Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Создание методики анализа и прогнозирования разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание методики анализа и прогнозирования разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения"

На правахрукописи

АХМАД ХУССАИН

СОЗДАНИЕ МЕТОДИКИ АНАЛИЗА И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НА РАННЕЙ СТАДИИ ОБВОДНЕНИЯ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2004г.

Работа выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений Российского Государственного Университета нефти и газа

имени И.М.Губкина.

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент,

Зайцев В.М.

Официальные оппоненты: доктор технических наук, академик РАЕН,

Шахвердиев А.Х. кандидат технических наук, с.н.с, Поддубный Ю.А.

Ведущая организация: институт проблем нефти и газа РАН

Защита состоится "01" еМЛмТа 2004г. ъ/фв часов в ауд.

на заседании диссертационного Совета Д.212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 6 5.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Автореферат разослан "_

2004г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, Доктор технических наук, профессор,

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы.

Моделирование принадлежит к числу основных методов познания природы и общества. Оно широко используется в технике, и является важным этапом в осуществлении научно-технического прогресса.

Создание математических моделей разработки нефтяных залежей с целью прогнозирования динамики показателей их работы, а также оценки технологической эффективности проведенных геолого-технических мероприятий (ГТМ) и воздействий на продуктивный пласт - одна из главных задач исследователей-нефтяников.

В настоящее время существуют много методов решения этой задачи. Самое широкое распространение нашел метод характеристик вытеснения, который был впервые предложен Д. А. Эфросом в 1959 году. Метод основан на использовании промысловых данных для прогнозирования показателей разработки объекта и оценки эффективности ГТМ.

Если число скважин в объекте (месторождении) небольшое, то пуск или остановка любой скважины может сильно повлиять на характеристику вытеснения в целом и исказить результаты расчетов. Отсюда следует необходимость создания методики для прогнозирования показателей работы отдельных скважин. В принципе, для обоснования такой методики можно пойти ло пути использования некоторых характеристик вытеснения.

Изучение особенностей обводнения каждой скважины и построение

динамики показателей ее работы лучше всего проводить с помощью

установленных по имеющимся промысловым данным закономерностям

добычи нефти и воды. Путем их экстраполяции можно прогнозировать

динамику добычи нефти и воды по каждой скважине. Сравнение показателей

добычи до и после проведения ГТМ за время наблюдаемого эффекта дает

возможность оценить технологическую целесообразность проведенных

мероприятий. Если знать потенциальную добычу нефти на установленном

технологическом режиме р по каждой-скважинсиа&ъекхэ, то можно

[ РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ )

определить время работы скважин

СПтрбург , г I 09 50

скважин, оценить эффективность и оптимизировать существующую сетку размещения скважин и решить ряд других задач.

Понятно, что чем на более ранних стадиях обводнения продукции скважин будет спрогнозирована добыча нефти, тем большее значение будет иметь полученная информация, так как от нее в большой степени зависит эффективность планирования не только добычи нефти и обводненности, но и обустройство нефтяных промыслов. Разработанные модели требуют для достижения заданной точности расчетов вести прогнозы на поздних стадиях обводнения продукции скважин, т.е. при обводненности более 50%. В диссертационной работе разработана методика прогнозирования добычи нефти и воды по отдельным скважинам и их группам при обводненности менее 50%, т.е. на ранней стадии обводнения.

Целью диссертационной работы является создание методики анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей по промысловым данным, в том числе на ранней стадии обводнения продукции скважин, имея в виду, что залежь представляет собой совокупность скважин. Разработанная методика должна обеспечить возможность оценки эффективности мероприятий по воздействию на прискважинные зоны и пласт в целом, не только по увеличению продуктивности скважин, но и по изменению ожидаемой накопленной добычи нефти.

Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:

- Обзор основных направлений «моделирования разработки «нефтяных месторождений и существующих методик прогнозирования разработки нефтяных залежей по промысловым данным.

- Выявление закономерностей работы скважин Румеланского месторождения Сирии путем анализа промысловых данных.

- Разработка методики анализа и прогнозирования добычи нефти и воды по скважинам на ранней стадии обводнения их продукции.

- Обоснование рекомендаций по оценке технологической

эффективности по воздействию на прискважинные зоны и пласт в целом.

Научная новизна.

- Разработана методика анализа и прогнозирования по промысловым данным динамики добычи нефти и воды по отдельным скважинам на ранней стадии обводнения их продукции.

. Сформулированы критерии объединения скважин по характеру динамики их дебита по нефти и обводненности в три группы. Для каждой группы обоснована соответствующая математическая модель динамики дебита по нефти.

- Выведено уравнение характеристики обводнения продукции отдельных скважин как зависимость обводненности от доли извлеченной нефти в потенциальной добыче.

- Для скважин Румеланского месторождения установлена линейная корреляционная связь между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти. Практическая ценность Разработанная методика, позволяет

прогнозировать по промысловым данным динамику добычи нефти и воды по скважинам на ранней стадии обводнения их продукции не только на короткий) период, но и до прекращения добычи нефти на заданном технологическом режиме в условиях реализованной системы разработки. залежей нефти с подошвенной водой типа Румеланского месторождения.

Эта методика позволяет рассчитать технологическую эффективность проведенных на скважинах ГТМ и других воздействий на пласт по отдельным скважинам Румеланского месторождения. При этом определялась не только дополнительная добыча нефти за время эффекта, но и изменение потенциальной добычи нефти по каждой скважине.

Апробация работы. Основные положения диссертации были изложены на научных семинарах заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Структура и объем работы. Работа изложена на 112 страницах, состоит из введения, трех глав, выводов; содержит 19 рисунков, 2 таблици, список использованной литературы из 152 наименований.

Основное содержание работы.

Во введении обоснована актуальность темы и ее вклад в решение научных и промысловых проблем при разработке массивных залежей нефти типа Румеланского нефтяного месторождения.

Первая глава содержит обзор предложенных к настоящему времени направлений моделирования разработки нефтяных месторождений. Модели разработки разделены на две группы: физические и математические, в каждую из которых входят соответствующие типы моделей (рис. 1).

Во второй главе приводятся основные понятия прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей по промысловым данным: Методика Меркуловой — Гинзбурга:

Одни из первых Л. И. Меркулова и А.А. Гинзбург разработали методику анализа и прогнозирования добычи нефти и воды по скважинам. Для этого они предложили использовать характеристики обводнения продукции скважин в виде зависимости, которая строится в следующих безразмерных координатах:

С?»,« + О, и г О)

где ()/,, Qиt- текущие значения накопленной добычи соответственно воды и нефти за водный период работы скважины; накопленная

добыча соответственно воды и нефти за водный период к моменту построения характеристики обводнения.

Следовательно, характеристика обводнения показывает, изменение доли накопленной добычи нефти в накопленном объеме жидкости, отобранной за водный период, в зависимости от этого объема.

Как правило, такая зависимость хорошо аппроксимируется прямолинейными, отрезками, каждый из которых может быть, аппроксимирован уравнением регрессии вида:

у = а-Ьх, (2)

где а И ( Ь- соответственно свободный член и коэффициент уравнения

регрессии каждого из участков характеристик обводнения.

Форма предложенной характеристики обводнения зависит от геолого-физических свойств пласта, изменения пластового давления, особенности обводнения скважин в водонефтяной зоне. Оказывает влияние на характеристику обводнения и проведение мероприятий, существенно влияющие на темпы обводнения (изоляционные работы, перемены интервалов перфорации, перевод пластов на одновременную раздельную эксплуатацию, перевод соседних добывающих скважин на нагнетательные, длительная остановка ближайших нагнетательных скважин и т. д.).

