Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие методов расчета комплекса параметров коллекторов и флюидов в условиях аномально высоких пластовых давлений для прогнозирования показателей разработки газовых месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов расчета комплекса параметров коллекторов и флюидов в условиях аномально высоких пластовых давлений для прогнозирования показателей разработки газовых месторождений"

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

На правах рукописи УДК 622.279.031:532.5

Тан Цин'Ю

Развитие методов расчета комплекса параметров коллекторов и флюидов в условиях аномально высоких пластовых давлений для прогнозирования показателей разработки газовых месторождений

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор Каневская Р.Д. Официальные оппоненты:

- доктор технических наук, профессор Михайлов H.H.

- кандидат технических наук Цибульский П.Г.

Ведущая организация: Институт проблем нефги и raía РАН (ИПНГ)

Защша состоится «о2"Т » {о 2005 г. в /$"~часов в ауд.У^на заседании Диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, Ленинский проспект, д.65.

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

Автореферат разослан « Df) » 'jС_2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., профессор

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ Актуальность темы

Основными задачами нефтегазовой промышленности Китая на современном этапе развития являются достижение стабильного уровня добычи нефти и резкое увеличение добычи природного газа и конденсата. Поэтому исключительно важное значение, кроме поиска новых путей ускорения разведки и ввода в разработку новых месторождений нефти и газа, имеют работы, направленные на совершенствование и создание новых технологий повышения нефте-, газо- и ковденсатоизвлечения пластов. В последние годы на севере-западе Китая открыт ряд крупных газовых и газоконденсатных месторождений - газовое месторождение (ГМ) Кела-2, Янтакеское газоконденсатное месторождение (ГКМ), ГКМ Юйдун -2, Яхаское ГКМ, ГКМ Дина-2 и др., продуктивные горизонты которых залегают на больших глубинах (3000 -5000 м и более), пласты характеризуются неоднородностью по площади, значительными пластовыми температурами (порядка 380 К) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) (порядка 1,8 -2,2). Поэтому правильная разработка этих месторождений имеет очень важное значение. Примерами месторождений с АВПД в России являются Астраханское ГКМ, Карачаганакское нефтегазокоцценсатное месторождение. В процессе разработки таких месторождений свойства газа и газокоцденсата подвергаются существенному изменению. Коллекторы на таких глубинах и в условиях АВПД также характеризуются повышенной упругостью, что непосредственно влияет на пористость и проницаемость пласта. Поэтому разработку месторождений с АВПД и высокой температурой необходимо проектировать на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений проницаемости и пористости коллектора.

Анализ исследований свойств газа, газоконденсата и коллектора показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, т.е. экспериментальные и аналитические методы исследования и учета этих характеристик в совокупности. Особенно актуальным является определение свойств газа и газоконденсата в области высоких пластовых давлений и высоких температур, где экспериментальные данные ^у^и!^' ребуют немалых

БИБЛИОТЕКА |

С. Петер' 08 ЮОУмг

затрат сил и времени, а расчетные методы требуют специального тестирования для применения в таких условиях. Важной теоретической и практической задачей также является комплексный подход к проектированию разработки месторождений с учетом изменения свойств газа и коллектора в зависимости от термобарических условий.

Цель работы

Определение свойств газа и коллектора с целью их комплексного учета при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой.

Основные задачи исследования

(1) Выбор аналитических методов определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости, объемного коэффициента и др. свойств природных газов в широком термобарическом диапазоне, создание соответствующей инженерной методики расчета и оценка упругой энергии газа.

(2). Обработка экспериментальных данных по исследованию кернов и получение зависимости проницаемости от давления типа к=Г(Р). Оценка дебитов газовых скважин с учетом деформации коллектора в процессе истощения газовой залежи.

(3) Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений пористости и проницаемости.

(4) Апробация методики определения коэффициента сверхсжимаемости газа, объемного коэффициента, вязкости и изотермического коэффициента сжимаемости газа для прогноза показателей разработки месторождений природного газа в условиях АВПД.

Методы решения поставленных задач

Для решения вышеперечисленных задач в диссертации использовались современные основы термодинамики углеводородных систем, подземной гидромеханики и физики пласта, решения уравнений математической физики, методы вычислительной математики и математической статистики.

Научная новизна

(1). Предложена инженерная процедура расчета свойств газа для широкого диапазона термобарических условий в залежах с АВПД и высокой температурой.

(2). Оценена степень влияния изотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффициент извлечения газа и запас его упругой энергии для залежей с АВПД и высокой температурой.

(3). Оценено влияние снижения проницаемости коллектора на дебигы скважин на основе лабораторных исследований для залежей с АВПД и высокой температурой.

Пшисгическая ценность работы

Предложенные в работе инженерная процедура расчета позволяют аналитическим способом определить коэффициент сверхсжимаемости газа, объемный коэффициент, вязкость и изотермический коэффициент сжимаемости для широкой области высоких пластовых давлений и высоких температур, а также оценить запас упругой энергии газа при высоких пластовых давлениях и степень влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты газовых скважин, что имеет место в газовых залежах с АВПД. Полученные в работе результаты позволяют прогнозировать показатели разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой на основе комплексного учета свойств газа и коллектора.

Аппробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах, а именно:

(1).5-я всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России.

23-26 сентября 2003 года, Москва.

(2). Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций.

30-31 марта 2004 года, Москва.

(3). Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, результатов и выводов.

Общий объем работы составляет 136 страниц, в том числе, 104 страницы машинописного текста, 32 рисунка и список литературы из 129 наименований

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений РГУ нефти и газа им И М. Губкина.

Автор выражает благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Каневской Р Д Автор признателен заведующему кафедрой профессору Басниеву КС за содействие при поступлении в аспирантуру и в период обучения. Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений за доброе отношение, обсуждение работы и полезные советы при выполнении данной диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и поставлены основные задачи исследования. Раскрыты теоретические и экспериментальные методы исследования. Описана взаимосвязь между научной новизной и практической значимостью полученных результатов. Сформулированы положения научной новизны и пути практического использования результатов исследований.

В первой главе проведено исследование изменения физических свойств газа в залежах с АВПД и высокой температурой.

Теоретический анализ показывает, что такие физические свойства газа, как объемный коэффициент, мольный объем, плотность и другие, могут быть определены только после определения коэффициента сверхсжимаемости Ъ, что, в свою очередь, требует специального исследования. В данной главе

проанализированы две методики определения Z, характеризующиеся простотой и быстротой реализации при сохранении достаточно высокой точности.

Dranchuk-Abou-Kassem предложена корреляционная зависимость Z от приведенной плотности рг в виде полинома с восьмью параметрами с использованием кривой Standing -Katz:

Z = l + X|Pr+X2p2+X3p?+X4p2(l+A8p;?)exp(-A8p2) (Ы)

X, =Aj+A2/Tr+A3>Tr3

х2=а4+а/гг

Х3 = А5А6/ТГ х4=а/гг3

где Тг и Р, - приведенная температура и приведенное давление соответственно. Значения коэффициентов А|-Аа в уравнении (1-1) табличные данные.

