Совершенствование гидродинамических методов исследования сложно построенных карбонатных коллекторов

Левченко, Ирина Юрьевна

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование гидродинамических методов исследования сложно построенных карбонатных коллекторов"

На правах рукописи УДК 622.276.5.001.5:552.54(470.4)

ЛЕВЧЕНКО ИРИНА ЮРЬЕВНА

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

(на примере месторождений Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины)

Специальность - 25.00.17 - разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2004

Работа выполнена в Институте проблем нефти и газа РАН

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

С. Н. Закиров

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор,

действительный член РАЕН Л.Г. Кульпин

кандидат технических наук С.Г. Вольпин

Ведущая организация Научно-производственный центр

ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»

Защита состоится 16 июня 2004 г. в15°°ч на заседании Диссертационного Совета Д 002.076.01 при Институте проблем нефти и газа Российской Академии наук и министерства образования РФ (ИПНГ РАН) по адресу: 119991, г. Москва, ул. Губкина, 3

С диссертацией можно ознакомиться у секретаря Ученого Совета ИПНГ РАН. Отзывы на автореферат просьба отправлять по адресу: 119991, г. Москва, ул. Губкина, 3, ИПНГ РАН.

Автореферат разослан «_» мая 2004 г.

Ученый секретарь Диссертационного Совета канд. техн. наук

М. Н. Баганова

2006-4

т? №2*1

з

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Об актуальности тематики исследований. Крупные месторождения нефти и газа, открытые на территории Нижнего Поволжья, Прикаспийской впадины и на шельфе Северного Каспия представляют собой карбонатные массивы и пласты, содержащие в ряде случаев уникальные углеводородные смеси в условиях проявления аномально высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 130°С).

Освоение и рациональная разработка таких залежей тесно связаны с качеством информации о продуктивных и фильтрационно-емкостных характеристиках коллекторов, с изучением особенностей фильтрации жидкостей и газов в карбонатных пластах. Значительная часть такой информации определяется по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при неустановившихся процессах фильтрации.

В последние годы в отечественную практику исследования скважин широко внедряются высокоточные глубинные электронные термоманометры с сопутствующим компьютерным обеспечением. Такое оборудование существенно повышает качество получаемой информации и требует новых подходов к методикам ее обработки и интерпретации.

В научно-технической литературе опубликовано большое число работ, посвященных вопросам изучения параметров карбонатных коллекторов по кривым изменения давления в скважинах. Тем не менее, универсальных методик, охватывающих все многообразие встречающихся на практике ситуаций и проблем, не разработано.

В этой связи, с нашей точки зрения, является актуальным развитие и совершенствование методов и процедур обработки и интерпретации данных промысловых ГДИС в условиях сложно построенных пластовых фильтрационных систем. Их внедрение в практику позволит повысить достоверность и качество информации о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов.

Целью диссертационной работы является совершенствование методов изучения параметров сложно построенных карбонатных пластов-коллекторов на основе данных гидродинамических исследований скважин.

Основные задачи исследований.

1. Разработка с учетом технических возможностей современных глубинных термоманометров технологии проведения промысловых ГДИС для получения более надежной информации о фильтрационных параметрах сложно построенного карбонатного коллектора.

—

' ГД

1 Л

2П(£ у

2. Создание методики оценки фильтрационно-емкостных параметров сложно построенных карбонатных коллекторов по кривым восстановления забойного давления (КВД) с использованием процедур диагностики и идентификации.

3. Разработка критерия выбора скважин на массивных рифогенных залежах для интенсификации притока по показателю скин-фактора.

4. Исследование влияния различных геолого-физических факторов на форму производной КВД с целью диагностики типа пласта-коллектора. Разработка эффективного метода сглаживания промысловой кривой производной давления.

5. Усовершенствование метода определения параметров газоносных залежей по данным ГДИС при установившихся режимах фильтрации.

Методы решения поставленных задач. В рамках теоретических моделей подземной газо-, гидродинамики решались прямые и обратные задачи теории фильтрации на основе методов системного анализа, математического моделирования с использованием компьютерной техники и путём проведения целенаправленных промысловых гидродинамических исследований с применением современных глубинных электронных термоманометров.

Научная новизна.

1. Разработана рациональная технология проведения, обработки и интерпретации ГДИС сложно построенных карбонатных коллекторов в поисково-разведочных скважинах.

2. Предложен метод оценки по КВД объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяной скважины.

3. Создана методика, позволяющая по величине показателя скин-фактора выбирать скважины, вскрывшие массивные карбонатные отложения, для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) по интенсификации притока.

4. Предложена методология применения графиков производных КВД для диагностики типа пласта-коллектора.

5. Обоснована методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.

Практическая значимость работы.

Предлагаемый рациональный комплекс ГДИС позволяет изучить строение пустотного пространства сложно построенных карбонатных коллекторов в реальных условиях залегания и получить надежную информацию для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений, создания геологических моделей пластов-коллекторов.

Практически значимым и экономически целесообразным представляется метод, позволяющий обоснованно выбирать скважины, вскрывшие массивные рифогенных отложения, для осуществления интенсификации притока. Выбор скважин с использованием данной методики позволяет сократить количество неэффективных геолого-технических мероприятий и заметно улучшить экономические показатели.

На основе линейного закона фильтрации разработана новая методика оценки гидродинамических параметров газонасыщенных залежей. Она рекомендуется к использованию на глубокозалегающих месторождениях со сложными свойствами пластового продукта в трещиновато-пористом коллекторе, в случаях, когда индикаторные кривые в общепринятых координатах имеют искаженный вид.

Основные защищаемые положения:

- оценка объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин по КВД;

- критерий выбора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения ГТМ с целью интенсификации притока по величине показателя скин-фактора;

- методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.

Внедрение результатов исследований.

Внедрение разработанных подходов в практику обработки и анализа ГДИС на разведочных площадях и разрабатываемых месторождениях Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины позволило повысить достоверность информации о пласте, улучшить качество и увеличить количество оцениваемых параметров.

Материалы диссертационной работы и предлагаемые методики включены в:

- «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01, Минэнерго РФ, 2002г.);

- Комплексный проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (договор 111/93, № ГР 1ЧД88.00.4012.95; Инв_№3703. - Волгоград. - 1996. - 789 е.);

- Технико-экономическое обоснование доразработки Оренбургского НГКМ (договор 149/93, УДК622.279, инв.№ 4322, - Волгоград. -1993. - 194 е.);

- Заключения по результатам комплексных гидродинамических исследований и анализа пластовых флюидов более 200 нефтяных и газовых объектов поисково-разведочных и эксплуатационных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть», ТПП «Астраханьморнефтегаз», ОАО «Калмнефть», ООО СП «Волгодеминойл», ООО «ЛУКБелОЙЛ», Донской НГРЭ и др.

Апробация и публикации работы. Основные результаты работы докладывались на: семинарах-конференциях «Клуба исследователей скважин» в Академии народного хозяйства (АНХ) при Правительстве РФ (г.Москва, 2000, 2001 гг.); научно-технической конференции «Geopetrol 2000» (г.Закопане, Польша, 2000г.), международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» (г.Москва, 2003г.), IV конкурсе молодых ученых и специалистов организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» (г.Волгоград, 2003г.), Форуме исследователей скважин «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций» (г.Москва, РАГС при Президенте РФ, 2003г.). По теме диссертационной работы опубликовано 6 статей, в том числе одна работа без соавторов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем текста 129 страниц, 16 таблиц, 44 рисунка. Список использованной литературы включает 139 наименований.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность научному руководителю доктору технических наук, профессору С. Н. Закирову, доктору технических наук, профессору Р. Г. Шагиеву, кандидату технических наук, доценту В.С.Левченко за консультации, ценные практические рекомендации и замечания, полученные в процессе решений поставленных задач, а также коллективам лаборатории исследований скважин и пластовых флюидов ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» и лаборатории газонефтеконденсатоот-дачи ИПНГ РАН за благожелательное отношение и помощь в процессе исследований и в оформлении диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении показана актуальность работы, сформулирована тема диссертации, определены цели исследования, основные задачи, научная и практическая новизна выполненных исследований.

Глава 1. Обзор предшествующих исследований. Обоснование тематики диссертационной работы. В первой главе дается введение в проблематику исследований, приводится анализ теоретических основ гидродинамических исследований скважин методом КВД, рассматриваются особенности неустано-

вившейся фильтрации флюида в трещинно-поровых коллекторах и методы определения их фильтрационно-емкостных характеристик. В заключении обосновывается тематика намечаемых исследований.

