Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Создание методов определения коэффициентов газоотдачи неоднородных залежей при разработке месторождений с различными интенсивностями отбора вертикальными и горизонтальными скважинами

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Создание методов определения коэффициентов газоотдачи неоднородных залежей при разработке месторождений с различными интенсивностями отбора вертикальными и горизонтальными скважинами"

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

На правах рукописи УДК622.279.1/4

Мараков Денис Александрович

Создание методов определения коэффициентов газоотдачи неоднородных залежей при разработке месторождений с различными ин-тенсивностями отбора вертикальными и горизонтальными скважинами

Специальность: 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 2005

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

Научный руководитель:

- доктор технических наук, профессор Алиев З.С.

Официальные оппоненты:

- доктор технических наук Закиров Э.С.

- кандидат технических наук, доцент Мохов МА

Ведущая организация: ООО « ВолгоУралН ИIIИ Газ»

Защита состоится « 24 » мая 2005 г. в 15:00 часов в ауд. 731 на заседании Диссертационного совета Д 212.200.08 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, Москва, В-296, Ленинский проспект, д.65.

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

Автореферат разослан «_»_2005 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.т.н., профессор

Сомов Б.Е.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность темы

В большинстве проведенных до настоящего времени лабораторных, промысловых исследований и математических экспериментов по изучению влияния отдельных факторов на коэффициент газоотдачи и обоснованию интенсивности годового отбора в период постоянной добычи газа коэффициент газоотдачи пластов изучался со сравнительно низким темпом годового отбора.

При этом использованные методы оценки газоотдачи, из-за неточности подсчета запасов газа и усреднения большинства параметров, входящих в аналитические решения, не позволяли определить истинную величину коэффициента газоотдачи. Большинство специалистов изучающих газоотдачу пластов склонны к тому, что увеличение интенсивности отбора приводит к снижению коэффициента газоотдачи пластов.

Увеличение темпов отбора тесно связано не только с геологическими, техническими и технологическими факторами, но и с необходимостью использования высокопроизводительных скважин. Величина газоотдачи тесно связана с многообъектностью залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами объектов с их удельными запасами газа, вскрытием этих объектов, а также термобарическими параметрами. Поэтому особое внимание уделено вскрытию многообъектных залежей одно и многоствольными горизонтальными скважинами и поиску оптимальных типов и конструкций скважин, обеспечивающих максимальную газоотдачу с учетом различных термобарических параметров вскрываемых объектов.

Комплексный учет различных факторов влияющих на газоотдачу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, особенно при вскрытии сильно неоднородных по литологическому строению пластов, а также многообъектных залежей обуславливают необходимость изучения влияния интенсивности отбора и возможность использования новых типов скважин на коэффициент газоотдачи.

Цель работы

Обосновать возможность освоения газовых и газоконденсатных месторождений при высоких интенсивностях годового отбора (более 5% от начальных запасов газа) путем использования одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов на величину газоотдачи при различных темпах годового отбора, а также установить и выбрать "оптимальный" тип и конструкцию скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи и устойчивую, без осложнений, работу таких скважин.

Задачи исследований

1. Определить влияние различных факторов на коэффициент газоотдачи: интенсивности отбора газа; неоднородности залежи; параметра анизотропии; многообъектности залежи.

2. Установить возможность увеличения интенсивности годовых отборов при применении одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния технических и технологических факторов.

3. Обосновать тип и "оптимальную" конструкцию горизонтальных скважин вскрывших многообъектные залежи, обеспечивающие: равномерность дренирования объектов с различными запасами и фильтрационными свойствами, максимальную газоотдачу объектов и устойчивую работу скважин в процессе разработки.

4. Установить возможность освоения многообъектных залежей единой сеткой скважин с различными термобарическими параметрами объектов.

Научная новизна

-Обоснованы новые концепции для освоения газовых и газоконденсатных месторождений одно и многоствольными горизонтальными скважинами.

-Разработана технология определения коэффициентов газоотдачи однородных и неоднородных залежей при их разработке вертикальными и горизонтальными скважинами с использованием геолого-математических моделей.

- Предложена технология определения типов и "оптимальных" конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи.

Методы решения поставленных задач

Применение программ расчета составленных на основе приближенных уравнений и классической системы уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с учетом влияния многочисленных факторов при соответствующих начальных и граничных условиях.

Практическая значимость

1. Установлена возможность количественного определения коэффициентов газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора газа из залежей массивного и пластового типов с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

2. Предложена технология определения "оптимальных" типов и конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин для освоения однородных и неоднородных залежей с различными свойствами пористой среды и флюидов путем создания геолого-математических моделей фрагментов различных месторождений и их вскрытия горизонтальными скважинами.

Защищаемые положения.

1.Установление возможности повышения годового отбора газа из месторождения при применении одно и многоствольных горизонтальных скважин.

2.0пределение возможности сокращения продолжительности разработки месторождения.

3.Увеличение конечного коэффициента газоотдачи путем обоснования и выбора типа и оптимальной конструкции горизонтальных скважин.

Апробация работы

Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На 53-ей Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ -99", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 1999 г.

2. На V Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2003 г.

3. На международной научно-технической конференции "Наука и образование 2004", МГТУ, г. Мурманск 2004 г.

4. На международной конференции "Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья", РАН, г. Москва, 2004 г.

5. На IV международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.

6. На научных семинарах кафедры РиЭГиГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ.

Благодарности

Автор диссертации выражает глубокую благодарность за постоянную помощь и внимание своему научному руководителю профессору Алиеву З.С.

Автор благодарен профессору Сомову Б. Е. за возможность использования авторского пакета программ для моделирования и советы по его использованию, за консультации и помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геологическими характеристиками.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка использованной литературы из 120 наименований и приложения. Общий объем работы составляет 225 страниц, в том числе 161 страницу машинописного текста, 24 рисунка, 40 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены актуальность темы диссертации, цели работы, основные задачи и методы исследований, представлена научная новизна и практическая ценность диссертационной работы.