В основе второй методики (методика Lee-Kesler) лежит следующее уравнение

Z = z(°)+-M<z(hLz(0)) (1-2)

or '

где Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; а> - коэффициент ацентричности газовой смеси; ш(Ь) -коэффициент ацентричности нормального октана и равен 0,3978. Z<0>, Z(h> - коэффициенты сверхсжимаемости простого флюида и нормального октана. Для определения Z(0) и Z№ Lee-Kesler предложена следующая общая формула:

zw = (P'V'-) = 1+ B + C-+ I^+ ^ JL] ЕХР(-Y/V,') (1-3)

Т, V, V,2 V,5 T,3V,2 w V,J J ' ' v '

где V, - приведенный объем. Когда уравнение (1-3) применяется к простому флюиду, корень уравнения соответствует Z(0>. Когда оно применяется к нормальному октану, корень уравнения соответствует Z(i>>. В обоих случаях способ решения одинаков.

Далее выполнены расчеты по определению коэффициентов Z для модельных систем сухого и жирного газов, которые по характеристикам подобны газу группы открытых месторождений в целом

1. Модельная система сухого газа Компонентный состав сухого газа' СН4=95,6%, С2Н6=3,6%; С3Н»=0,5%, N2=0,3%.

2. Модельная система жирного газа. Компонентный состав жирного газа: C02=1,2I%, N2=0,3%, СЩ=73,99%; С2Н6=4,69%; С3Н»=3,91%; ¡С^ю=2,39%1 пС4Н,0=2,78%; ÍCsH12=1,57%, пС5Н12=1,12%; СбН14=1,81%, С7+=3,49%.

Температура принята равной 107,7 °С (380,8 К) Давление меняется в широком диапазоне.

Метод Dranchuk-Abou-Kassem рекомендует использовать и McCain, при этом он указывает точность этого метода в зависимости от значения приведенного давления. Согласно исследованию McCain погрешность расчета не превышает 1% при 0,2<РГ<15 и 0,7<ТГ<3,0, и не превышает 3% при 15<РГ<30. Достоверность определяемых значений коэффициента сверхсжимаемости газа также была проверена путем сопоставления с экспериментальными данными. Результат расчета показывает, что погрешности определения коэффициента Z по данной методике составляет 3,7% по сравнению с экспериментальными данными. Расчет коэффициента сверхсжимаемости для чистого метана при Т=373,15 К по предложенной инженерной процедуре показал, что погрешность расчета по сравнению с экспериментальными данными в среднем не превышает 1,5% при 0,4<РГ<6,5%, 1% при 6,5<Р,<22 и 0,5% во всем диапазоне давлений до 100 МПа.

В исследовании коэффициент сверхсжимаемости Z, изотермический коэффициент сжимаемости и другие свойства жирного газа определялись при условии, что газ находится в газообразном состоянии При давлении ниже давления начала конденсации необходимо учесть поправку на ретроградное выпадение конденсата.

Анализ результатов расчета по методикам Dranchuk-Abou-Kassem и Lee -Kesler показывает, что две методики дают примерно одинаковые значения. Поскольку процедура расчета по методике Dranchuk-Abou-Kassem проще по сравнению с методикой Lee -Kesler, то в дальнейшем в работе используется

методика ОгапсЬик-АЬои-Каззеш и разработана соответствующая расчетная программа.

На основе предложенной ОтапсЬик-АЬои-КаБзет методики расчета коэффициента сверхсжимаемости Ъ можно вычислить также изотермический коэффициент сжимаемости при постоянной температуре р„. Выражение для изотермического коэффициента сжимаемости газа имеет следующий вид:

(Р8>геа1= = Р1 р»аг (М)

¿хОр

где (Рц)ГМ1 - изотермический коэффициент сжимаемости реального газа; (Р,)* -изотермический коэффициент сжимаемости идеального газа; Р^г - функция, учитывающая влияние коэффициента сверхсжимаемости реального газа;

Здесь ключевым шагом является расчет производной коэффициента сверхсжимаемости (Шс1р. Берем производную от коэффициента сверхсжимаемости в формуле (1-1) и получаем:

2Х4(1 + А8хрг2-А82рг4)Ехр(-А8рг2)]

Анализ формулы (1-4) показывает, что в диапазоне высокого давления сжимаемость реального газа меньше, чем идеального; реальный газ труднее сжимается, и изменение плотности газа в пласте, вызываемое снижением (или увеличением) давления, меньше, чем идеального, т.е. запас упругой энергии реального газа ниже.

Расчеты Р8 показали, что для модельной системы сухого газа функция р^ при высоком давлении намного меньше 1,0 и при давлении 96,55 МПа составляет только 0,36. Коэффициенты сжатия реального газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и идеального газа сближаются только по мере снижения давления до 14,0 МПа, так как дальше значение Z увеличивается по мере снижения давления, т.е. <Ш(1р меньше нуля.

Характеристику процесса истощения газа при постоянной температуре и объеме следует выразить через изменение плотности газа в пласте Коэффициент извлечения газа (КИГ) рг выразим в следующем виде:

(1-6)

где Р„ Р -начальное и текущее пластовые давления соответственно; р,(Р,), р(Р>-ллотность газа в пласте при давлениях Р, и Р соответственно.

После определенного преобразования получим ßr в виде:

р p/z z

По анализу формулы (1-6) и результата расчетов можно сделать следующие выводы' при одинаковом относительном снижении давления Р/Р, степень извлечения газа в залежи с высокими пластовыми давлениями намного ниже, чем степень извлечения идеального газа Это, в основном, объясняется тем, что в условиях высокого давления в ходе истощения при отборе одинакового объема газа пластовое давление падает больше Кроме того, чем выше начальное давление в залежи, тем значительнее это отклонение Из результата расчета КИГ для модельной системы сухого газа можно обнаружить, что только при начальном пластовом давлении в залежи ниже 41 МП а, коэффициенты извлечения для реального и идеального газов в определенной степени приближаются.

Исследованию изменения запаса упругой энергии газа в процессе истощения залежи с высокими пластовыми давлениями при постоянном объеме посвящена последняя часть данной главы. В нашей работе запас упругой энергии газа определяется как процентная доля потенциально добываемого газа от начальных запасов газа при единице перепада давления (%/МПа) Соответственно этому определению формула запаса упругой энергии газа (VJ имеет вид

Из формулы можно увидеть, что для реального газа в залежах с высокими пластовыми давлениями, запас упругой энергии газа непостоянен при исющении залежи в связи с изменением характеристики сжатия газа При высоком давлении по причине более низкого значения иютермического коэффициент сжимаемости газа запас упругой энергии ниже. После снижения давления до определенного

i р - р' ' 8 Р, Р,Р1+РХ^

(1-8)

Zx dp

низкого уровня упругая энергия реального ra3a(Vg), наоборот, становится выше, чем для идеального газа. Расчет модельной системы сухого газа показал, что запас упругой энергии газа в залежи с высокими пластовыми давлениями изменяется в большом диапазоне с 0,3728%/МПа при Р=96,55 МПа до 1,9295%/МПа при Р=6,9 МПа. Для более жирного газа, который еще более слабо сжимается, отклонение зависимости от кривой, полученной для идеального газа, будет еще значительнее.

Во второй главе проведено исследование методик расчета вязкости природного газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой.

При оценке дебитов скважин в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой необходимо учесть реальные свойства газа, в том числе изменение вязкости в процессе истощения залежи. При истощении газовых залежей, особенно залежей с АВПД и высокой температурой, вязкость газа претерпевает резкое изменение при падении давления от порядка 100 МПа до давления забрасывания месторождений. Поэтому очень актуальной является задача определения вязкости газа в залежах с АВПД и высокой температурой

Методика Lee-Gonzales-Eakin. Ими предложена следующая формула для расчета вязкости газовой смеси щ,.

