Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование подбора кривых фазовых проницаемостей при моделировании разработки нефтяных залежей

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование подбора кривых фазовых проницаемостей при моделировании разработки нефтяных залежей"

ДУШЕЙКО ДЕНИС ПЕТРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОДБОРА КРИВЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Специальность: 25.00.17 -

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2005

Работа выполнена в ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (г. Краснодар).

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор

Шурубор Юрий Владимирович

Официальные оппоненты: доктор технических наук

Кузнецов Александр Михайлович

Ведущая организация: ОАО «НК «Роснефть» - Ставропольнефтегаз» (Ставропольский край, г. Нефтекумск)

Защита состоится «23» декабря 2005 года в 10 часов на заседании диссертационного совета КМ 222.015.01 при Российском научно-исследовательском институте по термическим методам добычи нефти по адресу: 350063, г. Краснодар, ул. Мира, 36.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «НК «Роснефть» - НТЦ».

кандидат технических наук Короткое Сергей Владимирович

Автореферат разослан « 19 » ноября 2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент

Ю.И. Сташок

.№>6-у

11.01074

3

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одной из самых трудноразрешимых проблем работы с постоянно действующими геолого-тсхнологическими моделями (ПДМ) нефтяных и газовых месторождений является обеспечение моделей сведениями о реальных кривых относительных фазовых прони-цаемостей (КОФП), служащих основой для прогнозирования обводненности продукции и технологических газовых факторов добывающих скважин. Проблему нельзя решить за счет простого увеличения количества представляющих моделируемый эксплуатационный объект (ЭО) образцов пород-коллекторов, для которых КОФП построены по данным лабораторных исследований: в ПДМ должны использоваться КОФП, характеризующие процесс двух- или трехфазной фильтрации на уровне более крупных элементов разрабатываемой залежи или всей залежи в целом, т.е. так называемые модифицированные кривые относительных фазовых проницаемо-стей (МКОФП).

При работе с ПДМ желательно опираться на КОФП, полученные по промысловым данным, обеспечивающим непосредственный выход на МКОФП Необходима комплексная обработка промысловой информации по всем действующим на рассматриваемом объекте скважинам, осуществляемая непосредственно в ходе адаптации ПДМ к данным по истории разработки ЭО и опирающаяся, как и весь процесс адаптации, на метод проб и ошибок, по возможности, максимально упорядоченный в целях приближения его конкретных реализаций к методу последовательных приближений, к итерационным процедурам.

Работа направлена на поиски эффективных приемов подбора адекватных действительности МКОФП при адаптации ПДМ, ориентированной на предельно достижимую в каждой конкретной ситуации упорядоченность подбора МКОФП. Ее актуальность определяется тем, что упорядочение подбора МКОФП это путь к снижению очень высоких затрат труда и машинного времени на адаптацию ПДМ, к повышению качества адаптации за счет ее частичной алгоритмизации, резко сокращающей число случаев существенно неполной реализации возможностей ПДМ.

Цель работы. Повышение качества адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных залежей за счет использования эффективных и хорошо упорядоченных приемов подбора включаемых в модели модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей.

Основные задачи исследований.

1. Анализ проблемы подбора МКОФП в свете представления о системно-структурной природе опирающихся на ПДМ методов проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей и признания «наилучшим» подходом к подбору МКОФП реализации подбора непосредственно в ходе адаптации ПДМ к данным по истории разработки конкретных ЭО с помощью, по возможности, максимально упорядоченного метода проб и ошибок. I рос. национал" « "ь

2. Обобщение сложившейся практики подбора МКОФП в ходе адаптации ПДМ и аргументация тезиса о решающем значении для упорядочения подбора обращения к аналитическим (формульным) описаниям МКОФП.

"?. Исследование возможностей аналитической аппроксимации

КОФП.

4 Апробация опирающегося на формульные аппроксимации подбора МКОФП при адаптации ПДМ конкретного эксплуатационного объекта.

Методы решения поставленных задач.

Изучение и обобщение литеразурных данных и личного опыта диссертанта по адаптации ПДМ конкретных ЭО применительно к проблеме подбора используемых в ПДМ модифицированных кривых относительных фазовых проницаемосгей.

Анализ существующих и разработка новых подходов к аналитической аппроксимации КОФП.

Вычислительные эксперименты с данными по истории разработки конкретных нефтяных залежей, проведенные с помощью программных средств комплекса ECLIPSE.

Научная новизна работы.

1. Научное обоснование тезиса о методе проб и ошибок как основном орудии решения задач адаптации ПДМ, требующем постоянного совершенствования в направлении максимального упорядочения проб, сближения метода проб и ошибок с итерационными процедурами, т.е. с методами последовательного приближения.

2. Оценка обращения к аналитическим аппроксимациям КОФП как важнейшей предпосылки упорядочения (и экономизации) подбора МКОФП при адаптации ПДМ.

3. Разработка теоретических основ и практических приемов конструирования аналитических аппроксимаций КОФП, включая вывод новых аппроксимирующих формул, записанных с использованием так называемых пертурбационных множителей.

4. Построение и апробация схемы адаптации ПДМ разрабатываемой нефтяной залежи, опирающейся (схема) на аналитические описания МКОФП, подобранные с помощью упорядоченного метода проб и ошибок в ходе адаптации.

Практическая ценность работы определяется эффективностью выполненных исследований и методических разработок для практики адаптации ПДМ, снижением затрат труда и машинного времени за счет лучшей упорядоченности процедур адаптации

Реализация и внедрение результатов работы. Результаты, полученные в ходе выполнения работы, использованы при создании ПДМ по нефтяным залежам в верхнекаменноугольных и нижнепермских отложениях Сандивейского и Баганского месторождений (Республика Коми), в нижнемеловых отложениях месторождений Октябрьское, Правобережное,

Хаян-Корт, в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения, в среднемиоценовых (чокракских) отложениях Морозовского месторождения (Северный Кавказ).

Апробация работы. В процессе работы над диссертацией получаемые результаты систематически докладывались на международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2001г.; Анапа, 2003г.; Геленжик, 2005г.), а также на заседаниях научно-технических советов ОАО РосНИПИтерм-нефть (2002г., 2004г.) и ООО «НК «Роснефть» - НТЦ» (2005г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Изложена на 135 страницах машинописного текста, включает 14 рисунков, 11 таблиц, список литературы из 83 наименований.

Автор выражает признательность научному руководителю д-ру геол.- минерал, наук, проф. Ю.В. Шурубору, д-ру т.н., проф. А.Р. Гаруше-ву, к.т.н. К.Э. Джалалову, к.т.н. B.C. Колбикову, А.П. Савченко, Т.М. Ки-чигиной за ценные консультации при постановке исследований и обсуждении результатов их выполнения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Введение. Обосновывается актуальность рассматриваемой в диссертации проблемы подбора МКОФП, используемых в ПДМ, непосредственно в ходе адаптации ПДМ. Формулируются задачи выполненного исследования. Дается общая характеристика применяемых методов решения поставленных задач. Перечисляются наиболее существенные элементы научной новизны и характеризуется практическая ценность полученных результатов.

Глава 1. Постоянно действующие геолого-технологические модели разрабатываемых нефтяных залежей и проблема подбора кривых относительных фазовых проницаемостей при адаптации моделей. Новейшие методики решения задач проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей, опирающиеся на вычислительные эксперименты (ВЭ), которые выполняются при создании и адаптации ПДМ и при работе с ПДМ в режиме прогнозирования технологических показателей разработки залежей, являются самыми эффективными современными формами реализации системно-структурного подхода к управлению разработкой нефтяных месторождений. Связь с системно-структурным подходом проявляется в ориентации ПДМ на конкретные ЭО, на возможно более полное отображение их свойств и взаимодействий с окружающей средой, на комплексирование ретроспективного и перспективного моделирования (анализа и проектирования) процессов разработки, на признание высокой значимости и плодотворности ВЭ с данными по истории разработки ЭО, на использование не только гидродинамических моделей, но и других ло-

гико-математических средств познания, а также экспертных оценок и заключений.

В соответствии с РД 153-39.0-047-00, в диссертации ПДМ определяется как «объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения», как комплекс из двух типов связанных между собою моделей ЭО - геологической и фильтрационной (ГМ и ФМ). ГМ выступают в качестве продуктов горно-геометрического моделирования залежей и служат основой для построения ФМ iex же залежей, функционирующих как ЭО. В свою очередь, ФМ используются для корректирования исходной ГМ в ходе адаптации начального варианта ФМ к данным по истории разработки отражаемого в моделях ЭО.

Чаще всего корректировки ГМ и ФМ сводятся к подбору объема водонапорной области и описания ее гидродинамических связей с моделируемым ЭО, к уточнению особенностей пространственного изменения абсолютной проницаемости, проницаемостной анизотропии продуктивных пластов, зависимостей относительных фазовых проницаемостей от насы-щенностсй пород-коллекторов водой, нефтью и газом, к варьированию показателей, определяющих значения коэффициентов продуктивности (и приемистости) конкретных скважин.