В первой главе проведен анализ предшествующих исследований в области изучения влияния различных геологических, технических и технологических факторов на величину коэффициента газоотдачи.

Показано, что большинство специалистов изучающих газоотдачу пластов склонны к тому, что увеличение интенсивности отбора газа из месторождения приводит к снижению коэффициента газоотдачи. В имеющихся публикациях проблеме коэффициента газоотдачи уделено значительно меньше внимания, чем нефтеотдачи пластов. Такое отношение связано с тем, что физические свойства газа в отличие от нефти позволяют извлечь его основные ресурсы без каких-либо воздействий на пласт. Однако в ряде случаев из-за незначительной толщины газоносного пласта и близости подошвенной воды, при наличии вертикальной связи между пропластками происходит обводнение скважин, что приводит к существенному снижению коэффициента газоотдачи.

Возможности обводнения газоносных пластов являлись основанием для проведения значительного числа экспериментальных работ на физических моделях для определения зависимости газоотдачи от различных факторов. Такие эксперименты проводились О.Ф. Худяковым и A.C. Великовским; А.Л. Хейном и П.Я. Алтуховым; Л.Б. Булавиновым; В.Г. Петровым и В.Н. Абрамовым; М.М. Ку-саковым, Н.М. Лубманом и A.A. Кочешковым; М.А. Ждановым; P.M. Кондратом; P.J. Jones и другими исследователями.

Опыты О.Ф. Худякова и A.C. Великовского проведенные на вертикальных моделях несцементированного песчаника длиной 156 и 198 см. и внутренним диаметром 5 см. по вытеснению газа дистиллированной водой показали, что коэффициент газоотдачи существенно зависит от величины начальной газонасыщенности и не зависит от давления эксперимента.

А.Л. Хейном и П.Я. Алтуховым на горизонтальной модели пласта изготовленной из трубы длиной 8 м и диаметром 0,2 м и плоских плексиглазовых моделях, заполненных несцементированным кварцевым песком при вытеснении газа водой было установлено, что коэффициент газоотдачи и остаточная газонасыщенность существенно зависят от начальной газонасыщенности и увеличиваются с ростом последней и не зависят от скорости вытеснения.

Опыты, проведенные Л.Б. Булавиновым, на вертикальных моделях несцементированного песчаника длиной 227,25 и 246 см. и диаметром 7,8 и 9,7 см. соответственно при капиллярной пропитке образцов показали, что коэффициент газоотдачи зависит от величины начальной газонасыщенности.

П.Т. Шмыгля изучал влияние темпов отбора газа из месторождения на конечную величину газоотдачи в условиях упруговодонапорного режима и установил, что повышение темпов отбора газа ведет к увеличению коэффициента газоотдачи.

Лабораторными исследованиями на насыпной модели пласта по изучению влияния продвижения воды в газовые месторождения на коэффициенты извлечения газа P.M. Кондрат установил, что темпы отбора газа существенно влияют на коэффициент конечной газоотдачи при различных размерах месторождения и существует широкий предел ее изменения в зависимости от геологической характеристики пластов.

Проведенные лабораторные эксперименты отличались геометрическими размерами использованных моделей, емкостными и фильтрационными свойствами и, как правило, представляли однородные пласты. Однако все описанные выше эксперименты проводились не в полном соответствии с натурными условиями и поэтому оказались неприемлемыми для использования полученных результатов в натурных условиях.

Значительное число работ посвященных коэффициенту газоотдачи, было выполнено на базе промысловых данных (В.В. Савченко; М.А. Жданов и Г.Т. Юдин; А.Л. Козлов; М.Л. Фиш; А.И. Ширковский; P.J. Jones; P.I. Root, I.C. Calhoun и другие).

В работе В.В. Савченко на основе анализа промысловых данных большого количества газовых залежей были выявлены геолого-промысловые факторы,

снижающие коэффициент газоотдачи и показано, что газоотдача является комплексной технико-экономической проблемой.

М.А. Жданов и Г.Т. Юдин коэффициент газоотдачи в случае газового режима рекомендуют принимать 0,9*0,95, а при водонапорном режиме 0,8.

М.Л. Фиш и др. при изучении влияния темпов отбора газа на коэффициент газоотдачи установили, что абсолютная величина годового отбора не влияет на газоотдачу, а существенное влияние оказывает скорость изменения темпа отбора.

Однако существующие неточные методы подсчета запасов, различная степень участия пропластков в разработке и другие факторы исключали возможность достоверного определения коэффициента газоотдачи пластов.

Определение коэффициента газоотдачи путем проведения математических экспериментов было изучено С.Н. Закировым, Б.Е. Сомовым, В.Я. Гордоном, Б.М. Палатником, П.А. Юфином, В.И. Пискаревым, П.А. Герешом, СЕ. Ершовым и другими.

С.Н. Закировым и др. путем проведения математических экспериментов на плоской газогидродинамической модели пласта при наличии двух фаз (газ и вода) были изучены особенности макрозащемления газа и установлено, что степень вскрытия пласта вертикальными скважинами, темп отбора газа, сетка размещения скважин на площади газоносности являются технологически значимыми факторами с точки зрения конечного коэффициента газоотдачи.

В более корректной трехмерной постановке эта задача была решена С.Н. Закировым и др. с использованием математических моделей двухфазной и трехфазной нестационарной изотермической фильтрации газа и определено, что основной причиной снижения газоотдачи при увеличении дебита является увеличение депрессионной воронки около скважин. При снижении дебита добывающей скважины влияние неоднородности пласта на газоотдачу уменьшается.

Однако эксперименты проведенные на геолого-математических моделях были направлены на изучение отдельных факторов, влияющих на коэффициент газоотдачи. Влияние интенсивности отбора газа с учетом многочисленных факторов при классических и повышенных темпах отбора газа не изучалось.