Mm = 10-4Kexp(XpY) (2-1)

где Цш - вязкость газовой смеси, мПа-с; рю - плотность газа в пласте, кг/л. Коэффициенты К, X и Y в системе СИ имеют следующую структуру:

К.-13-17« (9>4 + 0.02М)т'-5 .547,8

~ ' 116,11 +10,556М+ Т ~Г" (2-2)

Y=2,4—0,2Х

где М - молекулярная масса газовой смеси, кг/кМоль. В формулах (2-1) и (2-2) размерности параметров таковы' температура - К; давление - МПа и плотность -кг/л.

Гуревичим Г.Р. и Брусиловским А.И для расчета вязкости газа при высоких давлениях также рекомендуется эта методика. Согласно McCain погрешность расчета по методике Lee-Gonzales-Eakin не превышает 2% в диапазоне низких

давлений и не превышает 4% в диапазоне высоких давлений. Однако точность расчета по методике Lee-Gonzales-Eakin зависит от точности определения плотности газа в пласте, когда отсутствуют экспериментальные данные по плотности газа.

Метод API Предлагаемый API метод для расчета вязкости газа основан на теории молекулярной термодинамики с использованием теории молекулярных ударов. Решение этим методом состоит из трех шагов'

Первый шаг' определение вязкости каждого компонента в газовой смеси при низком давлении;

Второй шаг: определение вязкости газовой смеси при низком давлении; Третий шаг: определение вязкости газовой смеси при высоком давлении.

(1) Определение вязкости одного компонента при низком давлении.

По функции потенциалов Lennard -Jones определяем вязкость одного компонента при низком давлении ц*:

ц* = 2,669—(2-3) о ilv

где Т - температура, К, о - диаметр столкновения и зависит от компонентного состава газовой смеси:

(MVr)0'333

о = 0,01866-^--(2-4)

ZC '

ilv -интеграл столкновения и рассчитывается по следующей формуле:

1 7 кт

— ^A.Cln.O—)' (2_5)

где Е/К -постоянная потенциала и она различна для разных компонентов. Постоянные потенциалов для обычных компонентов можно найти в таблице.

(2) Определение вязкости многокомпонентной газовой смеси при низком давлении.

Расчет коэффициента корреляции между двумя компонентами многокомпонентной газовой смеси <ри.

Для определения вязкости газовой смеси при низком давлении, в первую очередь необходимо считать коэффициент корреляции между двумя компонентами. Здесь используется рекомендуемый API метод, т.е.

П + С./ц/^М /М,)0-25 ]2-° 9'j =-VeiiMM^/5 (2"6)

где ц, и ц, (i=l, ..., 12) - вязкость i-ro и j-ro компонентов газа при низком давлении, М, и Ц - молекулярная масса i-ro и j-ro компонешч>в, в наших расчетах используется газовая смесь из 12 компонентов.

Определение вязкости многокомпонентной газовой смеси при низком давлении щ,.

С учетом корреляции между компонентами газовой смеси вязкость можно считать по следующей формуле (2-7):

где Ця - вязкость газовой смеси при низком давлении; *, и х, - молярное содержание ¡-го и j-ro компонентов.

Точность расчета вязкости газа при низком давлении экспериментально оценивалась на примере восьми природных и 22 бинарных газовых смесей. Погрешность расчета составила около 1%.

(3). Определение вязкости многокомпонентной газовой смеси при высоком давлении (!„,.

Вязкость многокомпонентной газовой смеси при высоком давлении Цщ по рекомендации API определяется по следующей формуле.

(Ит~Мй)4 = 10,8хЮ~2[ехр(1,439рг)-ехр(-1,11рг)] (2-8)

где р, - приведенная плотность; 4 ~ является функцией молекулярной массы и критических параметров газовой смеси Она характеризует степень отклонения вязкости газа при высоком давлении от вязкости газа при низком давлении и определяется следующей формулой:

т 1/6

\ = 0,2173 с (2-9)

М|/2Рс м

где Тс - псевдокритическая температура; Рс - псевдокритическое давление. Точность расчета вязкости газа при высоком давлении по методике АР1 оценивалась на примере чистого метана при Т=370 К. Расчет показал, что погрешность не превышает 2,5% в диапазоне давлений от 0,1 до 50 МПа.

Зависимость Сагг-КоЬауааЬ!. В пластовых условиях вязкость природного газа является функцией давления, температуры и компонентного состава. По эмпирической зависимости Сап вязкость природного газа в пласте с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой определяется следующим образом:

щ^1!) = о, + Р2ТГ+ о3т2+о4т3 (2-10)

где все параметры 0( - 04 являются функциями приведенного давления и имеют следующую структуру:

С2 = Л4 + А)РГ + Л6Л2 + А,1'Ъг

= 42 + ЛЛ + А.?* + (2- И )

В (2-10) параметр Цо - базисная вязкость - состоит из четырех слагаемых Ч = + (2-12)

где |1г базисная вязкость углеводородного газа; Цм2- поправка на присутствие в газе N2; Цсог - поправка на присутствие в газе С02; Цшб - поправка на присутствие в газе Н2£.

Согласно данному методу в качестве исходных данных используют температуру, давление, относительную плотность и др критические параметры газа. Расчет вязкости газа не требует итераций.

Выполненные расчеты для модельных систем газов с использованием трех методов показывают, что вязкости модельных систем газов в залежах с высокими

пластовыми давлениями и высокой температурой существенно различаются в зависимости от используемых уравнений.

Возникает необходимость выбора подходящей методики для определения вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой. Для этого следует использовать либо экспериментальные данные, либо расчетные методы, адаптированные к соответствующим условиям. В данной работе эта проблема решается с помощью сопоставления значений по приведенной методике с результатами компьютерного моделирования. Это • связано с тем, что экспериментальных данных по определению вязкости в

условиях АВПД найти не удалось, а результаты компьютерного моделирования таких характеристик как коэффициент сверхсжимаемости и плотность газа, которые являются ключевыми при расчете вязкости, показали хорошее совпадение с экспериментом. В результате для расчета вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой была выбрана методика АР1.

В результате исследований, выполненных в главах 1 и 2 нами выбраны методики определения физических свойств газа таких, как коэффициент сверхсжимаемости, вязкость для газовых залежей с высокими пластовыми давлениями (порядка 100 МПа) и высокой температурой (свыше 370 К) в широких термобарических условиях.

В третьей главе приведены обзорные данные по механизмам генерации АВПД, выполнено прогнозирование дебитов скважин месторождений газа с АВПД с учетом деформации коллектора и свойств газа.

Из сделанного обзора следует, что механизмами формирования АВПД являются неравновесное уплотнение; тектоническое сжатие; акватермальное расширение жидкости; диагенез пород; генерация углеводородов; течение грунтовых вод и другие.

В настоящее время известно большое количество работ, посвященных изучению физических свойств нефтегазовых коллекторов в широком диапазоне давлений, особенно в глубоких скважинах, что описано Добрынином В М., Желтовым Ю.П. и Николаевским В.Н. в своих работах.

В данной главе на примере одного из газовых месторождений Китая с АВПД дается оценка возможных изменений дебига скважин с учетом фактических данных по деформации коллектора и физических свойств газа.

Было проведено экспериментальное исследование зависимости коэффициентов проницаемости и пористости от давления по керновому материалу в количестве 13 образцов из рассматриваемого месторождения.

Для изучения зависимости проницаемости и пористости коллектора продуктивного разреза от давления проведен цикл экспериментальных исследований на полученных образцах керна. Методика опытов заключалась в •

дискретном нагружении образцов эффективным давлением с последующим определением газопроницаемости на каждом образце керна.