Подбор характеристик водонапорной области, уточнение коэффициентов продуктивности - задачи, об удачности каждого шага в решении которых можно судить по степени близости расчетных и фактических значений или наборов значений какого-то одного показателя (динамика изменения среднего текущего пластового давления, если речь идет о характеристиках водонапорной области; забойные давления, если проверяется приемлемость приписываемых конкретным скважинам значений коэффициентов продуктивности). В то же время эффективность поправок в информацию о проницаемости (включая проницаемостную анизотропию и МКОФП) приходится оценивать сразу по нескольким показателям. Конкретная поправка, приблизившая модельное значение одного из этих показателей к фактическому, нередко оказывается неприемлемой из-за увеличившегося расхождения между модельными и фактическими значениями другого показателя, что при использовании теоретически недостаточно обоснованных, интуитивно найденных приемов заставляет придавать выработке поправок форму плохо упорядоченного каскада проб и ошибок, очень затрудняя выход на «правильные» корректуры к информации о проницаемости.

Есть еще один источник указанных затруднений. По ряду причин обычно при переходе от исходной ГМ к ФМ имеет место трансформация состоящей из большого количества сравнительно мелких ячеек исходной ГМ в представленную меньшим количеством укрупненных ячеек ФМ. Каждой укрупненной ячейке приписывается вполне определенное значение

того или иного геолого-физического параметра, который в объединяемых мелких ячейках мог принимать значения, между собою различающиеся, в связи с чем вводится понятие о присущем укрупненной ячейке эффективном значении параметра. Расчет эффективного значения прост, если мы имеем дело, например, с параметром «пористость породы-коллектора». Он усложняется при работе с параметром «проницаемость», эффективное значение которого зависит от положения объединяемых ячеек по отношению к линиям тока флюидов, всегда укладываясь в интервал, ограниченный снизу соответствующим образом взвешенным среднегармоническим, а сверху - взвешенным среднеарифметическим значениями проницаемости исходных мелких ячеек. Наличие указанного ограничения облегчает упорядочение подбора «правильных» эффективных значений абсолютной проницаемости при адаптации ПДМ, но ничего не дает для упорядочения подбора МКОФП.

Поскольку МКОФП описывают зависимости между насыщенно-стями пор пород-коллекторов различными флюидами и предполагающимися функционально связанными с насыщенностями относительными фазовыми проницаемостями по каждому из флюидов, при переходе к МКОФП, характеризующим более крупные объемы, нужно усреднять как насыщенности, так и относительные фазовые проницаемости. Первые следует усреднять со взвешиванием по пористости пород-коллекторов, а вторые - со взвешиванием по проницаемости коллекторов. Но связь между проницаемостью и пористостью практически никогда не бывает линейной, а поэтому МКОФП, отвечающие крупным элементам объема ЭО или ЭО как единой целостности, никогда не могут иметь вид линейных комбинаций кривых того же типа, отвечающих элементам с более мелкими объемами. Это является дополнительным аргументом в пользу установки на подбор МКОФП непосредственно в ходе адаптации ПДМ методом проб и ошибок, по возможности, реализованным в форме, максимально приближенной к хорошо упорядоченной процедуре.

В наибольшей мере упорядочению подбора МКОФП препятствует видимая многопараметричность обычно используемых при адаптации таблично заданных описаний опробуемых вариантов МКОФП, в связи с чем основным направлением поисков путей упорядочения интересующего нас подбора приходится считать изучение возможностей замены опробуемых таблично заданных МКОФП, не имеющих малопараметрических формульных описаний, кривыми, для которых такие описания имеются. В теоретическом плане эта задача решается в третьей главе нашей работы, а полученные результаты апробируются в заключительной четвертой главе на основе сопоставления итогов адаптаций, выполненных с обращением к аналитически аппроксимированным МКОФП, с итогами рассмотренной во второй главе адаптации, опирающейся на МКОФП, никаких попыток аналитической аппроксимации которых не предпринималось.

Глава 2. Адаптация постоянно действующей геолого-техноло! ичсской модели разраба1ываемой нефтяной залежи без использования аналитических аппроксимаций модифицированных кривых относительных фаювых проницаемостей. В фильтрационные модели нефтяных залежей информация о МКОФП обычно вводится в табличном виде. Рассматривая графические отображения таблиц, под которые в ходе адаптации ПДМ конкретного ЭО выполнен предыдущий расчет технологических показателей разработки (ТПР), и на качественном уровне оценивая, какие изменения следует внести в МКОФП, чтобы расчетные (модельные) значения ТПР сблизились с фактическими, специалист, управляющий адаптацией ПДМ, соответствующим образом деформирует прежние графические отображения и сообщает моделирующей процесс разработки программе табличные описания МКОФП, соответствующие этим деформированным графическим отображениям, после чего расчет ТПР повторяется. Так продолжается до тех пор, пока один из шагов адаптации не обеспечит такого сближения модельных и фактических значений ТПР, которое можно признать достаточно хорошим или не поддающимся дальнейшему улучшению.

Наше исследование предпринято исходя из того очевидного факта, что описанный подход к подбору МКОФП при адаптации ПДМ не способствует упорядочению подбора, а поэтому нередко ведет к увеличению количества шагов адаптационной процедуры, затрат труда и машинного времени на выполнение адаптации. Предполагается, что если подбор МКОФП вести, опираясь на малопараметрические аналитические описания рассматриваемых кривых, от отмеченных недостатков можно будет во многих случаях избавиться, обеспечив большую упорядоченность процедуры подбора, придание ей итерационного характера. Проверить это предположение можно экспериментальным путем, выполнив адаптацию ПДМ конкретного ЭО вначале с подбором МКОФП с помощью не поддающегося полному упорядочению опробования кривых, не имеющих аналитических аппроксимаций, а затем повторив адаптацию с обращением к множеству МКОФП, имеющих малопараметрические формульные описания.

Эксперимент проведен на данных по истории разработки нефтяной залежи в верхнемеловых карбонатных (преимущественно известняки, образующие толщу мощностью до 519м, примерно 1А разреза которой приходится па коллекторы трещинного, порово-трещинного, каверново-порово-трещиного типов) отложениях Гудермесского месторождения, связанного с положительной тектонической структурой в виде простирающейся с северо-запада на юго-восток складки длиною около 30 км при ширине порядка 3 км, имеющей углы падения крыльев 25 - 30° и на обоих крыльях ограниченной разрывными тектоническими нарушениями.

Характерная особенность залежи - наличие в ее разрезе четырех пластов пород-коллекторов, два из которых являются нефтенасыщенными, а два - водонасьпценными. Это предопределило весьма раннее появление воды в продукции добывающих скважин и последующую достаточно

сложную динамику изменения обводненности продукции добывающих скважин в ходе начавшейся в 1970г. и продолжающейся до сих пор разработки. Эта динамика имеет мало общего с простой тенденцией к постепенному росту обводненности по мере увеличения накопленной добычи нефти. Сложный характер динамики изменения обводненности предопределил высокую чувствительность модели нашего ЭО к вариациям МКОФП, что создало хорошие предпосылки для успешного проведения нашего исследования.

С другой стороны, имеется одно обстоятельство, внесшее значительную долю неопределенности в процесс адаптации ПДМ верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения. Дело в том, что систематические замеры текущего пластового давления на залежи проводились лишь до 1993г., после чего вся разработка сконцентрировалась в северозападной четверти залежи, и заслуживающих доверия фактических данных о динамике изменения текущего среднего пластового давления в целом по залежи получить не было возможности. Поэтому при адаптации ПДМ интересующего нас ЭО пришлось ограничиться сопоставлением расчетных и промысловых оценок текущего среднего пластового давления, относящихся к 1970 - 1992гг. Положение усложнилось весьма своеобразной фактической динамикой изменения текущего среднего пластового давления.

С 1970г. по 1973г. включительно имела место обычная для ранних стадий разработки нефтяных залежей без восполнения потерь пластовой энергии закачкой воды ситуация быстрого падения текущего среднего пластового давления (72,6 МПа до начала разработки; 55,7 МПа в 1973г.). На этом фоне весьма неожиданной оказалась трехлетняя стабилизация текущего среднего пластового давления на уровне 55,7 МПа в 1973, 1974, 1975 гг., только в 1976г. сменившаяся новым этапом его снижения (от 55,7 МПа в 1975г. до 45,0 МПа в 1979г.). Лишь после 1979г. в связи с началом закачки в залежь воды наметился небольшой рост текущего среднего пластового давления (до 47,0 МПа в 1982г.), загем сменившийся его многолетней грубой стабилизацией на уровне 46,3 - 47,4 МПа.

Нами отмеченное своеобразие динамики изменения среднего текущего пластового давления объясняется тем, что до 1973г., пока это давление не упало ниже 56 - 57 МПа, вся добыча шла за счет освобождения внутренней энергии самих нефтеносных пластов, а запасы внутренней энергии водоносных пластов практически не менялись. В 1973г. началось перераспределение энергии между нефтеносными и водоносными пластами, пополнившее энергетические потенциалы нефтеносных пластов за счет обусловленного не гидродинамическими, а другими медленнее действующими физическими факторами выравнивая энергетических потенциалов смежных пластов. Лишь к 1976г. энергетические потенциалы нефтеносных и водоносных пластов сблизились, и течение процесса изменения текущего пластового давления по мере увеличения накопленной добычи жидкости приобрело более «нормальный» характер.