Отмеченные выше особенности лабораторных и промысловых экспериментов не позволяли до настоящего времени достоверно определить коэффициент газоотдачи, а в работах с использованием геолого-математических моделей такая постановка задачи не рассматривалась. Поэтому в данной работе особое внимание уделено изучению влияния интенсивности отбора газа на величину газоотдачи однородных, неоднородных и многообъектных залежей, вскрытых различными типами скважин, поиску их оптимальных типов и конструкций, обеспечивающих максимальную газоотдачу и устойчивую без осложнений работу скважин. Изучаемая проблема решена путем проведения математических экспериментов на моделях фрагментов залежей массивного и пластового типов с различными емкостными и фильтрационными свойствами теоретической основой, которых является система уравнений многомерной, многофазной нестационарной фильтрации в неоднородной пористой среде.

Вторая глава посвящена возможности увеличения интенсивности годового отбора газа из газовых и газоконденсатных месторождений.

Продолжительность разработки газовых месторождений в Российской Федерации с использованием вертикальных скважин составляет в среднем около 40 лет. Причинами такой продолжительности разработки залежей являются:

- уровни годовых отборов газа и сопутствующих компонентов (серы, гелия, конденсата и др.);

- материально-технические возможности разбуривания месторождений и нормативные сроки использования подземных и наземных коммуникаций;

- наличие потребителей, включая газотранспортные системы;

- продуктивность газоносных пластов, т.е. их емкостные и фильтрационные свойства;

- типы и конструкции применяемых скважин;

- наличие углеводородных ресурсов вблизи осваиваемого месторождения.

Совокупностью в основном этих и других факторов путем технико-

экономических расчетов обосновывается продолжительность разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

При величине 5%-го годового отбора вертикальными скважинами в период постоянной добычи газа, когда из месторождения извлечено около 50% запасов, увеличение числа таких скважин для поддержания этого темпа отбора становится не рентабельным. Этот недостаток снимается, если вертикальные скважины заменить горизонтальными. Причем, существует технологическая возможность сохранения практически постоянной начальной производительности горизонтальных скважин до конца периода постоянной добычи газа путем определения оптимальной длины горизонтального ствола во времени, т.е. ЬГОр=ЭД1. Эта особенность горизонтальных скважин позволяет сохранить период постоянной добычи газа практически с начальным дебитом. Таким образом, при использовании горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин существует несколько возможностей:

1. Ограниченным числом горизонтальных скважин обеспечить предусмотренные в случае применения вертикальных скважин годовые отборы газа;

2. Экономически рентабельным числом горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин увеличить интенсивность годовых отборов.

3. Сократить продолжительность разработки месторождений в среднем до 25+30 лет.

Технические, технологические и экономические преимущества применения горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин должны быть оценены за счет сокращения продолжительности разработки месторождений с учетом факторов влияющих на газогидродинамические и экономические показатели.

Изложенный во второй главе неполный перечень параметров, влияющих на показатели разработки газовых месторождений с высокодебитными скважинами новых типов, показывает, что необходимо разработать и использовать при проектировании новые технико-экономические концепции освоения газовых, газокон-денсатных и газонефтяных месторождений. Проведенные математические экспе-

рименты дают основание для пересмотра имеющихся позиций при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

В данной работе рассмотрены возможности изменения перечисленных условий с позиции сокращения продолжительности разработки. Предложенные новые концепции и возможность их введения в практику для разработки газовых и газоконденсатных месторождений одно и многоствольно-горизонтальными скважинами позволяют увеличить темп годового отбора в период постоянной добычи газа.

Третья глава диссертационной работы посвящена возможности определения коэффициента газоотдачи с использованием приближенных методов при различных интенсивностях годового отбора и продолжительности периода постоянной и падающей добычи.

Основными недостатками приближенной методики прогнозирования основных показателей разработки являются: определяемое по уравнению материального баланса средневзвешенное пластовое давление /"(/); забойное давление

принимается постоянным по всей длине фильтра; использование постоянных коэффициентов фильтрационного сопротивления , определенных по исследованиям проведенным на ограниченном числе скважин.

Такая методика определения основных показателей разработки пригодна только для однородных газоносных пластов с постоянной толщиной. Если пласт состоит из нескольких неоднородных по проницаемости пропластков, то предложенная методика становится неприемлемой. В реальных условиях практически все месторождения представляют собой многослойную неоднородную залежь с чередованием высоко и низкопроницаемых пропластков, иногда разделенных непроницаемыми перемычками. Поэтому прогнозирование основных показателей многослойной неоднородной залежи приближенными методами практически невозможно.

При использовании горизонтальных скважин качественное определение основных показателей разработки приближенными методами становится еще более трудной задачей. Но горизонтальные скважины в отличие от вертикальных, имеющих ограниченную возможность по длине вскрываемого продуктивного интервала, дают возможность:

- увеличить длину вскрываемого интервала до нескольких тысяч метров;

- вскрывать один или несколько пропластков в зависимости от их емкостных и фильтрационных свойств, а также запасов газа каждого пропластка одно или многоствольными горизонтальными скважинами;

- изменять положение башмака фонтанных труб по длине горизонтального ствола для предотвращения образования "конуса" подошвенной воды и обводнения скважины.

Перечисленные выше и другие факторы не поддаются учету приближенными методами. Поэтому основные показатели разработки, прогнозируемые приближенными методами, не могут являться основанием для точной количественной оценки коэффициента газоотдачи месторождений. С учетом отмеченных в третьей главе недостатков приближенной методики прогнозирования основных

показателей при проектировании разработки месторождений сложного строения следует использовать только численные методы, путем создания геолого-математической модели залежи или ее фрагментов. Только при этом возможен достоверный прогноз ее добывных возможностей.

В четвертой главе диссертационной работы приведены основные результаты математических экспериментов по определению влияния различных факторов на коэффициент газоотдачи при различных интенсивностях отбора газа.