По аналогичной методике проведены эксперименты по изучению влияния эффективного давления на поровый объем образцов Установлено, что изменение пористости в большом диапазоне давлений незначительно и в среднем не превышает 5 %, что лежит в пределе погрешности определения самого фактора.

Для оценки изменения дебитов скважин в процессе разработки рассматриваемого месторождения использовалось двучленное уравнение притока газа, приведенное к виду:

q_ )/а^+4В-ДР-(Р + Р3)-А (3-1)

2 В

где: Q - стационарный дебит газа, тыс.м3/сут; А, В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений, соответственно МПа2-сут/тыс.м3 и (МПасут)2/тыс.м6; Р и Р3 - соответственно пластовое и забойное давления, МПа. Фильтрационные коэффициенты А и В, входящие в уравнение (3-1), связаны с

давлением в пласте следующим образом. А ~ И(Р)2(Р) ■ в - — — . где u(P), Z(P) -

k(P) ЦР)

коэффициенты динамической вязкости и сжимаемости газа; к(Р) - проницаемость коллектора, L(P) - макрошероховатость коллектора, зависящая от давления по закону L(PHk/m)M.

Данные керна аппроксимировались различными функциями с использованием методов математической статистики, при этом рассчитывались дисперсия и квадратичное отклонение для соответствующих экспериментальных значений. В процессе поиска подходящей эмпирической формулы были использованы разные функции в виде 1с/к0 = с еаР, к/к0 =е^ри к/к0 = а[Р2+а2Р+а3.

Коэффициенты с, о, р, аь а2 и аз являются коэффициентами ретрессии и определяются расчетным путем.

Расчет и построение доверительных интервалов эмпирической функции с уровнем доверия 0,95 показывает, что эмпирическая формула к/к0=с ехр(а*РЭф) наилучшим образом описывает изменение проницаемости в зависимости от давления.

Для прогноза были рассмотрены три различных варианта деформации продуктивного пласта:

а 1 вариант - максимальный темп снижения проницаемости от

давления, к/к0=0,817928-ехр(1,51937-10*3-ДР) по образцу 1132/1; □ 2 вариант - средний темп снижения проницаемости от давления,

кУк0 = 0,949364-ехр(4,67506-10^ ДР); а 3 вариант - минимальный темп снижения проницаемости от давления, к/к0 = 0,978354-ехр(1,43874-Ю-4-ДР) по образцу 1120/1.

Во всех трех вариантах зависимости коэффициента сверхсжимаемости и динамической вязкости газа от давления принимались согласно расчетным значениям При исследовании в качестве технологического режима работы скважин принята постоянная депрессия, равная 5 МПа.

Вариация дебитов скважин относительно начального значения по 2-ому варианту деформации коллектора составляет 66% от начальных дебитов при падении пластового давления с 75 МПа до 15 МПа. По 1-ому варианту деформации коллектора в силу влияния вязкости, коэффициента сверхсжимаемости и снижения проницаемости коллектора и уменьшения ДР2 изменение текущих дебитов скважин по отношению к первоначальному значению

достигает 75% при истощении залежи до давления 15 МПа.

Для изучения отдельного влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты скважин выполнен расчет дебитов скважин с учетом деформации относительно текущего значения дебитов без учета деформации коллектора -Q/Qt« в залежах с АВПД и высокой температурой

Изменения дебитов скважин под воздействием деформации коллектора составляет 58%, 23% и 8% в соответствии с 1-м, 2-м и 3-м вариантами снижения проницаемости коллектора при падении пластового давления с 75 МПа до 15 МПа и сохранении постоянной депрессии. При падении давления в 2 раза от начального значения 75 МПа снижение дебита составит 5-43% в зависимости от варианта Это вызовет приблизительно такой же прирост потребного количества скважин для поддержания постоянного уровня добычи газа и, следовательно, дополнительные капитальные вложения. Неучет или недоучет этого фактора может привести к значительным ошибкам в определении периода рентабельной разработки месторождения.

В четвертой главе проведено теоретическое исследование прогнозирования показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой и дан пример прогнозирования показателей разработки залежи природного газа с АВПД и высокой температурой.

Основное внимание при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой уделяется определению текущего пластового давления, объема отбора газа, т.е. показателей до «забоя скважин» В частности рассматривается несколько типичных случаев, как газового режима, так и водонапорного режима разработки.

В случае притока воды в газовую залежь уравнение материального баланса с учетом сжимаемости пор и воды имеет вид:

(P/Z)__(l-Swc)-(l/Vp,)(Pi,/p,)Gp_

,/Z|> U-ISWC+ (We-Wp)]Exp((Cw+C?XP1-P))Exp[-C1I,(P1-P)] P"

где Wc - накопленный объем вторгшейся воды (м3 на поверхности земли); Wp -накопленный объем отбора воды (м3 на поверхности земли); С, - коэффициент

сжимаемости пор (1/МПа); Сж - коэффициент сжимаемости пластовой воды (1/МПа); Б^с- остаточная водонасыщенность (доля единицы); Z - коэффициент сверхсжимаемости газа (доля единицы); Ъс коэффициент сверхсжимаемости газа в начальных пластовых условиях (доля единицы); р,- плотность газа в начальных пластовых условиях (кг/м3 моль); р„ - плотность газа в стандартных условиях (кг/м3 моль); рк(Р) - плотность газа в пласте при текущем пластовом давлении; Ср- накопленный объем добычи газа (на поверхности земли, м3); геологические запасы газа (на поверхности земли, м3); В», - объемный коэффициент пластовой воды в начальных условиях пласта (доля единицы); Ур1 -суммарный поровый объем залежи в начальных пластовых условиях (м3); Р, -начальное пластовое давление (МПа); Р - текущее пластовое давление (МПа)

На основе полученного уравнения материального баланса (4-1) для месторождений природного газа с АВПД проводим исследование нескольких типичных случаев. Режим разработки может быть газовым и водонапорным. Для месторождений с АВПД энергия воды слабая в силу ограниченного размера водоносного бассейна Для сравнения мной используются термины сильное, среднее и слабое для оценки степени вторжения воды.

а). Истощение при постоянном объеме -газовый режим. В этом случае в уравнение (4-1) внесены следующие изменения

\Уе=\Ур=0, Сф=С„=0 (4-2)

С учетом уравнения (4-2) уравнение (4-1) для газового режима преобразуется в вид

(РЯ) ('-5уус)-П/Ур,НР51/Р,)0Р Ра ^

(Р/2,> '"^«с ' О^с^р,1 Р"

N.

(4-

3)

б) Отсутствует краевая вода, не добывается вода, имеет место сжатие пор и пластовой воды

В этом случае в уравнение (4-1) внесены следующие изменения

С,*0; (4-4)

С учетом уравнений (4-4) уравнение (4-1) преобразуется в вид:

(P/Z) ('-SwC)-(l/Vpl)(Pst/p,)Gp

(P/Z,) " {1 -Swcexp[(Cw + СфХР,- Р)1)ехр[-Сф(Р - Р)]

O-Gp^g,)_

(4-5)

[ I - Б №Сехр[(С ш + Сф ХР, - Р)1) ехр{- ^(Р-Р)]/(1-8жс)

в) Учет сжимаемости пор и пластовой воды, наличия притока краевой воды и добычи пластовой воды.

В этом случае в уравнении (4-1) внесены следующие изменения.