Исследованиями процессов фильтрации флюидов в неоднородных терри-генных и карбонатных коллекторах занимались известные отечественные и зарубежные ученые: М.Т. Абасов, И.М. Аметов, З.С. Алиев, Г.И. Баренблатг, К.С. Басниев, К.И. Багринцева, Ю.П. Борисов, С.Н. Бузинов, С.Г. Вольпин, Ю.П. Желтов, С.Н. Закиров, Г.А. Зотов, И.Н. Кочина, Л.Г. Кульпин, Н.П. Лебе-динец, М. Маскет, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, Л.Г. Наказная, В.Н. Николаевский, И.Д. Умрихин, И.А. Чарный, Р.Г. Шагиев, В.Н. Щелкачев, Van Golf-Racht, R. Aguilera, H.Z. Najurieta, P. Pollard, J.E. Warren, P.J. Root и другие.

В результате проведенного анализа отмечено, что характер течения жидкости в трещиновато-пористых пластах более сложный, чем в обычном поро-вом коллекторе. Массообмен флюида происходит по двум системам: трещинам и пористым блокам матрицы. Такое движение отражается на форме кривых изменения забойного давления. Характерной особенностью КВД в карбонатном сложно построенном пласте является наличие на полулогарифмической трансформанте двух параллельных прямых. Первая - описывает радиальный установившийся поток в однородном трещинном коллекторе, вторая - радиальный псевдоустановившийся поток во всей сложной пластовой системе. Связывает эти прямые переходный участок графика, характеризующий переток жидкости из трещинной системы в матричные блоки.

Методы определения параметров пласта по кривым восстановления давления такого рода, при некоторых упрощающих предположениях, развивали вышеперечисленные ученые и М.М. Ализаде, А. Бан, И.Б. Басович, Б.С. Капца-нов, Г.Д. Лиховол, Р.И. Медведский, В.И. Мархасин, D. Bourdet, D.R. Hörne, A.C. Gringarten, H. Kazemi, A.O. De Swaan и др.

В работах вышеназванных авторов обоснованы аналитические, численные и графические способы определения характеристик пористой и трещиновато-пористой сред. Они разработаны как без учета продолжающегося притока в ствол скважины после её закрытия (методы Миллера, Дайеса и Хетчинсона -MDH, Хорнера, «суперпозиции»), так и с учетом притока (методы И.А. Чарного и И.Д. Умрихина, Г.И. Баренблатга с соавторами, Э.Б. Чекалюка, Ю.П. Борисова, Van Everdingen, Hurst, Ramey и др.). Их суть сводится к представлению фактической КВД в преобразованных определенным образом координатах, где по углу наклона асимптотического участка графика и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяются параметры пласта: гидропроводность, подвижность флюида, проницаемость, оценивается состояние призабойной зоны скважины

(скин-фактор, приведенный радиус скважины), прогнозируется начальное пластовое давление.

На основании проведенного анализа предшествующих работ сформулированы направления исследований данной диссертационной работы.

Глава 2. Совершенствование методов гидродинамических исследований скважин при нестационарных режимах фильтрации в трещиновато-пористых средах. Глава посвящена технологии проведения ГДИС сложно построенных карбонатных коллекторов и методам обработки и интерпретации полученных результатов. Кратко изложена геолого-физическая характеристика крупных и уникальных месторождений Нижнего Поволжья (Памятно-Сасовское) и Прикаспийской впадины (Астраханское, Тенгизское, Карачага-накское), на которых проводились ГДИС. Эти объекты приурочены к карбонатным пластам и массивам, состоящим из известняков и доломитов со сложным типом строения пустотного пространства. Этаж нефтегазоносности достигает 200 и более метров. Такие месторождения содержат пластовые нефти с газовыми факторами от 150 м3/т и более, газоконденсатные смеси со значительным содержанием тяжелых компонентов (С5+>). В составе пластовых продуктов, как правило, присутствуют кислые и агрессивные компоненты (H2S, С02). Пласты углеводородов залегают на значительных глубинах (2,5-5 км), в условиях аномально высоких давлений (до 100 МПа) и значительных температур (130 °С и более).

Такие термобарические условия залегания представленных объектов позволяют относить многие из них к залежам углеводородов в закритическом фазовом состоянии и обеспечивают фонтанный приток флюидов значительной интенсивности.

Исходя из накопленного за последние годы в ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть» опыта проведения промысловых ГДИС с использованием современных приборов и аппаратуры (при непосредственном участии автора), предлагается следующая технология исследования фонтанных нефтяных скважин.

1. Последовательная отработка скважины до псевдоустановившегося состояния на 4-5 режимах «прямым» ходом (с минимального штуцера) и одном режиме - «обратным» ходом (возврат к одному из отработанных штуцеров).

2. Замеры с помощью современных электронных глубинных термома-номеров устьевых и забойных установившихся давлений и температур, снятие их профилей по длине лифтовых труб на каждом режиме.

3. Замеры в поверхностных условиях на каждом технологическом режиме установившихся дебитов компонентов пластового флюида (нефти, газа сепарации, воды).

4. Регистрация во времени серий кривых изменения устьевого и забойного давлений после отработки на различных режимах с помощью современных регистрирующих устройств. На первых поисково-разведочных скважинах регистрировать КВД следует не менее 30-36 часов.

5. Отбор представительных глубинных проб пластового флюида при фонтанировании скважины на минимальном устьевом штуцере.

Такая технология комплексных гидродинамических исследований скважины позволяет изучать фильтрационные параметры как ближней (призабой-ной), так и удаленной зон дренирования продуктивного пласта, особенности поведения пластовой системы и свойства насыщающих ев флюидов.

Исследования на 4-х - 5-ти установившихся режимах дают возможность получить качественные индикаторные и регулировочные кривые, по которым определяется оптимальный технологический режим эксплуатации исследуемой скважины.

Определение физико-химических характеристик флюида притока (вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент и др.) и фазового состояния углеводородов при различных давлениях и температурах по представительным глубинным и устьевым пробам (РУТ-анализ) гарантируют надежность оценки основных фильтрационных и коллекторских свойств пласта по данным ГДИС.

Получение серии представительных КВД после работы скважины на нескольких технологических режимах позволяет установить степень влияния различных факторов на форму кривых («послеприточный эффект», «двойная пористость», наличие границ и экранов, и т. п.) и устранить неоднозначность при их обработке и интерпретации.

Регистрация достаточно длительных КВД (до 30-36 часов) с помощью электронных термоманометров, особенно в поисково-разведочных скважинах, | обусловлена двойной природой пустотности карбонатных пород-коллекторов с

различными фильтрационными свойствами. В этой связи время выхода КВД в полулогарифмических координатах на асимптотический участок наступает с некоторым запаздыванием. Время запаздывания изменяется в широких пределах (от нескольких минут до десятков часов) и является величиной практически не прогнозируемой.

В случае испытания объектов с высокопроницаемыми трещинными коллекторами, депрессии на пласт бывают крайне малы (на уровне нескольких атмосфер) и сопоставимы с чувствительностью механических манометров. По

этим причинам следует применять разработанные в последние годы высокочувствительные электронные термоманометры, позволяющие непрерывно регистрировать длительные нестационарные процессы в скважине и пласте (до нескольких месяцев) с минимальной погрешностью.

В диссертационной работе использовались фактические данные, замеренные современными приборами ведущих зарубежных фирм - "GEOSERVICES" (Франция) и "KÜSTER" (США) и России - МТГ-25, МИКОН-Ю7. Практика исследований обводненных скважин с использованием этого оборудования показала, что в начальный период времени КВД имеют искаженную форму. Причиной является сегрегация воды из нефти после остановки скважины. Поэтому рекомендуется осуществлять спуск электронных термоманометров на глубину, приближенную к нижним дырам перфорации, что снижает негативное влияние подобных процессов на КВД.

По предлагаемой технологии были испытаны все поисково-разведочные скважины, рассмотренные в данной работе. Она рекомендована к практическому внедрению и вошла в «Методические указания», разработанные в 2002 году (РД-153-39.0-109-01).

Главным результатом промысловых исследований является получение представительных кривых восстановления забойного давления. Они содержат основную информацию о фильтрационных характеристиках продуктивного пласта и особенностях зоны дренирования. В связи с этим большое значение имеют методы обработки качественных промысловых замеров.

На первом этапе интерпретации автором предлагается обязательное использование диагностического билогарифмического графика. Связано это с тем, что в стандартных полулогарифмических координатах не всегда можно выделить характерные участки КВД сложно построенного карбонатного пласта. Так, начальный прямолинейный участок графика подвержен влиянию «после-приточного» эффекта, то есть угол наклона этого участка будет ошибочно характеризовать трещиноватую часть коллектора. Если на графике КВД отсутствует конечный асимптотический участок (в случае недостаточного времени регистрации промысловой КВД), то переходная зона может быть ошибочно принята за основной прямолинейный участок, по которому определяются фильтрационные параметры пласта. Это приведет к существенным погрешностям в их вычислении и интерпретации результата.

