Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка технологий, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений горизонтально - направленными скважинами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Разработка технологий, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений горизонтально - направленными скважинами"

□0348 ЮЗи На правах рукописи

КОЛЕСНИК ЕВГЕНИЙ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ, ПОВЫШАЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНО - НАПРАВЛЕННЫМИ СКВАЖИНАМИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

■ ■ ~ п

9 С с~''. Тюмень-2009 - "

003481030

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

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Грачев Сергей Иванович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Ведущая организация - Тюменское отделение Сургутского научно -

Защита состоится 13 ноября 2009 года в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д.212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

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

Автореферат разослан 13 октября 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

Бастриков Сергей Николаевич

- кандидат технических наук Севастьянов Алексей Александрович

исследовательского и проектного института нефтяной промышленности Открытого акционерного общества «Сургутнефтегаз» (ТО «СургутНИПИнефть» ОАО «Сургутнефтегаз»)

доктор технических наук, профессор

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Необходимость разработки методов и технологий повышения рентабельности освоения нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов (БГС) является важнейшей задачей. Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) достигается уплотнением сетки скважин на уже разбуренных залежах, выработкой остаточных запасов нефти из обводненных пластов, вводом в эксплуатацию бездействующих или малодебитных скважин, отработкой низкопродуктивных залежей, разработкой подгазовых и водонефтяных зон.

От правильного выбора профиля ГС и БГС, обоснованности технологических режимов их работы с применением достоверной информации, получаемой по результатам исследований ранее пробуренных скважин, зависят эффективность разработки и выработки остаточных запасов нефти. Известны различные способы разработки нефтяных месторождений с предварительным определением протяженности горизонтального ствола скважины: прямо пропорционально эффективной толщине пластов, обратно пропорционально проницаемости пластов, обратно пропорционально гидропроводности пластов, прямо пропорционально проводимости пластов. Таким образом, определяющим моментом для обеспечения максимального дебита является длина и траектория ГС и БГС в пласте.

Широкое применение находят в последнее время в основных российских нефтедобывающих компаниях БГС. В 2005 г. ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 800 БГС. Около 100 БГС в 2006 г. были пробурены на месторождениях ТНК-ВР. В НК «ЛУКОЙЛ» объемы бурения боковых стволов за последние три года увеличились почти втрое. ООО «РН-Юганскнефтегаз» в 2008 г. пробурило 28 стволов с горизонтальным окончанием. Однако исследование опыта их эксплуатации показывает, что существует ряд проблем, к которым можно отнести вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, обоснования

расстояния между ГС, вскрытия пластов, регулирования объемов закачки. Применение ГС не всегда позволяет достичь проектных результатов по причине неполного объема геологической информации по разрабатываемому объекту. Для определения положения и длины горизонтального ствола на стадии проектирования используются аналитические зависимости, но из-за большого количества методик различной сложности и расходящимися результатами их использование сильно затруднено. Поэтому эксперименты на гидродинамических симуляторах не позволяют прогнозировать эффективности эксплуатации БГС и ГС, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Обоснование может быть дано только на основе всестороннего обследования ранее построенных скважин, включая и геофизические измерения.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений ГС и БГС путем обоснования технологических решений по увеличению охвата продуктивных пластов дренированием.

Основные задачи исследования

1. На основе анализа практики разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых ГС и БГС, выявить и оценить факторы, влияющие на охват пласта дренированием и воздействием.

2. Разработка метода, обеспечивающего достоверность получаемой информации по результатам исследований ранее пробуренных скважин с целью повышения эффективности применения ГС и БГС.

3. Обосновать выбор профиля горизонтальных стволов в продуктивном пласте по латерали и выявить его влияние на величину охвата пласта дренированием.

4. Обосновать и внедрить технологические решения по выработке запасов с применением ГС и БГС на месторождениях с расформированной системой разработки.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано применение азимутальной трассировки горизонтального ствола в продуктивном пласте с учетом его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) с целью формирования зоны отбора в окрестности добывающей скважины. Получено уравнение для определения зависимости дебита от времени эксплуатации, ФЕС, длины и радиуса кривизны ствола.

2. Предложено аналитическое решение для неустановившегося притока сжимаемой жидкости к несовершенной скважине в бесконечном по протяженности пласте, которое позволяет эффективно производить интерпретацию кривых восстановления забойного давления. Ранее в расчетах, связанных с неустановившимся притоком и учетом несовершенства скважин, необоснованно принимались значения фильтрационных сопротивлений, относящихся к установившемуся притоку в ограниченном пласте.

3. Разработана методика, учитывающая анизотропию пласта, свойства пласта и жидкостей, для расчета фильтрационных сопротивлений в условиях взаимодействия несовершенных дополнительных стволов и ГС при неустановившемся притоке сжимаемой жидкости.

Практическая ценность и реализация

1. Методика расчета фильтрационных сопротивлений позволяет определять параметры пласта в радиусе 30-100 м. на месторождениях с плотностью сеток скважин 10-50 га/скв с целью моделирования их разработки.

2. Полученные результаты исследований позволили учесть особенности геологического строения пласта ЮСг' при анализе показателей разработки Родникового месторождения. Предложены рекомендации, направленные на совершенствование системы разработки путем изменения сетки скважин. Обосновано проведение исследований фактического расположения стволов скважин в продуктивных пластах (изучено более 40% фонда). Это позволило проектировать бурение БГС в зоне, не вовлеченной в разработку, и эксплуатировать его в течение года с дебитом по нефти в 40 раз превышающим

средний дебит соседних скважин северного блока. В южном блоке построенный БГС в течение 5 месяцев эксплуатировался с дебитом в 30 т/сут.

Апробация результатов работы

Результаты диссертационной работы и ее основные положения докладывались и обсуждались на: V конференции молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанной с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры (Ханты - Мансийск, 2005 г.), V Всероссийской научно — практической конференции «Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейпа» (Тюмень, 2007 г.), XI Международном научном симпозиуме им. акад. М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, 2007 г), Международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири» (Тюмень, 2007 г.) научно - технических советах ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Лукойл», семинарах кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» ТюмГНГУ (2004 - 2009 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 8 печатных работах, в том числе в 2 изданиях, рекомендованных ВАК РФ и одной монографии.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 144 страницах машинописного текста, содержит 26 таблиц, 62 рисунка. Состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 95 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость диссертационной работы, определены основные направления исследований.

В первом разделе представлен анализ развития технологий строительства, методов проектирования скважин сложного профиля и теоретических работ по определению характера притока нефти к ГС.