Wp^0; С»*0; (4-6)

Для того, чтобы использовать метод итерации необходимо выполнить следующие преобразования уравнения (4-1). Сначала перепишем уравнение (4-1) в виде:

(РЯ) ехр[-Сф(Р-Р)] (Р/2,)

_в ('-°Р/Кё1)- (4-7)

Р'

Введем следующие функции А(Р), В(Р) и С(бр) в виде: схр£—Сф(Р - Р)] (Р/2)

(Р,/г.) ™ * * »

I

£v

v_

C(Op) = Swc + -^(We-Wp) (4.8)

Р'

Таким образом, уравнение материального баланса для залежей с АВПД, характеризующихся сжимаемостью коллектора, имеет общий вид"

А(Р) =--—У— (4-9)

[1 -С(Ор)ж В(Р)] 1 '

Формула (4-9) является общей формой уравнения материального баланса, учитывающего сжимаемость пор и пластовой воды, влияния краевой воды и добычу пластовой воды В данное уравнение функции В(Р) и С(СР) от разных независимых переменных входят в виде произведения, поэтому уравнение

решается только методом итераций. В зависимости от давления определяется накопленный объем добычи газа Ср.

После анализа и сопоставления обнаруживается, что наиболее простым является метод последовательного приближения, т.е сначала задается давление, затем определяется накопленный объем добычи газа вр. В числителе в правой части уравнения (4-9) параметр накопленного объема добычи газа Ор относится к текущему шагу, а параметр функции С(СР) в знаменателе относится к предыдущему шагу. Итак, рекуррентная формула имеет вид:

Ор(к+1) = {1 - А(Р)[1 -С(Ор(к))х В(Р)]) (4-10)

Процедура расчета по формуле (4-10) следующая:

(1). Задаем давление Р и начальное значение итерации йр в виде ор°'> (обычно принимается ноль);

(2). По формуле (4-8) определяем значения функции А(Р) и В(Р);

(3). После определения значения накопленного объема добычи газа определяем накопленный объем отбора воды \УР и накопленный объем вторгшейся воды \Уе;

Уравнения для расчета накопленного объема отбора воды \УР и вторгшейся воды We определяются с помощью регрессии данных по фактическому отбору воды. Для условий месторождения в данной диссертации приняты следующие уравнения.

Ьок(1 + \Ур) = 0,004702 (Ор-Ор ы)2,0636

Ц>8(1 + \Уе) = ае(Ор)Ре

Здесь, ае=0,4049, ре=0,5806 определяются по фактическим данным. При этом а, может быть разным для разной степени обводнения газовой залежи.

(4). Определяем значение функции С(0^) по формуле (4-8);

(5) Определяем значение на (к+1) -ом шаге по рекуррентной формуле (4-10),

(6) Если разность накопленного объема добычи газа между последним и предыдущим шагами меньше заданной точности, то расчет прекращается, в

противном случае - возвращается к шагу (3). Обычно чтобы достичь точности 0,001 требуется только 10-15 итераций.

В заключении сформулированы основные результаты и выводы, вытекающие из проведенных исследований

1. Разработана технология экспресс - расчета коэффициентов сверхсжимаемости, объемного, изотермической сжимаемости, вязкости и др. физических свойств газа для широких термобарических условий в газовых залежах с АВПД и высокой температурой.

2. Установлена степень влияния изотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффициент извлечения газа для залежей с АВПД и высокой температурой при разных начальных пластовых давлениях и характеристика изменения запаса упругой энергии газа при истощении залежи. Результаты оценки влияния изотермического коэффициента сжимаемости на коэффициент извлечения газа и изменение запаса упругой энергии газа показывают, что чем выше начальное пластовое давление, тем больше отличие коэффициента извлечения реального газа

3 Оценена степень влияния изменения физических свойств газа и пористой среды на дебиты скважин в газовых залежах с АВПД и высокой температурой в процессе разработки

4.Анробирована методика прогноза показателей разработки газовых залежей с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств флюидов и изменений свойств коллектора При разработке месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой основным фактором, влияющим на пластовое давление, является упругость флюидов и коллектора.

Список работ, опубликованных по теме диссертации

1.Чен-Син Э., Тан Цин'Ю Оценка влияния изменения проницаемости на относительное снижение дебита газовых скважин на месторождении с АВПД.// Тез. докл. пятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности".-М : РГУ нефти и газа им. И М Губкина, 2003 г. -с. 50.

2.Тан Цин'Ю, Перепеличенко В.Ф., Дербенев В.А. Прогнозирование дебитов скважин глубокозалегакмцих месторождений с АВПД.// Тез.докл. научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука - нефтегазовому комплексу".-М.: РГУ нефти и газа им И М Губкина, 2004 г. -с. 36

3.Перепеличенко В.Ф., Дербенев В А., Тан Цин'Ю. Прогнозирование дебитов скважин глубокозалегающих месторождений с АВПД.// Газовая промышленность. №5,2004 г. - с. 55-57.

Тел. 8-926-2298439

Соискатель

Тан Цин'Ю

E-mail taii^qy 1980@hotmail com

4

1

Подписано в печать О^. Формат 60x90/16 Объем Тираж 100 _Заказ 6НЦ_

119991, Москва, Ленинским просп. ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

►

i

»18 09 0

РНБ Русский фонд

2006-4 13124

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Тан Цин,Ю

Введение.

Глава 1. Исследование изменения физических свойств газа в залежах с аномально высокими пластовыми давлениями и высокой температурой.

1.1. Основные формулы расчета.

1.2. Расчет коэффищ1С1гга сверхсжимаемости газа (методика Dranchuk-Abou-Kassem).

1.3. Метод расчета изотермического коэффициента сжимаемости газа (Методика Dranchuk-Abou-Kassem).

1.4. Метод расчета коэффициента сверхсжимаемости Z газа (методика Lee-Kesler).

1.5. Характеристика истощения месторождений природного газа при постоянной температуре и объеме.

1.6. Исследование изменения изотермического коэффициента сжимаемости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой.

1.7. Исследование изменения запаса упругой энергии газа в процессе истощения залежи с высокими пластовыми давлениями при постоянном объеме.

Глава 2. Выбор Методики расчета вязкости природного газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой.

2.1. Методика Lee-Gonzales-Eakin.

2.2. Метод сравнительных параметров для расчета вязкости газа в залежах с высокими пластовыми давлениями (методика API).

2.3. Зависимость для расчета вязкости газа при высоком давлении (методика Carr-Kobayashi).

2.4.Выбор методики расчета вязкости.

Глава 3. Прогнозирование дебитов скважин месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой.

3.1 Механизмы генерации АВПД.

3.2. Оценка влияния деформации коллектора на дебиты скважин.

3.3. Прогнозирование дебитов скважин с учетом фактических свойств газа и пласта.

Глава 4. Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой.

4.1. Обоснование расчётных уравнений.

4.2. Уравнения материального баланса для некоторых типичных случаев.

4.3. Пример прогнозирования показателей разработки залежи природного газа с АВПД и высокой температурой.