На многочисленных фактических примерах в диссертационной работе показана эффективность применения диагностического графика для надежного определения базового участка, отражающего плоско-радиальную фильтрацию в трещиновато-пористом пласте.

Для идентификации фильтрационной модели и определения её параметров автором предлагается использовать методы детерминированных моментов текущей депрессии и Полларда-Пирсона. Эти два метода давно опубликованы в литературе как независимые друг от друга. В данной диссертационной работе предлагается проводить интерпретацию КВД в трещинно-поровых коллекторах на основе комплексного применения методов Полларда-Пирсона и детерминированных моментов текущей депрессии на пласт. Совместное использование указанных методов для обработки КВД дает несколько диагностических признаков, анализ которых позволяет более надежно характеризовать тип исследуемого пласта, оценить его фильтрационные и геометрические параметры.

Одним из основных параметров, получаемых по данным гидродинамических исследований скважин, является коэффициент продуктивности (КП). Известно, что наиболее полные сведение о КП скважины могут быть получены с помощью метода установившихся отборов. Однако на практике исследовать скважину на нескольких установившихся режимах не всегда возможно. Это относится, в частности, к фонтанным скважинам, эксплуатирующимся периодически в режиме накопления давления, и к скважинам, исследуемым при возбуждении компрессором. Кроме того, метод установившихся отборов требует значительных затрат времени на проведение исследований в низкопродуктивных скважинах.

В связи с этим практический интерес представляет предложенный А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметовым и М.М. Ализаде метод определения КП по КВД - метод идентификации. Рассчитанный этим методом параметр продуктивности отражает естественное состояние пласта. Сравнение его с коэффициентом продуктивности, полученном при исследовании 50-ти скважин методом установившихся отборов, позволило объективно оценить состояние приза-бойной зоны пласта.

Практика интерпретации данных ГДИС на месторождениях Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины показала, что применение этого метода для определения коэффициента продуктивности сложно построенных карбонатных коллекторов дает объективную оценку этого важнейшего нефтепромыслового параметра.

При изучении карбонатных сложно построенных коллекторов актуальным и важным является получение данных об их емкостных параметрах, особенно по первым поисково-разведочным скважинам. В этой связи на основе метода идентификации автором была разработана методика оценки объема пустотного пространства в области дренирования нефтяных скважин (У„). Основная расчетная формула метода:

2т{1пЯк/гапрУ

У„ = я- -Ь-ш« сРжЬ , (1)

где Я, - радиус контура питания, см; И - эффективная толщина пласта, см; ш -пористость породы-коллектора; Т - характерное время переходного процесса в пласте, определяемое по методу идентификации, с; гспр - приведенный радиус скважины, см; рж - коэффициент объемной упругости жидкости, 1/МПа; 1/С -коэффициент продуктивности, определяемый по методу идентификации, см3/с-МПа; Ь - объемный коэффициент нефти.

Для практического использования этого выражения необходимо по результатам обработки КВД одним из методов полулогарифмической анаморфозы (например, методом МЭН) дополнительно определить коэффициент гидро-проводности пласта (е) и рассчитать величину , Як с с £ С

/„^5,5— (2)

где е=Шц - коэффициент гидропроводности пласта, мкм2 см/мПа-с.

Апробация предложенной методики проводилась на скважинах Котов-ского и Памятно-Сасовского нефтяных месторождений Волгоградской области.

На рис. 1 представлено соотношение между объемом пустотного пространства зоны дренирования скважины (У„) и вскрытой продуктивной толщиной пласта (Ькк) Памятно-Сасовского месторождения.

1000- ...«•йэс ЮК * ;

/

/70< А 166С МЯПам *111С ... *1ИС'''

МЗПш

...-"""' 12Пг

01 " 66С. •61 * 1 • 12Пл «бПл.гпл ' «с 126ПМ I 107С' ..-"'

О ............5В.......... 100 150 200

Рис. 1 Соотношение между объемом пустотного пространства (У„) и вскрытой толщиной пласта (И,«,) Памятно-Сасовского нефтяного месторождения.

Визуально можно выделить две группы скважин с различной интенсивностью роста Уп от И,«. Практический интерес представляет группа, объединяющая скважины 70,13,65,128,143,105,111, по которым наблюдается более интенсивный рост У„.

Коэффициент ранговой корреляции Спирмена между У„ и Ьк, перечисленной группы скважин составляет довольно существенную положительную величину, равную 0,7. Это косвенно показывает на присутствие во вскрытой части разреза продуктивных отложений рассматриваемых скважин более крупных пустотных образований (каверн, крупных пор). Сопоставление полученного результата с лабораторным анализом кернового материала и геофизическими исследованиями подтверждает его состоятельность.

Таким образом, предлагаемый подход к оценке объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин позволяет получить дополнительно сведения об емкостных параметрах сложно построенного карбонатного коллектора в реальных условиях залегания. Эта информация необходима при разработке гидродинамической модели залежи и подсчете запасов углеводородов.

Показатель скин-фактора (Б-фактора), определяемый по КВД, количественно оценивает состояние призабойной зоны. Поэтому анализ этого параметра важен при интерпретации результатов ГДИС по КВД.

Известно, что для расчета Б-фактора необходимо предварительно знать величины пористости и эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Эти параметры определяются по данным лабораторного анализа кернового материала и геофизическим исследованиям скважины. Во всех случаях присутствуют погрешности в измерении величин пористости и толщины пласта.

Анализ устойчивости показателя скин-фактора к изменению геолого-физических параметров показал, что значительные колебания коэффициента пористости (более чем в два раза) и эффективной толщины (на 20%) приводят к несущественному изменению скин-фактора (на 0,5-3%), что входит в допустимый интервал погрешности для графоаналитических гидродинамических методов обработки.

Практический интерес представляет анализ Б-фактора для планирования геолого-технических мероприятий, направленных на улучшение состояния призабойной зоны пласта (ПЗП) и на увеличение дебитов скважин.

В этой связи предлагается критерий выбора скважин массивных рифо-генных залежей для интенсификации добычи, сущность которого заключается в выделении из обобщенного показателя Б-фактора, определяемого по общепринятой методике (Ван Эвердингена и Херста), доли, приходящейся на несовер-

шенство по степени вскрытия пласта. На базе сравнения этих двух величин можно оценивать целесообразность проведения мероприятий по интенсификации притока. Для расчета показателя скин-фактора частичного вскрытия „), вызванного искривлением линий тока в ПЗП, использовался метод Бронса-Мартина.

Практическая реализация критерия показана на скважинах Памятно-Сасовского нефтяного месторождения. Результаты обработки КВД представлены в таблице 1.

Таблица 1

Результаты обработки КВД скважин Памятно-Сасовского нефтяного месторождения

Номер скважины Дата исследования Ши, мкм -см мПа-с Бобщ в

1 группа

2 Памятная 04.02.97 4763.5 +20.9 2

65 Сасовская 10.02.97 3387.5 +22.7 6

68 Сасовская 12.02.97 3686.4 +19.3 7

105 Сасовская 10.02.97 3206.7 +30.9 1

143 Сасовская 05.05.98 4326.1 +24.9 6

111 Сасовская 11.02.97 5714.2 +13.8 6

6 Платовская 10.01.97 801.2 +19.7 1

8 Платовская 13.10.00 3258.3 +30.0 6

12 Платовская 19.03.98 694.0 +13.2 5

II группа

11 Памятная 16.06.98 585.0 +0.3 9

13 Памятная 22.04.98 5498.1 +7.7 18

126 Памятная 04.02.97 763.9 +3.4 9

128 Памятная 03.02.97 6407.7 +3.2 6

139 Памятная 17.06.98 539.9 +2.2 6

66 Сасовская 15.09.97 667.0 +3.5 1

70 Сасовская 16 06.98 2022 9 +120 20

107 Сасовская 29.06.98 561.3 +2.1 1

2 Платовская 18.07.97 1550.4 +4.6 6

5 Платовская 21 07 97 12651.6 +5.7 6

III группа

1 Памятная 07.02.97 3638.4 -1.2 34

8 Памятная 16.09.97 1830.5 -1.8 4

*68 Сасовская 21.05.98 3652 2 -2 7 7

*- после проведения соляно-кислотной обработки

Сравнение В^щ и 8Ч,. позволило разделить исследуемый фонд скважин на три группы.

I. Скважины, по которым наблюдаются высокие положительные значения показателя Б^ш и отношение 8о6щ/8чв>1. В этих скважинах изменение состояния призабойной зоны пласта произошло, в основном, вследствие ухудшения проницаемости. Эту часть фонда нефтедобывающих скважин следует рас-

сматривать как первоочередную для интенсификации притока, например, для проведения солянокислотных обработок.