Поиски технических решений, позволяющих строить скважину с несколькими дополнительными стволами в продуктивном пласте, начаты

A.M. Григоряном совместно с В.А. Брагиным и К.А. Царевичем. В.И. Щуров, И.А. Чарный, A.M. Пирвердян, Ю.П. Борисов, В.П. Пилатовский, В.П. Табаков проводили теоретические работы по определению характера притока нефти и увеличению дебита при эксплуатации многозабойных и ГС. Современный опыт применение скважин сложного профиля показывает, что высокое качество их строительства является решающим условием повышения рентабельности нефтяных месторождений. При этом практически неизбежное увеличение стоимости бурения за счет расширения использования современных технологий и технических средств перекрывается ростом нефтедобычи и снижением эксплуатационных издержек. Совершенствуется заканчивание скважин с горизонтальным стволом, так как эта проблема фундаментально решена

B.Н. Поляковым, Р.К. Ишкаевым и P.P. Лукмановым, которые сформировали современные научные представления по вопросам теории, методологии и технологии заканчивания скважин в сложных геологических условиях.

Общепринято, что сложной задачей является определение направления, обоснования типа профиля и длины горизонтального участка в зависимости от геолого-технических условий месторождения. Несмотря на достигнутые успехи, затруднена реализация известных методик и технологий точной привязки точки входа ствола ГС в продуктивный пласт. Чтобы сделать выбор по использованию горизонтальных скважин, необходимо определить профили притока, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Обоснование может быть дано только на основе всестороннего обследования ранее построенных скважин, включая и геофизические измерения. Решению этих проблем посвящены многочисленные

работы А.П. Телкова, В.П. Овчинникова, С.Н. Бастрикова, Е.Ю. Батурина, А.Т. Кошелева, Я.М. Курбанова.

При проектировании профилей БС и скважин следует учитывать фактическое геологическое строение нефтяных пластов: наличие общей и эффективной толщин и многослойное расположение прослоев неэффективной мощности; возможность практической реализации проектной траектории горизонтального участка, точность определения положения кровли и подошвы нефтяных пластов и водоносных слоев относительно его характерных точек. Пространственное искривление проектных профилей обусловлено необходимостью соблюдения требований технологической схемы разработки и жестких требований по коридору допуска при бурении (± 1 м по вертикали) горизонтального участка и попадания в заданный круг допуска. Поэтому участок пласта и горизонтальную скважину рекомендуется представлять в виде схемы изображенной на рисунке 1.

Точка проникновения в пласт может иметь иные параметры, нежели расчетные координаты, особенно, если пласт имеет достаточную мощность. Обычно для большинства пластов характерно выделять маркерные зоны, в пределах которых рекомендуется осуществлять бурение скважин перед в вхождением в пласт. Строится вертикальная пробная скважина (пилот) или используются ранее построенные скважины (при бурении БГС) для уточнения глубины залегания кровли и характеристик пласта.

Рисунок 1 - Целевые параметры горизонтального участка скважины. 1 -траектория скважины, 2 - целевое окно, 3 - азимут, 4 -наклон ствола, 5 - центр целевого окна

На примере нескольких различных по сложности геологического строения и величине запасов месторождений регионов РФ показано, насколько эффективными является применение БГС не только для выработки не охваченных воздействием зон на уже заводненных или истощенных месторождениях, но и при включении их в систему разработки на этапе проектирования разработки месторождения.

Однако увеличение количества БГС не приводит к повышению извлекаемых запасов и существенному увеличению КИН. В работе проанализированы примеры неэффективной эксплуатации многозабойных скважин и боковых горизонтальных стволов, в частности на четырех месторождениях (Западно-Сургутское, Яун-Лорское, Федоровское, Быстринское). На рисунке 2 видно, что через 6 месяцев эксплуатации наблюдается резкое падение дебита нефти и рост обводненности. Аналогичная ситуация наблюдается и по другим скважинам.

Федоровского месторождения Этот факт можно объяснить тем, что при повышении энергетики пласта за счет увеличения приемистости нагнетательных скважин определяющий объем фильтрационных потоков приобретает направление движения в

максимально рассредоточенные области пониженных пластовых давлений, которыми и являются зоны питания вертикальных скважин. При этом вероятность возникновения техногенной трещиноватости и, как следствие, снижения эффективности разработки, для горизонтальных скважин значительно ниже. При минимальной депрессии в обширной зоне питания, которую создают горизонтальные скважины, минимизируется вероятность возникновения большеобъемных развитых систем техногенных трещин и, тем самым увеличивается конечный КИН.

Изучено влияние особенностей геологического строения на разработку пласта ЮС21 Родникового месторождения. С целью проектирования бурения боковых стволов с нерентабельных скважин пласта БС12 был проведен ряд исследований: изучение геофизического материала по пробуренным скважинам и сопоставление с материалами скважин других месторождений региона, изучения анализа материалов керна в комплексе с материалами ГИС, сравнение эксплуатационных показателей по скважинам с разными ФЕС пласта. По северной части месторождения по ряду скважин выделяется монолитное песчаное тело. По характеру изменения эффективных нефтенасыщенных толщ, проницаемости и расчлененности по площади видно, что в пределах участка песчаное тело характеризуется линзовидной формой строения.

Судя по разбросу значений эффективных нефтенасыщенных толщ, изменяющихся от 1,4 до 9,7 м, пласт ЮС21 характеризуется значительной литологической неоднородностью. Коэффициент пористости изменяется от 11 до 21 %, проницаемости - от 0,1 до 132-10"3 мкм2. Коэффициент • нефтенасыщенности, по данным ГИС, изменяется от 0,45 в пойменной части до 0,963 в русловой части пласта.

Исходя из проведенного анализа материалов ГИС, очевидно, что наиболее перспективным для разработки является монолитный песчаный коллектор (песчаники и алевролиты) в северной части месторождения. Первоочередной задачей дальнейшей работы геологической службы является изучение распространения монолита по площади.

В район предполагаемого распространения песчаного тела в 2002 г. были забурены боковые горизонтальные стволы. Семь скважин, в которых проводилось бурение боковых стволов, подобраны из бездействующего нерентабельного фонда, их дебиты составили до 70 т/сут.

Один БГС построен в очень расчлененный глинистыми прослоями песчаник, соответствующий карбонатным породам. Приток нефти практически отсутствует.

Таким образом, обосновано, что применение ГС и БГС не всегда позволяет достичь проектных результатов по причине неполного объема геологической информации по разрабатываемому объекту. Прогнозировать эффективность эксплуатации скважин, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта можно только на основе всестороннего обследования ранее построенных скважин, включая и геофизические измерения, это позволит использовать известные аналитические зависимости, полученные Ю.И. Сткляниным, А.П. Телковым и другими.

Во втором разделе приводится обоснование и совершенствование методов фильтрационных сопротивлений, связанных с притоком нефти и воды к несовершенным скважинам.

Наряду с большими достижениями в разрешении проблемы притока жидкости и газа к гидродинамически несовершенным скважинам, многие важные вопросы, связанные с инженерными расчетами коэффициентов фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством по степени вскрытия пласта, остаются мало изученными или не затронутыми. К таким задачам относятся:

- расчет фильтрационных сопротивлений в условиях взаимодействия нескольких несовершенных дополнительных стволов многозабойных скважин;

- расчет фильтрационных сопротивлений при неустановившемся притоке сжимаемой жидкости к несовершенным горизонтальным скважинам.