4.4. Расчет объемных свойств газа в залежах с высокими пластовыми давлениями и высокой температурой.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Развитие методов расчета комплекса параметров коллекторов и флюидов в условиях аномально высоких пластовых давлений для прогнозирования показателей разработки газовых месторождений"

Актуальность темы. Основными задачами нефтегазовой промышленности Китая на современном этапе развития являются достижение стабильного уровня добычи нефти и резкое увеличение добычи природного газа и конденсата. Поэтому исключительно важное значение, кроме поиска новых путей ускорения разведки и ввода в разработку новых месторождений нефти и газа, имеют работы, направленные на совершенствование и создание новых технологий повышения нефте-, газо- и конденсатошвлечения пластов. В последние годы на севере-западе Китая открыт ряд крупных газовых и газоконденсатных месторождений — газовое месторождение (ГМ) Кела-2, Янтакеское газоконденсатное месторождение (ГКМ), ГКМ Юйдун -2, Яхаское ГКМ, ГКМ Дина-2 и др., продуктивные горизонты которых залегают на больших глубинах (3000 -5000 м и более), пласты характеризуются неоднородностью по площади, значительными пластовыми температурами (порядка 380 К) и аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) (порядка 1,8 -2,2). Эти месторождения служат основным источником газа для заполнения построенного магистрального газопровода протяженностью 4000 км от Таримского бассейна до конечного пункта поставок Шанхая. Поэтому правильная разработка этих месторождений имеет очень важное значение. Примерами месторождений с АВПД в России являются Астраханское ГКМ, Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение. В процессе разработки таких месторождений свойства газа и газоконденсата подвергаются существенному изменению. Коллекторы на таких глубинах и в условиях АВПД также характеризуются повышенной упругостью, что непосредственно влияет на пористость и проницаемость пласта. Поэтому разработку месторождений с АВПД и высокой температурой необходимо проектировать на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений проницаемости и пористости коллектора.

Анализ исследований свойств газа, газоконденсата и коллектора показал, что наиболее эффективным остается комплексный подход, т.е. экспериментальные и аналитические методы исследования и учета этих характеристик в совокупности. В настоящее время имеется ряд работ, посвященных изучению влияния упругих свойств коллектора на показатели разработки месторождений с АВПД, при этом недостаточно внимания уделено определению свойств газа и газоконденсата. Особенно актуальным является определение свойств газа и газоконденсата в области высоких пластовых давлений и высоких температур, где экспериментальные данные дорогостоящие и требуют немалых затрат сил и времени, а расчетные методы требуют специального тестирования для применения в таких условиях. Важной теоретической и практической задачей также является комплексный подход к проектированию разработки месторождений с учетом изменения свойств газа и коллектора в зависимости от термобарических условий.

Цель работы. Определение свойств газа и коллектора с целыо их комплексного учета при прогнозировании показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой.

Основные задачи исследовании.

1). Выбор аналитических методов определения коэффициента сверхсжимаемости, вязкости, объемного коэффициента и др. свойств природных газов в широком термобарическом диапазоне, создание соответствующей инженерной методики расчета и оценка запаса упругой энергии газа.

2). Обработка экспериментальных данных по исследованию кернов и получение зависимости проницаемости от давления типа k=f(P). Оценка дебитов газовых скважин с учетом деформации коллектора в процессе истощения газовой залежи.

3). Прогнозирование показателей разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой температурой на основе комплексного учета физических свойств газа и изменений пористости и проницаемости.

4). Апробация методики определения коэффициента сверхсжимаемости газа, объемного коэффициента, вязкости и шотермического коэффициента сжимаемости газа для прогноза показателей разработки месторождений природного газа в условиях ЛВПД.

Методы решения поставленных задач. Для решения вышеперечисленных задач в диссертации использовались современные основы термодинамики углеводородных систем, подземной гидромеханики и физики пласта, решения уравнений математической физики, методы вычислительной математики и математической статистики.

Научная новизна.

1). Предложена инженерная процедура расчета свойств газа для широкого диапазона термобарических условий в залежах с АВГЩ и высокой температурой.

2). Оценена степень влияния шотермического коэффициента сжимаемости газа на коэффицие1гг извлечения газа и запас его упругой энергии для залежей с АВПД и высокой температурой.

3). Оценено влияние снижения проницаемости коллектора на дебиты скважин на основе лабораторных исследований для залежей с АВПД и высокой температурой.

Практическая ценность. Предложенные в работе инженерная процедура расчета позволяют аналитическим способом определить коэффициент сверхсжимаемости газа, объемный коэффициент, вязкость и изотермический коэффициент сжимаемости для широкой области высоких пластовых давлений и высоких температур, а также оценить запас упругой энергии газа при высоких пластовых давлениях и степень влияния изменения проницаемости коллектора на дебиты газовых скважин, что имеет место в газовых залежах с АВПД. Полученные в работе результаты позволяют прогнозировать показатели разработки месторождений природного газа с АВПД и высокой пластовой температурой на основе комплексного учета свойств газа и коллектора.

Аппробация диссертации. Основные результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались на научных конференциях и семинарах, а именно:

1.5-я всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России.

23-26 сентября 2003 года, Москва.

2. Научная конференция аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций.

30-31 марта 2004 года, Москва.

3. Научные семинары кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 3 печатные работы.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, приложения, результатов и выводов. Общий объём работы составляет 136 страниц, в том числе, 104 страницы машинописного текста, 32 рисунка и список литературы из 129 наименований.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Тан Цин,Ю, Москва

1. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. - М.: Недра, 1987. -216 с.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горшонтальных газовых скважин. -М: изд.Техника,2001. 95с.

3. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. -М.: Недра, 1995.-131с.

4. Басниев К.С. Природные газогидраты: ресурсы, проблемы, перспективы. -М.: Нефть и газа, 2003. 20 с.

5. Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты. -М.: Недра, 1986. 183 с.

6. Басниев К.С., Власов A.M., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидравлика. -М.: Недра, 1986. 303 с.

7. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. -М.: Недра, 1993. -415 с.

8. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. Москва, Ижевск, 2003. 479 с.

9. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. -575 с.

10. Брусиловский А.И. Термодинамические исследования фазового состояния и PVT-свойств нефтей и природных газов глубокопогруженных залежей. //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1997 (август), с. 39-43.

11. Брусиловский А.И. Моделирование фазового состояния и термодинамических свойств природных многокомпонентных систем при проектировании разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа: Дис.докт. техн.наук: 05.15.06. -М.,1994, 602 с.

12. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. -М: Недра, 1964. -270 с.

13. Голубев И.Ф., Гнездилов Н.Е. Вязкость газовых смесей. -М.: Изд-во государственного комитета стандартов. 1971.

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

15. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин. — М.: Наука, 1995. — 552 с.

16. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научныеосновы прогноза поведения пластовых газоконденсатных систем. — М.: Недра, 1995. -432 с.

17. Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M., Клапчук О.В., Николаев В.А. Закачка жидких углеводородов в пласт для повышения нефтеконденсатоотдачи. -М.: ВНИИЭГАЗПРОМ, 1980, вып. 6.

18. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. -М.: Недра, 1984. -264 с.

19. Джалалов Г.И. Гидрогазодинамика разработки нефтяных и газовых залежей в деформируемых коллекторах. Докт. диссерт. ИГТНГМ АН Азерб.ССР, 1990.

20. Добрынин В.М. Физические свойства нефтегазовых коллекторов в глубоких скважинах. -М.: Недра, 1965. -162 с.

21. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 239 с.

22. Добрынин В.М., Ковалев А.Г., Кузнецов A.M., Черноглазов В.Н. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа. Обзорная инф. Изд. ВНИИОЭНГ, 1988, 56 с.

23. Добрынин В.М., Серебряков В.А. Методы прогнозирования аномально высоких пластовых давлений. -М.: Недра, 1978. с. 43 -45.

24. Еремин Н.А. Моделирование месторождений углеводородов методами нечеткой логики. М- Наука, 1994. 461 с.

25. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С.Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. -М. Недра, 1979.

26. Желтов Ю.Л. Разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1998. — 364 с.

27. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1998. -365 с.

28. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. -М.: Недра, 1966. 198 с.

29. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. -М.: Недра, 1975. -216 с.