Методика Ю. П.Желтова - В. М. Зайцева:

Для упрощения анализа и прогнозирования показателей разработки залежей при режиме вытеснения нефти. водой Ю.П.Желтов и В.М.Зайцев предложили использовать характеристику обводнения продукции скважин -по залежи, которая представляет собой зависимость обводненности продукции всех скважин залежи от доли добытой нефти в балансовых либо

извлекаемых запасах нефти по залежи. По характеру обводнения продукции скважин можно выделить три группы залежей:

К первой группе относятся залежи, для которых характерно резкое нарастание обводненности продукции скважин с момента их пуска в эксплуатацию от 10-60 до 90-95% в первые годы с постепенным асимптотическим приближением к 100% в течение длительного времени. Это, как правило, залежи нефти средней вязкости и средней слоистой неоднородности.

Во вторую группу входят такие залежи, по которым большинство скважин дают чистую нефть на протяжении некоторого периода с начала их эксплуатации. Длительность безводного периода добычи определяется физико-геологическими свойствами пласта, положением забоев скважин относительно водонефтяного контакта и другими факторами. К ним относят залежи с маловязкой нефтью и слоисто однородными пластами.

К третьей группе относятся объекты разработки, при эксплуатации которых скважины с момента их пуска в эксплуатацию дают обводненную продукцию. К ним относятся залежи высоковязкой нефти, осложненные вязкостным языкообразованием.

Основой методики прогнозирования служит равенство:

Проинтегрировав обе части равенства (3) в соответствующих пределах по. обводненности наблюдаемой к моменту времени ^ получим соответственно для условий первой, второй и третей групп залежей следующие интегральные соотношения:

*

(4)

(5)

(6),

где текущая обводненность продукции залежи; - текущая

добыча жидкости по залежи; - начальная обводненность продукции;

т Г • V , -о-А4'*-

и - *(>7)<

ы Г

¡1 -Нп)

» Г ¿(п) '■к)'-*-

ь

период безводной добычи жидкости; балансовые запасы нефти по залежи.

На рисунке 2 показаны соответствующие три модели характеристик обводнения продукции скважин по залежам.

у

3

§ 0.5

ЗГ

«г. о

О Л* 0,5 1

Л .долед

I -Первая группа ----Вторая группа I

[_____Третья фуппа____________|

Рис.2. Модели характеристик обводнения продукции скважин по залежам

В последующем эта методика была модернизирована с целью ее применения для прогнозирования показателей работы отдельных скважин.

В третьей главе приводится методика анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения продукции скважин на примере Румеланского месторождения Сирии.

Известно, что для притока нефти к скважине необходимо создать разность давлений между забоем и пластом. В силу упругости пластовой системы каждое изменение давления в скважине формирует соответствующий скачок давления на ее стенке, который затем перемещается в глубь пласта в виде волн, и в каждый момент времени вокруг скважины формируется область пониженного (либо повышенного) давления, которую называют областью влияния скважины.

Если скважину со своей областью влияния рассматривать как элементарную составляющую системы разработки, то анализ и прогнозирование показателей разработки залежей или объектов, очевидно, можно проводить путем суммирования показателей работы всех скважин

объекта. Тогда, поставленная задача сводится к обоснованию математических моделей динамики дебитов отдельных скважин по нефти и воде.

В области влияния каждой скважины сосредоточено некоторое количество • нефти, величину которого обозначим ()'а . В зонах пласта внутри области влияния скважины формируются: застойная зона, где градиент давления меньше начального градиента сдвига; фильтрационная область скважины, где происходит фильтрация. Очевидно, что из скважины можно добыть только некоторое количество нефти, находящееся внутри фильтрационной области. Такое количество назовем потенциальной добычей нефти по скважине Она зависит от режима работы скважины, плотности сетки скважин и свойств пластовой системы и определяется исходя из функции текущего дебита скважины по нефти во времени ее эксплуатации:

Чн=Я<>е~Ы' (7)

где 9о- начальный дебит, Ь - некоторый коэффициент.

Проинтегрируем обе части равенства (7) по времени, получим

выражение для накопленной добычи нефти в виде:

(0 = ^(1-«"*), (8)

При из скважины будет добыто максимальное количество нефти * (потенциальная добыча), при условии эксплуатации скважины на заданном неизменном технологическом режиме работы до момента, когда дебит ее по нефти станет равным нулю (а обводненность продукции скважин - равной единице). Тогда несложно доказать что:

(9)

и функция изменения дебита скважины (7) приобретает вид:

Чн( 0 = 1<>е0', (10)

Из (10) получим формулу для определения б.по промысловым данным:

0.--Ц—1. (11)

1п1

Чо

Ян С)

Приведем краткую геолого-физическую и технологическую характеристику Румеланского месторождения, а также промысловые данные

и

работы группы скважин. Нефтесодержащие породы Румеланского месторождения. представлены пористыми и плотными • известняками * и доломитами. Высота залежи 275м. Нефтяная залежь относится к массивному типу. Пористые объемы •» пород представляют < собой эффективную < часть, залежи, в них содержатся* основные запасы нефти. Плотные объемы представляют собой неэффективную часть массива. Пористость пласта изменяется от 9,5 до 23%. Нижний предел проницаемости был принят 1мд. Плотность нефти 916,4 кг/м3, вязкость 93,1 мПа.с.

Эксплуатация месторождения ведется с закачкой воды. Плотность, сетки / скважин * 57га/скв. Начальное положение водонефтяного • контакта' (НВНК) - 1525м. Проектируемое расстояние от ВНК до нижних «дыр» интервалов перфорации в скважинах 30м. При обводненности.80 - 90% переходят на вышерасположенные толщи массива.

Анализ характера добычи нефти и обводнения продукции скважин > Румеланского месторождения показал, что некоторые из них имеют похожие характеристики. Это дает повод их классифицировать в три группы (рис. 4).

Первая группа. К ней относятся скважины, дебит которых по нефти с момента их, пуска. в работу нелинейно. снижается! на • фоне нарастания обводненности их продукции. По некоторым скважинам наблюдалось резкое увеличение обводненности в течение первого года эксплуатации. Оказалось, что в v скважинах данной - группы нижние дыры интервалов перфорации находятся на небольшом расстоянии от уровня ВНК. Это обусловливает резкое обводнение в начальный период эксплуатации скважин, также оказывает влияние конусообразование и перемещение ВНК. На рисунке 4а визуализированы промысловые данные добычи нефти и обводненности (и") по скважине №19 Румеланского месторождения как пример скважин первой группы.

Вторая группа. Сюда относятся скважины, дебит которых по нефти после пуска ее в работу колеблется в небольших пределах, оставаясь в среднем постоянным в течение некоторого периода времени а затем, закономерно снижается. Эти скважины характеризуются наличием

безводного периода добычи, длительность которого, как правило, также равна /•, и определяется расстоянием до нагнетательных скважин, положением нижних дыр интервалов перфорации от ВНК и физико-геологическими свойствами пласта. Забои таких скважин находятся в чисто нефтяной зоне пласта. Причем, чем больше расстояние от уровня ВНК до нижних дыр перфорации, тем более длительным оказывается безводный период. Характер обводнения скважин определяется поступлением закачиваемой воды, образованием водяного конуса и поднятием зеркала подошвенной воды. Если в скважину не поступает посторонняя вода и не образуется конус обводнения, то до момента поднятия ВНК до нижних дыр перфорации из скважины добывается чистая нефть. Поднятие ВНК по интервалу перфорации обусловливает постепенное нарастание обводненности. При поступлении в скважины, закачиваемой, воды обводнение происходит достаточно быстро, в течение 2-8 лет. На рисунке 4в показаны данные добычи нефти и обводненности по скважине № 15 как пример скважин этой группы.

Третья группа. Для скважин этой группы характерно наличие длительного периода нарастания годовой добычи нефти после пуска ее в работу. После достижения максимального значения наступает период закономерного снижения дебита по нефти. Длительность и амплитуда увеличения дебитов зависит от количества и эффективности применяемых методов воздействия на ПЗП, соотношения вязкостей нефти и воды, увеличения продуктивности скважин за счет постепенной само очистки призобойной зоны скважины потоком жидкости, поступающей к ней, но определяющим фактором является влияние закачки воды. По мере освоения < и совершенствования систем заводнения наблюдается, как правило, рост текущего пластового давления вследствие чего дебиты скважин также растут. Перемещение фронта вытеснения нефти водой также вносит свою лепту в этот процесс. Начало обводнения скважин практически совпадает с моментом достижения максимального темпа добычи нефти. Этот период времени с момента пуска скважины в эксплуатацию до достижения

максимального дебита во многих случаях является безводным. По некоторым скважинам за безводный период добывалось более 85% от всей добычи за время их эксплуатации. На рисунке 4д показаны промысловые данные по скважине № 60 как пример скважин этой группы.