II. Скважины, где S^ - положительная величина и S^SS^ Можно утверждать, что формирование дополнительного фильтрационного сопротивления вызвано, в основном, изменением геометрии фильтрационного потока из-за частичного вскрытия, а не ухудшением состояния призабойной зоны пласта. На этой части фонда нефтедобывающих скважин проведение солянокислотной обработки будет малоэффективным, но не исключено применение гидравлического разрыва пласта.

III. Скважины, для которых отношение So6m/S4,.<l и S^m по знаку «отрицательно». Причиной снижения фильтрационного сопротивления может быть наличие в призабойной зоне крупных пустотных образований (каверн, трещин) как естественного происхождения, так и искусственно созданных в результате воздействия на ПЗП. Например, в скв.68 Сасовская после проведения солянокислотной обработки Бо6щ составил -2,7 за счет улучшения состояния ПЗП. Эта группа скважин не рекомендуется к проведению мероприятий по интенсификации притока.

Таким образом, впервые показано, что одной из причин возникновения высоких положительных величин показателя скин-фактора в скважинах рифо-генной залежи Памятно-Сасовского нефтяного месторождения является частичное вскрытие продуктивного пласта.

Предлагаемый критерий в настоящее время используется и на других объектах исследования ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть».

В результате проведенных исследований разработан комплексный подход к проведению, обработке и интерпретации ГДИС сложно построенных карбонатных коллекторов. Практическое применение его на месторождениях Нижнего Поволжья показало его высокую эффективность.

Глава 3. Современные методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации. В связи с применением высокоточных глубинных электронных приборов появились новые, так называемые современные методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации, основанные на анализе производной давления. В отечественной нефтепромысловой практике эти методы используются недавно и не нашли пока широкого применения.

В данной главе рассмотрены вопросы дифференцирования и сглаживания промысловых данных, искаженных «помехами». По теоретическим и фактическим КВД проанализировано влияние различных геолого-физических факторов и эффектов на форму кривой производной давления.

Для расчета логарифмической производной давления в работе использо' вался интерполяционный многочлен Лагранжа вида: (дР

^Ы Ц-1

Р-Р р -Р

и '¡-\ ! 1+\ Г1

Н/'н) Н+,/0 Н*./',-,).

(3)

Анализ поведения производной давления проводился при помощи моделирования процессов фильтрации жидкости в однородном, зонально-неоднородном и трещиновато-пористом пласте. Для расчета КВД использовались формулы Ю.П. Борисова, И.Ф. Рахимкулова, Уоррена-Рута.

На рис.2 показан график КВД и её производной в билогарифмических координатах, рассчитанный для однородного пласта с учетом притока жидкости в ствол скважины.

10

л С ,3 2

е." 2!

< ъ.

ю-1

10

: Влияние ствола . скважины * ✓ ✓ / _— 1 ✓ ! ► 1 1 _ 1 1 ^ 1

1 1 1 1 1 ! л - 2

1 >

; ✓ / 1 1ш 5 логарифм-цик ла ! Основно ! плоскора, | фильтра | поп й участок анального ционного ■ока .....

10

ДЪ ч

100

Рис.2 Теоретическая КВД (1) и её производная (2) в билогарифмических координатах для однородного пласта с учетом продолжающегося притока

в ствол скважины

Из анализа графика следует, что поведение кривой давления разбивается на несколько участков, каждый из которых характеризует определенные зоны пласта. Первый участок отражает поведение флюида в стволе скважины, при этом кривые давления и производной совпадают и возрастают вдоль прямой с единичным уклоном. По мере стабилизации флюида в стволе скважины давление продолжает нарастать, но уже более медленными темпами. Кривая производной в это время образует «горб». На конфигурацию этого участка оказывают влияние переходные процессы, происходящие в пласте и стволе скважины. Продолжительность этого периода определяется правилом «1,5 логарифм-цикла». Далее наступает радиальный приток флюида и кривая производной

практически становится горизонтальной. Это основной участок для определения фильтрационных параметров удаленной зоны пласта как по производной давления, так и по полулогарифмической анаморфозе КВД.

На рис.3 и 4 показано сравнение поведения кривой производной давления в зонально-неоднородном пласте с учетом влияния притока в ствол скважины и трещиновато-пористом без учета влияния притока.

10

1,5 логарифм-цикла Начало I участка Начало II участ-плоскорадиаль- ка плоскоради-ного фильтраци- ального фильт-онного потока рационного по-I тока

Ю-3 Ю-2 Ю'1 1 10 Д1, ч 100

Рис.3 Теоретическая КВД (1) и её производная (2) в билогарифмических координатах для зонально-неоднородного пласта с учетом притока в ствол скважины

Рис.4 Теоретическая КВД (1) и её производная (2) в билогарифмических координатах для трещиновато-пористого пласта без учета притока в ствол скважины

В процессе анализа влияния различных геолого-физических факторов и эффектов на поведение производной давления впервые было установлено, что на дифференциальной кривой, зарегистрированной в сложно построенном карбонатном пласте, очень хорошо выделяются все участки диагностического би-логарифмического графика, т. е. по форме производной можно судить о типе пласта-коллектора, его зональной неоднородности, «двойной» пористости. Подобный анализ, насколько нам известно, в отечественных публикациях представляется впервые.

Применение метода производной давления на практике показало, что на фактической кривой в билогарифмических координатах наблюдается сильный разброс точек. Наличие «помех» затрудняет проводить анализ и интерпретацию КВД. В этой связи в работе применялась процедура сглаживания функции с помощью многочлена первой степени, построенного по трем последовательным точкам методом наименьших квадратов (рис.5).

ю

производная по 1п(0 сглаженная КВД

а С

[ 1

1

Рис.5 Графики КВД (1) и её производной (2) с применением процедуры сглаживания (3) по скв. 88 Чернушинской площади

С целью анализа эффективности предлагаемого метода сглаживания выполнена оценка коэффициента гидропроводности пласта по теоретической кривой производной, искусственно «зашумленной» и сглаженной (табл.2).

Погрешность вычисления коэффициента гидропроводности пласта составила 2-5%, что не превышает интервал допустимой погрешности (до 10%). Следовательно, предложенная процедура сглаживания уменьшает разброс точек и не снижает достоверность оценки параметров пласта.

Таблица 2

Оценка эффективности метода сглаживания кривых производных давления

Степень кЬ/ц, Относительная

«зашу мления» мкм2-см погрешность

КВД, % мПа-с вычисления, %

0,1 13.90 2,2

0,5 13,89 2,3

1 13,78 3,1

2 13,67 3,9

5 13,56 4,8

Глава 4. Усовершенствование методики интерпретации результатов исследований газовых скважин при стационарных режимах фильтрации.

Глава посвящена определению коэффициентов продуктивности и проводимости пласта по обосновываемой линейной модели фильтрации, используя результаты исследований газовых скважин при стационарных режимах.

Движение газа при стационарном режиме фильтрации исследовали многие ученые - Л.С. Лейбензон, И.А. Чарный, В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук, М. Маскет, Е.М Минский и др. Согласно этим исследованиям, приток флюида к скважине характеризуется двучленным законом сопротивления. Обработка и интерпретация результатов исследований проводится графоаналитическим способом. Связь между дебитом и депрессией идентична формуле параболы и индикаторные кривые должны проходить через начало координат.

Практика обработки гидродинамических исследований газовых и газо-конденсатных скважин по общепринятой методике показывает, что часто встречаются индикаторные кривые другого вида. Это объясняется изменением параметров призабойной зоны, наличием столба жидкости на забое, ошибками в исходной информации. В таких случаях используются специальные приемы обработки индикаторных диаграмм, например, вводится в уравнение притока газа дополнительное слагаемое.

Выполненные автором оценки по большому числу газовых скважин (более 100) показали, что их дебиты в пластовых условиях соизмеримы с дебитами нефтяных скважин. Это позволило рассмотреть возможность интерпретации результатов исследований газовых скважин при справедливости закона Дарси.

В этой связи в работе предлагается использовать формулу Дюпюи для описания стационарного притока газа к забою скважины. Величина объемного дебита газа, приведенного к пластовым условиям <3Г „„, рассчитывается как

9гт=ЯоЬг, (4)

где <2о - установившийся дебит газа в поверхностных условиях, см3/с; Ьг - объемный коэффициент газа, который рассчитывается как:

7 -Т Р

^ _ ср 'пя 'am

3 ~ 7 -Т - Р ^ о cm ' ср

(5)

где Рср=(Р,и+Рс)/2 - среднее давление, равное полусумме пластового и установившегося забойного давлений на каждом режиме исследования скважины, МПа(а).

Согласно вышесказанному формула Дюпюи принимает вид:

Д/>=0,0981-^2-/»-^, (6)

2п ■ £ гс

где АР=Р,п-Рс- депрессия на пласт; е=Шц - коэффициент проводимости пласта.