30. Желтов Ю.П. Расчет процессов разработки нефтяных месторождений при упругом и водонапорном режимах. -М.: МИНХ и ГП им.И.М. Губкина, 1977.-119 с.

31. Загорученко В.А., Журавлев A.M. Теплофизические свойства газообразного и жидкого метана. -М.: Госстандарт, 1969. — 236 с.

32. Закиров И.С. Совместный приток газа, нефти и подошвенной воды к скважине. // Нефтяное хозяйство, 1988, № 2.

33. Закиров И.С. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения. // Геология нефти и газа, № 11, 1997, с. 43-48.

34. Закиров C.H. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Струна, -1998. -626 с.

35. Закиров С.Н., Бакиров Э.А., Щербаков Г.А., Скибицкая Н.А., Федосеев А.П., Коненков К.С. Деформационные процессы в коллекторах месторождений Прикаспия. / Тр. Междун. Конференции. Краснодар, 29мая -2 июня 1990.

36. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. -М.: Изд. Дом "Грааль", 2000, 642 с.

37. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Халимов Э.М., Максутов Р.А., Черницкий А.В., Сазонов Б.Ф. Основные задачи начального периода разработки месторождения Тенгиз. // Нефтяное хозяйство, № 1, 1988.

38. Закиров С.Н., Иидрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новый подход к исследованию скважин и пластов. // Нефтяное хозяйство, № 6, 2002, с. 113-115.

39. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Вяхирев Р.Н., Кондрат P.M., Гордон В.Я. Активное воздействие на водонапорный режим с целью увеличения компонентоотдачи пласта. / Обзорн. инф. Изд. ВНИИЭГазпром, 1981, 34 с.

40. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П., Петренко Е.И., Джалилов М.М., Самойлова А.Ф. Проектирование разработки газовых месторождений с АВПД. Обзорн.инф. Изд. ВНИИЭГазпром, 1979, 47 с.

41. Закиров С.Н., Лапук Б.Б. Проектирование и разработка газовых месторождении. -М.: Недра, 1974. 374 с.

42. Закиров С.Н., Леонтьев И.А., Мусинов И.В., Шведов В.М. Поддержание давления в газоконденсатной залежи с неоднородными по свойствам коллекторами.// Тр. ВНИИГАЗа. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием давления. Москва, 1988.

43. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я., Палатник Б.М., Юфин П.А.Многомерная и многокомпонентная фильтрация. -М.: Недра, 1988. 335 с.

44. Каневская Р.Д. Анализ результатов теоретических исследований и методов расчета фильтрации в пласте с трещинами гидроразрыва. Предпринт/РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. -М.:, 1998. 60 с.

45. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. Москва, Ижевск, 2002.- 140 с.

46. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: Недра, 1999. 212 с.

47. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейндлин А.Е. Техническая термодинамика. -М.: Энергоатомиздат, 1983.

48. Крылов А.П., Глоговский М.М., Мирчинк М.Ф., Николаевский Н.М., Чарный И.А. Научные основы разработки нефтяных месторождений. -М.: Гостоптехиздат, 1948. 416 с.

49. Крнчлоу Г. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. -М.: Недра, 1979. 303 с.

50. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природного газов. -М.: Гостоптехиздат. 1948.

51. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в газовых залежах. //Газ. промышленность, 1961, № 2.

52. Лапук Б.Б., Брудно А.Л., Сомов Б.Е. О конусах подошвенной воды в нефтяных месторождениях. // Нефтяное хозяйство, 1961, № 5.

53. Лапук Б.Б. Теоретические основы разработки месторождений природных газов. Гостоптехиздат, 1948. 296 с.

54. Лебединец Н.Н., Давыдов А.В. Особенности разработки залежей с АВПД и деформацией трещиноватых коллекторов.// Нефтяное хозяйство, № 4, 2003. -с.71-74.

55. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. -М.: Гостехиздат, 1947.

56. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти, Гостоптехиздат, 1953, 606 с.

57. Мелик-Пашаев B.C., Степанов А.И., Терещенко Ю.А. О природе аномально высоких пластвоых давлений в юрских отложениях Салымского месторождения // Геология нефти и газа. 1973. -№ 7, с. 25 -28.

58. Мелик-Пашаев B.C., Халимов Э.М., Серегина В.Н. Аномально высокие пластовые давления на нефтяных и газовых месторождениях. -М.: Недра, 1983.-181 с.

59. Минский Е.М., Коротаев Ю.П., Зотов Г. А. Приближенное решение задачи об установившейся фильтрации реальных газов.// Тр. ВНИИГАЗа, вып. 18(26). -М.: Гостоптехиздат, 1963.

60. Михайлов Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. -М.: Недра, 1992.

61. Михайлов Н.Н. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон. -М.: Недра, 1996. 339 с.

62. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. -М.: Изд. Нефть и газ, 1996.- 190 с.

63. Намиот А.Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. М.: Недра, 1991.

64. Намиот А.Ю., Бондарева М.М. Растворимость газов в воде под давлением. -М.: Гостоптехиздат, 1963. -147 с.

65. Намиот А.Ю. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи. //Исследование в области физики пласта. Тр. ВНИИ. -1954. -Вып. 3. —с. 41-60.

66. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976.

67. Намиот А.Ю. Влияние капиллярных сил на фазовые равновесия в коллекторах нефтяных и газовых залежей //Теория и практика добычи нефти. Ежегодник ВНИИ. -М.: Недра, 1971. -с. 158-165.

68. Намиот А.Ю. Расчеты фазовых равновесий в нефтегазовых системах. // Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. -М.: Недра, 1983. -с. 30-60.

69. Николаевский В.Н. Механика пористых и трещиноватых сред. -М.: Недра, 1984. -232 с.

70. Николаевский B.1I., Басниев К.С., Горбунов А.Т., Зотов Г.А. Механика насыщенных пористых сред. -М.: Недра, 1970. 339 с.

71. Перепеличенко В.Ф., Билалов Ф.Р., Еникеева М.И., Левченко B.C.,Потапов А.Г., Шнлин А.В. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. М.: Недра, 1994.

72. Перепеличенко В.Ф. Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей. -М.: Недра, 1990,-272 с.

73. Перепеличенко В.Ф., Дербенев В.А. Прогнозирование продуктивности скважин при разработке Астраханского месторождения // Газовая промышленность. -2003. № 6. - С.38-41.

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

75. Справочник по физическим свойствам минералов и горных пород при высоких термодинамических параметрах. М.: Недра, 1978. - 237с.

76. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных систем в месторождениях нефти и газа. -М.: Недра. 1983. -191 с.

77. Тер-Саркисов P.M., Гриценко А.И., Шандрыгин А.Н. Разработка газоконденсатных месторождений с воздействием на пласт. -М.: Недра, 1996.-239 с.

78. Ханин А.А. Породы коллекторы нефти и газа и их изучение. — М.: Недра, 1969. 366 с. с ил.

79. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. Гостоитехиздат, 1963, 345 с.

80. Чекалин А.Н., Кудрявцев Г.В., Михайлов В.В. Исследование двух- и трехкомпонентной фильтрации в нефтяных пластах. -М.: изд-во Казанского университета, 1998. 147 с.

81. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. -М.: ВНИИГАЗ, 2000,-189 с.

82. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987. - 309с.

83. Щелкачёв В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча. История развития, современное состояние и прогнозы. -М.: ГУП Изд. "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им- И.М.Губкина, 2001, 128 с.

84. Щелкачёв В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. -М.: Гостоптехиздат. 1949.

85. Adel М. Elsharkawy. MB Solution for High pressure Gas Reservoirs// Society of Petroleum Engineers Journal. 1996. 35589.