Этими обстоятельствами предопределены значительные количественные расхождения между характерной для ПДМ верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения молельной динамикой изменения текущего среднего пластового давления и фактической динамикой изменения того же показателя. До начала процесса «негидродинамического» выравнивания расчетные оценки получались несколько завышенными (в силу того, что в расчете не моделировалось запаздывание выравнивания энергетических потенциалов пластов с различным характером насыщения). Затем завышение начало уменьшаться, сменило свой знак, и в 1975 - 1981 гг. наблюдалось систематическое расхождение расчетных и фактических оценок в сторону занижения первых. Окончательно расхождения утратили черты систематичности только к 1984г.

Адаптация ПДМ велась под среднегодовые значения основных технологических показателей разработки при ориентации на полное совпадение годовых отборов нефти по каждой из добывающих скважин и годовых закачек по единственной нагнетательной скважине. Поэтому контроль осуществлялся по годовым отборам воды по каждой из добывающих скважин в 1970 - 2003 гг. и по динамике изменения текущего среднего пластового давления в 1970 - 1992 гг.

Основными мероприятиями по адаптации ПДМ стали выделение в верхнем и нижнем нефтеносных пластах по одной подковообразной зоне пониженных проницаемостей, приписывание пониженных значений коэффициентов проницаемости породам-коллекторам нижнего водоносного пласта в окрестностях некоторых скважин, присоединение к залежи трех водоносных объемов (у юго-восточного замыкания залежи на уровне верхнего водоносного и верхнего нефтеносного пластов; у юго-восточного замыкания залежи на уровне нижнего водоносного пласта; у северозападного замыкания залежи на уровне верхнего нефтеносного пласта) и подбор общего для всего ЭО комплекта МКОФП по воде и по нефти. Подбор выполнен примерно за 20 шагов на основе постепенной деформации таблично заданных начальных вариантов кривых, не имеющих аппроксимирующих аналитических описаний, под определенные при подсчете начальных и извлекаемых запасов нефти неснижаемую водонасы[ценность Ко„=0,15 и неснижаемую нефтенасыщенность Ко„=0,2.

Наглядное представление о качестве подбора МКОФП дает рисунок 1, отображающий зависимость между фактическими и модельными накопленными добычами воды по всем 10 скважинам, в разное время осуществляющим добычу нефти из верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения в 1970 - 2003гг. У точек графика указаны номера скважин, к которым эти точки относятся.

В качестве характеризующих ЭО в целом основных количественных мер близости расчетной и фактической добычи воды из скважин на интегральном (интегрирование по времени) уровне использованы следующие показатели:

0,0 100.0 200,0 300,0 400,0 500.0 600,0 700.0 фактические данные, тыс.т

Рисунок I - Сопоставление модельной и фактической накопленной добычи воды по разным скважинам

коэффициент корреляции г между расчетной и фактической кривыми накопленной добычи воды;

среднее арифметическое значение А разности между соответствующими одному и тому же году величинами расчетной и фактической накопленной добычи воды;

среднеквадратическое значение а той же разности; коэффициент пропорциональности к| из найденного методом наименьших квадратов линейного уравнения регрессии, рассчитанного при рассмотрении модельного значения накопленной добычи воды в качестве функции от фактического значения накопленной добычи воды;

значение С[ свободного члена уравнения регрессии, из которого взят коэффициент пропорциональности к|;

коэффициент пропорциональности к2 из найденного методом наименьших квадратов линейного уравнения регрессии, рассчитанного при рассмотрении фактического значения накопленной добычи воды в качестве функции от модельно/о значения того же показателя;

значение с2 свободного члена уравнения регрессии, из которого взят коэффициент к2;

показатель пропорциональности модельной и фактической накоп-

, _ к, + к2 ленной добычи воды к - —г—;

мера независимости изменений фактической и модельной накоп-е. +с,

ленной добычи воды с = —-—.

При идеальном совпадении модельной динамики добычи воды с фактической мы бы имели:

г=1; Д-0; а=0; к,=1; к2=1; к-1; с,=0; с2=0; с-0.

В нашем случае получилось:

г = 0,9906; Д = 25,8 тыс.т; а = 78,3 тыс.т;

к| - 0,8810; к2 = 1,1139; к = 0,9974;

с, = 128,1 тыс.т; с2 = -126,6 тыс.т; с = 0,75 тыс.т.

Именно эти значения г, Д, а, к|, к2, к, сь с2, с послужили нам «базовым» набором значений количественных характеристик сходства модельной динамики добычи воды с фактической при анализе освещенных в заключительной четвертой главе работы результатов экспериментов по подбору МКОФП на охарактеризованных в третьей главе множествах кривых, имеющих малопараметрические формульные аппроксимации.

Кроме определения указанного «базового» набора, адаптация ПДМ верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения позволила выявить еще два имеющих определенное научное и практическое значение обстоятельства. Во-первых, выяснилось, что на ЭО, включающих не только нефтеносные, но и водоносные пласты, на ранних этапах разработки выравнивание энергетических потенциалов нефтеносных и водоносных пластов обусловлено не только гидродинамическими, но и другими физическими более медленно сказывающимися на энергетике пластов факторами. Во-вторых, обнаружены признаки существования несколько парадоксальной ситуации, при которой подбор МКОФП, обеспечивающий «наилучшее» согласование модельных и фактических интегральных (отражающих историю разработки, взятую в целом) характеристик обводненности продукции добывающих скважин, оказывается далеко не лучшим по отношению к дифференциальным (в нашем случае погодичным) показателям обводненности. Вероятная причина возникновения парадокса состоит в том, что «истинные» МКОФП (насколько вообще позволительно говорить об «истинности» чисто феноменологических, явно вспомогательных формальных конструкций, каковыми являются МКОФП) подвержены не только пространственной, но и временной изменчивости, возможности учета которой в рамках современной практики машинного моделирования процессов разработки углеводородных залежей пока что находятся в зачаточном состоянии.

Глава 3. Анализ возможностей аналитической (формульной) аппроксимации кривых относительных фазовых проницаемостсй и применения аппроксимаций при адаптации геолого-технологических моделей. Понятия о фазовых проницаемостях пород-коллекторов используются нефтяниками начиная с середины 1930-х - начала 1940-х годов. Однозначное толкование физической природы фазовых проницаемостей до сих пор не выработано. Поэтому относительные фаювые проницаемости

всегда приходится оценивать экспериментальным путем применительно к породам с достаточно постоянной геометрией порового пространства, в относительно узких пределах варьирующим вещественным составом и предельно четко определенным типом насыщенности пор (нефть + вода, газ 1- вода, нефть + газ, нефть I газ + вода). Результаты экспериментов принято представлять в форме зависимостей относительных (нормированных по отражающей особенности однофазной фильтрации абсолютной проницаемости к") фазовых проницаемостей к„, кг, к„ породы-коллектора соответственно по нефти, газу, воде (к„ + кг + к„ <1 ) от насьнценностей s,„ s,, s„ пор коллектора нефтью, газом, водой (s„ + sr + s„ = 1).

Кривые относительных фазовых проницаемостей k„ = /„(s), kr = /r(s), к„ = /„(s) могут быть получены с помощью многих методов, образующих четыре группы: 1) лабораторное исследование образцов пород-коллекторов в условиях установившегося течения флюидов; 2) лабораторные опыты с образцами, заключающиеся в вытеснении одних фаз флюидов другими фазами; 3) расчет по характеризующим изучаемые в лаборатории образцы кривым зависимости «насыщенность s^ пор смачивающей фазой - капиллярное давление р„»; 4) расчет по промысловым данным. Строго говоря, однотипные КОФП, полученные для одного и того же объекта с помощью различных методов, не вполне эквивалентны одна другой. Даже результаты лабораторных экспериментов по вытеснению могут заметно меняться в зависимости от того, какая из двух фаз выступала в роли вытесняемой, а какая - в роли вытесняющей (гистерезис КОФП). Очень существенны количественные различия между МКОФП, опирающимися на промысловые данные, и КОФП, полученными при лабораторных исследованиях образцов пород-коллекторов, отобранных из того же пласта, к которому относится промысловая информация.

Экспериментальные кривые kB = /„(s), kr = /r(s), к. = /B(s) обычно слишком сложны для их вполне адекватного компактного аналитического описания, что заставляет считать наиболее информативными средствами описания таких кривых графики и таблицы. Тем не менее, не редки ситуации, порождающие настоятельную потребность в обращении к приближенным формульным описаниям (аппроксимациям) экспериментальных КОФП. Богатый опыт использования упомянутых аппроксимаций накоплен в связи с геологической интерпретацией материалов геофизических исследований скважин (разработки фирмы «Шлюмберже», научные обобщения С.Д. Пирсона, В.Н. Дахнова, В.М. Добрынина и его соавторов, М.М. Элланского и других ученых). Не пренебрегали формульными аппроксимациями КОФП и многие специалисты по гидродинамическому моделированию процессов разработки нефтяных и газовых месторождений, например, И.А. Чарный (1963), UJ.K. Гиматудинов и его соавторы (1983), К.С Басниев и его соавторы (1986).