Все эти задачи требуют создания эффективной инженерной методики, учитывающей анизотропию пласта, реальные свойства пласта и жидкостей.

В известных работах М. Маскета, И.А. Парного, А.П. Телкова приведены решения для неустановившегося притока сжимаемой жидкости к несовершенной скважине в однородно-анизотропном неограниченном по протяженности пласте по линейному закону фильтрации. Трудность использования указанных уравнений для практических целей заключается в их сложности. В приведенном виде решения не могут быть использованы для инженерных задач по двум причинам. Во-первых, некоторые решения очень сложны и требуют своего табулирования. Во-вторых, вид функции исключает возможность выделить время в качестве слагаемого в решениях и свести их к уравнению прямой, что необходимо для интерпретации кривых понижения или восстановления давления в скважинах традиционными методами.

Чтобы избежать упомянутых трудностей, можно поступить следующим образом. Как известно, в теории и практике гидродинамических исследований широко используется интегральная показательная функция. Несовершенство скважины при этом учитывается путем введения добавочных фильтрационных сопротивлений Сь взятых из решения задач для установившегося притока. Насколько такое допущение правильно, пока еще ни теоретически, ни экспериментально не доказано. В нефтегазопромысловой практике расчетов, связанных с неустановившемся притоком и учетом несовершенства скважин, принимаются значения фильтрационных сопротивлений относящихся к установившемуся притоку в ограниченном пласте. Приемлемость этого допущения пока еще не обоснована.

В работе произведен расчет функции сопротивления (аналог добавочного сопротивления С]) при неустановившемся притоке, зависящей не только от геометрии пласта, но и от параметра Фурье ([п).

Л = л(а,/о),где (1)

В результате математических экспериментов установлено, что функция сопротивления не зависит от параметра Фурье, а зависит только от геометрии пласта. Сделаны следующие выводы, что численные значения функции

фильтрационного сопротивления Н,гс,/0) для неустановившегося притока при любом вскрытии пласта всегда меньше численных значений фильтрационных сопротивлений Л(А,Рс,/0) при квазиустановившемся движении, численные значения функции фильтрационного сопротивления Я(И,гс,/0) для неустановившегося и квазиустановившегося притоков превосходят в несколько раз значения добавочных фильтрационных сопротивлений С\{И,гс) для установившегося притока в однородном ограниченном пласте.

Полученное аналитическое решение для неустановившегося притока сжимаемой жидкости к несовершенной скважине в бесконечном по протяженности пласте преобразовано в прямолинейную анаморфозу, которая позволяет эффективно производить интерпретацию кривых восстановления забойного давления.

Фактически почти все известные исследования неустановившихся процессов в пласте проведены для условий, когда кровля и подошва непроницаемы. Предметом этих исследований в основном являлось определение горизонтальной и вертикальной проницаемостей и снижения продуктивности скважины за счет неполноты вскрытия пласта. Результаты, полученные в работе, могут быть использованы: для определения параметров пласта в котором будет эксплуатироваться БГС по результатам исследования ранее пробуренных скважин-пилотов методами падения и восстановления давления на забое и для определения горизонтальной и вертикальной проницаемостей в условиях активного напора подошвенных вод; для изучения взаимодействия между непроницаемыми боковыми границами и подошвой пласта, где поддерживается постоянное давление, и интерпретации результатов исследования скважин; для определения характерных особенностей вида кривых падения и восстановления давления, с тем, чтобы их использовать для идентификации пластовых систем с напором подошвенных вод.

Таким образом, предложен сложный профиль ГС и БГС, обеспечивающий формирование зоны отбора в окрестности ствола. Обоснована

зависимость дебита указанных скважин от радиуса изгиба ствола и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта с учетом условий его вскрытия.

В третьем разделе приводятся результаты исследований влияния сложной конструкции горизонтального ствола скважины на формирование зоны отбора и выработку запасов нефти.

В работе рассмотрено влияние на дебит и формирование зоны отбора одной скважиной с изменением величины азимута на 270° направления горизонтального ствола, вскрывшего пласт на всю нефтенасыщенную толщину (рисунок 3) или двумя скважинами с поворотом горизонтального ствола на 135° (рисунок 4). Бурение таких скважин обеспечивается применением технологий Baker Hughes, на основе точной навигации в пласте малой мощности с близким водо-нефтяным контактом, включая поворот горизонтальной секции по азимуту на 135°. Используются: роторная управляемая система INTEQ AutoTrak с силовой секцией X-treme, интегрированными телесистемами MWD/LWD и секцией Co-Pilot для оптимизации процесса бурения в реальном режиме времени. Применение данной технологии успешно реализовано на морском месторождении Тролл (Норвегия), продуктивный пласт представлен песчаником с пропластками кальцита. Благодаря вскрытию сложнопостроенных коллекторов с помощью точной проводки горизонтальной секции длиной 4,8 км получен значительный прирост добычи нефти. Модель скважины с поворотом горизонтального ствола по азимуту на 270° построена в программном комплексе HydraSym с условием, что кровля и подошва непроницаемы.

Скважина вскрывает всю мощность пласта Н=30 метров, радиус скважины R=200 метров, длина горизонтального ствола вскрывшего пласт составляет около 1000 метров.

у: ( о< < У х«1

1 В1

» Б' 1 ш

| 1

с«

* ЬЛ *

Рисунок 3 - Положение горизонтальной скважины в горизонтальной и вертикальной плоскостях О - точка начала набора кривизны, В - точка вскрытия кровли пласта, С - забой скважины, Я -радиус скважины, Ь0 - расстояние от устья скважины до забоя в горизонтальной плоскости, Н - мощность пласта.

Рисунок 4 - Положение скважин с поворотом ствола на 135° в

горизонтальной плоскости Расчет технологических показателей скважины проведен для 10 дней эксплуатации. Забойное давление в точке вскрытия кровли пласта (точка В)

принято постоянным ЮМПа. Распределение давление и формирование зоны отбора после первых суток и после полного времени расчетов (10 суток) представлены на рисунках 5, 6. Для создания формулы притока необходимо выделить два фактора - энергетических показателя, влияющих на снижение дебита во времени: формирование зоны отбора в окрестности ствола -«воронки депрессии» сложной формы; снижение среднего пластового давления вследствие роста накопленного отбора жидкости.

Рисунок 5 - Распределение давление и формирование зоны отбора после первых суток «эксплуатации» скважины (верхний слой).

11,98 МПа

16.37 МПа

11,98 МПа

16,37 МПа

Рисунок 6 - Распределение давление и формирование зоны отбора после 10 суток «эксплуатации» скважины (верхний слой).

Для создания формулы притока необходимо выделить два фактора -энергетических показателя, влияющих на снижение дебита во времени: формирование зоны отбора в окрестности ствола - «воронки депрессии» сложной формы; снижение среднего пластового давления вследствие роста накопленного отбора жидкости.