Решение этих задач было осуществлено путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений, разработки программы расчета, ее отладки и проведения математических экспериментов. Для проведения необходимых математических экспериментов была использована система уравнений многофазной, многомерной, многокомпонентной нестационарной фильтрации газа в пористой среде, разработана программа точного численного решения задачи о влиянии интенсивности отбора на коэффициент газоотдачи для любых по сложности строения месторождений. По разработанной программе проведены математические эксперименты на примере залежи с исходными данными близкими параметрам сеноманских и валанжинских отложений крупнейших газовых месторождений.

Решение используемой системы уравнений возможно только численно при соответствующих граничных условиях, что позволяет получить распределение насыщенности пор фазами и пластового давления пропластков, вскрытых различными типами скважин, а также прогнозировать дебит скважины в процессе разработки.

Моделирование фрагментов месторождений было использовано исходя из предположения, что месторождение разбивается на элементы (фрагменты), как это показано на рисунке 1 а, б которые имеют идентичные граничные условия, и в силу их идентичности нет необходимости рассматривать месторождение в целом.

Следует отметить, что коэффициент газоотдачи зависит от плотности сетки вертикальных и горизонтальных скважин. В данной работе при моделировании фрагментов залежи плотность сетки скважин заменена величиной удельных запасов газа, которые необходимо извлечь максимум за 30 лет. В качестве примера геолого-математических моделей фрагментов месторождения, использованы залежи массивного и пластового типов. Фрагменты, характеризующие приконтур-ную часть месторождения отличаются наличием переходных зон (см. рисунок 1а, б). Наличие двух фаз (газ и вода) в этих зонах приводит к изменению удельных запасов газа, приходящихся на одну скважину. Всего проведено около 150 математических экспериментов на моделях фрагментов крупнейших газовых месторождений РФ (Ямбургское, Уренгойское, Штокмановское), из которых 50 с использованием вертикальных скважин, а остальные с применением одно и многоствольных горизонтальных скважин.

Рисунок 1. Выделение фрагментов месторождения а - массивного типа; б - пластового типа, характеризующих:

1 - прикоонтурную часть, 2 - центральную часть залежи

Основная цель этих экспериментов была направлена на определение возможности увеличения темпов отбора газа при разработке газовых и газоконден-сатных месторождений с учетом влияния технических и технологических факторов. Схемы моделей фрагментов залежи, вскрытых различными типами скважин, показаны на рисунке 2 а, б. При моделировании использованы исходные данные реальных месторождений.

При изучении связи коэффициента газоотдачи с интенсивностью отбора газа из месторождения вертикальными скважинами при проведении математических экспериментов учтено влияние на газоотдачу степени вскрытия пласта такими скважинами; параметра анизотропии; наличия и расположение непроницаемых перемычек и др.

Влияние степени вскрытия пласта вертикальными скважинами на газоотдачу при различных темпах отбора было изучено с помощью математических экс-

периментов, результаты которых представлены в таблице 1. Уменьшение степени вскрытия пласта потребовало увеличения депрессии на пласт по вариантам 21,23 и 24 для обеспечения дебита скважин аналогично вариантам 11, 13 и 14 (см. таблицу 1). Проведенные эксперименты показали, что разработка залежи даже при 10%-ом отборе газа позволяет без технологических осложнений довести коэффициент газоотдачи до величины ~95-98% от запасов газа как при относительном вскрытии пропластков равном 0,75, так и при 0,5.

Рисунок 2 - Фрагмент газовой залежи, вскрытый:

а - кустом вертикальных скважин, б - горизонтальной скважиной

Таблица 1. Исходные данные и результаты математических экспериментов при различных степенях вскрытия однородной залежи вертикальными

Шифр варианта Проницаемость пропластков, мд Чнсло и тип скважин Параметр анизотропии I! & и СО Об С/3 я » 1 X 3 и Начальный средний дебит (Знач, ТЫС М3/суТ £ и я « §-с И я X Интенсивность отоора, % в год Продолжительность периода постоянного отбора газа, годы Продолжительность разработки фрагмента, годы Коэффициент газоотдачи, %

11 /1,4=569 4 верг. 1 0,75 23 1870 2,26 10 6 15 06=58,48 315=98,86

13 -II- -II- -II- 0,75 -II- 950 1,04 5,2 12 29 312=63,16 329=95,77

14 -II- -II- -II- 0,75 -и- 467 0,52 2,5 20 47 320=51,50 347=98,16

21 -II- -II- -II- 0,5 -II- 1835 2,96 10 6 14 Зб=60,31 Зм=97,94

23 -II- -II- -II- 0,5 -II- 908 1,4« 5 12 30 3,2=59,71 Ззо=95,26

24 -II- -11- -II- 0,5 -II- 451 0,74 2,5 20 49 320=49,39 349=96,02

Влияние низкопроницаемой перемычки на коэффициент газоотдачи при вскрытии однородного пласта массивного типа вертикальными скважинами, с различными интенсивностями отбора газа изучено вариантами: 21,23, 24, 31, 33, 34,41, 43 и 44, приведенными в таблице 2. Низкопроницаемая перемычка моделируется пропластком толщиной h=2 м, проницаемость которого принята в 100 меньше чем проницаемость газонасыщенных пластов (см. таблицу 2), т.е. ^пер=^аб</100. Расположение низкопроницаемой перемычки ближе или дальше от газоводяного контакта влияет на продвижение подошвенной воды. Поэтому были приняты различные варианты расположения низкопроницаемого пропластка.

Проведенные эксперименты показали, что при принятых исходных данных разработка фрагмента с различными темпами отбора по рассматриваемым вариантам (см. таблицу 2) не вызывает технологические трудности при различном расположении низкопроницаемой перемычки. Но чем ближе перемычка к ГВК, тем выше конечный коэффициент газоотдачи.

