чем при использовании вертикальной скважины, обеспечивающей нефтеотдачи рн20= 9,92 % при АР^^ = 4,2 МПа.

6- Достоверность определения критической насыщенности нефти S1IKp (порога подвижности) влияет на производительность горизонтальной скважины и на величину коэффициента нефтеотдачи. При SHKp= 18 %: нефтиотдача за 20 лет разработки фрагмента составляет Р„20= 26,19 % а при SHKp= 38 %, рн20:== 23,85 %.

7-При поддержании пластового давления путем закачки воды в пласт и длине горизонтального ствола L = 900м обеспечивается максимальная величина нефтеотдачи фрагмента Р„20= 33,32 % . Эта величина тесно связана с удельными запасами нефти, приходящимися на долю одной горизонтальной скважины, и является наибольшей по сравнению с остальными вариантами.

8-Использование горизонтальной скважины на режиме истощения в процессе разработки фрагмента месторождения Эл-нор является более эффективным, чем использование горизонтально-наклонной скважины с одинаковыми длинами стволов L = 900 м. Коэффициенты нефтеотдачи за 20 лет разработки, при этом оказались с использованием горизонтально-наклонной скважины р20гона1С= 20,9 % а горизонтальной р2® = 23,85 % соответственно.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Джавад Али Хусеин, Москва

1. Абасов М.Т., Везиров Д.Ш., Стреков А.С. Особенности разработки слоисто неоднородного пласта системой горизонтальных и вертикальных скважин. II Нефтяное хозяйство.-2000. No. 12.

2. Алиев З.С. О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многостволно-горизонтальными скважинами. // Наука и технология У/В.-1999.- No.4.

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определение производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. -М.: «Нефт и газ», 2001, 167с.

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многостволно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. -М.: Изд. Техника, 2001.-191с.

5. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995.-204с.

6. Байбаков Н.К., Абызбаев Б.И., Калинин А.Г. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство ,1997- No. 4.8с.

7. Бакиров А.А., Варенцов М.И., Бакиров З.А., Нефтегазоносные провинции области зарубежных серан, -М,: Недра, 1971, 382 с.

8. Берлин Т.Г. Дополнение к технологической схема разработки Старческого нефтяного месторождения (опытно-промышленный участок с системой горизонтальных скважин): Отчет о НИР / Уфа, 1990.- 102 с. с прилож.

9. Бердин Т.Г. Технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи нефти фаменского яруса Михайловского нефтяного месторождения с применением системы горизонтальных скважин: Отчет о НИР / Уфа, 1988.- 189 с. с прилож.

10. Бердин Т.Г. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Мишкинского нефтяного месторождения с применением системы горизонтальных скважин: Отчет о НИР / Уфа, 1991.- 202 с. с прилож.

11. Бердин Т.Г. Технологическая схема разработки опытного участка Уренгойского газоконденсатного месторождения системой горизонтальных скважин: Отчет о НИР / Уфа, 1992.- 277 с. с прилож.

12. Богданов B.JL, Медведев Н.Я., Ерохин В.П. И др. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождений. // Нефтяное хозяйство ,2000- No. 8.

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

14. Буслаев В.Ф. Технико-технологические решения по строительству горизонтальной и разветвленных скважин. // Нефтяное хозяйство., 1992-No.10, с.8-10.

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

16. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В. и др. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин. // Неф-тяное хоз-во. 2000. - No. 12.

17. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. М.: КУБК-а. - 1997. - 351 с.

18. Гилязетдинов З.Ф., Повалясь А. И. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Нефтяное хозяйство.-1996.- No. 12. с. 23.

19. Голов JI.B. Анализ состояния эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности России. // Нефтепромысловое Дело.- , 1998, No 2. с. 16-19.

20. Голов JI.B. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений No. 7. 1995.

21. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Султанов Т.А. Возможность разработки низкопроницаемых коллекторов системой горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 1993. - No.3.

22. Григорян A.M. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра. - 1969. - 190 с.

23. Григулецкий В.Г., Коротков Г.В. Основные аспекты разработки тродноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997.- No. 10.

24. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной много-забоиной скважине в анизотропном пласте. // Нефтяное хозяйство, 1994- No.l.с.29-30.

25. Гругулецкии В.Г. Основные допущения и точности Формул для расчета дебита горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство ,1992- No.12x.5-6.

26. Динков А.В., Гацоллаев О.С. Оптимальное вскрытие неоднородных пластов горизонтальными скважинами. // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса.- М.: Недра, 1988.

27. Джилмен. Дж.Р., Джагон Дж.Р. Оценка поведения горизонтальных скважин с учетом показателей для вертикальных скважин. // Нефть, газ и нефтехимия зарубежом., 1992.-No. /О.с.24-28 .

28. Довжок Е.М., Тишенко А.С., Саттаров М.М. И др. Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин. // Нефтяное• хозяйство. ,1990- No. 8.