На основании полученных результатов вычислительных экспериментов предлагается формула зависимости дебита скважины (1) от ее геометрических свойств и ФЕС пласта.

к,-1

—Др(0 (2)

n-R-h

где &р(0 = p(t)-P(t) - зависимость средней депрессии от времени, которая зависит от среднего забойного давления во времени -p(t) и от среднего пластового давления во времени - P{t); кху - проницаемость по горизонтали, м2; kz - вертикальная проницаемость, м2; t - время с начала пуска, с; R - радиус изгиба ствола в пределах пласта, м; h - эффективная толщина пласта, м; // — динамическая вязкость, Па-с; р' = т()ж +(т-1)Д -упругоемкость пласта;

Безразмерная функция - S(x) отражает изменение дебита от «второстепенных» ФЕС и условий вскрытия пласта

5(х) = ах ".

Здесь а = 0.0354—; р = — Л + 0.1, где Л =

R 50 к„

t

Пластовое давление будет функцией от накопленного отбора М = JQ{t)dt:

о

(3)

где V-начальный объем пласта, м3; М- отобранный объем жидкости, м3.

Окончательно приближенная формула (уравнение) для вычисления зависимости дебита от времени, ФЕС пласта и длины и радиуса кривизны ствола имеет вид

2(0 =

V

(4)

\

/

(

\

£(0 = 0.0354-

V

(5)

\ о

В четвертом разделе представлены рекомендации направленные на совершенствование системы разработки Родникового месторождения посредством изменения сетки скважин.

С 2001 года в ОАО «Сургутнефтегаз» с помощью современных технологий проводится исследование скважин на фактическое расположение скважин в пространстве, и наибольшее количество исследований проведено на Родниковом месторождении. Исследовано более 40 % фонда скважин. Это наибольший показатель среди всех эксплуатируемых месторождений России.

По результатам исследований выявлено, что более 80 % скважин в которых проведены исследования, пробурены в подземном резервуаре совершенно по другим координатам, не совпадающим с первичными данными, которые заложены в проекте на разработку месторождения. Что ставит под сомнение сам проект разработки.

Для подтверждения предварительных выводов был проведен текущий анализ разработки месторождения с учетом изменения первичных данных (рассмотрим несколько примеров).

«Блок разработки» скважин пробуренный в южной части залежи, плотность сетки составляет 16,0 га/скв. По «блоку» проведено исследование гироскопом на 30 % пробуренных скважин. В результате проведенных исследований между частью скважин выявлена зона не вовлеченных в разработку запасов нефти, приблизительная площадь в три раза превышает проектную площадь дренирования добывающей скважины. В зону не вовлеченных в разработку запасов был забурен боковой горизонтальный ствол

из законсервированной скважины, и за 5 месяцев с бокового ствола добыто 3000 тонн нефти на данный момент дебит нефти по скважине с боковым стволом стабилизировался и составляет около 30 т/сут.

Другой «блок» разработки охарактеризован наилучшими результатами в плане дополнительной добычи нефти после проведения исследований. Проведены исследования по 56 % пробуренным скважин. В результате выявлена зона не вовлеченных в разработку запасов нефти, превышающая проектную площадь дренирования добывающей скважины более чем в пять раз. Также как и в первом случае для подтверждения теории, в выявленную зону невыработанного участка был забурен боковой горизонтальный ствол из законсервированной скважины. Получены результаты: ствол пробурен в чисто нефтяной коллектор, в течение года скважина работала практически безводной нефтью с дебитом в сорок раз превышающим средний дебит соседних скважин. То есть, доведя процент исследования в данном блоке до 100, можно с уверенностью запланировать как минимум четыре дополнительных скважины в зону не вовлеченных в разработку запасов нефти.

Также выявлены добывающие скважины, которые после исследований фактически оказались пробуренными в непосредственной близи от нагнетательных скважин. Соответственно, после перевода скважин под нагнетание, реагирующие добывающие скважины получили прорыв воды. С экономической точки зрения бурение данных скважин не оправдалось.

По результатам анализа эксплуатации месторождения (в течение 3 лет), выявлено, что проведение геолого-технических мероприятий: выравнивание профиля приемистости нагнетательных рядов; ликвидация прорыва воды с помощью капитального ремонта скважин; оптимизации скважин работающих с высокими уровнями; бурение боковых стволов без знания фактического расположения скважин, являются дорогостоящими и мало эффективными мероприятиями, фактически работа в «слепую».

Рассматривая вторую часть проблемы, т.е. не соответствие абсолютных отметок кровли пласта по проекту с фактической глубиной залегания, выявлено, что разница составляет до 46 метров, естественно эта разница значительно повлияла на изменение границ залежи и структуры запасов по месторождению и отметку ВНК.

Согласно новой структуре и ВНК были объединены основная залежь и запасы в районе скважины № 31 Р. Подтвердить анализ и выводы можно скважинами, которые после проведения исследований оказались за контуром нефтеносности залежи принятым в последнем дополнении к технологической схеме, а фактическая добыча с них на 01.04.2005 составила боле 44000 тонн нефти.

Приведенный выше анализ показывает, что проведение исследований на фактическое расположение скважин является стратегически важным мероприятием. Так как выявлено, что сетка разработки месторождения принятая в проектных документах не соответствует фактической, в связи с этим предприятие несет убытки, проводя ГТМ по закачке воды, оптимизации скважин проведения КРС, проведения СУХТП и эксплуатации скважин в «слепую». Фактические размеры залежи, не соответствуют размерам, утвержденным в ГКЗ, и приращение запасов позволит предприятию гораздо дольше запланированного эксплуатировать месторождение.

На Родниковом месторождении объект ЮС2' разрабатывается с 2001 года. В настоящее время в разработке находится 3 участка ОПР.

Северный участок ОПР (район скв. №5П)

Площадная обращенная пятиточечная система разработки, плотность сетки 27 га/скв. Ввод скважин осуществлен преимущественно за счет бурения боковых стволов в скважинах, выбывших с БСи'"3. Проектная длина ГУ добывающих горизонтальных боковых стволов скважин - 300 м, нагнетательных - 50-150 м.

Южный участок ОПР (район скв. №217Р)

Площадная обращенная семиточечная система наклонно-направленных скважин с ГРП, плотность сетки 13.9 га/скв.

Восточный участок ОПР (район скв. №82П)

Площадная обращенная пятиточечная система с плотностью сетки 12 га/скв. Во всех скважинах ГРП на стадии освоения.

В целом по объекту на 01.01.2008 г. коэффициент нефтеизвлечения равен 0,17 при обводненности добываемой продукции -29.3%. Накопленный ВНФ составил 0.352 т/т. Средний дебит нефти по объекту ЮСг' равен 16.9 т/сут, жидкости - 24.0 т/сут.

За семь лет эксплуатации на объекте пребывало 47 добывающих скважин. В том числе 29 скважин, переведенных за счет бокового ствола с вышележащего объекта БС121"3, а также по одной скважине переведено с объектов ЮС] и БСю'.