Анализ показал, что наибольшее количество скважин Румеланского месторождения > относятся к третьей группе (60%). Меньшее количество -относятся к первой группе (24%) и ко второй группе (16%).

Была определена потенциальная добыча нефти по скважинам Румеланского месторождения и проведена их корреляция с начальными и максимальными дебитами этих скважин по нефти (рис.3).

Рис.3. Корреляция начальных (слева) и максимальных (справа) дебитов скважин с соответствующей потенциальной добычей.

Из рисунка видно, что между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти существует линейная корреляционная связь. Чем больше потенциальная добыча скважины, тем больше ее начальный дебит (коэффициент корреляции R2=0,9395), а также максимальный дебит по нефти ^2=0,9345) и наоборот.

Для описания динамики добычи нефти по скважинам первой группы ^НР) предлагается модель (10) (рис.4б).

Модель динамики дебита, нефти по скважинам, второй группы представлена в виде системы уравнений (рис.4г):

Потенциальная добыча нефти будет складываться из двух частей:

в. = + (13)

где 0, - накопленная добыча нефти за безводный период эксплуатации

скважины, т.е. с момента луска скважины в работу до 10, Qйm - накопленная

добыча нефти за водный период.

Для описания динамики дебита нефти по скважинам третьей группы

воспользуемся упрощенной показательно-степенной функцией (рис.4е):

Я„0) = а(1 + с)е-Ь1'*'\ (14)

где: а, Ъ и с- некоторые коэффициенты.

Для определения a, Ь и с используем следующие условия:

1. Начальный дебит скважины (¡л определяется при /= 0:

Чо = асе (15)

2. Максимальный дебит цт определяется при I= ¡т :

Яя=а(1я+с)е-«'-+с\ (16)

3. Потенциальная добыча нефти по скважине определяется путем

интегрирования (14) от о до :

п - "се'* , ае"* _ + ')*"* М7,

ь ь2 ь3 ' 11 п

и тогда а, Ь и с определяются по полученным нами формулам на основании уравнений (15) - (17):

Следует отметить, что если 0,172(А<5,828, то необходимо изменить значение времени максимального дебита скважины, так, чтобы выйти из указанных пределов, затем продолжить расчета в соответствии с (18) и (19).

Из (18) видно, что а определяет темп нарастания дебита скважины по нефти) от начального значения до максимального и является аналогом ускорения. Коэффициент Ь прямо пропорционален отношению начального дебита скважины по нефти к потенциальной добыче. Коэффициент с пропорционален отношению начального дебита к максимальному.

Если интегральные равенства (4-6) применить для описания работы отдельных скважин, то необходимо вместо доли добытой нефти в балансовых запасах понимать долю добытой (извлеченной) нефти от потенциальной добычи. Тогда они будут иметь вид:

(21)

(22)

где т}„- доля добытой нефти в потенциальной добыче; Мл„) характеристика обводнения продукции отдельных скважин.

При этом вид кривых на рисунке 2 существенно изменяется. Все кривые сливаются в одну точку, так как при I -»<» величина добытой нефти станет равной потенциальной, а величина станет равной единице (рис.5).

Рис.5. Модели характеристик обводнения продукции отдельных скважин. Для вывода уравнения характеристики обводнения продукции отдельных скважин используем понятие потенциальной добычи нефти по скважинам и теорию Баклея - Леверетга движения отдельных фаз в потоке:

1 (23)

1+— И» *»

где - доля воды в суммарном потоке жидкостей в любой точке пористой среды; - эффективная проницаемость соответственно для

нефти и воды; - относительная вязкость потока.

Известны функции относительных проницаемостей для нефти и воды:

где 5 - водонасыщенность пласта; • связанная водонасыщенность; Бф- критическая водонасыщенность.

Тогда, используя • введенное нами понятие потенциальной добычи нефти по скважине получим:

Приравняв /в к обводненности продукции скважины w получим:

(24)

(25)

ч^г

где A = ttl\s4,-st.)a-fil

Уравнение (25). справедливо для прогнозирования обводненности продукции скважин первой группы (рис. 5).

Для скважин второй и третей групп соответственно получим:

(26)

Функция (24) универсальная, так как все ее графики заканчиваются в единице и покрывают все координатное поле, т.е. она может описывать все многообразие условий эксплуатации скважин.

Имея фактические данные, хотя бы по двум точкам можем определить значения параметров "^"и"/?" для первой группы следующим образом:

(27)

Для третьей группы:

1п

Это позволяет проводить расчет обводненности > по характеристикам обводнения продукции скважин (25) и (26) по промысловым данным..

Применениехарактеристикдобычинефтии обводненияпродукции скважин для прогнозированияпоказателейработы скважин >

Очевидно, что на динамику дебитов скважин по нефти и воде существенное влияние оказывают их остановки. Таким образом, нарушается непрерывность их работы, что невозможно учесть при прогнозировании. Необходимо перейти к новым координатам, которые могли бы исключить» влияние остановок скважин.

Поскольку для прогнозирования обводненности продукции отдельных -скважин время эксплуатации скважины нами выражается долей извлеченной потенциальной добычи нефти, то и прогнозирование добычи нефти будем проводить в зависимости от того же показателя. Для удобства используем не -абсолютную, а относительную величину дебита скважины по нефти . Эта величина представляет собой долю текущего дебита по нефти в максимальном его значении за время эксплуатации скважины, а именно:

Очевидно, что пределы изменения этого показателя такие же, как и у обводненности. Представляется целесообразным пользоваться в дальнейшем, и другим показателем, а именно относительным . дебитом скважин по жидкости. Таким образом, если на оси абсцисс откладывать долю добытой нефти от потенциальной, а на оси ординат - значения относительного дебита по нефти, жидкости и обводненности в долях единицы, то получим систему координат значения осей, которой изменяются от 0 до 1. На рисунке 6 показаны соответственно характеристики добычи нефти и обводнения продукции скважины № 19 как примеры первой группы, скважины № 15 -второй группы, скважины № 60 третьей группы.

Я но

Ч

(30)

я.

Рис.6 Характеристики добычи нефти и обводненности соответственно скважин № 19,15 и 60 Румеланского месторождения как примеры трех групп.

Условные обозначения: Яноф|, Чиоф2» Янорь Чнор2 - относительные фактические и расчетные дебиты скважины соответственно до и после ГТМ;

Шфг, Wp|, \Ур2 - фактическая и расчетная обводненность продукции скважины соответственно до и после ГТМ.

Применениехарактеристик добычинефтии обводненияпродукции скважин для оценкиэффективности проводимыхГТМв скважинах

Рассмотрим в качестве примера оценку эффективности ГТМ на скважине № 53 . Скважина была пущена в работу с начальным дебитом 6,83 тыс.т./год и начальной обводненностью 0,01 дол.ед. Дебит скважины по нефти постепенно снизился в течение 6 лет, а обводненность постоянно

увеличивалась. На рисунке 7 скачки годового дебита соответствуют времени проведения ГТМ. Приведены уравнения динамики добычи нефти, полученные путем обработки промысловых данных после проведения ГТМ. Разница в потенциальной добыче после и до проведения ГТМ. дает технологический эффект если бы оно было проведено на первый год работы скважины. После проведения первого воздействия эффект (увеличение потенциальной добычи нефти) составлял 16,7 тыс.т. После второго- 42,15 тыс.т. После третьего - 22,63 тыс. т. После четвертого ГТМ потенциальная добыча уменьшилась на 13,43 тыс. т. (отрицательный эффект). Разница в не извлеченной нефти после и до проведения. ГТМ дает реальный технологический эффект тыс.т, Э« ■= -8,85тыс.т.