На основе детального анализа используемых перечисленными выше и другими исследователями приближенных аналитических описаний

зависимости к, - /„($), характеризующей процесс двухфазной фильтрации (э,, + = " 0) в самых распространенных гидрофильных коллекторах, можно сделать вывод, что наиболее простым среди приемлемых общих описаний этой зависимости следует считать формулу

0 прив^К,,

(I)

при я, >К0

где К»,, - неснижаемая (критическая) водонасьнценность, такая, что при б, < Ков фильтрация воды невозможна, а движется только нефть; а-показатель степени, как правило, укладывающийся в интервал (1,6).

Анализ тех же литературных данных, относящихся к тому же типу двухфазной фильтрации, позволяет в качестве простейшей общей формулы для аппроксимации зависимости к„ = /Дб) принять выражение

к. =

'-К,-з,

1-К™

•ЧЧ».)

0

при Б, (К,, ПРИ 8В — К« >

(2)

где КШ1 - неснижаемая (остаточная) нефтенасыщенность (при б,, > 1- Ком нефть становится неподвижной, и фильтруется только вода);

) - множитель, значение которого в наиболее ранних формулах фирмы «Шлюмберже» приравнено 1, у С.Д. Пирсона определяется равенством ^(5,) = О-в,)1, у К.С. Басниева - равенством Ч/(з„)= 1-2.4-5,; показатель степени у в формулах фирмы «Шлюмберже» и С.Д. Пирсона приравнен 1, у А.И. Чарного и К.С. Басниева с соавторами принято 7= 2.8.

В диссертации, исходя из соображений, в свое время заставивших Р. Коллинза (1964) ввести понятие о нормированной относительной фазовой проницаемости для нефти, вместо основного члена правой части формулы (2) вводится формула

I . к -с

к„ — к.,

1-К -8.

1-К -К„

(3)

в которой кИ110 есть относительная фазовая проницаемость породы-коллектора по нефти при 8„ = К0..

Поскольку к„„обычно лишь немногим меньше 1, и при обработке экспериментальных КОФП незначительное завышение кнво, связанное с принятием, строго говоря, неверного предположения кпво=1, можно отчасти компенсировать соответствующим изменением показателя степени у', формула (3) заменяется менее точной формулой

к

Н

V

/

(4)

опыт применения которой для аппроксимации значительного количества экспериментальных кривых кн = показал, что возможные значения

у' принадлежат интервалу (О, I ;4).

Если формулы (1) и (4) оценивать как чрезмерно грубые аппроксимации КОФП, можно воспользоваться выведенными в диссертации более многоггараметрическими аппроксимациями, описывающими зависимости относительных фазовых проницаемостей ксф и к11+ по смачивающей и не-смачивающей фазам (соответственно) от насыщенности пор породы-коллектора смачивающей фазой:

где К^ и КШ1ф - неснижасмые насыщенности смачивающей и несмачи-вающей фазами; А, В, о!, у" - дополнительные (к К^, и К01>11) коэффициенты, которые можно оценить путем соответствующей математической обработки информации, содержащейся в эмпирических КОФП.

Вывод формул (5), (6) базируется на давно известных (ВигсНпе и его соавторы, 1950г.) правилах расчета КОФП по данным капилляриметриче-ских исследований образцов пород-коллекторов, выполняемого с учетом так называемых относительных коэффициентов извилистости. При выводе использовано то обстоятельство, что кривой зависимости рк ~ <р(эсф) капиллярного давления рк от насыщенности пор смачивающей фазой отвечает

отношение интегралов ^(^ф)= | 2 / I г > которое грубо пропорцио-

Р" / Рк

нально квадрату отношения (з^ - К^УО - Косф) и при введении понятия о пергурбационном множителе ч(5>Сф) может быть записано как передаваемое равенством

в котором при любых значениях множитель п(яс+) п° порядку близок к 1.

«

(6)

(5)

(7)

Фигурирующий в формуле (5) коэффициент А не может слишком существенно отличаться от 1. Поэтому можно говорить о практически полной эквивалентности формулы (1) и формулы (5), о получении почти однозначного решения задачи выбора «правильной» аппроксимации зависимости к„(зв) для гидрофильных коллекторов. Хотя в отношении коэффициента В из правой части формулы (6) тоже можно утверждать, что он всегда близок к 1, говорить о возможной практической эквивалентности формул (4) и (6) оснований нет, т.е. мы имеем два далеко не идентичных одно другому решения задачи выбора «правильной» аппроксимации зависимости к„(5„) для гидрофильных коллекторов, и в каждой конкретной ситуации нужно решать, каким из двух возможных видов аппроксимации следует воспользоваться.

Однако есть вариант, позволяющий уйти от проблемы выбора между аппроксимациями (4) и (6). Дело в том, что уже к началу ! 960-х годов был известен экспериментально установленный факт удивительной простоты функции = при значениях в,, удовлетворяющих усло-

М8»/

виям зв>К0В и зв<1-Кон: связь между 1п[г(зв)] и во носит практически линейный характер. Из этого непосредственно вытекает потенциально очень полезная приближенная формула

к,(84) = к.(8,)-В-ехр[8-(81-Квм)]1 (8)

где Г) и 6 - коэффициенты, значения которых относительно легко оцениваются при статистической обработке информации, содержащейся в экспериментальных лабораторных КОФП, или на основе прослеживания динамики изменения обводненности продукции нефтедобывающих скважин в ходе достаточно длительной разработки залежи.

Приведенных соображений достаточно, чтобы определить все логически возможные методики решения задач обеспечения ПДМ разрабатываемых нефтяных залежей информацией о МКОФП. Проще всего задача подбора МКОФП, адекватных достаточно длительное время разрабатываемой нефтяной залежи, решается на основе непосредственного выбора такого сочетания формульных описаний кривой для воды и кривой для нефти, при котором расчетные (модельные) значения обводненности продукции в разные моменты истории разработки моделируемого ЭО окажутся достаточно близкими к фактическим значениям того же технологического показателя, а расчетная динамика изменения среднего текущего пластового давления не будет существенно отличаться от наблюдавшейся в ходе разработки. Такой метод в диссертации именуется непосредственным подбором МКОФП по воде и по нефти (НПВНПН), осуществляемым с использованием аналитических описаний этих кривых.

При определенных в ходе подсчета начальных геологических и извлекаемых запасов нефти значениях неснижаемой водонасыщенности Кови неснижаемой нефтенасыщенности Кш„ если мы имеем дело с гидрофильными коллекторами, метод НПВНПН в принципе может быть реализован в

8 вариантах: работа под один из двух вариантов формулы (5), в одном из которых принято А=1, а в другом А отличается от I, в сочетании с одним из четырех возможных вариантов кривой для нефти (формула (3) или ее упрощенный вариант (4), формула (6) или ее упрощенный вариант, в котором принято В=1) При наличии фактических данных по многим конкретным добывающим скважинам или группам добывающих скважин, работавших с различной обводненностью продукции при разных текущих на-сыщенностях пор продуктивного пласта водой, непосредственный подбор «оптимальной» модифицированной кривой для воды, реализуемый под упрощенный (А=1) или неупрощенный (А отличается от 1) вариант уравнения (5), можно сочетать с расчетом «оптимальной» модифицированной кривой относительных фазовых проницаемостей по нефти с помощью формулы (8), что соответствует допускающему два вида реализаций методу непосредственного подбора кривой относительных фазовых проницаемостей по воде и опосредственного (обращением к кривой ки/к„~г(.ч„)) подбора кривой относительных фазовых проницаемостей по нефти (НПВОПН).

Если на каком-то ЭО модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей окажутся настолько своеобразными, что подобрать их с помощью НПВНПН или НПВОПН не удастся, для обеспечения ПДМ информацией о МКОФП рекомендуется пользоваться методом выбора подходящих кривых из некоторого заранее сформированного «банка» таких кривых (ВКБ). При этом задача подбора МКОФП превращается в задачу распознавания (основные признаки: значения Ков, Кон и параметры функции г(8в)).

Таким образом, речь идет о трех основных методиках обеспечения ПДМ нефтяных залежей информацией о МКОФП по воде и по нефти (НПВНПН, НПВОПН, ВКБ), первая из которых может быть реализована в восьми вариантах, вторая - в двух вариантах, третья - в бесконечном множестве вариантов (в зависимости от наборов кривых, включенных в «банк»), В диссертации опробованы только 3 варианта из числа принадлежащих к группе НПВНПН как обеспечивающей предпосылки для наиболее экономного решения рассматриваемой задачи благодаря использованию простых формульных аппроксимаций МКОФП.

Глава 4. Адаптация постоянно действующей геолого-технологичсской модели разрабатываемой нефтяной залежи с использованием аналитических аппроксимаций модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей. Основным объектом для апробации предлагаемых подходов к подбору МКОФП на основе использования аналитических аппроксимаций интересующих нас кривых послужила верхнемеловая залежь Гудермесского месторождения. Апробация осуществлялась в порядке повторных адаптации (реадаптаций) той же ПДМ, которая рассматривалась в главе 2, под множества опробуемых МКОФП, заданных различными (но не отличающимися между собою по параметрам Ков=0,15 и Ко„"0,2) аналитическими аппроксимациями.