29. Довжсок Е.М. и дрг. Разработка месторождении с помощью горизонтальных скважин. М.:-Недра 1990.

30. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», -2000. 643с.

31. Закиров С.Н., Джафаров И.С., Басков В.Н. и др. Обоснование технологии доразработки месторождений с резко неоднородными коллекторами. М.: «Грааль»,-2001.98 с.

32. Закиров С.Н., Закиров И.С. Новый подход к разработке нефтегазовых залежей: Обзорная ин4юрмация. // ИРЦ Газпром. М. 1996.

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

34. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. — М,: «Грааль», -2001.302с.

35. Закиров Э.С., Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водо-нефтяных зон горизонтальными скважинами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. No. 12.

36. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. // Газовая промышленность, 1997, No.7., с.89.

37. Калинин А.Г., Никитин Б.А., Повышение газо нефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных скважин и разветвленно-горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭПГ, 1995

38. Калинин А.Г. , Никитин Б.А., Солодкий К.М. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. М.: Недра. 1997. 648 с.

39. Каримов М.З., Основные особенности разработки нефтегазовых месторождений горизонтальными скважинами. // Нефтяное хозяйство 2001, No.12, с.44-48.

40. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. // Нефтепромысловое дело, 1.1997.

41. Кудинов В.И. Разработка месторождений высоко вязки нефтей Удмуртский Республики с использованием горизонтальных скважин. // Нефтяное Хозяйство, 1992- No.3.c.25.

42. Кудинов В.И., Богомальный Е.И., Дацик м.н. и др. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство., 1998-No.3.

43. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбоных коллекторов. Самара: Кн. изд-во.-1996.440с.

44. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологи повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во-1998.368с.

45. Кульчицкий В.В. Геонавигационные технологии проводки наклонно направленных и горизонтальных скважин. -М.: ОАО {ВНИИОЭНГ} , 2000.

46. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин. // Нефтепромысловое дело.— 1997.- No. 6,7.

47. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте. // Нефтепромысловое дело.,3.98 ,С.6-10.

48. Лысенко В.Д. Циновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 2000.516с.

49. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. -М.: Наука, 1980.

50. Меркулов .В.П О дебите наклонных и горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство 1958.-No. 6.

51. Меркулов В.П. Экспериментальные исследования фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. // Изв. ВУЗов. Нефть и газ.- 1958.- No.3.

52. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: «Нефть и газ», 1996. 190 с.

53. Мищенко И.Т., Ибрагимов JI.X., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414 с.

54. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. "Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом". // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988. No.ll.

55. Муслимов Р.Х. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть». // Нефтяное хозяйство. 1996. No. 12.

56. Муслимов Р.Х., и др. Повышение эффективности до разработки многопластовых месторождений, сложенных терригенными коллекторами, с применением горизонтального бурения. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. 1998. - No.3-4.

57. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. и др. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. No. 10. 1994.

58. Несмеянов Д.В., Высоцкий И.В., Месторождения нефти и газа развивающихся стран: Учеб. Пособие, -М.: Изд-во УДН, 1988, 229 с.

59. Нефти и газы месторождений зарубежных стран, Под ред. А.Н. Гусевой,-М.: Недра, 1977, 327с.

60. Нефтяные месторождения зарубежных стран. Под ред.Высоцкого И.В.- М.:1. Недра, 1968г., 804 с.

61. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Влияние толщины переходнойзоны на производительность горизонтальных скважин и на параметры определяемые по результатам их исследования// НТ сб. ИРЦ РАО «Газпром, 1988.

62. Николаевский В.Н. Движение углеводородных смеси в пористой среде.1. М.: Недра, 1968.

63. Никтин Б.А, Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к одиночнойгоризонтальной скважине в анизотропном пласте. // Нефтяное хозяйство.1992-No. 7 0-с. 10-11.

64. Оганов А.С., Беляев В.М., Прохоренко В.В. Отечественный и зарубежный опыт бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. // Нефтегазовые технологи.-2000. No.2.

65. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. /Баку: Азнефтеиздат, 1956.

66. Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и крутонаклоненных скважин. // Нефтяное хоз-во.- 1994.-jVaS.-c. 11-16.

67. Резванов Н.М. и др. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. /. Нефтяное хозяйство. 1996. - No.2.

68. Ремизов В.В., Лапердин А.Н. Маслов В.Н. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области. М.: ИРЦ РАО 'Газпром", 1995 с.46.

69. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Лапердип А.Х. Мировой опыт бурения скважины с горизонтальными забоями. // Газовая промышленность.-1997.-No.3 с.ЗО.

70. Саттаров М.М., Мусин М. X. Полудепь И. А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИ Центр ГКНТ СССР. 1991. 140с.

71. Сериков Ю.И. Миронов Т.П. К вопросу о добыче нефти и газа горизон тальными скважинами: зарубежный опыт. // Нефтепромысловое дело. -1994. No.6.