Рис.7. Определение технологического эффекта от различных ГТМ по скв.53

Практическое применение характеристик добычи и обводнения продукции скважин с использованием данных скважин Румеланского месторождения показал большую сходимость расчетных и фактических показателей. Средняя ошибка до 7%.

Методика расчета динамики показателей разработки по группам скважин Для применения методики достаточно иметь фактические данные по работе скважины хотя бы за три года после достижения максимума по дебиту нефти, и тогда прогнозирование осуществляем следующим образом:

1. Классифицируем скважину по характеру динамики ее дебита по нефти и обводненности.

2. Простой экстраполяцией графиков дебита по нефти и обводненности от времени до пересечения с осью ординат находим значения

3. Для первых трех точек после начала устойчивого падения дебита скважины по нефти находим соответствующее значение

и по ним находим среднеарифметическое значение

4. Определим модель дебита скважины по нефти в зависимости от ее группы. Определим по формулам параметры модели.

5. Проводим расчет qp со временем и продолжим его на нужный период прогноза. Рассчитаем текущий накопленный расчетный дебит скважины по нефти Q„p а также значения Т]®.

6. Определим параметры модели обводненности "/¡"И"А" в зависимости от группы скважины по двум фактическим точкам графика

7. Проводим расчет wp и продолжим его на нужный период прогноза.

8. Годовую добычу жидкости можно рассчитывать по известным qptt Wp.

9. Рассчитываем значения Чнои строем зависимость <]„<, UWpот Т]«>.

Общие выводы

1. Разработана методика анализа и прогнозирования по промысловым данным динамики добычи нефти и воды по отдельным скважинам на ранней стадии обводнения их продукции для условий Румеланского месторождения Сирии.

2. Разработанная методика позволяет прогнозировать по промысловым данным динамику добычи нефти и воды по скважинам на ранней стадии обводнения их продукции не только на короткий период, но и до прекращения добычи нефти на заданном технологическом режиме в

условиях реализованной системы разработки залежей нефти с подошвенной водой типа Румеланского месторождения.

3. Эта методика позволяет рассчитать технологическую эффективность проведенных на скважинах ГТМ и других воздействий на пласт Румеланского месторождения Сирии. При этом определялась не только дополнительная добыча нефти за время эффекта, но и изменение потенциальной добычи нефти по каждой скважине.

4. Выведено уравнение характеристики обводнения продукции скважин как зависимость обводненности отдали добытой нефти в потенциальной добыче.

5. Сформулированы критерии объединения скважин по характеру динамики их дебита по нефти и обводненности в три группы и для каждой группы обоснована математическая модель динамики дебита по нефти.

6. Для скважин Румеланского - месторождения установлена с линейная. корреляционная связь между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти.

7. Показано, что целенаправленное изменение режимы работы и плотности сетки скважин может влиять на охват пласта сеткой скважин и соответственно на потенциальную добычу нефти по скважинам.

8. Для оценки эффективности проведения ГТМ на скважине необходимо сравнить показатели добычи после и до проведения ГТМ за время наблюдаемого эффекта. Разница в накопленной добыче после и до проведения ГТМ дает технологический эффект. При этом важно дать оценку эффекта по всем взаимодействующим с ней скважинам, так как положительный эффект от мероприятия может привести к отрицательному результату по группе взаимодействующих скважин.

Соискатель

, Ахмад Хуссаин

Подписано в печать Формат 60x90/16 Объем Тираж 110 _Заказ_58

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

* ^26 37

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Ахмад Хуссаин

Введение

1. Основные направления моделирования разработки нефтяных залежей

1.1. Физическое моделирование разработки нефтяных залежей

1.1.1. Прямое физическое моделирование

1.1.2. Аналоговое физическое моделирование

1.2. Математическое моделирование разработки нефтяных залежей

1.2.1. Феноменологическое моделирование разработки

1.2.2. Вероятностно - статистическое моделирование залежи

1.2.2.1. Модель однородного пласта

1.2.2.2. Модель зонально-неоднородного пласта

1.2.2.3. Модель послойно-неоднородного пласта

1.2.2.4. Модель послойно - зонально-неоднородного пласта

1.2.2.5. Модель трещинного пласта

1.2.2.6. Модель трещинно-порового пласта

1.2.2.7.Модель неоднородного пласта с модифицированными относительными проницаемостями

1.2.3. Статистическое моделирование разработки

1.2.4. Метод характеристик вытеснения нефти водой

1.2.5. Моделирование процессов вытеснения нефти водой

1.2.6. Гидродинамическое моделирование одномерных потоков

1.2.7. Моделирование многофазных и многокомпонентных потоков

1.2.8. Постоянно действующее геолого-гидродинамическое цифровое моделирование

Выводы к первой главе

2. Методики анализа и прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей по промысловым данным

2.1. Методика Л.И. Меркуловой - А. А. Гинзбурга

2.2. Методика Ю.П. Желтова - В.М. Зайцева

Выводы ко второй главе

3. Методика анализа и прогнозирования разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения продукции скважин на примере Румеланского месторождения Сирии

3.1. Краткая геолого-физическая и технологическая характеристика Румеланского месторождения

3.2. Области влияния скважины и понятие потенциальной добычи нефти по скважинам

3.3. Определение потенциальной добычи нефти по скважинам

3.4. Классификация скважин по характеру динамики их дебитов по нефти и обводненности

3.5. Обоснование математических моделей динамики добычи нефти по группам скважин.

3.6. Корреляция потенциальной добычи нефти по скважинам с начальными дебитами

3.7. Корреляция потенциальной добычи нефти по скважинам с максимальными дебитами

3.8. Вывод уравнения характеристики обводнения продукции скважин

3.9. Определение параметров характеристики обводнения продукции скважин по промысловым данным

3.10. Применение характеристик добычи нефти и обводнения для прогнозирования показателей работы скважин

3.11. Применение характеристик добычи нефти и обводнения для оценки эффективности проводимых геолого-технических мероприятий в скважинах

3.12. Оценка ошибок прогнозирования по характеристике обводнения продукции скважина

3.13. Методика расчета динамики показателей разработки по группам скважин

Выводы к третьей главе

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание методики анализа и прогнозирования разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения"

Актуальность темы:

Моделирование принадлежит к числу основных методов познания природы и общества. Оно широко используется в технике, и является важным этапом в осуществлении научно-технического прогресса.

К моделированию обычно обращаются в случаях, когда объект исследования очень сложен, не доступен к непосредственному изучению или реально не существует [12].

Математическое моделирование объектов и технологических процессов развивалось по мере совершенствования вычислительной техники, информатики и программирования, математики и теории управления производственными процессами. Осуществление многочисленных математических моделей позволяет выбрать оптимальный вариант для прогнозирования не только процесса, но и исследовать его особенности.

Создание моделей разработки нефтяных месторождений с целью прогнозирования динамики показателей их работы, а также оценки технологической эффективности проведенных геолого-технических Д мероприятий (ГТМ) - одна из главных задач инженеров и исследователейнефтяников.

В настоящее время существуют много методов решения этой задачи. Самое широкое распространение нашел метод характеристик вытеснения, который был впервые предложен Д. А. Эфросом в 1959 году. Метод основан на использовании промысловых данных для прогнозирования показателей разработки объекта и оценки эффективности ГТМ.

Если число скважин в объекте (месторождении) небольшое, то пуск или остановка любой скважины может сильно повлиять на характеристику вытеснения в целом и исказить результаты расчетов. Отсюда следует необходимость создания методики для прогнозирования показателей работы ♦ отдельных скважин. В принципе, для обоснования такой методики можно пойти по пути использования некоторых характеристик вытеснения.

Изучение особенностей обводнения каждой скважины и построение динамики показателей ее работы лучше всего проводить с помощью установленных по имеющимся промысловым данным закономерностям добычи нефти и воды. Путем их экстраполяции можно прогнозировать динамику добычи нефти и воды по каждой скважине. Сравнение показателей добычи до и после проведения ГТМ за время наблюдаемого эффекта по прогнозу дает возможность оценить технологическую целесообразность проведенных мероприятий.