Разработка неоднородных залежей вертикальными скважинами было изучено вариантами Ы; 1Ь; к; И отличающихся темпами отбора газа и различной проницаемостью пропластков. В перечисленных вариантах газонасыщенные про-пластки имеют различные проницаемости А=569; 284,6 и 113,8 мд. Исходные данные и основные результаты экспериментов приведены в таблице 3. Во всех вариантах при первых признаках появления воды в скважинах, изолируется нижний газонасыщенный интервал и после периода постоянной добычи скважины работают на режиме постоянной депрессии.

Таблица 2. Исходные данные и результаты математических экспериментов

при наличии низкопроницаемого пропластка

| Шифр варианта Проницаемость про-пластков, мд Число и тип скважин № низкопроницаемого пропластка Я я я о & о ,. т ^ Я Ч Я Л II г 2 Л о. га С Вскрытие пласта Ь=Ьк/Ь Скин-эффект Б к Начальный средний дебит (Знач. тыс м3/сут Начальная депрессия ДР„„-10, МПа Интенсивность отбора, % в год Продолжительность периода постоянного отбора газа, годы Продолжительность разработки фрагмента, годы Коэффициент газоотдачи, %

Однородный пласт

21 к,ьг 569 4 верт 2 1 0,75 23 1860 2 10 6 13 Зп=95,5

23 -II- -II- 2 -II- -II- -II- 930 1 5 12 30 Рэо=95,0

24 -II- -II- 2 -II- -41- -II- 450 0,5 2,5 20 60 Ри=94,2

31 -II- -II- 3 II- -II- -II- 1860 2 10 6 13 Рн=96,4

33 -II- -II- 3 -II- -41- 930 1 5 12 30 РЧ>=94,5

34 -II- -II- 3 -II- -II- -II- 450 0,5 2,5 20 60 Рбо=93,5

41 -II- -II- 4 -II- -II- -II- 1955 2 II 6 13 Р,3=97,0

43 -II- -II- 4 -II- -II- -II- 930 1 5 12 30 РЮ-95,9

44 -II- -II- 4 -II- -II- -II- 450 0,5 2,5 20 60 Р«=94,2

Таблица 3. Исходные данные и результаты математических экспериментов при вскрытии вертикальными скважинами неоднородного пласта_

Шифр варианта Проницаемость пропластков, мд Число и тип скважин я я с о е--. В;* я ^¡ь га ^ е-г С в га о. га С Вскрытие пласта Ь=Ьвс/1л Скин-эффект Начальный средний дебит 0,„ч, тыс м3/сут Начальная депрессия ДР„а,-10, МПа Интенсивность отбора, % в год Продолжительность периода постоянного отбора газа, годы Продолжительность разработки фрагмента, годы Коэффициент газоотдачи, % Обводнение пропластков/год 1

1Ь /¡,.2=284,6 4з4=113,8 ¿567 8*569 -II- -II- 0,75 -41- 1100 2,07 5,5 11 30 05=26,64 Рп=59,13 Рзо=92,53 5-й пропласток/9 год 3-й/12 год в скв 54 3-й/19 год в СКВ 22,24 26

1с *и47!-569 ¿з 4=284,6 ^=113,8 -II- -II- 0,75 -II- 1010 2,07 5,0 17 21 р6=29,46 Р.т=81,5 р,,=90,08 5-й пропласток/12 год 3-й/17 год в скв 54 3-й/19 год в скв 22,24,26

И ¿,4=284,6 ¿5 67 8=569 -II- -II- 0,75 -II- 1100 2,07 5,5 13 30 05=26,47 Р, з=62,41 Рзо=88,83 5-й пр-к/10 год в скв 54 5-й/15 год в СКВ 22,24,26 3-й /19 год во всех скв

Проведенные математические эксперименты, в которых вертикальными скважинами вскрывается неоднородная залежь с различными последовательностями залегания высоко и низкопроницаемых пропластков показали, что своевременное изолирование нижнего интервала для предотвращения быстрого продвижения воды позволяют отобрать (3,^80% запасов газа.

Следующая серия экспериментов, проводилась с применением горизонтальных скважин с целью:

1. выяснения возможности увеличения конечной газоотдачи при использовании особенностей вскрытия пластов горизонтальными скважинами различной длины.

2. увеличения интенсивности отбора газа из месторождения при применении горизонтальных скважин, без технологических осложнений.

3. сокращения количества скважин и продолжительности разработки месторождения за счет высокой производительности горизонтальных скважин.

Для изучения влияния интенсивности годового отбора газа из фрагмента горизонтальной скважиной на газоотдачу при проведении математических экспериментов основное внимание было уделено следующим факторам: длине и конструкции горизонтального ствола; последовательности вскрытия пропластков горизонтальной скважиной; неоднородности залежи; наличию непроницаемых про-пластков и др.

Расстояние между нижним интервалом вскрытия и контактом газ-вода имеет решающее значение при освоении месторождений вертикальными скважинами. При освоении месторождений с подошвенной водой горизонтальными скважинами проблема расстояния от ГВК до горизонтального ствола становится менее значимой. Это связано с тем, что дебит горизонтальной скважины менее существенно зависит от расположения горизонтального ствола по толщине, и величину депрессии на пласт можно уменьшить за счет увеличения длины горизонтального участка.

Максимального дебита горизонтальная скважина, вскрывшая однородный пласт при заданном постоянном забойном давлении достигает при симметричном расположении горизонтального ствола по толщине. Перемещение ствола к кровле пласта приводит к снижению производительности горизонтальных скважин. Степень снижения дебита зависит от толщины пласта, т.е. чем больше толщина пласта, тем больше снижение дебита горизонтальной скважины при приближении ствола к кровле. При наличии подошвенной воды и хорошей гидродинамической связи между газо- и водонасыщенными частями залежи, производительность скважины будет главным образом зависеть от расположения горизонтального ствола по толщине, от величины допустимой депрессии на пласт, а также от абсолютной проницаемости, так как в этом случае величина создаваемой депрессии устанавливается исходя из расстояния от горизонтального ствола до ГВК.