Вначале реадаптация проведена с использованием формулы (1) и формулы (4). Опробовано 7 различных сочетаний (а,у'): (1,0; 1,0); (2,0; 1,0); (3,0; 1,0); (4,0; 1,0); (2,0; 0,5); (3,0; 0,5); (4,0; 0,5). Логически напрашивающееся сочетание (1,0; 0,5) не опробовалось, так как оно было оценено как физически невозможное (при некоторых насыщенностях водой 5„ получилась предполагающаяся физически невозможной сумма к„+кн, превосходящая 1). Анализ результатов, характеризующих каждое из этих 7 сочетаний, дополненный рассмотрением сочетаний (4,0; 0,3) и (4,0; 0,5), показал, что в нашем случае использованный вариант метода НПВНПН при а=4,0 и у'=0,5 приводит к следующему «оптимальному» в рамках данного варианта набору показателей близости модельных характеристик динамики изменения накопленной добычи воды к фактической динамике: г = 0,9891; Д = -72,4 тыс.г, а = 129,8 тыс.т;

к, = 0,7811; к2= 1,2524; к = 1,0168;

С| = 115,8 тыс.т; с2 = -126,5 тыс.т; с = -5,35 тыс.т. Это явно хуже приведенного выше результата адаптации, выполненной без обращения к аналитическим аппроксимациям МКОФП. Чтобы убедиться, что такое ухудшение результата не является обязательным следствием использования множеств МКОФП, опирающихся на самые простые формулы (1) и (4), аналогичный эксперимент был повторен на данных по истории разработки нефтяной залежи в нижнепермских отложениях Салюкинского месторождения (Республика Коми). На этих, характеризующих разработку за время от 1990г. по 2004г., данных после выполнения первого варианта адаптации (работа под множества МКОФП, не имеющих аналитических аппроксимаций) и примерно 10 реадаптаций под различные наборы значений (а,у') при неизменных значениях Ков и Кон получены следующие значения параметров г, Д, а и т. д.:

г = 0,953 (0,967); Д = 4120,3 тыс.т (1312,6 тыс.т);

а = 5989,7 тыс.т (1702,7 тыс.т); к, = 1,68 (1,103); к2= 0,54 (0,848);

к = 1,11 (0,975);

с,= 1019,4 тыс.т (216,8 тыс.т); с2=-132,5 тыс.т (112,3 тыс.т); с = 443,5 тыс.т (164,5 тыс.т). Здесь указаны значения мер г, Д, о и т. д., полученные при подборе, не использовавшем аналитических аппроксимаций МКОФП (числа, не заключенные в скобки), и при подборе, опиравшемся на аналитические аппроксимации, задаваемые формулами вида (1) и (4). На данном ЭО преимущества работы с аналитическими аппроксимациями достаточно существенны и вполне очевидны.

Ввиду относительной безуспешности первой попытки реадаптации Г1ДМ верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения, выполненной с использованием аппроксимаций (1) и (4), была проведена вторая попытка реадаптации с использованием формулы (1) и упрощенного варианта (В=1) формулы (6). Детальный анализ ситуации позволил ограничиться рассмот-

рением только четырех сочетаний (а,у"): (1,0; 1,1); (2,0; 1,1); (3,0; 1,1); (4,0; 1,1). При этом удалось убедиться, что при а=4,0 и у" =1,1 получился набор значений

г = 0,9891; Д = -70,9 тыс.т; а = 129,0 тыс.т;

к, = 0,7807; к2 = 1,2532; к = 1,0170;

С] - 117,4 тыс.т; с2 = -128,6 тыс.т; с - -5,60 тыс.т, примерно равноценный полученному при реадаптации с использованием описаний МКОФП с помощью формул (1) и (4) при а"4,0 и у'=0,5 и явно уступающий по «близости к идеалу» тому, что имело место при работе с множествами МКОФП, не имеющими аналитических аппроксимаций.

Успех в использовании аналитических аппроксимаций МКОФП при работе с данными по истории разработки верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения был достигнут только после обращения к неупрощенным (А отличается от 1 и В отличается от 1) вариантам формул (5) и (6), выведенных нами в главе 3. При

0,203 | > - (9)

к. =1,214-

-|1,203

(10)

был получен набор показателей, близкий к отвечающему «ручному» подбору МКОФП, что иллюстрируется таблицей 1.

Таблица 1. Сопоставление результатов подбора МКОФП, полученных с

«Ручной» подбор г 0,9906 д, тыст а, тыс г к, 0,8810 к2 1,1139 к 0,9974 С|, 1ЫС 1 128,1 С1, [ЫС г с, 1ЫС г

25,8 78,3 -126,6 0,75

Подбор с использованием формул (9) и (10) 0,9882 -1,9 91,0 0,8357 1,1684 1,0021 139,1 -142,3 -1,60

Близость результатов, полученных при использовании формул (9) и (10) и при «ручном» подборе МКОФП на множестве кривых, не имеющих аналитических аппроксимаций, подтверждается не только сопоставлением показателей г, А, а и т. д., но и при детальном анализе характеризующих эти варианты модельной и фактической динамики изменения годовой добычи воды.

Ожидается, что повторение исследования, которое было проведено на данных по истории разработки нефтяной залежи в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения, на сравнительно большом (хотя бы порядка десятка) множестве самых разнообразных эксплуатационных объектов позволит убедиться, что интервалы возможных значений коэф-

фициентов а', А, у", В окажутся достаточно узкими, чтобы при известных К0в и К011 значения а', А, у" , В находить не тем сложным и неэкономным путем (вначале «оптимальные» МКОФП были найдены с помощью плохо упорядоченного метода проб и ошибок, не предполагающего обращения к формульным описаниям кривых, а уже затем формульные описания определены по полученным табличным отображениям «оптимальных» МКОФП с помощью метода наименьших квадратов), а на основе строго упорядоченного перебора не очень многочисленных заранее заданных сочетаний (а', А, у", В).

С учетом результатов работы С.Н. Закирова (2005г.), в предстоящих экспериментах, возможно, целесообразно отказаться от принятого в реферируемой диссертации предположения, что в гидрофильных коллекторах 100-процентной насыщенности поровых пространств водой всегда отвечает относительная фазовая проницаемость по воде, равная I. Это предположение плохо гармонирует с тем фактом, что в нашем случае наиболее удачным описанием зависимости к„ от s„ оказалась формула (9), в которой А=0,203. Иначе говоря, вполне возможно, что более адекватным действительности является утверждение «при s„=l значение к„ не выше 1», а не сейчас почти общепринятый тезис, согласно которому при sB=l всегда k„=l, в чем можно окончательно убедиться, только многократно повторив эксперименты, аналогичные рассмотренным в диссертации, на данных по истории разработки многих эксплуатационных объектов, в ходе экспериментов допуская использование МКОФП по воде, дающих при s„=l значения кв, которые существенно меньше I.

Заметим, что даже выполнение адаптации ПДМ с «ручным» подбором МКОФП, не имеющих формульных описаний, и последующим нахождением отвечающих сделанному выбору формульных описаний вида (5) и (6) в свете ожидаемого совершенствования методик работы с ПДМ есть занятие, хотя и высокозатратное, но далеко не бесполезное. Как показал В.В. Плынин (2005г.), широко практикуемое в настоящее время использование для оценки качества адаптации лишь сопоставления модельных и фактических значений технологических показателей разработки некорректно, так как чревато превращением History Matching «в примитивную подгонку фильтрационных свойств непосредственно вокруг скважин», иногда ведущую к снижению прогностических возможностей адаптированной модели практически до нуля. Намечаемая В.В Плыниным программа снятия проблемы некорректной адаптации ПДМ связана с определением так называемого коэффициента жесткости модели, учитывающего, наряду с другими факторами, объем информации, дополнительно введенной в адаптированную модель в ходе самой адаптации. К такой «дополнительной» информации относится и информация, содержащаяся в МКОФП и очень трудно поддающаяся количественной оценке, если работают с МКОФП, не имеющими формульных описаний, но легко измеряемая при работе с МКОФП, формульные аппроксимации которых известны.

Отсюда ясно, что переход к использованию МКОФП, задаваемых формульными описаниями, имеет не только непосредственное прикладное значение (снижение трудоемкости и машинной времяемкости адаптации ПДМ), но и необходим исходя из потребностей дальнейшего совершенствования теории и практики машинного геолого-технологического моделирования процессов разработки конкретных эксплуатационных объектов в направлении существенного повышения надежности контроля адаптированных ПДМ с точки зрения прогностических возможностей этих моделей ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Показано, что заслуживающие наибольшего доверия модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей можно получить лишь непосредственно в ходе адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей конкретных эксплуатационных объектов к истории их разработки с помощью опирающегося на соответствующие вычислительные эксперименты метода проб и ошибок.

2. Установлено, что наиболее распространенные в настоящее время реализации указанного метода подбора модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей при адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей не способствуют упорядочению подбора и поэтому нередко ведут к не оправданному увеличению количества шагов адаптационной процедуры, затрат труда и машинного времени на выполнение адаптации. Доказывается, что, если подбор модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей вести, опираясь на малопараметрические аналитические аппроксимирующие описания рассматриваемых кривых, то от отмеченных недостатков во многих случаях можно избавиться, обеспечив большую упорядоченность подбора, придание ему итерационного характера.