86. Ambastha A.K. Evaluation of Material Balance Analysis Method for Volumetric Abnormally-pressure Gas Reservoirs// JCPT. -1991. No. 1.

87. Ambastha A.K. A type-curve Matching Procedure for Material Balance Analysis of Production Data from Geopressured Gas reservoirs// JCPT. -1991.-No5.

88. API: Technical Data Book Petroleum Refining, metric edition (1980).

89. Bai Zhisong, Luo Guangxi. Прогнозы физических свойств нефти и газа// Нефтяная промышленность (на кит.языке). —1995. -No.6.

90. Bromley L.A., Wilke C.R. Viscosity Behavior of Gases// Ind .Eng.Chem. -1951.-Vol. 43. 1641.

91. Burnnet R.R. Calculator Gives Compressibility Factors// Oil and Gas Journal. -1979.-No.6.-pp.70-74.

92. Carr N.L., Kobayashi R., Barrows D. Viscosity of Hydrocarbon Gases under Pressure// Trans. AIME. -1954. -Vol.264.

93. Chen H.Y., Teufel L.W. and Lee R.L. Coupled Fluid Flow and geomechanics in Reservoir Study-I, Theory and Governing equation// Society of Petroleum Engineers Journal. 1995. 30752.

94. Chin L.Y., Thomas L.K. Fully Coupled Analysis of Improved Oil Recovery by Reservoir compaction// Society of Petroleum Engineers Journal. 1999. 56753.

95. Chu Wei-Chun, Kazemi H., Buettner R.E., Stouffer T.L. Gas Reservoir Performance in Abnormally High Pressure Carbonate// Society of Petroleum Engineers Journal. -1996. 35591.

96. Danesh F., Krinis D., Henderson G.D., Peden J.M. Visual Investigation of retrograde phenomena and gas condensate flow in porous media // Revue de l'lnstitute francais du petrole. -1990. -vol.45. -N 1. -p. 79-87.

97. Dranchuck P.M.and Abou-Kassem J.H. Calculations of Z-Factors for Natural Gases Using Equation of State//J. Cdn. Pet. Tech.(July-Sept. 1975).-p. 34-36.

98. Dranchuck P.M., Purvis R.A. and Robinson D.B. Computer Calculation of Natural Gas Compressibility Factors Using the Standing and Katz Correlations. Inst, of Pet. Tech. IP-74-008.

99. Fetkovich M.J., Reese D.E., Whitson C.H. Application of a general Material Balance for High Pressure Gas Reservoir// Society of Petroleum Engineers Journal. 1998. 22921.

100. Firoozabadi A. Thermodynamics of Hydrocarbon Reservoirs. McGraw-Hill, 1999.

101. Gopal V.N. Gas Z-Factor Equation Developed for Computer// Oil and Gas Journal. 1974. -No.2. - pp. 86-88.

102. Gray E.H. and Sims H.L. Z-Factor Determination in a Digital Computer// Oil and Gas Journal. -1959. -July 20. -pp. 80-81.

103. Harrold Toby W. D., Swarbrick Richard E., Goulty Neil R. Pore pressure estimation from mudrock porosities in Tertiary basins, Southeast Asia. AAPG Bull. 1999/ -№7. -c. 1057 -1067.

104. Hong K.C., Lumpeoc -component characterization of crude oils for compositional simulation // SPE/DOE Enhanced oil recovery symposium, USA, 4-7 April, 1982.

105. Jose G., Osorio, Her-Yuan Chen and Lovvence W.Teufel. Numerical Simulation Of Coupled Fluid-flow/Geomechanical Behavoir of Tight Gas Reservoir with Stress Sensitive Pemeability// Society of Petroleum Engineers Journal. -1997. 39055.

106. Lee A.L., Gonzales M.H., and Eakin B.E. The Viscosity of Natural Gases// JPT (Aug. 1966) 997-1000; Trans., AIME (1966)234.

107. Lee B.I. and Kesler M.G. A Generalized Thermodynamic Correlation Based On Three Parameter Corresponding States// AICHE Journal. -1975. -Vol.21510.

108. Lohrenz J., Bray B.G. and Clark C.R. Calculating Viscosities of Reservoir Fluids from Their Compositions// J. Pet. Tech. 1964. -No. 10. 1171.

109. Luo Guangxi, Liu Xuelong. Методика расчета вязкости газа в залежи с высокими пластовыми давлениями// Газовая промышленность. -1989.No.4. -Vol. 9. на кит.языке.

110. Ma Qifu, Chen Sizhong, Zhang Qiming and el. Бассейны с АВПД и их распределение. -Изд. Геология, 2000. -215 с. на кит.языке.

111. McCain W.D. Reservoir-Fluid Property Correlation-State of the Art// SPERE(May 1991), p. 266-272.

112. Newman G.H. Pore Volume Compressibility of consolidated Friable and Unconsolidated Reservoir Rocks Under Hydrostatic Loading// JPT. -1979. -No2.

113. Osborne M.J. and R.E. Swarbrick, 1997. Mechanisms for generating overpressure in sedimentary basins: a revaluation. AAPG Bull., v. 81, n.6, p. 1023-1041.

114. Pedersen K.S., Fredenslund A., Thomassen P. Properties of oils and Natural Gases. -Houston, Texas: Gulf Publishing Co, -1989.

115. Reid R.C., Sherwood Т.К. Properties of Gases and Liquid. 2-nd edition McGraw- Hill, New York. -1966.

116. Sarem A.M. Z-Factor Equation Developed for Use in Digital Computers// Oil and Gas Journal. 1959. -Sept. 18. - p .118.

117. Sigmund P.M., Draunchuk P.M., Morrow N.R. Retrograde condensation in porous media // Society of Petroleum Engineers Journal. -1973. -№2. -p/ 93 -104.

118. Standing M.B. and Katz D.L. Density of Natural Gases.// Trans., AIME (1942) 146, 140-49.

119. Steven W.Poston, Robert R.Berg. Over Pressured Gas Reservoir// Societyof Petroleum Engineers Journal. Richardson,Texas, U.S.A. - 1997.

120. Stiel L.I. and George Thods. The Viscosity of Nonpolar Gases at Normal Pressures// AICHE Journal. 1961. -Vol. 7. 611.

121. Ungerer, P., I.Burrus, B.Doligez, P.Chenet, and F.Bessis, Basin evolution by integrated two-dimensional modeling of heat transfer, fluid flow, hydrocarbon generation, and migration// AAPG Bull., -1990. -Vol.74, -No.3.- p.309-335.

122. Wang S.W., Stevenson V.M., Ohaeri C.U., Wotring D.H. Analysis of Over Pressured Reservoir s with a New material Balance Method// Society of Petroleum Engineers Journal. 1999. 56690.

123. Welte D.H., Horsfield В., and Baker D.R. (eds.). Petroleum and basin evolution. Springer-Verlag, 1997, 536 p.

124. Whitson C.H., Brule M.R. Phase Behavior. SPE Monograph Series, Richardson, Texas, 2000.

125. Wong T.F., Baud P. Mechanical Compaction of porous Sandstone.// Oil and Gas Science and technology. -1999. No.6. - Vol.54, -pp.715-727.

126. Yarborough L. and Hall K.R. How to solve Equation of State for Z-Factor// Oil and Gas Journal. -1977. -No.8.

127. ZaKirov S.N., Zakirov I.S. New methods for improved oil recovery of thin oil rims.// Paper SPE 36845 presented at the EUROPEC'96. Milan, Oct. 22-24, 1996.