Увеличение фонда нагнетательных скважин и, соответственно; закачки воды в пласт в 2006-2007 годах не отразилось на общей динамике дебита нефти добывающих скважин объекта. Эксплуатация северного участка обеспечила 90.1% общей добычи нефти по объекту. Средняя обводненность по участку -23.6%. Средний дебит нефти по участку - 24.5 т/сут, жидкости - 32.1 т/сут. Накопленный ВНФ - 0.25 т/т.

По результатам анализа можно отметить следующее:

- проектные пятиточечные элементы на Северном участке ОПР организованы путем перевода скважин с горизонта БСп'"3 при существенной разнице во времени ввода как добывающих, так и нагнетательных скважин;

- разновременность ввода и расположение скважин в элементах нарушает закономерность процесса выработки запасов элементов классической пятиточечной системы. Поэтому сравнение эффективности выработки запасов носит ориентировочный характер.

динамика обводнения в значительной мере определяется результатами работ по ГРП, объемами закачки, а также неоднородностью геологического строения пласта.

- Пятиточечная система разработки с добывающими горизонтальными скважинами в данных геологических условиях доказала свою состоятельность. В последующем рекомендуется корректировка системы переходом на избирательное заводнение по мере уточнения строения пласта.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНД АЦИИ

1 В настоящее время достигнуты требуемые нефтедобывающими предприятиями качество проектирования и фактической реализации конструкций горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, позволяющие формировать систему разработки сложными профилями завершающей части скважин в продуктивном пласте, обеспечивающих повышение охвата дренированием.

2 Установлено, что при качественной современной технике вскрытия пласта влияние фильтрационных сопротивлений, обусловленных характером вскрытия, на производительность скважины несущественно, то есть коэффициенты совершенства близки к единице. Однако, горизонтальные и многозабойные скважины являются несовершенными по характеру вскрытия пласта, обусловленного состоянием его коллекторских свойств и профилем ствола.

3 Разработана методика инженерных расчетов коэффициентов фильтрационных сопротивлений, учитывающих анизотропию пласта при неустановившемся притоке сжимаемой жидкости, которая обеспечивает достоверность получаемой информации по результатам исследований ранее пробуренных скважин и повышение эффективности применения ГС и БГС.

4. Обоснован профиль горизонтального участка с изменением азимута траектории на 270°, обеспечивающий формирование зоны отбора в окрестности

ствола. Аналогичный результат достигается при бурении и эксплуатации в указанной зоне двух горизонтальных стволов с изменением азимута траектории на 135° при сокращении их длины. Обоснована зависимость дебита указанных скважин от радиуса изгиба ствола и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта с учетом условий его вскрытия.

5 Предложена корректировка системы разработки Родникового месторождения, на основании геофизических исследований и определения фактического расположения ранее пробуренных скважин. Обоснован перспективный для разработки монолитный песчаный коллектор в северной части месторождения. По характеру изменения эффективных нефтенасыщенных толщ, проницаемости и расчлененности по площади видно, что в пределах участка песчаное тело характеризуется линзовидной формой строения. В этом районе построены и эксплуатируются боковые горизонтальные стволы с дебетами до 70 т/сут. Фактическая добыча на период исследований составила более 44000 тонн нефти.

Основные положения диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Колесник Е.В. Особенности геологического строения и разработка пласта ЮС2 на примере Родникового месторождения / Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Бурение и нефть. - 2005. - № 10. - С. 10-11.

2. Колесник Е.В. Применение ГИС-технологий при разбуривании месторождений // V конференция молодых специалистов организаций, осуществ. виды деят., связанной с пользованием участками недр на террит. ХМАО-Югры: Сб.науч.тр. - Уфа: ООО «Монография», 2005. - С. 148-150.

3. Колесник Е.В. Изучение добывных возможностей нижнедевонской залежи Мядсейского месторождения / Е.В. Колесник, С.И. Грачев // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: Тр. V Всерос. науч.-прак. конф. Тюмень, ТюмГНГУ. - С. 35-39.

4. Кривова Н.Р. Исследование влияния геодеформационных процессов на разработку нефтяных месторождений / Н.Р. Кривова, Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Там же. - С. 40-43

5. Кривова Н.Р. Особенности разработки залежей юрских отложений на примере Южного месторождения / Н.Р. Кривова, Е.В. Колесник, C.B. Левкович // Проблемы геологии и освоения недр: Тр. XI Междунар. науч. симп. им. акад. М.А. Усова, Томск, ТПУ. - 2007. - 353-355.

6. Грачев С.И. Применение комплексного подхода к обоснованию модели трещиноватости баженовской свиты Западной Сибири / С.И. Грачев, Е.В. Колесник, Н.Р. Кривова // Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири: Тр. Междунар. академ. конф., Тюмень, 2007. - С. 56-72.

7. Телков М.В. Обоснование и совершенствование определения фильтрационных сопротивлений, связанных с притоком жидкостей и газов к несовершенным скважинам / М.В. Телков, Е.В. Колесник, С.И. Грачев // ООО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - 65 с.

8. Колесник Е.В. Состояние развития нефтесервисных предприятий по строительству и капитальному ремонту скважин / Е.В. Колесник, И.А. Сидоров // Интервал. - 2008. - № 4. - С. 9-11.

Соискатель

Е.В. Колесник

Издательство «Вектор Бук» Лицензия ЛР № 066721 от 06.07.99 г.

Подписано в печать 12.10.2009 г. Формат 60x84/16. Бумага офсетная. Печать Riso. Усл. печ. л. 1,44. Тираж 100 экз. Заказ 156.

Отпечатано с готового набора в типографии издательства «Вектор Бук». Лицензия ПД № 17-0003 от 06.07.2000 г.

625004, г. Тюмень, ул. Володарского, 45. Тел. (3452) 46-54-04,46-90-03.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Колесник, Евгений Владимирович

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ЗАДАЧ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТОЛОВ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

1.1 Особенности проектирования конструкций и исследования скважин сложного профиля.

1.2 Боковые стволы как способ увеличения нефтеотдачи месторождений.

1.3 Исследование особенностей геологического строения месторождений углеводородного сырья и их влияния на эффективность эксплуатации скважин.

1.4. Влияние особенностей геологического строения на разработку пласта ЮСг Родникового месторождения.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. ОБОСНОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ, СВЯЗАННЫХ С ПРИТОКОМ

НЕФТИ И ВОДЫ К НЕСОВЕРШЕННЫМ СКВАЖИНАМ.

2.1 Методы расчета фильтрационных сопротивлений при установившемся притоке жидкости к несовершенной скважине.

2.2. Методика расчета фильтрационных сопротивлений при неустановившемся осессимметричном притоке жидкости к несовершенной скважине в неограниченном пласте.1.

2.3 Приток к неограниченной линии стоков (скважине) в ограниченном пласте при наличии подошвенной воды.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ СЛОЖНОЙ КОНСТРУКЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ НА ФОРМИРОВАНИЕ ЗОНЫ ОТБОРА И ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1 Методы гидродинамического моделирования притока к скважинам сложного профиля.