3. На основе анализа литературных данных и собственных исследований автора выявлены возможности аналитической аппроксимации модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей, в результате чего предложена классификация обоснованных в работе упорядоченных процедур подбора модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей при адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей. Часть из этих процедур апробирована при адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных залежей в верхнемеловых отложениях Гудермесского (Чеченская Республика) и в нижнепермских отложениях Салюкинского (Республика Коми) месторождений. На Салюкинском месторождении удовлетворительные результаты достигнуты при использовании самой простой из рассматривающихся упорядоченных процедур подбора модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей. На Гудермесском месторождении успех был достигнут лишь при использовании самой сложной из рассматривающихся процедур, опирающейся на предложенные автором формулы, описывающие зависимости от насыщенности поровых пространств водой относительных фазовых проницаемостей по воде и по нефти с ис-

пользованием до сих пор не применявшегося в физике нефтяного пласта понятия о гак называемых пертурбационных множителях.

4. Полученные результаты оцениваются как имеющие непосредственное прикладное значение, обеспечивающие предпосылки для дальнейшего совершенствования теории и практики адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей.

5. Намечены направления будущих исследований, связанные с выполнением соответствующих экспериментов на других эксплуатационных объектах.

Основное содержание дисссрпшии опубликовано в следующих печатных работах:

1. Джалалов К.О., Данильченко О.П., Душейко Д.П. Обоснование технологических решений разработки месторождений высоковязких нефтей в осложненных природных и техногенных условиях Ярегского месторождения // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб докл. 3-ей международной конференции. Анапа, 24-28 сентября 2001г. Краснодар. «Советская Кубань», 2002. С.71-77.

2. Джалалов К.Э, Душейко Д.П., Данильченко О.Н. Методика расчета технологических показателей процесса паротеплового воздействия на пласт с высоковязкими нефтями // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 3-ей международной конференции. Анапа, 24-28 сентября 2001г. Краснодар: «Советская Кубань», 2002. С.88-93.

3 Джалалов К.Э., Данильченко О.Н., Душейко Д.П., Савченко А.П. Основные результаты адаптации геолого-технологической модели по истории разработки IV горизонта Анастасиевско-Троицкого месторождения и предложения по доразработке залежи // Сб. научных трудов по результатам НИОКР за 2002 год/ НК «Роснефть». М.: ОАО «ЦНИИТЭ-нефтехим», 2003. С.50-58.

4. Джалалов К.Э., Данильченко О.Н., Душейко Д.П., Савченко А.П. Моделирование разработки нефтегазовой залежи на завершающей стадии разработки // Тезисы 4-ой международной научно-пракжческой конференции «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей». Анапа, 29 сентября - 3 октября 2003г. / НК «Роснефть». Краснодар, 2003. С.44-45.

5. Данильченко О.Н., Душейко Д.П., Тытянок В.Н. Исследование процессов конусообразования (газ - вода) при установке изолирующих экранов, оптимизация их местоположения и размеров на трехмерной трехфазной модели // Интервал. 2003. №6-7 (53-54). С.37-47.

6. Душейко Д.П. Аксиоматическая база методики построения кривых относительных фазовых проницаемостей по промысловым данным // Гипотезы, поиск, прогнозы: Сб. научных трудов. Вып 20 / Сев.- Кавказское отд. Российской инженерной академии. Краснодар, 2004. С. 181182.

7. Душейко Д.П. Новые аналитические аппроксимации кривых относительных фазовых проницаемостей // Освоение и добыча трудноизвле-каемых и высоковязких нефтей: Сб. докл. 4-ой международной конференции. Анапа, 29 сентября - 3 октября 2003г. Краснодар: «ЭДВИ»,

2004. С.553-558.

8. Джалалов К.Э., Савченко А.П., Данильченко О.Н., Душейко Д.П. Основные результаты проектирования разработки месторождений Слад-ковско-Морозовского региона ОАО «НК «Роснефть-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004. №11. С.71-72.

9. Душейко Д.П. Обеспечение постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство.

2005. №8. С.82-84.

Ю.Душейко Д.П., Шурубор Ю.В. О выравнивании энергетических потенциалов пластов при разработке нефтяных залежей, в разрезах которых нефтеносные пласты чередуются с водоносными // Тезисы 5-ой международной научно-практической конференции «Освоение ресурсов труд-ноизвлекаемых и высоковязких нефтей». Геленжик, 3-6 октября 2005г./ НК «Роснефть». Краснодар, 2005. С.64-66.

П.Кичигина Т.М., Харыба Е.А., Абрамова A.A., Душейко Д.П., Лопухова Е.В. Геологическое строение и особенности создания модели залежи нефти верхнего каменноугольного возраста Сандивейского месторождения // Сб. научных трудов по результатам научно-технологических работ за 2004 год / Ж «Роснефть». М.: ОАО «ЦНИИТЭнефтехим», 2005. С.60-69.

ДУШЕЙКО ДЕНИС ПЕТРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПОДБОРА КРИВЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ МОДЕЛИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать 14.11.2005 г. Формат 60x84 '/16 Бумага SvetoCopy. Печать трафаретная. Усл.-печ. л. 1,39. Заказ № 5187. Тираж 120 экз.

Отпечатано в типографии ООО «Просвещение-Юг»

с оригинал-макета заказчика г. Краснодар, ул. Селезнева. 2, тел./факс 239-68-31

»23332

РНБ Русский фонд

2006-4 27573

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Душейко, Денис Петрович

ВВЕДЕНИЕ.

1. ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ПРОБЛЕМА ПОДБОРА КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ

ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ ПРИ АДАПТАЦИИ МОДЕЛЕЙ.

1.1. Системно-структурное моделирование разработки нефтяных и газовых месторождений.

1.2. Постоянно действующие компьютерные геолого-технологические модели разрабатываемых нефтяных залежей (ПДГТМ).

1.3. Проблемы адаптации фильтрационных моделей по абсолютным и относительным фазовым проницаемостям пород-коллекторов.

2. АДАПТАЦИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ БЕЗ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АНАЛИТИЧЕСКИХ АППРОКСИМАЦИЙ МОДИФИЦИРОВАННЫХ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ.

2.1. Общие сведения о геологическом строении и истории разработки верхнемеловой залежи Гудермесского месторождения.

2.2. Адаптация геолого-технологической модели нефтяной залежи в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения.

3. АНАЛИЗ ВОЗМОЖНОСТЕЙ АНАЛИТИЧЕСКОЙ (ФОРМУЛЬНОЙ) АППРОКСИМАЦИИ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ И ПРИМЕНЕНИЯ АППРОКСИМАЦИЙ ПРИ АДАПТАЦИИ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ.

3.1. Общие сведения об относительных фазовых проницаемостях и методах их определения по лабораторным и промысловым данным.

3.2. Формульные описания кривых относительных фазовых проницаемостей.

3.3. Качественный анализ экспериментальных кривых относительных фазовых проницаемостей.

3.4. Альтернативные формульные описания кривых относительных фазовых проницаемостей, опирающиеся на модели, используемые специалистами по физике нефтяного пласта.

3.5. Основные методики обеспечения геолого-технологических моделей разрабатываемых нефтяных залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей.

4. АДАПТАЦИЯ ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩЕЙ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ РАЗРАБАТЫВАЕМОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ АНАЛИТИЧЕСКИХ АППРОКСИМАЦИЙ МОДИФИЦИРОВАННЫХ КРИВЫХ ОТНОСИТЕЛЬНЫХ ФАЗОВЫХ ПРОНИЦАЕМОСТЕЙ.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование подбора кривых фазовых проницаемостей при моделировании разработки нефтяных залежей"

В результате появления в 2000г. утвержденного Минтопэнерго РФ «Регламента по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00» [54] прежняя отечественная практика использования постоянно действующих компьютерных геолого-технологических моделей (ПДГТМ) преимущественно на эксплуатационных объектах (ЭО), хорошо обеспеченных информацией, необходимой для инициализации и адаптации ПДГТМ, в одночасье сменилась применением ПДГТМ и на ЭО, исходную информационную обеспеченность моделирования которых с помощью ПДГТМ никак нельзя признать удовлетворительной. Особенно трудноразрешимой оказалась проблема получения адекватных действительности сведений о кривых относительных фазовых проницаемостей (КОФП), служащих основой для прогнозирования обводненности продукции добывающих скважин и (при забойных давлениях в добывающих скважинах, в связи с разработкой продуктивного пласта упавших ниже давления насыщения пластовой нефти газом) технологического газового фактора.

Проблему нельзя решить за счет простого увеличения количества и разнообразия представляющих моделируемый ЭО образцов пород-коллекторов, для которых КОФП построены по данным соответствующих лабораторных исследований: в ПДГТМ должны использоваться КОФП, характеризующие процесс двух- или трехфазной фильтрации не на уровне образцов, а на уровне гораздо более крупных элементов объема разрабатываемой залежи или всей залежи как единой целостности [32, 42, 62], т.е. так называемые модифицированные кривые относительных фазовых проницаемостей (МКОФП). Переход от обычных КОФП, отвечающих отдельным образцам, к МКОФП - задача, существующие методики решения которой [32, 62] вряд ли можно считать вполне корректными даже при наличии большого количества лабораторных КОФП и фактических данных, в рамках конкретной методики предполагаемых достаточными для восхождения от лабораторных КОФП к МКОФП (в первую очередь, данные о характеризующих ЭО или его части функциях распределения значений проницаемости пород-коллекторов). Весьма ограниченной является и ценность попыток построения КОФП по материалам геофизических исследований скважин (ГИС) [18, 23, 72, 73], так как не известно, какой геометрической базе (образец, прискважинная или более обширная зона пласта) соответствует та или иная «геофизическая» КОФП, да и в современных способах расчета «геофизических» КОФП слишком много разного рода условностей.