72. Сомов Б.Е. Решение задач пространственной фильтрации трехфазной углеводородной смеси. -М.: Тр. МИНХ и ГП им. Губкина.- вып. 192. -1985.

73. Сохошко С.К., Грачев С.М. Разработка водонефтяных зон горизонтальными многозабойными скважинами. // Изв.вузов. Нефть и газ. -1999. No.l.

74. Справочник по нефтяным и газовым месторождениям зарубежных стран, книга вторая, (под ред. И.В. Высоцкого.) -М.: Недра, 1976г. с.583.

75. Тимашев Э.М. и др. Технологическая схема опытно-промышленной разработки трунейского яруса Татышлинского месторождения с применением системы горизонтальных скважин: Отчет о НИР / Уфа, 1989.199 с. с прилож.

76. Тимашев Э.М., Бердин Т.Г. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усень-Иванского нефтяного месторождения с применением системы горизонтальных скважин: Отчет о НИР/ Уфа, 1989.- 162 с. с прилож.

77. Хилл Д., Ним Э., Эллиг-Экономайдес К. Бурение боковых стволов из сушествуюших скважин дает новую жизнь старым месторождениям.// Нефтегазовые обозрение 1997. No. 3.

78. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. -М.: Гостоптехиздат, 1954.-вып.З.

79. Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности М.: ВНИИГазпром,1992.Вып.2.

80. Aguilera R., Artindale J.S. et al. Horizontal Wells. Houston,Texas,1991.

81. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. // SPE Res. Eng., Nov., 1989.

82. Bashin M., Patrick J. Reservoir Simulation of Horizontal Wells in the Helder Field. // JPT -Aug.-1991 p.906-913.

83. Boardman D.W. Designing the Optimal Multi-lateral Well Type for a Heavy Oil Reservoirin Lake Maracaibo, Venezuela. // SPE 37554 , 1997.

84. Boardman D.W. Design Consideration for a Heavy Oil Multi-lateral Well. // SPE 39086, 1997.

85. Dave W., Sherrard etal. Application of Horizontal Wells at Prudhoe Bay. // JPT -Nov.-1987. p.1417-1425.

86. Deskins W.G., Mcdonald W.J., Reid T.B. Survey Shows Successes, and Failures of Horizontal Wells. // Oil and Gas Journal 19., 1995.

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

88. Giger F.M. Analytic Two-Dimensional Models of Water Cresting Before Breakthrough for Horizontal Wells.// SPE Reservoir Engineering. Nov. 1989. p.409-416.

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

90. Goode P.A., Kuchuk F. J. Inflow Performance Horizontal Wells. SPE , Res. Eng. Aug., 1991. p.319-323.

91. Goode P.A., Wilkinson D.J. Inflow Performance of Partially Open Horizontal Wells. // JPT, Aug., p.983-987., 1991.

92. Henry B. Crichlow. Modern Reservoir Engineering A Simulation Approach. // New Jersey, U.S.A, 1977.

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

94. Huff B. Coaling a Horizontal Well Application: Present and Future. // SPE 30283, 1995.

95. Ilsis MarrufFo, Achong С. H. Reasons for a Successful Drilling of The First Horizontal Well In a Highly Productive Reservoir. // SPE 35438, 1996.

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

97. Joshi S.D. Augmentation of Well Productivity with Slant and Horizontal Wells. //JPT, June, 1988.

98. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Tulsa,Oklahoma,U.S.A,1991.

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

100. Rnut S. et al. Considering Wellbore Friction Effects in Planning Horizontal Wells. // JPT Oct.-1993. p.994-999.

101. Menouar Habib, Huang W. S. Horizontal Well Design In Wafira Field Ratawi Oolite Reservoirs. // SPE 25597, 1993.

102. Mohammad J. Horizontal Drilling Proves Zone-specific Application in Iranian Carbonate Reservoirs. // Oil and Gas Journal, Dec.9, 2002.p.43-46.

103. Novy R.A. Pressure Drops in Horizontal Wells :When Can They be Ignored? SPERE—Feb.-l 995., p.29-35 .107.0il and Gas Journal, Dec.22, 2003, p.46.

104. Performance of Horizontal Wells in the Helder Field. // JPT -June-1990 p.792-800.

105. Radler M. World Crude and Natural Gas Reserves Rebound in 2000, // Oil & Gas Journal, December 18, 2000, p. 122-123.

106. Renard G.I., Dupuy J.M., Formation Damage Effects on Horizontal Well Flow Efficiency. // SPE 19414, 1990.

107. Smith S.J., Tweedie A.A., Gallivan J.D. Evaluating the Performance of Multilateral Preceding Wells.: Cocst Benefits and Potential Risks. // SPE 38974, 1997.

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

109. Vo D.T., Marsh E.L. Gulf of Mexico Horizontal Well Improves Attic Oil Recovery in Active Water Drive Reservoir. // SPE 35437, 1996.

110. Wagenhofer Т., Hatzignation D.G. Optimization of Horizontal Well Placement. // SPE 35714, 1996.