Тогда результаты гидродинамических исследований газовых скважин при установившихся режимах фильтрации могут быть представлены в виде прямолинейной зависимости. Перестраивая фактические данные в координаты "дебит газа в пластовых условиях" - "забойное давление", определяется коэффициент продуктивности (т]т). По значению коэффициента г\т рассчитывается параметр проводимости (е) из выражения (6).

Апробация предлагаемого подхода проведена по данным гидродинамических исследований на установившихся режимах фильтрации разведочных и эксплуатационных газовых скважин Нижнего Поволжья, Калмыкии и шельфа Северного Каспия (всего 115 объектов). Статистический анализ погрешности определения коэффициентов проводимости по двум моделям показал, что обработка по двучленной модели в среднем в 1,5 раза «завышает» значение проводимости пласта.

В качестве степени достоверности определения параметра проводимости газонасыщенных коллекторов по данным газодинамических исследований был принят коэффициент корреляции (R). Сравнение выборок коэффициентов корреляции для линейной и двучленной моделей по критерию Стьюдента показало, что расхождение в средних значениях этого параметра с вероятностью 95% не является случайным. При этом средняя величина Rq, для линейной формулы ближе к единице (0,985), по двучленной формуле - 0,875. Это указывает на то, что линейная модель лучше описывает результаты газодинамических исследований скважин.

Отсутствие инерционных сопротивлений в призабойной зоне пласта, возможно, объясняется особенностями геолого-физического строения (характеристиками пустотного пространства пластов-коллекторов и свойствами насы-

щающих флюидов), термобарическими условиями залегания рассматриваемых месторождений, конструкцией забоя скважин и условиями их эксплуатации.

Подтверждением вышесказанного служат ГДИС Астраханского газокон-денсатного месторождения (АГКМ). Это месторождение содержит углеводороды в закритическом фазовом состоянии. По физическим свойствам пластовой смеси оно становится схожим с нефтяными месторождениями Прикаспийской впадины (например, Тенгизским).

Принимая для условий АГКМ значения пластовой температуры Тпл=363 К, коэффициента сверхсжимаемости Zпa=l,¡2t а также значения Р,т = 0,1009 МПа(а), Тст=293 К, формулу Дюпюи можно записать в следующем виде:

ДР=185,2-^-/«-^- или г=\%5,ЪЧт1п— (7)

е гс гс

Обработка данных ГДИС по формуле (7) показала, что, как и в других случаях, наблюдается достаточно тесная линейная связь между дебитом газа в пластовых условиях и депрессией (рис.6).

Рис.6 Индикаторные диаграммы по скважинам АГКМ

Правомерность использования линейной модели фильтрации к обработке результатов газогидродинамических исследований скважин при установившихся режимах фильтрации подтверждается анализом безразмерного параметра -числа Рейнольдса (Яе). Проведенные исследования показали, что по скважинам Нижнего Поволжья, Калмыкии и шельфа Северного Каспия число Яе, рассчитанное по формуле В.Н. Щелкачева, изменяется в пределах от 0,003 до 1,8, по скважинам АГКМ - от 0,00001 до 0,0123. Полученный результат указывает на

применимость закона Дарси для описания фильтрации газа к забою скважин рассматриваемых месторождений.

На основе предлагаемого подхода можно «наглядно» контролировать изменения условий фильтрации газа в призабойной зоне пласта, изучать особенности гидродинамической системы в газовой залежи по результатам исследования первых разведочных скважин.

Таким образом, проведенные исследования свидетельствуют об обоснованности методики обработки и интерпретации данных газодинамических исследований скважин на стационарных режимах фильтрации по линейной модели.

Выводы

Основные результаты проведенных исследований заключены в следующем:

1. Предложены методические положения по проведению ГДИС с целью получения надежной количественной и качественной информации о параметрах пласта.

2. Впервые предлагается методика определения фильтрационно-емкостных характеристик сложно построенных карбонатных коллекторов, включающая:

- анализ диагностического билогарифмического графика КВД;

- совместное применение методов Полларда-Пирсона и детерминированных моментов текущей депрессии для идентификации фильтрационной модели и определения её параметров;

- оценку объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин на основе метода идентификации;

- применение производной забойного давления для установления базового участка КВД, по которому определяются фильтрационные параметры и диагностируется тип пласта-коллектора.

3. Обоснован критерий выбора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения в них ГТМ по величине показателя скин-фактора.

4. Предложена методика определения коэффициентов продуктивности и проводимости газоносного пласта по обоснованной линейной модели фильтрации с использованием результатов газодинамических исследований скважин.

Публикации

1. Левченко B.C., Левченко И.Ю. Оценка объема пустотного пространства дренажной зоны нефтяной скважины по кривой восстановления давления // Проблемы разработки, эксплуатации и экологии газовых и нефтегазоконден-сатных месторождений: Науч.-техн. сб.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 1998. - С. 36-38.

2. Левченко B.C., Сафронов В.А., Левченко И.Ю. Определение параметров газоносного пласта Астраханского ГКМ по данным гидродинамических исследований в соответствии с линейным законом фильтрации // Вопросы геологии и нефтегазоносности Нижнего Поволжья: Сб. ст. «ВолгоградНИПИнефть». -Волгоград, 1998. - Вып.55. - С. 155-164.

3. Левченко И.Ю. Об особенностях применения производных давления для анализа КВД //Проблемы научных исследований и развития поисков и эксплуатации залежей газа и нефти: Материалы науч.-техн. конф. «Geopetrol-2000». Закопане 25-28.09.2000. - Краков, 2000. - С. 553-557.

4. Шагиев Р.Г., Левченко И.Ю. Анализ составляющих скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения //Нефтяное хозяйство. - 2002. - №12. - С. 67-69.

5. Левченко B.C., Левченко И.Ю., Винарский Б.М., Михальков А.П. Разработка рационального комплекса проведения, обработки и интерпретации гидродинамических исследований скважин сложно построенных карбонатных коллекторов (на примере месторождений Нижнего Поволжья) // Геология, бурение и разработка нефтяных месторождений Прикаспия и Каспийского моря . Сб. ст. «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». - Волгоград, 2003. - Вып.61 -С. 223-237.

6. Шагиев Р.Г., Левченко B.C., Левченко И.Ю. Выбор скважин массивных рифогенных залежей для интенсификации добычи по данным гидродинамических исследований (на примере Памятно-Сасовского месторождения) // Интенсификация добычи нефти и газа: Тр. международного технологического симпозиума РАГС при Президенте РФ. 26-28 марта 2003. - Москва, 2003. - С. 428432.

РНБ Русский фонд

2006-4 1965

Левченко Ирина Юрьевна

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ

КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ (на примере месторождений Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано к печати 05.04.2004 г. Формат 60x84/16

Бумага офсетная Печать плоская Уел -изд,л 101 Тираж 100 Заказ №520

ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть»

400005, г Волгоград, пр Ленина, 96 Лаборатория ЭВМ и технического обеспечения

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Левченко, Ирина Юрьевна

ВВЕДЕНИЕ.

АКТУАЛЬНОСТЬ ТЕМАТИКИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

ЦЕЛЬ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ.

ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ.

АПРОБАЦИЯ И ПУБЛИКАЦИИ РАБОТЫ.

ГЛАВА 1. ОБЗОР ПРЕДШЕСТВУЮЩИХ ИССЛЕДОВАНИЙ.

1.1. ВВЕДЕНИЕ В ПРОБЛЕМАТИКУ.

1.2. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОМЫСЛОВЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ.

1.3. КЛАССИФИКАЦИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН.

1.4. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПО КВД.

1.4.1. МЕТОДЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД БЕЗ УЧЕТА ПРИТОКА.

1.4.2. МЕТОДЫ ОБРАБОТКИ КВД С УЧЕТОМ ПРИТОКА.

1.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПО КВД ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ ПЛАСТА.

1.6. ВЛИЯНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ПЛАСТА НА КВД.

1.7. ОСОБЕННОСТИ НЕУСТАНОВИВШЕЙСЯ ФИЛЬТРАЦИИ ФЛЮИДА В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

1.8. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО КВД ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРОВ.

1.9. ОЦЕНКА ПО КВД КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН, ВСКРЫВШИХ ТРЕЩИННО-ПОРОВЫЕ КОЛЛЕКТОРЫ.

1.10. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПО КВД ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ХАРАКТЕРИСТИК КОЛЛЕКТОРА.

1.11. ОБОСНОВАНИЕ ТЕМАТИКИ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ.

ГЛАВА 2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ В ТРЕЩИННО-ПОРОВЫХ КОЛЛЕКТОРАХ.

2.1. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.

2.2. АНАЛИЗ ФОРМЫ КВД В БИ- И ПОЛУЛОГАРИФМИЧЕСКИХ КООРДИНАТАХ.

2.3. МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ТИПА ПЛАСТА-КОЛЛЕКТОРА И ЕГО ПАРАМЕТРОВ по квд.:.