Одним из преимуществ горизонтальных газовых скважин является сравнительно слабая взаимосвязь между расположением горизонтального ствола по толщине пласта и величиной депрессии на пласт. Для горизонтальной скважины ее совершенство по степени вскрытия полосообразного пласта определяется не

толщиной пласта, а длиной дренируемой зоны горизонтальной частью ствола. Допустимая величина депрессии на пласт, при которой дебит скважины достигает своего предельного значения, определяется положением ствола относительно ГВК. Поэтому при наличии подошвенной воды, данное преимущество позволяет свести к минимуму возможность обводнения скважины путем увеличения длины горизонтального ствола и перемещения ствола ближе к кровле с учетом создаваемой депрессии на пласт. Это позволяет повысить коэффициент газоотдачи пласта и надежность эксплуатации скважины.

Влияние длины и конструкции горизонтального ствола на газоотдачу при различных интенсивностях годового отбора газа было изучено вариантами, представленными в таблице 4.

Таблица 4. Исходные данные и результаты экспериментов при разработке неоднородного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной

Результаты проведенных экспериментов на модели фрагмента неоднородной залежи, вскрытой горизонтальной скважиной различной длины и конструкции представленных в таблице 4 показывают, что увеличенные темпы отбора в период постоянной добычи газа не влияет на величину конечной газоотдачи. Высокие коэффициенты газоотдачи (Рг>90% от начальных запасов) получены как при высоком 10%-ом, так и при низком около 4,5%-ом темпе отбора газа. При больших интенсивностях отбора и небольшой длине горизонтального ствола (620

и 320 м), скважину необходимо эксплуатировать при значительных депрессиях на пласт, что приводит к ее преждевременному обводнению, либо к образованию глубоких депрессионных воронок. В таких случаях высокую интенсивность отбора газа следует поддерживать непродолжительное время (до 6-ти лет), а затем переходить на режим эксплуатации скважин при низких депрессиях на пласт.

В результате проведенных многочисленных математических экспериментов на моделях фрагментов залежей массивного и пластового типов при различных: депрессиях на пласт; параметрах анизотропии; типов скважин и залежей; направлениях горизонтальных стволов; неоднородностей пропластков; степенях вскрытия пластов вертикальными скважинами; интенсивностях отбора газа и т.д. по всем вариантам были установлены основные показатели разработки, а также текущие и конечные коэффициенты газоотдачи. Изменение основных показателей разработки на каждый год разработки фрагмента может быть представлено в табличной форме или как это показано на рисунках 3 и 4.

а б

2500 2000 1500 1000 1 1 ! 1 2500 2000 1500 1000 о 11!" ^7/ 1

2500 2000 1500 1000 «» % • ! Э 1 1 { 1 < • » ! 2500 2000 1500 1000 л ) и ) "ШП" : Щ 5" : У//

2ЫМ 2000 1500 1000 /II 1 1 I * ! II • ** 1 2500 2000 1500 1000 у> У \ - »■ # / ■ж. * ' / 1 1 , ' *■ !' /;/г 11

21)00 2000 1500 1000 1 1 г 1 \ к 1 \ * Ф в» «к у» 1 •к к 1 2500 2000 1500 1000 \ 5 / 1 )| 1 ' / К / 3 N / 1 1 Л Я » / 1 1 !

500 1500 2500 500 1500 2500 500 1500 2500 500 1500 2500

г I I I I I I I I I I т—1

012345689 10 11 12 МПа •• - куст вертикальных скважин

Рисунок 3. Изменение пластового давления по слоям (вариант 11):

а - на 1 год разработки; б - на 10 год разработки.

Сравнение результатов расчетов показателей разработки с использованием вертикальных и горизонтальных скважин, вскрывших однородные и неоднородные пласты с различными интенсивностями годового отбора газа показало, что:

-коэффициенты газоотдачи при использовании вертикальных скважин с повышенным 10%-ым темпом отбора при аналогичных фильтрационных свойствах пласта в большинстве случаев выше, чем при классической интенсивности отбора.

-повышенные темпы отбора газа при принятых исходных данных не вызывают технологических осложнений работы скважин.

-высокие интенсивности отбора с применением горизонтальных скважин позволяют сократить продолжительность разработки месторождения.

-применение горизонтальных скважин при одинаковом темпе отбора газа из фрагмента месторождения в целом повышают коэффициент газоотдачи. При этом одной горизонтальной скважиной можно заменить несколько вертикальных.

а б

500 1500 2500 500 1500 2500 500 1500 2500 500 1500 2500

0.26 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.74

вода | |- газ ! • - куст вертикальных скважин

Рисунок 4. Изменение газонасыщенности по слоям (вариант 11):

а - на 1 год разработки; б - на 10 год разработки.

В пятой главе диссертации рассматриваются задачи поиска и выбора "оптимальных" типов и конструкций (одно и многоствольных) горизонтальных скважин для освоения однородных, неоднородных, а также многообъектных залежей с различными термобарическими параметрами.

От выбора типа скважин и поиска при этом их оптимальных конструкций при освоении низкопродуктивных залежей со значительной толщиной и многообъектных с различными емкостными и фильтрационными свойствами и удельными запасами зависит рентабельность освоения ресурсов углеводородов. Эта проблема может быть решена только путем использования горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин. При этом одна из основных задач является обоснование длины горизонтального ствола вскрывающего все объекты или сочетание длин многоствольно-горизонтальной скважины. Выбираемые типы и конструкции скважин должны обеспечить равномерность дренирования объектов с различными запасами и фильтрационными свойствами, максимальную газоотдачу объектов и устойчивой без осложнений работы скважин.

Многообъектные залежи представляют собой совокупность нескольких самостоятельных газовых и газоконденсатных объектов расположенных в пределах единой структуры. Отдельные объекты таких залежей отличаются: удельными запасами газа и конденсата в каждом объекте; термобарическими (давление и температуры) параметрами; емкостными и фильтрационными свойствами коллекторов; составами газа и содержанием конденсата; наличием или отсутствием нефтяной оторочки; положением контакта газ-вода (газ-нефть при наличии нефтяной оторочки) и т.д.