3.2 Моделирование притока к горизонтальному стволу с изменением направления по азимуту.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. КОРРЕКТИРОВКА СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ РОДНИКОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

4.1. Уточнение системы разработки Родникового месторождения.

4.2. Анализ эксплуатации участков опытно-промышленной разработки объекта ЮС2! Родникового месторождения.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка технологий, повышающих эффективность разработки нефтяных месторождений горизонтально - направленными скважинами"

Актуальность проблемы. Необходимость разработки методов и технологий повышения рентабельности освоения нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин (ГС) и боковых стволов (БГС) является важнейшей задачей. Увеличение коэффициента извлечения нефти (КИН) достигается уплотнением сетки скважин на уже разбуренных залежах, выработкой остаточных запасов нефти из обводненных пластов, вводом в эксплуатацию бездействующих или малодебитных скважин, отработкой низкопродуктивных залежей, разработкой подгазовых и водонефтяных зон.

От правильного выбора профиля ГС и БГС, обоснованности технологических режимов их работы с применением достоверной информации, получаемой по результатам исследований ранее пробуренных скважин, зависят эффективность разработки и выработки остаточных запасов нефти. Известны различные способы разработки нефтяных месторождений с предварительным определением протяженности горизонтального ствола скважины: прямо пропорционально эффективной толщине пластов, обратно пропорционально проницаемости пластов, обратно пропорционально гидропроводности пластов,? прямо пропорционально проводимости пластов. Таким образом, определяющим моментом для обеспечения максимального дебита является длина и траектория ГС и БГС в пласте.

Широкое применение находят БГС в последнее время в основных российских нефтедобывающих компаниях. В 2005 г. ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 800 БГС. Около 100 БГС в 2006 г. были пробурены на месторождениях ТНК-ВР. В НЕС «ЛУКОЙЛ» объемы бурения боковых стволов за последние три года увеличились почти втрое. ООО «РН Юганскнефтегаз» в 2008' г. пробурило 28 стволов с горизонтальным окончанием. Однако исследование опыта их эксплуатации показывает, что существует ряд проблем, к которым можно отнести вопросы создания принципиально новых систем разработки нефтяных месторождений, размещения сетки скважин, обоснования расстояния между ГС, вскрытия пластов, регулирования объемов закачки. Применение ГС не всегда позволяет достичь проектных результатов по причине неполного объема геологической информации по разрабатываемому объекту. Для определения положения и длины горизонтального ствола на стадии проектирования используются аналитические зависимости, но из-за большого количества методик различной сложности и расходящимися результатами их использование сильно затруднено. Поэтому эксперименты на гидродинамических симуляторах не позволяют прогнозировать эффективность эксплуатации БГС и ГС, а также оценить риск, связанный с методами воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Обоснование может быть дано только на основе всестороннего обследования ранее построенных скважин, включая и геофизические измерения.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений ГС и БГС путем обоснования технологических решений по увеличению охвата продуктивных пластов 'дренированием.

Основные задачи исследований

1. На основе анализа практики разработки нефтяных месторождений, разбуриваемых ГС и БГС, выявить и оценить факторы, влияющие на охват пласта дренированием и воздействием.

2. Разработка метода, обеспечивающего достоверность получаемой информации по результатам исследований ранее пробуренных скважин, с целью повышения эффективности применения ГС и БГС.

3. Обосновать выбор профиля горизонтальных стволов в продуктивном пласте по латерали и выявить его влияние на величину охвата пласта дренированием.

4. Обосновать» технологические решения по выработке запасов с применением ГС и БГС на месторождениях с расформированной системой разработки.

Научная новизна выполненной работы

1. На основе математических экспериментов научно обосновано применение азимутальной трассировки горизонтального ствола в продуктивном пласте с учетом его фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) с целью формирования зоны отбора в окрестности добывающей скважины. Получено уравнение для определения зависимости дебита от времени эксплуатации, ФЕС, длины и радиуса кривизны ствола.

2. Получено аналитическое решение для неустановившегося притока сжимаемой жидкости к несовершенной скважине в бесконечном по протяженности пласте, которое позволяет эффективно производить интерпретацию кривых восстановления забойного давления. Ранее в расчетах, связанных с неустановившимся притоком и учетом несовершенства скважин, необоснованно принимались значения фильтрационных сопротивлений, относящихся к установившемуся притоку в ограниченном пласте.

3. Предложена эффективная методика, учитывающая анизотропию пласта;, свойства пласта и жидкостей,' для* расчета фильтрационных сопротивлений, в условиях взаимодействия несовершенных дополнительных стволов и ГС при неустановившемся притоке сжимаемой жидкости.

Практическая ценность и реализация

1. Разработанная методика, позволяет определять параметры пласта в зоне внутреннего фильтрационного сопротивления скважины в радиусе 30100 м на месторождениях с плотностью сеток скважин 10-50 га/скв с целью моделирования их разработки.

2. Полученные результаты исследований позволили учесть особенности геологического строения пласта ЮС2' при анализе показателей разработки Родникового месторождения. Предложены, рекомендации, направленные на совершенствование системы разработки путем изменения сетки скважин. Обосновано проведение исследований фактического расположения стволов скважин в продуктивных пластах (изучено более 40% фонда). Это позволило проектировать бурение БГС в зоне, не вовлеченной в разработку, и эксплуатировать его в течение года с дебитом по нефти в 40 раз превышающим средний дебит соседних скважин северного блока. В южном блоке построенный БГС в течение 5 месяцев эксплуатировался с дебитом в 30 т/сут.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Колесник, Евгений Владимирович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 В настоящее время достигнуты требуемые нефтедобывающими предприятиями качество проектирования и фактической реализации конструкций горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов, позволяющие формировать систему разработки сложными профилями завершающей части скважин в продуктивном пласте, обеспечивающих повышение охвата дренированием.

2 Анализ результатов исследований привел к выводу, что при качественной современной технике вскрытия пласта влияние фильтрационных сопротивлений, обусловленных характером вскрытия, на производительность скважины несущественно, то есть коэффициенты совершенства близки к единице. Однако, горизонтальные и многозабойные скважины являются несовершенными по характеру вскрытия пласта, обусловленного состоянием его коллекторских свойств и профилем ствола.

3 Разработана методика инженерных расчетов коэффициентов фильтрационных сопротивлений, учитывающих анизотропию пласта при неустановившемся притоке сжимаемой жидкости, которая обеспечивает достоверность получаемой информации по результатам исследований ранее пробуренных скважин и повышение эффективности применения ГС и БГС.

4. Предложен профиль горизонтального участка с изменением азимута траектории на 270°, обеспечивающий формирование зоны отбора в окрестности ствола. Аналогичный результат достигается при бурении и эксплуатации в указанной зоне двух горизонтальных стволов с изменением азимута траектории на 135° при сокращении их длины. Обоснована зависимость дебита указанных скважин от радиуса изгиба ствола и фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта с учетом условий его вскрытия.