2.4. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА ИДЕНТИФИКАЦИИ ДЛЯ ОЦЕНКИ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ ПЛАСТА ПО КВД.

2.5. ОЦЕНКА ОБЪЕМА ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА ЗОНЫ ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ОБЪЕКТОВ.

2.6. ОЦЕНКА СОСТОЯНИЯ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПО ВЕЛИЧИНЕ СКИН-ФАКТОРА.

ГЛАВА 3. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ГДИС ПРИ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ.

3.1. СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОИЗВОДНОЙ ПО КВД.

3.2. АНАЛИЗ ФОРМЫ И ПОВЕДЕНИЯ ГРАФИКА ПРОИЗВОДНОЙ ДАВЛЕНИЯ

3.3. МЕТОД СГЛАЖИВАНИЯ ПРОИЗВОДНОЙ ДАВЛЕНИЯ.

ГЛАВА 4. УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ

РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ.

ВЫВОДЫ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование гидродинамических методов исследования сложно построенных карбонатных коллекторов"

Об актуальности тематики исследований. Крупные месторождения нефти и газа, открытые на территории Нижнего Поволжья, Прикаспийской впадины и на шельфе Северного Каспия представляют собой карбонатные массивы и пласты, содержащие в ряде случаев уникальные углеводородные смеси в условиях проявления аномально высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 130°С).

Освоение и рациональная разработка таких залежей тесно связаны с качеством информации о продуктивных и фильтрационно-емкостных характеристиках коллекторов, с изучением особенностей фильтрации жидкостей и газов в карбонатных пластах. Значительная часть такой информации определяется по результатам промысловых гидродинамических исследований скважин (ГДИС) при неустановившихся процессах фильтрации.

В последние годы в отечественную практику исследования скважин широко внедряются высокоточные глубинные электронные термоманометры с сопутствующим компьютерным обеспечением. Такое оборудование существенно повышает качество получаемой информации и требует новых подходов к методикам ее обработки и интерпретации.

В научно-технической литературе опубликовано большое число работ, посвященных вопросам изучения параметров карбонатных коллекторов по кривым изменения давления в скважинах. Тем не менее, универсальных методик, охватывающих все многообразие встречающихся на практике ситуаций и проблем, не разработано.

В этой связи, с нашей точки зрения, является актуальным развитие и совершенствование методов и процедур обработки и интерпретации данных промысловых ГДИС в условиях сложно построенных пластовых фильтрационных систем. Их внедрение в практику позволит повысить достоверность и качество информации о геолого-физических характеристиках продуктивных пластов.

Целью диссертационной работы является совершенствование методов изучения параметров сложно построенных карбонатных пластов-коллекторов на основе данных гидродинамических исследований скважин.

Основные задачи исследований.

1. Разработка с учетом технических возможностей современных глубинных термоманометров технологии проведения промысловых ГДИС для получения более надежной информации о фильтрационных параметрах сложно построенного карбонатного коллектора.

2. Создание методики оценки фильтрационно-емкостных параметров сложно построенных карбонатных коллекторов по кривым восстановления забойного давления (КВД) с использованием процедур диагностики и идентификации.

3. Разработка критерия выбора скважин на массивных рифогенных залежах для интенсификации притока по показателю скин-фактора.

4. Исследование влияния различных геолого-физических факторов на форму производной КВД с целью диагностики типа пласта-коллектора. Разработка эффективного метода сглаживания промысловой кривой производной давления.

5. Усовершенствование метода определения параметров газоносных залежей по данным ГДИС при установившихся режимах фильтрации.

Методы решения поставленных задач. В рамках теоретических моделей подземной газо-, гидродинамики решались прямые и обратные задачи теории фильтрации на основе методов системного анализа, математического моделирования с использованием компьютерной техники и путём проведения целенаправленных промысловых гидродинамических исследований с применением современных глубинных электронных термоманометров.

Научная новизна.

1. Разработана рациональная технология проведения, обработки и интерпретации ГДИС сложно построенных карбонатных коллекторов в поисково-разведочных скважинах.

2.Предложен метод оценки по КВД объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяной скважины.

3.Создана методика, позволяющая по величине показателя скин-фактора выбирать скважины, вскрывшие массивные карбонатные отложения, для проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) по интенсификации притока.

4. Предложена методология применения графиков производных КВД для диагностики типа пласта-коллектора.

5. Обоснована методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.

Практическая значимость работы.

Предлагаемый рациональный комплекс ГДИС позволяет изучить строение пустотного пространства сложно построенных карбонатных коллекторов в реальных условиях залегания и получить надежную информацию для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений, создания геологических моделей пластов-коллекторов.

Практически значимым и экономически целесообразным представляется метод, позволяющий обоснованно выбирать скважины, вскрывшие массивные рифогенных отложения, для осуществления интенсификации притока. Выбор скважин с использованием данной методики позволяет сократить количество неэффективных геолого-технических мероприятий и заметно улучшить экономические показатели.

На основе линейного закона фильтрации разработана новая методика оценки гидродинамических параметров газонасыщенных залежей. Она рекомендуется к использованию на глубокозалегающих месторождениях со сложными свойствами пластового продукта в трещиновато-пористом коллекторе, в случаях, когда индикаторные кривые в общепринятых координатах имеют искаженный вид.

Основные защищаемые положения:

- оценка объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин по КВД;

- критерий выбора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения ГТМ с целью интенсификации притока по величине показателя скин-фактора;

- методика оценки параметров газоносных залежей по результатам ГДИС при установившихся режимах фильтрации в соответствии с линейным законом фильтрации.

Внедрение результатов исследований.

Внедрение разработанных подходов в практику обработки и анализа ГДИС на разведочных площадях и разрабатываемых месторождениях Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины позволило повысить достоверность информации о пласте, улучшить качество и увеличить количество оцениваемых параметров.

Материалы диссертационной работы и предлагаемые методики включены в:

- «Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений (РД 153-39.0-109-01, Минэнерго РФ, 2002г.);

- Комплексный проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения (договор 111/93, № ГР ИД88.00.4012.95; Инв.№3703. - Волгоград. -1996.-789 е.);

- Технико-экономическое обоснование доразработки Оренбургского НГКМ (договор 149/93, УДК622.279, инв.№ 4322, - Волгоград. - 1993. - 194 е.);

- Заключения по результатам комплексных гидродинамических исследований и анализа пластовых флюидов более 200 нефтяных и газовых объектов поисково-разведочных и эксплуатационных скважин ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжснефть», ТПП «Астраханьморнефтегаз», ОАО «Калмнефть», ООО СП «Волгодеминойл», ООО «ЛУКБелОЙЛ», Донской НГРЭ и др.

Апробация и публикации работы. Основные результаты работы докладывались на: семинарах-конференциях «Клуба исследователей скважин» в Академии народного хозяйства (АНХ) при Правительстве РФ (г.Москва, 2000, 2001 гг.); научно-технической конференции «Geopetrol 2000» (г.Закопане, Польша, 2000г.), международном технологическом симпозиуме «Интенсификация добычи нефти и газа» (г.Москва, 2003г.), IV конкурсе молодых ученых и специалистов организаций ОАО «ЛУКОЙЛ» (г.Волгоград, 2003г.), Форуме исследователей скважин «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций» (г.Москва, РАГС при Президенте РФ, 2003г.). По теме диссертационной работы опубликовано 6 статей, в том числе одна работа без соавторов.

Фактический материал и личный вклад автора. В основу диссертационной работы положены результаты газо-, гидродинамических исследований скважин, проведенные на территории Нижнего Поволжья и Прикаспийской впадины ООО «ЛУКОЙЛ-ВолгоградНИПИморнефть». Автором обработан и проинтерпретирован промысловый материал более чем по 500 скважинам в течение 12 лет. Основные материалы представляемой работы вошли в научно-исследовательские отчеты (более 10), выполненные лабораторией исследований скважин и пластовых флюидов ООО «ЛУКОИЛ-ВолгоградНИПИморнефть» при непосредственном участии автора.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем текста 129 страниц, 16 таблиц, 44 рисунка. Список использованной литературы включает 139 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Левченко, Ирина Юрьевна

Выводы

Выполненное в настоящей работе комплексное изучение актуальной научной проблемы - получение надежной информации о фильтрационно-емкостных характеристиках сложно построенных нефте-, газонасыщенных карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин, позволяет сделать следующие выводы.

1. Разработаны методические положения по проведению ГДИС с целью получения надежной количественной и качественной информации о параметрах пласта.

2. Предложена методика определения фильтрационно-емкостных характеристик сложно построенных карбонатных коллекторов, включающая:

- анализ диагностического билогарифмического графика КВД;

- совместное применение методов Полларда-Пирсона и детерминированных моментов текущей депрессии для идентификации фильтрационной модели и определения её параметров;

- оценку объема пустотного пространства зоны дренирования нефтяных скважин на основе метода идентификации;

- применение производной забойного давления для установления базового участка КВД, по которому определяются фильтрационные параметры и диагностируется тип пласта-коллектора.