Многообъектные залежи могут быть освоены одно и многоствольными горизонтальными скважинами с единым вертикальным стволом при создании соответствующего условия, исключающего перетоки газа между объектами через общий несущий ствол. Такое условие нетрудно создавать, если пластовые давления объектов отличаются незначительно из-за гравитационных сил. При существенной разнице (несколько десятков атмосфер) между пластовыми давлениями возможны два варианта:

1. Создание забойного давления по величине меньшего пластовому давлению объекта с минимальным его значением. Такое забойное давление обеспечит приток газа из каждого объекта. Однако при этом отдельные объекты будут эксплуатироваться с различными депрессиями на пласт. Такой не регулируемый из объектов приток к единому стволу не всегда приемлем, так как при совместной разработке нескольких объектов, одним из основных условий является выравнивание пластовых давлений. Выравнивание пластовых давлений возможно при пропорциональном к запасам газа в объектах и их фильтрационным свойствам притоке газа к единому стволу. Такая пропорциональность может быть осуществлена путем выбора длины вскрытия по каждому объекту.

Оборудование входа в несущий ствол из каждого объекта соответствующими сужающими устройствами с учетом дополнительных потерь давления на расстоянии от данного объекта до сечения, где подключаются в общий ствол другие объекты. Эта технологическая задача должна быть решена при проектирова-

нии разработки многообъектных залежей, не зависимо от того, каким числом стволов эти объекты объединяются.

Приведенные выше общие условия освоения многообъектных залежей, могут быть выполнены при произвольной и "оптимальной" конструкции стволов. В данной работе рассматриваются следующие проблемы:

1. Выбор типа одно или многоствольных горизонтальных скважин для вскрытия многообъектных залежей.

2. Конструкции скважин обеспечивающих максимальную газоотдачу и устойчивые режимы их эксплуатации в процессе разработки однородных и неоднородных по свойствам месторождений.

3. Возможности разработки многообъектных залежей единой сеткой скважин при различных термобарических параметрах объектов.

Схема модели фрагмента по поиску оптимального типа и конструкции скважин показана на рисунке 5.

По результатам проведенных математических экспериментов устанавливается вариант, обеспечивающий максимальную газоотдачу и устойчивую эксплуатацию скважин без обводнения. Выбор оптимальных вариантов осуществляется по принципу: максимальная газоотдача за 30 лет разработки фрагмента, при соответствующих числе стволов, их длины, вскрытия объектов и создаваемой депрессии на пласт. Поэтому при выборе "оптимального" варианта исходили из идентичности запасов объектов, величин депрессии на пласт и суммарных длин (одно, двух и трехствольных горизонтальных скважин).

Исходные данные и основные результаты наиболее показательных вариантов разработки многообъектных залежей горизонтальными скважинами различных конструкций представлены в таблице 5.

Таблица 5. Исходные данные и результаты экспериментов при разработке многообъектных залежей, вскрытых одно или многоствольной горизонтальной

скважиной

1 Шифр варианта 1 л о ъ Е, Ё X а Суммарная длина горизонтальных стволов, м ] Начальная депрессия АРШЧ1 атм п Начальный суммарный дебит тыс м3/сут Продолжительность разработки фрагмента, годы Годовой отбор газа, % | 1 Обводнение объект/год Коэффициент 1 газоотдачи Р, % Схема вскрытия пластов

Однородный пласт

655 1800 1750 1750 5300 3,27 3236,0 30 5,1 5 объект/6 год 3 объект/23 год 85,0 1,-1800 3- 1750 З1- 1750

433 600 550 550 1700 9,80 2547,0 30 4,2 5 объект/в год 3 объект/27 год 74,9 1,- 600 зЕ^ 550 5- 550

532 1200 550 250 2000 4,90 2480,0 30 4,2 5 объект/12 год 3 объект/27 год 79,5 II--1200 ЗС" 55» 5 250

411 600 600 600 1800 3,25 2780,0 8 4,6 Обводнение скважины на 8 год 31,4 1,—.600 3 ^ 1—<600 5 1-600

Проницаемости объектов к1=100; кз=50 и 1(5=20 мд.

433 600 550 550 1700 13,07 2774,0 30 4,5 5 объект/20 год 80,0 1,- 600 3- 550 5- 550

532 1200 550 250 2000 6,53 2865,0 30 4,7 5 объект/14 год 85,0 11--1200 ЗГ- 550 5 250

411 600 600 600 1800 9,75 2458,3 30 4,1 5 объект/19 год 82,2 1,—.600 31 1—.600 5 1-600

Проницаемости объектов к|=20; кз=50 и к5=100 мд.

433 600 550 550 1700 19,44 2708,8 30 4,4 5 объект/16 год 52,4 1,- 600 3- 550 5- 550

532 1200 550 250 2000 14,58 3100,0 30 5,1 5 объект/12 год 69,6 11-1200 3 С" 550 5 250

411 600 600 600 1800 5,80 3245,0 18 5,1 5 объект/14 год 70,1 1,—.600 3 ^ 1->600 51 1-600

Установленные по результатам проведенных математических экспериментов на моделях фрагментов многообъектных залежей типы и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы при аналогичных параметрах пластов. Преимущество представленных исследований заключается в разработанной и предлагаемой рекомендации по поиску типов и конструкции одно и многоствольных горизонтальных скважин. Такая технология обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин должна быть использована при проектировании разработки любого многообъектного месторождения и залежей с трудноизвлекаемыми запасами газа.

Основные выводы

Проведенный анализ выполненных работ по лабораторным и промысловым исследованиям, а также путем моделирования показал, что влияние интенсивности отбора на газоотдачу в условиях применения горизонтальных скважин практически не изучен.

Приведенные в диссертации результаты математических экспериментов на моделях однородных, неоднородных и многообъектных залежей массивного и пластового типов с использованием различных типов и конструкций скважин показали, что:

1. Интенсивность отбора при принятых исходных данных и параметрах пластов с применением различных типов скважин практически не влияет на коэффициент газоотдачи.