Отсюда ясно, что при работе с ПДГТМ желательно опираться на КОФП, полученные по промысловым данным [3, 30, 62, 74], обеспечивающим непосредственный выход на МКОФП. Речь может идти о построении МКОФП по промысловой информации, относящейся к отдельным скважинам, группам компактно расположенных скважин или ко всем разрабатывающим интересующий нас объект добывающим скважинам, что соответствует расчету МКОФП для зоны, дренируемой конкретной скважиной; для более или менее крупного участка залежи, дренируемого несколькими компактно расположенными скважинами; для всей залежи как единого ЭО.

Наиболее очевидные недостатки ориентации на отдельные скважины: искажение результатов из-за того, что в ходе процесса разработки конфигурация и размеры зоны, дренируемой определенной скважиной, могут существенно изменяться; отсутствие фактических данных для оценки поведения МКОФП при сочетаниях насыщенностей пород-коллекторов нефтью, газом и водой, которые в окрестностях скважины ни в один из моментов ее функционирования не реализовались; затруднительность точной оценки насыщенностей применительно к конкретным моментам работы скважины. В случае ориентации на группы компактно расположенных скважин первый и третий из перечисленных недостатков обычно выступают в существенно ослабленных проявлениях, а при ориентации на залежь, взятую в целом, те же недостатки зачастую вообще не проявляются, но за это приходится платить отказом от дифференциации объема залежи по характеризующим ее различные участки наборам МКОФП. Вывод ясен. Нужна комплексная обработка промысловой информации по всем действующим на рассматриваемом объекте скважинам, организованная таким образом, чтобы при возникновении требующей этого ситуации различным частям ЭО можно было приписать разные наборы МКОФП.

Фактически это означает, что заслуживающие высокого доверия МКОФП, как правило, приходится получать в ходе адаптации ПДГТМ к данным по истории разработки ЭО, действуя методом проб и ошибок - единственным поистине универсальным подходом к познанию действительности и овладению ею, но следует стремиться придать указанному методу, в своих наиболее неэкономных вариантах приобретающему форму нисколько не упорядоченного «метода тыка», как можно большую упорядоченность, позволяющую перейти к вариантам метода проб и ошибок, по отношению к которым допустимо использование терминов «метод последовательных приближений», «итерационный метод». Наша работа направлена на поиски приемов работы с ПДГТМ, обращение к которым способствует приданию процедурам подбора МКОФП, реализуемым при адаптации ПДГТМ, достижимо высокой упорядоченности. Ее актуальность определяется тем, что упорядочение подбора МКОФП - это путь к снижению пока что очень высоких затрат труда и машинного времени на адаптацию ПДГТМ, к повышению качества адаптации за счет ее частичной алгоритмизации, резко сокращающей число случаев существенно неполной реализации возможностей адаптации в отношении повышения прогностической мощи ПДГТМ.

Конечной целью работы является повышение качества и экономизация адаптации постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных залежей за счет использования обосновываемых в диссертации более эффективных, хорошо упорядоченных приемов подбора включаемых в модели модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей.

В соответствии с поставленной целью основные задачи исследований определяются следующим образом:

- Анализ проблемы подбора МКОФП в свете представления о системно-структурной природе опирающихся на ПДГТМ методов проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей и признания «наилучшим» подходом к подбору МКОФП реализации подбора непосредственно в ходе адаптации ПДГТМ к данным по истории разработки конкретных ЭО с помощью, по возможности, максимально упорядоченного метода проб и ошибок.

- Обобщение сложившейся практики подбора МКОФП в ходе адаптации ПДГТМ и аргументация тезиса о решающем значении для упорядочения подбора обращения к аналитическим (формульным) описаниям МКОФП.

- Исследование возможностей аналитической аппроксимации КОФП.

- Апробация опирающегося на формульные аппроксимации подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ конкретного эксплуатационного объекта.

Для решения поставленных задач используются следующие основные методы:

- Изучение и обобщение литературных данных и личного опыта диссертанта [13, 17, 21, 22, 24-27, 41, 43, 44] по адаптации ПДГТМ конкретных ЭО применительно к проблеме подбора используемых в ПДГТМ модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей.

- Анализ существующих и разработка новых подходов к аналитической аппроксимации КОФП.

- Вычислительные эксперименты с данными по истории разработки конкретных нефтяных залежей, проведенные с помощью программных средств комплекса ECLIPSE.

Содержащиеся в диссертации элементы научной новизны сводятся к нескольким наиболее существенным положениям:

- Трактовка осуществляемого с применением ПДГТМ проектирования, анализа и регулирования разработки нефтяных залежей как одной из лучших реализаций системно-структурного подхода к управлению процессами разработки, обеспечивающего высокую полноту учета при обосновании технологических управленческих решений индивидуальных, неповторимых особенностей, уникальности конкретных ЭО.

- Аргументация тезиса о методе проб и ошибок как основном орудии решения задач адаптации ПДГТМ, требующем постоянного совершенствования в направлении максимального упорядочения проб, сближения метода проб и ошибок с итерационными процедурами, т.е. с методами последовательного приближения.

- Признание наиболее надежным путем к получению адекватных действительности МКОФП подбора этих кривых в ходе адаптации ПДГТМ.

- Оценка обращения к аналитическим аппроксимациям КОФП как важнейшей предпосылки упорядочения (и экономизации) подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ, разработка теоретических основ и практических приемов конструирования аналитических аппроксимаций КОФП, включая вывод новых аппроксимирующих формул, записанных с использованием так называемых пертурбационных множителей.

- Построение и апробация схемы адаптации ПДГТМ разрабатываемой нефтяной залежи, опирающейся (схема) на аналитические описания МКОФП, подобранные с помощью хорошо упорядоченного метода проб и ошибок в ходе непосредственного выполнения адаптации.

Предполагается, что практическая ценность работы определяется полезностью выполненных исследований и методических разработок для практики адаптации ПДГТМ, пока что требующей очень больших затрат труда и машинного времени из-за недостаточной упорядоченности процедур адаптации, а в условиях применения предложенных в диссертации приемов подбора МКОФП становящейся более упорядоченной и экономной.

Результаты, полученные в связи с работой над диссертацией, использованы при создании ПДГТМ по нефтяным залежам в верхнекаменноугольных и нижнепермских отложениях Сандивейского и Баганского месторождений (Республика Коми), в нижнемеловых отложениях месторождений Октябрьское, Правобережное, Хаян-Корт, в верхнемеловых отложениях Гудермесского месторождения, в среднемиоценовых (чокракских) отложениях Морозовского месторождения (Северный Кавказ).

В процессе работы над диссертацией получаемые результаты систематически докладывались на международных научно-практических конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (Анапа, 2001г.; Анапа, 2003г.;

Геленжик, 2005г.), а также на заседаниях научно-технических советов ОАО РосНИПИтермнефть (2002г., 2004г.) и ООО «НК «Роснефть - НТЦ» (2005г.). По теме диссертации опубликовано 11 печатных работ, в том числе четыре [24, 25, 26, 27], непосредственно излагающие основные защищаемые положения работы.

Автор выражает признательность научному руководителю диссертационной работы д-ру геол.- минерал, наук, проф. Ю.В. Шурубору, д-ру т.н., проф. А.Р. Гарушеву, к.т.н. К.Э. Джалалову, к.т.н. B.C. Колбикову, А.П. Савченко, Т.М. Кичигиной за ценные консультации при постановке исследований и обсуждении результатов их выполнения.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Душейко, Денис Петрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Проблема обеспечения постоянно действующих компьютерных геолого-технологических моделей (ПДГТМ) конкретных разрабатываемых нефтяных залежей информацией о модифицированных кривых относительных фазовых проницаемостей (МКОФП) исследована на основе представления, в рамках которого ПДГТМ рассматриваются в качестве в современных условиях наиболее эффективного средства реализации системно-структурного подхода к решению задач проектирования, анализа и регулирования разработки этих залежей. При этом системно-структурный подход трактуется как надежный инструмент наиболее полного учета индивидуальных, неповторимых, уникальных особенностей реальных залежей, процессов их разработки и эксплуатации.

2. Показано, что заслуживающие наибольшего доверия МКОФП можно получить лишь непосредственно в ходе адаптации ПДГТМ конкретных эксплуатационных объектов к данным по истории разработки объектов с помощью метода проб и ошибок как единственного вполне универсального орудия познания действительности и овладения ею.

3. Наиболее распространенные в настоящее время реализации указанного метода подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ оцениваются как не способствующие упорядочению подбора и поэтому нередко ведущие к не всегда оправданному увеличению количества шагов адаптационной процедуры, затрат труда и машинного времени на выполнение адаптации. Доказывается, что, если подбор МКОФП вести, опираясь не на обычные в наши дни постепенно деформируемые таблично и графически заданные не имеющие аналитических аппроксимаций кривые, а на разумные малопараметрические аналитические (формульные) аппроксимирующие описания рассматриваемых кривых, от отмеченных недостатков во многих случаях можно избавиться, обеспечив большую упорядоченность подбора, придание ему итерационного характера за счет полного освобождения его от элементов «метода тыка».