3. Обоснован критерий выбора по величине показателя скин-фактора скважин на массивных рифогенных залежах для проведения в них ГТМ.

4. Предложена методика определения коэффициентов продуктивности и проводимости газоносного пласта по обосновываемой линейной модели фильтрации с использованием результатов газодинамических исследований скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Левченко, Ирина Юрьевна, Москва

1. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых газонефтяных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. Пермь.: Печорское время, 2002. - 894 с.

2. Аметов И.М. и др. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов. // Труды ВНИИ. М., 1977. - Вып. 61. - С. 174 - 181.

3. Аметов И.А. О построении модели пласта по результатам гидродинамических исследований / И.А. Аметов., М.М. Ализаде // Азерб. нефт. хоз-во. 1975-№ 8. - С. 45-48.

4. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.: РГГУ, 1999. - 285 с.

5. Подземная гидравлика: Учеб. для вузов / К.С. Басниев., A.M. Власов, И.Н. Кочина., В.М. Максимов. -М.: Недра, 1986. 303 с.

6. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

7. Бан А. Определение параметров пласта трещиноватых пород по кривым восстановления давления с учетом притока жидкости после закрытия скважин. // Изв. АН СССР, отд-ние техн. наук. 1961. - № 6. - С. 65-70.

8. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др.-М.: Гостоптехиздат, 1962. 275 с.

9. Ю.Баренблатг Г.И. Теория нестандартной фильтрации жидкости и газа / Г.И.Баренблатт, В.М,Ентов, В.М.Рыжик. М.: Недра, 1972. - 288 с.

10. П.Баренблатт Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородной жидкости в трещиноватых породах / Г.И.Баренблатт, Ю.П.Желтов //«Докл. АН СССР -1960 т. 132 -. №3 -. С. 545-548.

11. Баренблатт Г.И. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И.Баренблатт, Ю.П. Желтое,

12. И.Н.Кочина // Прикладная математика и механика. 1960. - т. 24. - №. 5. - С. 852864.

13. Боревский Б.В. Разведка и оценка эксплуатационных запасов месторождений подземных вод в трещинно-карстовых пластах / Б.В.Боревский, МА.Хордикайнен, Л.СЛзвин. - М.: Недра, 1976. - 247 с.

14. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Тр. ВНИИ. М.,1959 - Вып. 19. - с. 115-133.

15. Борисов Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П,Борисов, В.В.Воинов, З.К.Рябинин. М.: Недра, 1970. — 288 с.

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

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

18. Вадецкий Ю.В. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения / КХВ.Вадецкий, К.М.Обморышев, Б.И.Окунь. М.: Недра, 1976. - 157с.

19. TESTAR пакет программ для обработки материалов гидродинамических исследований нефтегазоводоносных пластов / С.Г.Вольпин, Ю.А.Мясников, Н.П.Ефремов, А.В.Свалов. // Нефтяное хозяйство.-2002. - №5 - С. 58-60.

20. Временное руководство по гидродинамическим исследованиям трещиновато-пористых коллекторов. М.: ВНИИ, 1977. - 87 с.

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

22. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986. - 607 с.

23. Исследование особенностей фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах / А.А.Давлетшин, Г.Г.Купгганова, А.И.Марков и др. //Нефтяное хозяйство. 1998. - №7. - С. 30-32.

24. Дмитриевский А.Н. Вытеснение газа водой из трещиновато-пористых коллекторов / А.Н.Дмитриевский, С.Н.Закиров, А.Н.Шандрыгин // ДАН СССР. — 1990. -т. 310.-№6. -С. 1421-1425.

25. Донцов К.М. Вывод дифференциального уравнения фильтрации жидкости в трещиноватом пласте. Изв. вузов. «Нефть и газ». - 1966. - №4 -С. 72-76.

26. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966. - 198 с.

27. Желтов Ю.П. О восстановлении забойного давления при различной проницаемости плата в призабойной зоне и в дали от скважины. //Тр. Института нефти АН СССР.-1958.-T.il С. 184-192.

28. Геолого- физические особенности и классификация карбонатных коллекторов Памятно-Сасовского месторождения / Е.О.Жукова, А.В.Шилин,

29. B.П.Филиппов, В.М.Махонин //Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.- 1997. -№12.-С. 5-11.

30. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. — М.: Струна, 1998. 628 с.

31. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин-нефтеотдача» -М.: «Грааль»,2002. 314 с.

32. Зотов Г.А Газогидродинамические методы исследования газовых скважин /Г.А.Зотов, С.М.Тверковкин. М.: Недра, 1970. - 191 с.

33. Изучение геолого-физических факторов разработки и эксплуатации месторождения Тенгиз (по состоянию на 01.11.88г.):Отчет о НИР /ВолгоградНИПИнефть; Рук. В.Ф.Перепеличенко. № ГР ИД88.00.4012.95; Инв.№3703. - Волгоград, 1988. - 317 с.

34. Изучение геолого-физического строения и создание эффективной технологии разработки месторождения Тенгиз: Отчет /ВолгоградНИПИнефть; /Рук. В.Ф. Перепеличенко; № ГР НД88.00.4012.95; Инв.№3703. Волгоград, 1991. -305 с.

35. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. М.: Недра, 1980. - 301 с.

36. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. РД 39-3-593-81. М.: ВНИИ,1982. - 180с.

37. Исследование малодебитных скважин в России/ X. Акрам, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников и др.//Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. — 1999. Весна. - т.4. - №1. - С. 4-13.

38. Каменецкий С.Г. Нефтепромысловые исследования пластов /

39. C.Г.Каменецкий, В.М.Кузьмин, В.П.Степанов. М.: Недра, 1974. - 224 с.

40. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления. //Сб. тр. ВНИИ. М.,1980. -Вып. 73.-С. 16-18.

41. Капцанов Б.С. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов / Б.С.Капцанов, В.Б.Фогельсон. //Азерб. нефт. хозяйство. 1987. - №7. - С. 44 - 47.

42. Капцанов Б.С Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин / Б.С.Капцанов, И.Б.Басович. // Нефтяное хозяйство. 1980. - №3 - С. 44 - 47.

43. Киркинская В.Н. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа / В.Н.Киркинская, Е.М.Смехов. - Л.: Недра, 1981. - 255 с.

44. Комплексный проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения: Отчет / ВолгоградНИПИнефть; /Рук. В.Ф. Перепеличенко; № ГР ЫД88.00.4012.95; Инв.№3703. Волгоград, 1996. - 789 с.

45. Коротаев Ю.П. Исследование движения газа через пористую среду и жидкость в применении к испытанию газовых скважин: /Труды ВНИИгаза. — М.:1958. вып. 2/10. - С. 26-47.

46. Коротаев Ю.П. К методике проведения и обработки результатов исследования газовых скважин при установившемся режиме фильтрации. /Труды ВНИИгаза. М.,1959. - вып. 5/13. - С. 84-111.

47. Коротаев Ю.П. Лабораторные исследования работы газовых скважин с жидкостью на забое. /Труды ВНИИгаза. М.,1959. - вып. 5/13. - С. 112-134.

48. Кульпин Л.Г Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов / Л.Г. Кульпин, Ю.А. Мясников. М.: Недра, 1974. - 204 с.

49. Кульпин Л.Г Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / Л.Г.Кульпин, Г.В.Бочаров. //Нефтяное хозяйство. 2001. - №10 - С. 60-62

50. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. - 397 с.

51. Левченко И.Ю. Об особенностях применения производных давления для анализа КВД: Труды науч. -техн. конф. «Geopetrol-2000»., Закопане, 25-28 сент.2000. / Нефтегазовый горный институт. Краков, 2000. - С. 553-557.

52. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. Собрание трудов — М., АН СССР-1953.-Т.2-537 с.

53. Лиховол Г.Д. Определение коэффициентов продуктивности методом идентификации //Нефтяное хозяйство. 1990. - №2 - С. 42-46.

54. Ломизе Г.М. Фильтрация в трещиноватых породах. М., 1951. — 127 с.

55. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. — М.: Недра, 2000.-516 с.

56. Лысенко В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. М.: Недра, 2001. - 426 с.

57. Некоторые особенности обработки кривых восстановления давления в трещиновато-пористых пластах / В.Н.Мархасин, Ю.В.Калиновский, А.П.Лиманов, В.С.Левченко. Уфа: Уфимский нефтяной институт, 1985. - 8с.

58. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949. - 627с.

59. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. - 288 с.

60. Медведский Р.И Об изменении давления в остановленной скважине пористо-трещинноватого коллектора / НТС по добыче нефти. М.: Недра,1967. — Вып.34 С.138 - 143

61. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации в пористых средах // ДАН СССР. 1951. - т.78. - №3 -.с. 409-412.