Важность надежного прогнозирование показателей работы скважин и оценки технологического эффекта от проведенных в них ГТМ увеличивается в условиях самофинансирования предприятия [102, 138].

Если знать потенциальную добычу нефти на установленном технологическом режиме работы по каждой скважине эксплуатационного объекта, то тогда можно определить время работы скважин, выбрать места бурения дополнительных скважин, оценить эффективность существующей сетки размещения скважин и решить ряд других задач.

Точность получаемых результатов в большой степени определяет эффективность планирования не только добычи нефти и обводненности, но и обустройства нефтяных районов. Разработанные модели требуют для достижения заданной точности расчетов вести прогнозы на поздних стадиях обводнения продукции скважин, т.е. при обводненности более 50%.

Понятно, что чем будет спрогнозирована добыча нефти на более ранних стадиях обводнения продукции скважин, тем большее значение будет иметь полученная информация, поэтому, в диссертационной работе разработана методика прогнозирования добычи нефти и воды по скважинам при обводненности менее 50%, т.е. на ранней стадии обводнения.

Подавляющее большинство нефтяных месторождений Сирии, в том числе Румеланское разрабатываются при искусственном заводнении продуктивных пластов. Поэтому, большое значение для повышения эффективности их разработки будет иметь возможность прогнозирования работы скважин на ранних стадиях обводнения их продукции.

Цель работы:

Целью диссертационной работы является создание методики анализа и прогнозирования разработки нефтяных залежей, в том числе на ранней стадии обводнения продукции скважин по промысловым данным, имея в виду, что залежь (объект разработки) представляет собой совокупность скважин с потенциальной добычей нефти из каждой. Разработанная методика должна обеспечить возможность оценки эффективности мероприятий по воздействию на прискважинные зоны и пласт в целом, не только по увеличению продуктивности скважин, но и по изменению ожидаемой накопленной добычи нефти.

Основные задачи исследования:

1. Обзор основных направлений моделирования разработки нефтяных месторождений и основных методик прогнозирования разработки нефтяных залежей по промысловым данным.

2. Выявление закономерностей работы скважин Румеланского месторождения путем анализа промысловых данных.

3. Разработка методики анализа и прогнозирования добычи нефти и воды по скважинам на ранней стадии обводнения их продукции.

4. Обоснование рекомендаций по оценке эффективности мероприятий по воздействию на прискважинные зоны и пласт в целом.

5. Апробация методики на примере скважин Румеланского месторождения Сирии.

Научная новизна:

1. Разработана методика анализа и прогнозирования по промысловым данным динамики добычи нефти и воды по отдельным скважинам и их группам на ранней стадии обводнения их продукции.

2. Сформулированы критерии объединения скважин по характеру динамики их дебита по нефти и обводненности в три группы. Для каждой группы обоснована соответствующая математическая модель динамики дебита по нефти в виде простой функции.

3. Выведено уравнение характеристики обводнения продукции отдельных скважин как зависимость обводненности от доли извлеченной нефти в потенциальной добыче.

4. Для скважин Румеланского месторождения Сирии установлена линейная корреляционная связь между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти.

5. Подтверждено наличие линейной корреляционной связи продолжительности безводного периода с расстоянием от нижних дыр интервала перфорации в скважинах до ВНК.

6. Введено в практику анализа и прогнозирования динамики добычи нефти понятие потенциальной добычи нефти по скважине.

Практическая ценность:

Разработанная методика позволяет прогнозировать по промысловым данным динамику добычи нефти и воды по отдельным скважинам и их группам на ранней стадии обводнения их продукции не только на короткий период, но и до прекращения добычи нефти на заданном технологическом режиме в условиях реализованной системы разработки залежей нефти с подошвенной водой типа Румеланского месторождения.

Эта методика позволяет рассчитать технологическую эффективность проведенных на скважинах ГТМ и других воздействий на пласт по отдельным скважинам Румеланского месторождения Сирии. При этом определялась не только дополнительная добыча нефти за время эффекта, но и изменение потенциальной добычи нефти по каждой скважине.

Апробация диссертации:

Основные положения диссертации были изложены на научных семинарах и заседаниях кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Основные результаты, которые выносятся на защиту:

1. Критерии объединения скважин в три группы по динамике их дебитов по нефти и обводненности на ранней стадии обводнения.

2. Математические модели динамики дебитов скважин по нефти для выделенных трех групп.

3. Линейная корреляционная связь между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти.

4. Уравнение характеристики обводнения продукции скважин.

5. Методика анализа и прогнозирования по промысловым данным разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения продукции скважин.

6. Рекомендация по оценке оценки эффективности мероприятий по воздействию на прискважинные зоны и пласт в целом

Объем работы:

Работа состоит из введения, трех глав, выводов и списка литературы, использованной при ее выполнении и написании.

Во введении обоснована актуальность работы и ее вклад в решение научных и промысловых проблем при разработке массивных залежей нефти типа Румеланского нефтяного месторождения Сирии.

Первая глава содержит обзор предложенных к настоящему времени направлений моделирования разработки нефтяных месторождений. Модели разработки разделены на две группы: физические и математические, в каждую из которых входят соответствующие типы моделей.

Во второй главе приводятся основные понятия прогнозирования показателей разработки нефтяных залежей по промысловым данным: методика Меркуловой - Гинзбурга и методика Ю.П. Желтова - В.М. Зайцева.

В третей главе даются определения области влияния скважины и потенциальной добычи нефти по скважине. Приводится классификация скважин по характеру их дебитов по нефти и обводненности на ранней стадии обводнения их продукции. Обоснование математических моделей динамики добычи нефти по скважинам. Корреляция потенциальной добычи нефти по скважинам с начальными, а также с максимальными их дебетами по нефти. Вывод уравнения, для описания характеристики обводнения продукции отдельных скважин и определение его параметров по промысловым данным.

Разработана методика анализа и прогнозирования по промысловым данным показателей разработки нефтяных залежей на ранней стадии обводнения продукции скважин и даны рекомендации по ее применению для оценки технологической эффективности проводимых ГТМ по воздействию на ПЗП и пласт в целом, включающей не только дополнительной добычи нефти, но и изменение потенциальной добычи нефти с учетом возможного взаимодействия скважин в районе проведения работ.

Работа изложена на 112 страницах, состоит из введения, трех глав, выводов; содержит 19 рисунков, 2 таблици, список использованной литературы из 152 наименований.

Материалы для диссертации были предоставлены отделом разработки нефтяных месторождений НГДУ «Аль - Хассаке», начальнику, Аднану Myсалли и сотрудникам которого, в частности Асефу Сулеману, Ибрагиму Гали, Мухаммеду Хаммади и Зухеру Халлуму, автор выражает свою благодарность. Большая благодарность тоже доктору технических наук Абдулрахману Абдуллху, кандидату технических наук Оралу Махамедзаде и инженеру Бащуру Марвану за их поддержку и помощь.

Диссертация выполнена на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина под научным руководством кандидата технических наук, доцента Зайцева В.М., которому автор работы выражает глубокую признательность за содействие в ее выполнении и весьма полезные методические и конкретные советы.

Автор весьма благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений доктору технических наук, профессору Мищенко И.Т. и всему коллективу кафедры за внимание и поддержку при выполнении данной работы.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Ахмад Хуссаин

Основные выводы

1. Разработана методика анализа и прогнозирования по промысловым данным динамики добычи нефти и воды по отдельным скважинам и их группам на ранней стадии обводнения их продукции.

2. Разработанная методика позволяет прогнозировать по промысловым данным динамику добычи нефти и воды по группам скважин на ранней стадии обводнения их продукции не только на короткий период, но и до прекращения добычи нефти на заданном технологическом режиме в условиях реализованной системы разработки залежей нефти с подошвенной водой типа Румеланского месторождения.

3. Эта методика позволяет рассчитать технологическую эффективность проведенных на скважинах ГТМ и других воздействий на пласт Румеланского месторождения Сирии. При этом, определялась не только дополнительная добыча нефти за время эффекта, но и изменение потенциальной добычи нефти по каждой скважине.