5 Предложена корректировка системы разработки Родникового месторождения, на основании геофизических исследований и определения фактического расположения ранее пробуренных скважин. Обоснован перспективный для разработки монолитный песчаный коллектор в северной части месторождения. По характеру изменения эффективных нефтенасыщенных толщ, проницаемости и расчлененности по площади видно, что в пределах участка песчаное тело характеризуется линзовидной формой строения. В этом районе построены и эксплуатируются боковые горизонтальные стволы с дебитами до 70 т/сут.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Колесник, Евгений Владимирович, Тюмень

1. Badry R. Production logs optimize horizontal tests // World Oil.— 1991, 3. — Vol. 212, No 3. — P. 59, 62-66.

2. Buhidma J.M. Transient Pressure Behavior of Partially Penetrating Wells Subject ty Bottomiwatr Drive. J.P.N., 1980, July, - P.1251 - 1261.

3. Damgard A. P., Bangert D. S., Murray D. J., etc. A unique method for perforating, fracturing and completing horizontal wells //SPE Production Engineering. — 1992, II. — Vol. 7, No 1. — Pp. 61—69.

4. Economaides M.J. McLennan J.D., Brown E. Performance and simulatin of horizontal wells. World oil. 1989, V. 208, № 6. P. 41-45.

5. Ehlig-Economides Ch. A, Hegeman P. // Guidelines simplify well test interpretation // Oil and Gas J. — 1994, July 18. — Pp. 33-40.

6. Evan R.S. Well Illustrates Challenges of Horizontal Production Logging //Oil and Gas J. — 1992, VI. — P. 33-38.

7. Folefac A.N., Archer J.S. Modeling of horizontal well. Performance to provide insight in coning control// Тезисы докладов? на 5-ом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 25-27 апреля 19891 С. 683-694.

8. Harris М.Н. The Effect of Perforating on Well Productivity. I.P.T. Apr.,1966.

9. Horizontal complition technology improving // Offshore. — 1988, III.— Vol.48, No3. —Pp. 47.

10. Joshi S.D. Angmentation of well productivity with stant and horizontal well. J. of Petrol. Techn. June, 1988. P. 729-739.

11. Joshi S-Д. Основы технологии горизонтальной скважины (Horizontal well tecnology) (пер.с англ. Будникова В:Ф. и др.). Краснодар: из-во "Советская Кубань"; 2003.

12. Keijin, Yiqun Ye. Test verify advantages of horizontal wells in, offshore China Oil field // Oil and Gas. — 1992, 19/X. — P. 76-80.

13. Kutasov I.M. New method determines well bore damage. OGJ, January 3, 1994, pp. 46-47.

14. Landrum R.L., Crawford P.B. Effect of Drain Hollis Drilling on Production Capasity. I.P.T. Febr., 1955.

15. Motley Т., Hollanby R. Novel Milling Fluid Saves Time, Cut Cost // World Oil. — 1987, III.

16. Nisle R.G. The Effect of Partial Penetration on Pressure Build up in Oil Wells. - J.P.N., 1980, July, - P.1251 - 1261.

17. Peaceman D.W. Interpretetion of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nosquare Grid Blocks and anizotropic permeability.Soc. Petrol. Eng.J., 1983. P. 531-543.

18. Perrine R.N. Well Productivity Increase From Drain Hollis as Measured by Model Studies. Petr. Tranc. AIME, Vol. 204-1955.

19. Pressure Analysis for horizontal wells. Debiau F., Mauranabal G., Bourdarot G., Curutchet P. SPE Forination Evalution. Oct. 1988. P. 716-724.

20. S.C. Lien, Seines K., Havig S. O., Kydland T. The First Long-Term Horizontal-well Test in Troll Thin Oil Zone // JPT, 1991, August. — Pp. 914—917; 970—973.

21. Seines K., Aavatsmark.J., Lien S.C.,.Rushworth P. Considering wellborn friction effects in planning horizontal wells // J. of Canad. Petrol. Technol. —1993. —Vol.—45,No 10.— Pp. 994—1000.

22. Speux A., Georges Ch. Most Problems in Horizontal Completions are resolved // Oil and Gas J. — 1988, 13/VI. — Pp. 48—52.

23. Suprunovicz R., Buttler R.V. The choice of pattern size and shape for regular arrays of horizontal wells // J. of Canad. Technol. — 1992, I. — Vol. 31, N 1.—pp. 39—44.

24. Zana F.T., Tomas G.W. Some Effects of Contaminents on Real Gas Flow. -JPT, №9 Sept. 1970.

25. Абасов M.T., Джалилов.K.H. Вопросы подземной гидродинамики и разработки ^нефтяных и газовых месторождений. Баку, Азернешер., 1960.

26. А.Ю. Батурин; Ю:А. Комягина. Методика- выбора оптимального размера ячейки в горизонтальной плоскости при многомерном геологическом-моделировании*залежей // Нефт. хоз. 2002. - №8 — С. 59-60.

27. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: "Недра", 1982.-408 с.

28. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин — М.: Недра, 1978. 279 с.

29. Анализ опыта бурения горизонтальных скважин. ЭИ (заруб, опыт), сер. «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море». М.: ВНИИОЭНГ, 1995, вып. 9, с. 1-11.

30. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик Б.М: Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972.

31. Борисов Ю.П., Пилотовский В.П., Табаков В.П. "Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами". М.: "Недра", 1964. ■ .

32. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропномшласте конечной мощности. ELTC ВНИИ, вып.16,1962.

33. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругомт режиме фильтрации. М.: "Недра", 1964.

34. В.М. Правдухин, E.H. Корытова, A.A. Бармин. Повышение эффективности разработки месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» бурением: боковых стволов. Нефтяное хозяйство. 2005. №6. С.86 91.

35. Вагапов, Н;Р. Влияние непроницаемой перегородки на стационарное движение жидкости к, несовершенным? скважинам в, неоднородных пластах./Азербайджанское нефтяное хозяйство, 1962, №9.

36. Вахитов; E.F. ш др. Освоение месторождений с .помощью* ■ многозабойных горизонтально-разветвленных скважин. В сб. "Исследования в области технологии и техники добычи нефти". ВНИИ, М.: вып.54, 1976. С. 314.

37. Гимутдинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. М.: «Недра», 1971.-310 с.

38. Градштейн И.С., Рыжик И.М. Таблицы интегралов, сумм рядов и произведений. М.: Из-во физико-математической литературы, 1962- 1100 с.

39. Грачев С.И. Теоретические и прикладные основы строительства пологих и горизонтальных скважин на сложнопостроенных нефтяных месторождениях. / Автореферат дисс. на соиск. уч. ст. д-ра техн. наук. -Тюмень. 2000.-47 с.