62. Минский Е.М О работе газовой скважины с жидкостью в стволе и на забое / Е.М.Минский, Ю. П.Коротаев //Газовая промышленность. 1957. - №8 - С. 1-4.

63. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти и газа / А.Х.Мирзаджанзаде, Г.С.Степанова. М.: Недра, 1977. - 228 с.

64. Мирзаджанзаде А.Х. Динамические процессы в нефтедобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз / А.Х.Мирзаджанзаде, А.Х.Шахвердиев. М.: Наука, 1997. -254с.

65. Мирзаджанзаде А.Х. Прогнозирование промысловой эффективности методов теплового воздействия на нефтяные пласты / А.Х.Мирзаджанзаде, И.М.Аметов. М.: Недра, 1983. - 206 с.

66. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД 39-0147035-234-88. М.: ВНИИ, 1989. 115с.

67. Молокович Ю.М. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы / Ю.М.Молокович, А.И.Марков, А.А.Давлетшин. Казань.: Изд. «ДАС» — 2000.-203 с.

68. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. — М.: Недра, 1972.-184 с.

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

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

71. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. М.: Недра, 1966.-414 с.

72. Пыхачев Г.Б. Подземная гидравлика / Г.Б.Пыхачев, Р.Г.Исаев. М.: Недра, 1973.-360 с.

73. Повышение нефтеотдачи пластов: Материалы Международного технологического симпозиума., М, 13-15 марта 2002г. М.,2002. - 696 с.

74. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева и др. М.: Недра, 1994.-365 с.

75. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири /Ф.Г. Аржанов, Г.Г Вахитов, B.C. Евченко и др. М.: Недра, 1979. - 335с.

76. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири /Ф.Г. Аржанов, Г.Г Вахитов, B.C. Евченко и др. М.: Недра, 1979. - 335с.

77. Рахимкулов И.Ф. К определению параметров неоднородных пластов по кривым восстановления давления // Тр. УфНИИ. 1965. - Вып. 14. - с.363 - 383

78. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. М.: Минэнерго России, 2002. - 76 с.

79. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: Минэнерго России, 2002. 60 с.

80. РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. — М.: Минтопэнерго России, 2000. 130 с.

81. Ромм Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966 - 283с.

82. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. — JI.: Недра, 1985.-240с.

83. Роулинс E.JI. Испытание газовых скважин / Е.Л.Роулинс, М.А. Шелхард. — М.-Л, 1947.-207 с.

84. Руководство по исследованию скважин. /А.И. Гриценко, З.С. Алиев и др. — М.: Наука, 1995.-523 с.

85. Условия формирования и характеристика коллекторов Памятно-Сасовского месторождения (Волгоградское Поволжье) / А.С.Саблин, Н.В.Даньшина, А.Ф. Шейкина и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - №4. - С. 21-26.

86. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. - 200 с.

87. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. / Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова М.: Недра, 1983. - 455с.

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

89. Уилсон Дж. Л. Карбонатные фации в геологической истории. М.: Недра, 1980.-463 с.

90. Ускоренное освоение ресурсов нефти и газа Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, А.Г.Потапов, О.Г.Бражников, В.СЛевченко. М.,1990. - 62с. — /Сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений»: Обзор, информ. / «ВНИИОЭНГ» /.

91. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Фархуллин и др. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - 226 с.

92. Чарный И.А. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. // Нефтяное хозяйство. 1955. - №3. — С. 40-48.

93. Чарный И.А. Подземная гидрогазомеханика. — М.: Гостоптехиздат, 1963. — 369 с.

94. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. — Киев, 1961. — 286 с.

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

96. Шагаев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

97. Шагиев Р.Г. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок / Р.Г.Шагиев, Р.Р. Шагаев // Нефтяное хозяйство 2002. - №5. - С. 108-109.

98. ЮО.Шагиев Р.Г. Анализ составляющих скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения / Р.Г.Шагиев, И.Ю.Левченко. //Нефтяное хозяйство. 2002. - №12 - С. 67-69.

99. Ю4.Щелкачев В.Н. Разработка нефтегазоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 468с.

100. Ю5.Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации / ГАГН им. И.М.Губкина. М.: Нефть и газ, 1995. - 4.1 - 2:

101. Ю8.Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. М.: ОНТИ, 1936. - 158 с.

102. Ambasta А.К., Ramey H.J., Effects of a thin skin at the front on composite reservoir well test // JCPT. 1990. - Vol. 29, №2. - P.98-104.

103. Ambasta A.K., Ramey H.J., Well-test analysis for a well in a finite, circular reservoir//JCPT. 1993. - Vol. 32, №6. - P.34-38.

104. Agarwal, R.G., Al-Hussainy, R. and Ramey, H.J., An investigation of wellbore storage and skin effects in unsteady liquid flow, I. Analytical treatment. // Soc. Pet. Eng. J. 1970. - September. - P.279-290.

105. Aguilera R. Well Test Analysis of Naturally Fractured Reservoirs // SPE Form. Eval. 1987. - Vol. 2, №3. - P. 239 - 252.

106. Aguilera R. Multiple-rate Analysis for Pressure Buildup Tests in Reservoirs With Tectonic, Regional and Contractional Natural Fractures // SPE Form. Eval. 1987. -Vol. 2, №3. - P. 253-260.

107. Bourdet D., et. al. Interpreting Well Tests in Fractured Reservoirs // World Oil. 1983. - Vol.197, №5. - P. 77-87.

108. Bourdet D., Alagoa A. New Method Enhances Well Test Interpretation // World Oil. 1984. - Vol. 199, №4. - P.37-44.

109. Bourdet D., et. al. A New Set of Tupe-Curves Simplifies Well Test Analysis // World Oil. 1983. - Vol. 197, №5. - P. 77-87.

110. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. -Amsterdam, 2002. -.426p.

111. Bourdarot G. Well testing: interpretation methods. Paris, 1998. -.337p.

112. Bourdarot G. Sssais de puits: methodes d'interpretation Paris, 1996. .350p.

113. Brons F. and Marting V.E. The Effect of Restricted Fluid Entry on Well Productivity. // J P T. 1961. - February. - P. 172-174.

114. Da Prat G. Well test analysis for fractured reservoir evaluation. Amsterdam, 1990.-.21 lp.

115. Daviau F. Interpretation des essais de puits. Paris, 1986. -.173p.123 .Home D.R. Modern well test analysis. A computer- aided approach. Second Edition. Petroway, inc. Polo Alto. California, 1995. -.257p.

116. Horner D.R. Pressure Buildup in Wells // Third World Petroleum Congress, The Hague Proceedings. 1951. - Vol. 11, №9. - P. 503-521.

117. Hurst W. Establishment of the Skin Effect and Impediment to Fluid Flow into a Well Bore. // The Petroleum Engineer. 1953. - Vol. XXV, №11. - P. B6-B16.

118. Ganesh C. Integrated waterflood asset management. Penn W. Pub. Com., 1998. 402p.

119. Gringarten A.C. Interpretation of Tests in Fissured and Multilayered Reservoirs With Double-Porosity Behavior: Theory and Practice // JPT. 1984. - Vol. 36, №4. - P. 549-564.

120. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation from bottom-hole pressure Build-up characteristics. //JPT. 1950. - Vol. 2, No.4. - P. 91-104.

121. Najurietta H.L. A Theory for Pressure Transient Analysis in Naturally Fractured Reservois // JPT. 1980. - Vol. 32,№7. - P. 1241-1250.

122. Pollard P. Evaluation of Acid Treatments From Pressure Buildup Analysis // Petroleum Technology. 1959. - №3. - P. 38-43.

123. Ramey H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. 1992. - June. P. 650-659.

124. Sabet M.A. Well test analysis. Gulf Publishing Company. 1991. 460p. 133.Satter A., Baldwin J., Jespersen R. Computer-Assisted reservoir management. Oclahoma, 2000. -.278p.

125. Stehfest H. Algorithm 368: numerical inversion of Laplace transforms. //Commun. ACM. D-5. 1970. - Vol. 13, №1. - P.47-49.

126. Stuart Mc. Operational aspects of oil and gas well testing. Amsterdam, 2000. -321 p.

127. Swaan O.A. Analytical Solutions for Determining Naturally Fractured Reservoirs Properties by Well Testing. // JPT. 1976. - Vol. 261, №6. - P. 117-122.

128. Van Everdingen A.F. The Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of a Well. // Petroleum Transactions AIME. 1953. - Vol. 198. - P. 171-176.

129. Van Golf-Racht, T.D., Fundamentals of Fractured Reservoir Engineering. -Amsterdam, 1982.

130. Warren J.E. and Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs. // Soc Pet. Eng. J. 1963. - №3. - P. 245-255.