4. Выведено уравнение характеристики обводнения продукции отдельных скважин как зависимости обводненности от доли извлеченной нефти в потенциальной добыче.

5. Сформулированы критерии объединения скважин по характеру динамики их дебита по нефти и обводненности в три группы и для каждой группы обоснована соответствующая математическая модель динамики дебита по нефти.

6. Для скважин Румеланского месторождения установлена линейная корреляционная связь между потенциальной добычей нефти по скважинам и их начальными, а также максимальными дебитами по нефти.

7. Введено в практике анализа и прогнозирования динамики добычи нефти понятие потенциальной добычи нефти по скважине.

8. Показано, что целенаправленное изменение режимы работы и плотности сетки скважин может влиять на охват пласта сеткой скважин и соответственно на величину потенциальной добычи нефти по скважинам.

9. Подтверждено наличие линейной корреляционной связи продолжительности безводного периода с расстоянием от нижних дыр перфорации в скважинах до ВНК.

10. Для оценки эффективности проведения ГТМ на скважине необходимо сравнить показатели добычи до и после проведения ГТМ за время наблюдаемого эффекта. Разница в накопленной добыче после и до проведения ГТМ дает технологический эффект. При этом важно дать оценку эффекта по всем взаимодействующим с ней скважинам, так как положительный эффект от мероприятия может привести к отрицательному результату по группе взаимодействующих скважин.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ахмад Хуссаин, Москва

1. Абдулахад Джорж. Исследование вопросов проектирования и анализа ф разработки нефтяного месторождения Суэдия (Сирия): Кан. дис. М.:1. МИНГ., 1978г.

2. Абдулрахман Абдуллах. Вопросы разработки нефтяного месторождения Джибисса в Сирии: Кан. дис. М.: МИНГ., 1981г.

3. Абызбаев И. И. и др. Эффективность форсированного отбора жидкости на Арланском месторождении. "Нефтяное хозяйство", 1981г., №6, с 3136.

4. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Пер. с англ. М.: Недра, 1982г., 407с.

5. Амелин И. Д. Определение извлекаемых запасов нефти по характеристикам вытеснения с учетом эксплуатации залежей до предела рентабельности. "Нефтяное хозяйство", ВНИИОЭНГ, М., 1982г., № 5, с 7- 9.

6. Амелин И. Д. Сургучев М. Л., Давыдов А. В., Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994г. 308с.

7. Ш 7. Андерсон Т. В. Введение в многомерный статистический анализ. М.:1. Физматгиз., 1963г.

8. Арпс Дж. Дж. Подсчет запасов нефти и газа, извлекаемых первичными методами добычи: Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Том-2. -М: Недра, 1965г.

9. Атанов Г.А., Вашуркин А.И., Ревенко В.М. К вопросу прогнозирование разработки нефтяных месторождений по промысловым данным. НТС. "Проблемы нефти и газа Тюмени", 1973г., Вып. 17.

10. Бадьянов В. А., Батурин Ю. Е., Ефремов Е. П. и др. Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений Западной Сибири, Свердловск, Средне Уральское. Нижное изд., 1975г., 160с.

11. Баишев Б. Т., Исайчев В. В., Оганджанянц В. Г. Метод прогнозатехнологических показателей процесса обводнения по обобщеннымхарактеристикам вытеснения. "Нефтяное хозяйство". - М.: Недра, 1971г., № 10, с 34-39.

12. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов М.: Недра, 1993г., 416с.

13. Бижанов Е. С., Вучков И. Н. Статистические решения в производство и научные исследования. София: Техника, 1983г.

14. Борисов А. Ю. Прогнозирование основных показателей разработки нефтяных месторождений при заводнении (по характеристикам вытеснения): Кан. дис. М.: МИНГ., 1989г., 280с.

15. Борисов Ю. П., Воинов В. В., Рябинина 3. К. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений. М.: Недра, 1970г., 288с.

16. Борисов Ю. П., Орлов В. С. Приближенные методы расчета добычи нефти и воды при площадном заводнении: Сб. Научн. Тр. ВНИИ. Вып.37. М: Гостоптехиздат., 1962г., с 108-128.

17. Боровиков В. Программа STATISTIKA для студентов и инженеров. —2-ое издание. М.: Компьютер Пресс, 2001г., 301с.

18. Булыгин Д.В., Васясин Г.И., Старцев В.А. Оценка точности подсчетазапасов и коэффициента нефтеотдачи в пределах опытных участков. -РНТС "Нефтепромысловое дело", 1981г., № 4, с 8-9.

19. Варга Р. Функциональный анализ и теория аппроксимации в численном анализе. Перевод с английского. М.: Мир, 1974г.

20. Вашуркин А.И., Ревенко В.М. Методика определения фазовых проницаемостей по данным нестационарной фильтрации. НТС "Нефть и газ Тюмени", Вып. 13, 1972г., с 33-36.

21. Волков Е. А. Численные методы: Учебное пособие для вузов. 2-ое изд., испр. - М.: Недра, 1987г., 248с.

22. Вучков И., Бояджиева JL, Солаков Е. Прикладной линейный • регрессионный анализ. Перевод с Болгарского Адлера Ю. П. М.:

23. Финансы и статистика, 1987г., 233с.

24. Вычислительные методы в математической физике, геофизике и оптимальном управлении. Под редакцией Марчука Г. И. и Лионса Ж. JI. Новосибирск: «Наука» сибирское отделение, 1978г. 240с.

25. Гарб Форест А. Оценка свойств и расчет показателей разработки продуктивных пластов с помощью микрокомпьютера. — "Инженер-нефтяник", 1978г., № 6, с 21-25.

26. Гиматудинов Ш. К., Дунюшкин И. И., Нагорный JI. А. Сборник лабораторных работ по курсу «физика нефтяного пласта». М.: МИНГ, 1987г., 68с.

27. Гиматудинов Ш. К., И. И. Дунюшкин, Зайцев В. М., Коротаев Ю. П., Левыкин Е. В., Сахаров В. А, Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1988г., 302с.

28. Гиматудинов Ш. К., Ширковский А. И. Физика нефтяного^и^ газового пласта. -М.: Недра, 1982г.

29. Говорова Г. Л., Рябинина 3. К. Обоснование прогноза обводненияпласта: Труды ВНИИ, 1957г. вып. 10, с 247-249. ,

30. Григорьев С.Н. О динамике запасов нефти, дренируемых скважинами в водный период разработки залежей. Изв. Вузов "Нефть и газ", 1978г., № 12, с 28-30.

31. Губайдуллин К.А., Лаптев И.И. Определение извлекаемых запасов нефти в обводнившихся скважинах. "Нефтяное хозяйство", 1976г., №5, с 29-31. ;

32. Гужновский Л.П., Казаков С.Е. Планирование добычи нефти и подготовки запасов. М: Недра, 1989г., 190с.

33. Гусейн-заде М. А., Калинина Э. В., Добкина М. Б. Математическая статистика в нефтяной и нефтехимической промышленности. М.: 1974г.

34. Гусейн-заде М. А., Калинина Э. В., Добкина М. Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. -М.: Недра, 1979г., 340с.

35. Гусейнов Г. П. Анализ методов прогнозирования показателей процесса разработки длительно разрабатываемых нефтяных пластов. "Азербайджанское нефтяное хозяйство", 1981г., № 7, с 26-30.

36. Давыдов А. В. Прогнозирование технологических показателей разработки залежей в поздней стадии. "Нефтепромысловое дело", М: ВНИИОЭНГ, 1985г. -№ 10, с 8-10.

37. Давыдов А. В. Усовершенствование способа определения извлекаемых запасов по характеристикам вытеснения нефти водой. "Нефтепромысловое дело", М: ВНИИОЭНГ, 1982г. -№ 10, с 6- 7.

38. Данко П. Е., Папов А. Г., Кожевникова Т. Я. Высшая математика в упражнениях и задачах. Часть первая. М.: Высш. Шк., 1986г., 304с.