40. Григорян A.M. Вскрытие'; пластов» . многозабойными и горизонтальными скважинами. М.: Недра, 1969. 192 с. .,

41. Джон Алгерой, Эй. Дж. Моррис, Марк Страке, Орджан Йоханосен, Одд Малди, Пол Ньюберри «Дистанционное управление разработкой месторождений» Нефтегазовое обозрение 2001 №10 С. 26 - 37.

42. Евченко B.C. и др. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами.-М.: Недра; 1986.

43. Казарин Е.С. Решение нестационарных задач притока жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам и галереям. Автореферат диссертации, МИНХ и ГП, 1973.

44. Каширина К.О. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных стволов скважин и вертикальных трещин ГРП в сравнении эффективности их работы. Сб.науч.тр. "Новые технологии для ТЭК Западной Сибири", вып.2. Тюмень: ТюмГНГУ, 2006. С. 281-291.

45. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. "Нефтепромысловое дело", № 1, 1997. С. 12-14.

46. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике (пер. с англ.). М.: "Наука" -1984-832 с.

47. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А., Научные основы разработки нефтяных месторождений. Москва-Ижевск. 2004 г.-417 с.

48. Литвинов A.A. Количественная оценка гидродинамического несовершенства эксплуатации скважин при различных видах перфорации по данным промысловых исследований. Тр. ТатНИИ, 1960, Вып. 11.

49. Лукьянов Э.Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах. НТО/НПГП «ГЕРС». АИС. — Тверь, 1994. — 207 с.

50. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин "Нефтепромысловое дело", № 7, 1997. С. 4-8.

51. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. — А/. Недра, 2003. — 638 с.

52. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном« пласте. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений., "Нефтепромысловое дело", № 8, 1997. С. 6-10.

53. Лысенко В.Д:, Грайфер В:И. Рациональная разработка нефтяных месторождений. — М;: Недра. 2005. — 607 с.59." Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти. Москва-Ижевск, 2004. - 606 с.

54. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер.с англ.). Гостоптехиздат, 1949. - 626 с.

55. Меркулов В.П. «О дебите наклонных и горизонтальных скважин», Нефт. хоз., 1958 г.

56. Меркулов В.П. Сургучёв МЛ. Определение дебита и эффективности наклонной скважины. «Нефт. хоз.», № 2, 1960.

57. Минский K.M., Марков П.П. Экспериментальные исследования сопротивления несовершенных скважин. Тр. ВНИИ, 1956, Вып. 8.

58. Михайлов H.H. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. -М.: «Недра», 1988-153 с.

59. Мохамед Аббас Аль-Кодафи. Совершенствование методики газогидродинамических исследований горизонтальных газовых скважин // Автореферат диссер. — Уфа. — 2001. — 24 с.

60. Никитин Б.А., Басниев К.С. и др. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом в потоке газа, жидкости. М.: ИРЦГазпром. — 1998. - 33 с.

61. Пирвердян A.M. Фильтрация к горизонтальной скважине. Тр. АЗНИИ ДН, вып.З, 1956.

62. Пирвердян A.M. Физика и гидравлика нефтяного пласта. М.: «Недра», 1982.-193 с.

63. Перспективы освоения горизонта ЮС2 на территории деятельности ОАО «Сургутнефтегаз»: Отчет о НИР / ТО «СургутНИПИнефть»; Руководитель В.П. Сонич Тюмень, 2004.

64. Повышение нефтеотдачи — ключевая тема на конференции РОСИНГ. Oil&Gas Eurasia. 2007. №7.

65. Поляков В.Н., Ишкаев Р.К., Лукманов Р.Р. Технология заканчивания нефтяных и газовых скважит — Уфа «ТАУ», 1999, 408 с.

66. Пыхачев Г.Б. Приближенный« расчет производительности несовершенной.скважины. Изв. вузов «Нефть и газ», 1963. - № 10

67. Снеддон K.M. Преобразование Фурье (пер. с англ.). М.: "Наука".1 -Ил. 1955.-667 с.

68. Сохошко С.К., Телков А.П., Гринев В.Ф. Неустановившийся приток к многозабойной горизонтальной скважине в пласте с подошвенной водой. МСНТ "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири". Из-во "Вектор Бук", 2002. С. 69-73.

69. Стклянин Ю.И. Точное решение задачи о потенциале точечного стока в однородно-анизотропном пласте с осевой симметрией и конечным радиусом контура питания. ПМТФ АН СССР, 1962, № 2.

70. Стклянин Ю.И.,Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов.- ПМТФ АН СССР, 1962, № 1.

71. Стокли С.О., Джинсен З.Г. Проектирование заканчивания скважин с учетом условий бурения и капитального ремонта // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1992. — № 4. — С. 20—25.

72. Тагиров K.M., Нифантов В.И. Бурение скважин и вскрытие нефтегазовых пластов на депрессии. -М.: «Недра», 2003. -160 с.

73. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. Уфа, 1974.- 224 с.

74. Телков А.П., Ланчаков Г.А. и др. Интенсификация нефтегазодобычи и повышение компонентоотдачи пласта. Тюмень: ООО НИПИ КБС-Т, 2003. -320 с.

75. Телков А.П., Грачев С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть I). -Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 1999-2000 328 с.

76. Телков А.П., Грачев С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть II). Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 2001 - 482 с.

77. Телков А.П., Дубков И.Б., Гринько>А.П1 К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительной эффективности ее работы-и трещин гидравлического разрыва пласта. — Тюмень. — «Вектор Бук». — 200. —С. 141—148.

78. Телков А.П., Каширина К.О. и др. Прогнозирование дебита скважин после проведения ГРП и оценка технологических операций воздействия на пласт. Сб. науч. тр. "Новые технологии для ТЭК Зап.Сибири".Тюмень: изд. "Экспресс", 2005. С. 249-258.

79. Телков А.П., Ланчаков Г.А. и др. Интенсификация нефтедобычи и повышение компонентоотдачи пласта.— Тюмень.— ООО НИПИКБС-Т, 2003 е.: ил.

80. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добычи нефти и газа.-М.: «Недра», 1965.-164 с.

81. Телков А.П. Расчет фильтрационных сопротивлений, обусловленных несовершенством скважины и экраном в условиях однородно-анизотропного пласта и взаимодействие скважин./Нефтяное хозяйство, 1972, №4. С. 9 - 13.

82. Телков В.А. Приток к точечному стоку в пространстве и к линии стоков в полубесконечном пласте. Тр. УНИ «Физикохимия и разработка нефтяных месторождений», 1975, Вып. 30. - С. 143 - 145.

83. Трантер К.Д. Интегральные преобразования в математической физике (пер. с англ.). М.: "Наука". - Ил. 1956. - 204 с.

84. Чарный И. А., Подземная гидрогазодинамика. — М.: ГТТИ.— 1963. —346 с.

85. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М. - Л.: Гостоптехиздат, 1959.

86. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. Москва-Ижевск. 2004. - 133 с.

87. Хейн А.Л. Некоторые вопросы теории неустановившегося притокат