4. На основе анализа соответствующих литературных данных и собственных исследований диссертанта выяснены возможности аналитической аппроксимации МКОФП с помощью формул различной степени сложности, в результате чего предложена претендующая на полноту классификация признаваемых разумными упорядоченных процедур подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ. Часть из этих процедур апробирована при адаптации ПДГТМ нефтяных залежей в верхнемеловых отложениях Гудермесского (Чеченская Республика) и в нижнепермских отложениях Салюкинского (Республика

Коми) месторождений. На Салкжинском месторождении удовлетворительные результаты достигнуты при использовании самой простой из рассматривающихся упорядоченных процедур подбора МКОФП. На Гудермесском месторождении успех был достигнут лишь при использовании самой сложной из рассматривающихся процедур, опирающейся на выведенные в диссертации формулы, описывающие зависимости от насыщенности поровых пространств водой относительных фазовых проницаемостей по воде и по нефти с использованием до сих пор не применявшегося в физике нефтяного пласта понятия о так называемых пертурбационных множителях.

5. Полученные результаты оцениваются как имеющие непосредственное прикладное значение (экономизация подбора МКОФП при адаптации ПДГТМ) и обеспечивающие предпосылки для дальнейшего совершенствования теории и практики адаптации ПДГТМ (совершенствование контроля адаптированных ПДГТМ с точки зрения их прогностических возможностей; учет некоторых особенностей соотношений между модельной и фактической динамикой изменения текущего среднего пластового давления на эксплуатационных объектах, в объемах которых есть и нефтеносные и водоносные пласты, в выравнивании энергетических потенциалов которых определенную роль играют замедленно проявляющиеся негидродинамические факторы; постановка проблемы учета временной изменчивости МКОФП; тезис о возможном для относительной фазовой проницаемости по воде при 100-процентной насыщенности пор водой выходе на значения, которые меньше 1).

6. Намечены направления будущих исследований по теме, которой посвящена диссертация, связанные с выполнением экспериментов, близких к описанным в диссертации, на других эксплуатационных объектах.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Душейко, Денис Петрович, Краснодар

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. 416с.

2. Амелин И.Д., Сургучев M.JI. Давыдов A.B. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. 308с.

3. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572с.

4. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учеб. пособие для вузов. Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. 544с.

5. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993. 414с.

6. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1990. 427с.

7. Болотин В.В. Статистические методы в строительной механике. М.: Стройиздат, 1965. 279с.

8. Борисенко З.Г. Методика геометризации резервуаров и залежей нефти и газа. М.: Недра, 1980. 206с.

9. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М.: Недра, 1976. 285с.

10. Букринский В.А. Геометрия недр: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 526с.

11. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974. 230с.

12. Бэр Я., Заславски Д., Ирмей С. Физико-математические основы фильтрации. М.: Мир, 1971.452с.

13. Гришин Ф.А. Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1979. 199с.

14. Гутман И.С. Применение математических методов и ЭВМ в нефтегазопромысловой геологии / МИНХ и ГП. М., 1976. 96с.

15. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов. М.: Недра, 1985. 223с.

16. Данильченко О.Н., Душейко Д.П., Тытянок В.Н. Исследование процессов конусообразования (газ вода) при установке изолирующих экранов, оптимизация их местоположения и размеров на трехмерной трехфазной модели // Интервал. 2003. №6-7 (53-54). С.37-47.

17. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасьпцения горных пород. М.: Недра, 1985. 310с.

18. Дементьев Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1983. 189с.

19. Дементьев Л.Ф. Системные исследования в нефтегазопромысловой геологии: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1988. 204с.

20. Добрынин В.М., Венделынтейн Б.Ю., Кожевников Д.А. Петрофизика: Учебник для вузов. М.: Недра, 1991. 368с.

21. Душейко Д.П. Обеспечение постоянно действующих геолого-технологических моделей разрабатываемых залежей информацией о кривых относительных фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. 2005. №8. С.82-84.

22. Имитационное моделирование разработки нефтяных месторождений и экспертные системы: Метод, разработка для самост. работы студентов / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 1993. 39с.

23. Жданов М.А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1981. 453с.

24. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1998. 365с.31.3акиров С.Н. О коэффициенте извлечения нефти и относительных фазовыхпроницаемостях//Нефтяное хозяйство. 2005. №6. С.97-99.

25. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов: Учеб. пособие для вузов. Москва -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. 128с.

26. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы. М.: Мир, 1964. 350с.

27. Кочетов М.Н., Щербаков Г.В., Филиппов А.И. К вопросу определения средних величин параметров различными методами // Труды ВНИИнефть. Вып. 36. М., 1962. С. 188-197.

28. Кренделев Ф.П., Кренделев С.Ф. Эвристические методы в геологии. М., Наука, 1977. 151с.

29. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. 303 с.

30. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М.-Л.: ОГИЗ, 1947. 244с.

31. Лысенко В.Д., Мухарский Э.Д. Проектирование интенсивных систем разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975. 176с.

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

33. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. 264с.

34. Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник / М.М. Иванова, В.А. Тимофеев, С.Б. Вагин и др. М.: Недра, 1981. 380с.

35. Основные результаты проектирования разработки месторождений Сладковско-Морозовского региона ОАО «НК «Роснефть-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2004. №11. С. 71-72.

36. Оценка промышленных запасов нефти, газа и газоконденсата / Л.Ф. Дементьев, Ю.В. Шурубор, В.И. Азаматов и др. М.: Недра, 1981. 380с.

37. Оценка промышленных запасов нефти и газа объемным методом с применением ЭВМ / В.В. Стасенков, Ю.В. Шурубор, H.H. Марков, Н.М. Черновалова. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. 48с.

38. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956. 332с.

39. Плынин В.В. Принципы корректной адаптации гидродинамической модели нефтяной залежи// Нефтяное хозяйство. 2005. №4. С.80-84.

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

41. Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. 430с.

42. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. 360с.

43. Рац М.В. Неоднородность горных пород и их физических свойств. М.: Наука, 1968. 110с.

44. Рац М.В. Структурные модели в инженерной геологии. М.: Наука, 1973. 216с.

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

46. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39-007-96. М.: Минтопэнерго РФ, 1996. 203с.

47. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1976. 335с.

48. Скворцов В.В. Математический эксперимент в теории разработки нефтяных месторождений. М.: Наука, 1970. 224с.

49. Современное состояние и перспективы применения ЭВМ при подсчете запасов нефти и газа / В.В. Стасенков, Г.Б. Курдюкова, Ю.В. Шурубор, H.H. Марков // Геология нефти и газа. 1975. №5. С. 36-42.

50. Coy С. Гидродинамика многофазных систем. М.: Мир, 1971. 536с.

51. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: Недра, 1983. 463с.

52. Учебная дисциплина «Геометризация нефтяных и газовых залежей»: Учебно-метод. пособие для студентов дневного и заочного обучения / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 1999. 57с.

53. Учебная дисциплина «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей»: Учебно-метод. пособие для студентов дневного и заочного обучения / Сост. Ю.В. Шурубор; Перм. гос. техн. ун-т. Пермь, 2000. 47с.

54. Фазовые проницаемости коллекторов нефти и газа/ В.М. Добрынин, А.Г. Ковалев, A.M. Кузнецов и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 54с.

55. Христианович С.А. Механика сплошных сред. М.: Наука, 1981. 483с.

56. Чарный И.А. Подземная гидродинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 346с.

57. Швидлер М.М. Фильтрационные течения в неоднородных средах. М.: Гостоптехиздат, 1963. 136с.

58. Шурубор Ю.В. Базовый алгоритм детальной корреляции разрезов продуктивных нефте- и газоносных толщ // Геология нефти и газа. 1995. №11. С. 27-32.

59. Шурубор Ю.В. Системно-структурный подход: точка зрения инженера-разработчика нефтяных и газовых месторождений // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 1996. №6-7. С. 11-17.

60. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. 736с.

61. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики. М.: Недра, 1978. 215с.

62. Элланский М.М. Петрофизические основы комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин. М.: ГЕРС, 2001. 229с.

63. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. Л.: Гостоптехиздат, 1963.351с.

64. Burdine N.T., Gournay L.S., Reicherty P.O. Pore size distribution of reservoir rocks// Trans. AIME, 1950.

65. Fatt I., Dykstra H. Relative permeability// Trans. AIME, 1951.

66. Leverett M.C. Flow of oil-water mixtures through unconsolidated sands //Trans. AIME, 1939.

67. Leverett M.C., Lewis W.B. Steady flow of gas-oil-water mixtures through unconsolidated sands//Trans. AIME, 1941.

68. Pursell W.R. Capillary pressures their measurement using mercury and the calculation of permeability therefrom// Trans. AIME, 1949.

69. Rapoport L.A., Leas W.J. Relative permeability to liquid gas system// Trans. AIME, 1951.

70. Wickoff R.D., Botset H.G. Flow of gas liquid mixtures through sands //Physica, 1936.