39. Дементьев Л.Ф., Жданов М.А., Кирсанов А.Н. Применение математической статистики в нефтегазопромысловой геологии. - М.:1. Недра, 1977г.

40. Демиденко Е. 3. Линейная и нелинейная регрессии. Перевод с английского М.: Финансы и статистика, 1981г. 302с.

41. Джакиев К.Т., Борисов Ю. П. Прогнозирование показателей разработки залежей с высоковязкой нефтью. РНТС "Нефтепромысловое дело", 1979г., № 12, с 6-9.

42. Донцов К. М. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1977г.

43. Донцов К. М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1965г.

44. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. Книга 1/ Перевод с английского Адлера Ю. П. и Горского В. Г. 2-ое изд. - М.: Финансы и статистика, 1986г., 366с.

45. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ. Книга 2/ Перевод с английского Адлера Ю. П. и Горского В. Г. 2-ое изд. - М.: Финансы и статистика, 1986г., 351с.

46. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский А. И., Чугунов JL С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М: Наука, 1996г. 541с.

47. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986г.

48. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. 2-ое издание. М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998г., 365с.

49. Желтов Ю. П. Расчет процессов разработки нефтяных месторождений при упругом и водонапорном режимах. М.: МИНГ, 1977г., 118с.

50. Зайцев В. М. Аппроксимация характеристик обводнения нефтяного пласта показательно-экспоненциальными функциями с целью прогнозирования показателей разработки. "Сборник научных трудов ГАНГа". №236, Москва 1992г., с 111-116.

51. Зайцев В. М. Контроль и регулирование процесса извлечение нефти. -М.: МИНГ, 1988г.

52. Зайцев В. М. Прогнозирование по промысловым данным добычи нефтии газа по скважинам при режиме растворенного газа. Нефтяная промышленность, ВНИИОЭНГ. Москва 1991г. Выпуск 7, с 1- 6.

53. Зайцев В. М., Андреев А. Ф., Панов Г. Е. Анализ и прогнозирование показателей разработки нефтяной залежи: Методическое указание к дипломному проектированию. М.: МИНГ, 1987г., 63с.

54. Зайцев В. М., Нуделыман М. А. Математическая модель процесса термощелочного заводнения нефтенасыщенных пластов. "Сборник научных трудов ГАНГа". №236, Москва 1992г., с 116-122.

55. Зайцев В. М. Характеристика извлечения углеводородов по скважинам при разработке низкопроницаемых коллекторов. "Геология нефти игаза", М., 1992г., № 2, с 23- 25.

56. Закиров С. Н., Сомов Б. Е., Гордон В. Я., Палатник Б. М., Юфин П.А. Многофазная и многокомпонентная фильтрация: Справочное пособие.т М.: Недра, 1988г., 335с.

57. Золотухин А. Б. Моделирование процессов извлечение нефти из пластов с использованием методов увеличения нефтеотдачи. М.: МИНГ, 1990г.

58. Золотухин А. Б. Математическое моделирование процесса извлечения нефти с помощью закачки в пласт теплоносителей. М.: МИНГ, 1989г.

59. Зорич В. А. Математический анализ. Часть 1. М.: Наука, Главная редакция физико-математической литературы, 1981г., 544с.

60. Иванова М. М., Дементьев J1. Ф., Чоловский И. П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М: Недра, 1985г., 422с.

61. Иванова М.М. Динамика добычи нефти из залежей. М: Недра, 1976г., 247с.

62. К вопросу о прогнозе добычи нефти и попутной воды при разработке слоисто-неоднородных коллекторов. A.M. Пирвердян, Л.И. Никитин,

63. Л.Б. Листенгартен, М.Г. Данелян. -" Азербайджанское нефтяноехозяйство", 1981г., №7, с 26-30.

64. Казаков А. А. Статистические методы прогнозирования показателей разработки нефтяных месторождений. "Нефтяное хозяйство", 1976г., № 6, с 25-28.

65. Казаков А.А., Орлов В. С. Прогноз обводнения и нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. М.: ВНИИ ОЭНГ, 1977г., 50с.

66. Камбаров Г. С., Алмамедов Д. Г., Махмудова Т. Ю. К определению начального извлекаемого запаса нефтяного месторождения. -Азербайджанское нефтяное хозяйство, Баку: 1974г., № 3, с 22 24.

67. Каневская Р. Д. Математическое моделирование гидродинамических # процессов разработки месторождений углеводородов. Москва-Ижевск:

68. Институт компьютерных исследований, 2002г., 140с.

69. Ковалев А.Г. Некоторые эмпирические характеристики процесса вытеснения несмешивающихся жидкостей. Изд. АН СССР, ОНТ "Металлургия и топливо", 1960г., №2, с 145-150.

70. Колганов В. И., Сургучев М. JL, Сазонов Б. Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965г., 264с.

71. Копытов А. В. Определение извлекаемых запасов нефти и газа в карбонатных коллекторах при разработке их на истощение. "Нефтяное хозяйство", 1970г, № 12.

72. Крайнов С. Р., Шваров Ю. В., Гричук Д. В., Добровольский Е. В. и др. Методы геохимического моделирования и прогнозирования в гидрогеологии. М.: Недра, 1988г., 254с.

73. Крейг Ф.Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении (перевод с англ.).-М.: Недра, 1974г., 192с.

74. Крылов В. И., Лугин В. В., Янович JI. А. Таблицы для численного интегрирования функции со степенными особенностями. Издательство академии наук БССР. Минск 1963г., 435с.

75. Лысенко В. Д. Разработка нефтяных месторождений, теория и практика. М.: Недра, 1996г., 367с.

76. Лысенко В. Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М: ООО "Недра Бизнесцентр", 2000г., 516с.

77. Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987г., 247с.

78. Лысенко В. Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1993г., 312с.

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

80. Максимов М. И. Методы подсчета извлекаемых запасов нефти в конечной стадии эксплуатации нефтяных пластов в условиях вытеснения нефти водой. "Геология нефти и газа", - М.: Гостоптехиздат., 1959г., № 3, с 42 - 47.

81. Максимов М. М. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1967г., 92с.

82. Максимов М. М., Рыбицкая JI. П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976г.

83. Максимов М.И., Геологические основы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975г.

84. Мальцев М. В., Макеев Г. В., Дементьев Е. Ф. Об определении прироста добычи нефти от заводнения на месторождениях Сахалина. "Нефтяное хозяйство", 1971г., № 4.

85. Маслянцев Ю. В., Кашавцев В. Е., Бученков JI. Н.К оценке технологической эффективности методов повышения нефтеотдачи пластов: Сб. научных трудов ВНИИ. М: 1980г., вып.71, с 34-37.

86. Меркулова JI. И., Гинзбург А. А. Графические методы анализа при добыче нефти. М.: Недра, 1986г., 125с.

87. Методика проектирования разработки морских месторождений. Пирвердян А. М., Никитин П. И., Листенгартен Л. Б. и др. М.: Недра, 1975г., 160с.

88. Методика расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей. Вахитов Г. Г., Сургучев М. Л., Баишев Б. Т. и др. М.: Наука, 1978г.

89. Минчева Р. М. Прогнозирование обводнения скважин при разработке трещиноватых коллекторов. "Нефтяное хозяйство", 1977г., № 6, с 3942.

90. Миронов Т. П., Орлов В. С. Нефтеотдача неоднородных пластов при заводнении. М., Недра, 1977г., 277с.

91. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти: учебное пособие для техникумов. М.: Недра, 1989г., 245с.

92. Мищенко И. Т., Сахаров В.А., Грон В.Г., Богомольный Г. И. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи. М.: Недра, 1984г., 272с.

93. Мовеаз Ахмад. Обоснование технологических решений по разработке месторождений Сирии с высокими нефтями: Кан. дис. М.: МИНГ., 2000г., 124с.

94. Муравьев В. М. Справочник мастера по добыче нефти. М.: Недра, 1975г., 264с.

95. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М: Недра, 1977г., 304с.

96. Муравьев И. М., Андриасов Р. С., Гиматудинов Ш. К., Говорова Г. JL, Полозков В.Т. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. -М.: недра, 1970г.

97. Муравьев И. М., Базлов М. Н., Жуков А. И., Чернов Б. С. Технология и техника добычи нефти и газа. М.: Недра, 1971г. 496с.

98. Мухарский Э. Д., Лысенко В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений платформенного типа. -М.: Недра, 1970г.

99. Назаров С.Н., Сипачев Н.В. Методика прогнозирования технологических показателей поздней стадии разработки нефтяных залежей. Известия вузов "Нефть и газ", 1972г., № 10.

100. Обухов O.K., Кондратьев И.А., Левченко И.А. Прогноз добычи нефти на основе фактических данных разработки месторождений с учетом неоднородности пластов. М.: ТНТО ВНИИОЭНГ, 1975г.

101. Овнатонов С.Т., Карапетов К.А. Форсирование отбор жидкости. М: Недра, 1967г., 131с.

102. Оркин К. Г., Юрчук А. М. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967г., 380с.

103. Орлов В. С. Прогнозирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.- М.: Недра, 1973г., 320с.

104. Основы компьютерного моделирования: Учебное пособие под обшей редакцией проф. В.В. Рыкова М.: РГУ нефти и газа им И. М. Губкина, 2000г., 288с.

105. Палий А.О. Режимы разработки нефтяных месторождений: Учебное пособие. М.: Нефть и газ, 1998г., с 134.

106. Пермяков И. Г. Экспресс-метод расчета технологических показателей разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975г., 128с.

107. Пермяков И. Г., Саттаров М. М., Генкин И. Б. Методика анализа разработки нефтяных месторождений. М: Гостоптехиздат., 1962г., 358с.

108. Пермяков И. Г. Разработка Туймазинского нефтяного месторождения. -М: Гостоптехиздат., 1959г., 213с.

109. Пирвердян A.M., Никитин Л.И., Листенгартен Л.Б. и др. Методика проектирования разработки морских нефтяных месторождений. М.: Недра, 1975г.

110. Пискунов Н. С. Дифференциальное и интегральное исчисление: Учебное пособие для втузов. В 2-х т. Т. 1: М.: Интеграл-Пресс, 1997г., 416с.

111. Посевич А. Г. Создание методики расчета технологических показателей разработки нефтяных залежей по характеристикам вытеснения: Кон. Дис. М.: МИНГ., 1985г., 144с.

112. Проект разработки и пробной эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей месторождений Суэдия и Румелана. Геологическая часть. Книга 1. Грозный. 1983г.

113. Проект разработки и пробной эксплуатации нефтяных и нефтегазовых залежей месторождений Суэдия и Румелана. Технологическая часть. Грозный. 1983г.

114. Пустылник Е. И. Статистические методы анализа и обработки наблюдений. -М.: Наука, 1968г., 288с.

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

116. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения. Материалы совещания. Под редакцией Лисовского Н.Н., Базива В.Ф. и др. г. Альметьевск. - сентябрь, 1995г.-ВНИИОЭНГ, 1996г., 588с.

117. Рао С. Р. Линейные статистические методы и их применения. М.: Наука, 1968г.

118. Рыбников А. В., Саркисов Г. Г. Стохастические геологические модели-методы, технологии, возможности. — Нефтяное хозяйство, М., 2001г., № 6, с 22- 25.

119. Сазонов Б.Ф. Исследование влияния системы заводнения на темп добычи нефти и конечную нефтеотдачу пласта. "Нефтяное хозяйство", 1970г., № 1, с 35-38.

120. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологии разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. М: Недра, 1973г.

121. Самарский А. А. Михаилов А. П. Математическое моделирование: Идеи. Методы. Примеры. М.: Наука. Физматлит, 1997г., 320с.

122. Самарский А. А. Теория разностных схем. -3-е изд., испр. М.: Наука, 1989г., 616с.

123. Саттаров М. М. Определение дебитов скважин, эксплуатирующих неоднородный пласт. Нефть и газ, 1960г., № 4, с 67-71.

124. Сахаров В.А., Палий А. О. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: МИНГ, 1988г.

125. Сбоник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. -М: Недра, 1985г., 296с.

126. Себер Дж. Линейный регрессионный анализ. Перевод с английского Носко В. П. М.: Мир, 1980г., 456с.

127. Сизиков В. С. Математические методы обработки результатов измерений: Учебник для вузов.- СПб: Политехника, 2001г., 240с.

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

129. Смоляк С., Титаренко Б. Устойчивые методы оценивания. М.: Статистика, 1980г.

130. Сомов Б. Е. Численные методы и применение ЭВМ в теории разработки месторождений природных газов. Конспект лекции. Часть-1. М.: Московский институт нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина, 1985г., 65с.

131. Сомов Б. Е. Численные методы и применение ЭВМ в теории разработки месторождений природных газов. Часть 2. М.: Московский институт нефти и газа им. И. М. Губкина, 1987г., 64с.

132. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Перевод с английского. Том -2. М.: Недра, 1964г., 491с.

133. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общей редакцией Гиматудинова Ш. К., Андриасов Р. С., Мищенко И. Т., Петров А. И. и других. М.: Недра, 1983г., 455с.

134. Стасенков В.В. К вопросу определения коэффициента нефтеотдачи по длительно разрабатываемым месторождениям Краснодарского края. -НТС по добычи нефти, Вып.22, М: Недра, 1964г.

135. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1968г., 301с.

136. Сургучев М. Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений М.: Недра, 1970г.

137. Тимашев Э.М. Рационально разрабатывать Туймазинское месторождение. "Нефтяник", 1976г., № 9, с 16-17.

138. Ткаченко И. А., Меркулова Л. И., Гинзбург А. А. Прогнозирование показателей разработки нефтяных месторождений по характеристикам вытеснения. "Нефтяное хозяйство", М., 1976г., № 6, с 23- 25.

139. Упруго капиллярный циклический метод разработки нефтяных месторождений. Боксирман А.А., Гавура В.Е., Желтов Ю.П. и др. -ТНТО ВНИИОЭНГ, серия "Добыча". Новые методы увеличения нефтеотдачи пласта. - М:, 1968г., с 3-21.

140. Ферстер Э., Ренц Б. Методы корреляционного и регрессионного анализа. Перевод с немецкого и предисл. Ивановой В. М. М.: Финансы и статистика, 1983г., 304с.

141. Хан Г., Шапиро С. Статистические модели в инженерных задачах. М.: Мир, 1969г.

142. Хишам Альшейх Атье. Анализ состояния и перспективы разработки наиболее крупного нефтяного месторождения Сирии: Кон. Дис. М.: МИНГ., 1975г.

143. Чарный И. А., Подземная гидрогазо динамика. - М.: Гостоптехиздат., 1963г., 396с.

144. Чарный И.А. Основы гидродинамической теории фильтрации нефти, газа и воды. Москва, 1960г., 204с.

145. Чарный И.А. Основы подземной гидравлики.- М: Гостехиздат.,1956г, 260с.

146. Шавалиев A.M. К вопросу статистического прогнозирования процесса обводнения нефтяных месторождений: Сб. трудов Тат НИПИнефть, Бугульма, 1980г., Вып.42, с 59-64.

147. Шахвердиев А. X. Динамические процессы в нефтедобычи. Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997г., 254с.

148. Шахвердиев А.Х. Унифицированная методика расчета эффективности геолого-технических мероприятий. Нефтяное хозяйство,2001г,№5,с44-50.

149. Шахвердиев А.Х. Концептуальные основы системной оптимизации процесса разработки нефтяных месторождений. Сб. науч. тр. ВНИИнефти.- 2000г., Вып. 124., с 4-14.

150. Шахвердиев А.Х. Способ определения технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов. Патент РФ №2149256.1999, 5с.

151. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. -М: Недра, 1983г., 510с.

152. Эфрос Д. А. Вычисление зависимости объема добычи нефти от объема закачанной воды для многорядной системы. НТС по добыче нефти ВНИИ, 1959г., вып.З, с 27-36.