2. Использование горизонтальных скважин при вскрытии газовых и газоконденсатных залежей позволяет увеличить интенсивность отбора газа из месторождения без технологических осложнений работы скважин.

3. Применение выбранных конструкций горизонтальных скважин позволяет продлить период постоянной добычи газа до 70% отбора газа от начальных его запасов и сократить продолжительность разработки в среднем на 10 лет.

4. По результатам проведенных математических экспериментов установлена возможность выбора типа и конструкций скважин, их расположение по толщине и по площади для обеспечения максимальной газоотдачи.

Выявленные по результатам проведенных математических экспериментов типы и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы при аналогичных параметрах пластов. Предлагаемая технология обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин может и должна быть использована при проектировании разработки любого газового и газоконденсатного месторождения, а также при освоении залежей с трудноизвлекаемыми запасами с учетом классических и повышенных интенсивностей отбора газа.

Список опубликованных работ по теме диссертации

1. Мараков Д.А., Грахов A.B. "Использование многоствольных горизонтальных скважин для освоения нефтяных и газовых месторождений", М.: 1999 г., материалы 53 межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ -99", с 16.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. "О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-i оризонтальными скважинами" часть I, M: Журнал "Бурение & Нефть" №4 2003 г., с. 38-42.

3. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. "О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами" часть И, М.: Журнал "Бурение & Нефть" №5 2003 г., с. 12-14.

4. Мараков Д.А. "О влиянии интенсивности отбора газа скважинами различной конструкции на конечный коэффициента газоотдачи", М.: 2003 г., материалы пятой всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", с 48.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. "О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами", М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2003 г., Труды Международного технологического симпозиума "Интенсификация добычи нефти и газа", с. 164-173.

6. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. "Применение горизонтальных скважин для повышения газоотдачи однородных и неоднородных пластов массивного и пластового типов" М.: 2004 г., материалы IV Международного семинара "Горизонтальные скважины", с 77-78.

7. Мараков Д.А. "Освоение шельфовых месторождений с применением горизонтальных скважин", М.: ИПНГ 2004 г., материалы научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников вузов и научных организаций "Молодежная наука - нефтегазовому комплексу", с 29.

8. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Мараков Д.А. "Обоснование типа и конструкции одно и многоствольных горизонтальных скважин при вскрытии многообъектных залежей" М.: ИПНГ 2004 г., материалы Международной конференции "Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья", с 128-129.

9. Мараков Д.А., Щебетов A.B. "Влияние размещения горизонтальных газовых скважин по толщине и по площади шельфовых месторождений на конечный коэффициент газоотдачи" Мурманск: МГТУ 2004 г., материалы международной научно-технической конференции "Наука и образование 2004", с 123-124.

Соискатель: Мараков Д.А Тел.р.: 135-79-36 Тел.д.: 333-48-40 marakovdenis@rambler.ru

8Ш

/

1220

\

Л"» Тир« {СО ( ; г !

Отдел операти»иой лолипяфии *ч

РГУ нефти и газа им И М Г>6юш«д ,,, ^

ГТ ,?1АИ ¿005 ' .

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Мараков, Денис Александрович

Введение

СОДЕРЖАНИЕ

Глава I. Состояние изученности проблемы газоотдачи.

1.1. Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи.

1.2. Методы подсчета запасов газа и их влияние на достоверность определения газоотдачи.

1.3. Текущая и конечная газоотдача.

1.4. Коэффициент газоотдачи при газовом режиме разработки месторождений.

1.5. Газоотдача при упруговодонапорном режиме разработки месторождений.

Глава II. Возможность увеличения интенсивности отбора газа.

2.1. Необходимость создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными скважинами с целью увеличения интенсивности отбора газа.

2.2. Возможности введения новых концепций в практику при освоении газовых и газоконденсатных месторождений.

2.3. Конструктивные особенности горизонтальных скважин.

2.4. Производительность одно и многоствольных горизонтальных скважин.

2.5. Удельные запасы газа, приходящиеся на одну горизонтальную скважину.

Глава III. Влияние интенсивности отбора газа на коэффициент газоотдачи.

3.1. Постановка вопроса.

3.2. Приближенные методы оценки влияния интенсивности отбора на коэффициент газоотдачи.

3.3. Годовые отборы газа и их влияние на продолжительность периода постоянной и падающей добычи газа.

3.4. Влияние увеличения интенсивности отбора газа на потери давления в стволе скважин и сроки ввода ДКС.

Глава IV. Использование численных методов для определения коэффициента газоотдачи при различных интенсивностях отбора газа.

4.1. Постановка вопроса.

4.2. Теоретические основы создания геолого-математических моделей.

4.3. Создание геолого-математических моделей фрагментов месторождений массивного и пластового типов.

4.4. Учет влияния геологических, технических и технологических факторов на величину газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора газа.

4.5. Анализ результатов, полученных на моделях фрагментов залежи массивного типа.

4.6. Анализ результатов, полученных на моделях фрагментов залежи пластового типа.

4.7. Факторы, снижающие коэффициент газоотдачи при вскрытии залежей массивного и пластового типов вертикальными и горизонтальными скважинами при различных интенсивностях годового отбора газа.

Глава V. Обоснование и выбор типа и оптимальной конструкции одно и многоствольных горизонтальных скважин.

5.1. Постановка проблемы.

5.2. Использование геолого-математических моделей фрагментов месторождений для обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций горизонтальных скважин.

5.3. Проведение математических экспериментов и разработка рекомендаций по определению оптимальных конструкций горизонтальных скважин, вскрывших многообъектные залежи массивного и пластового типов.

5.3.1. Создание модели однородного пласта с непроницаемыми перемычками осваиваемого горизонтальными скважинами.

5.3.2. Создание модели фрагментов неоднородных пластов для освоения их ресурсов одно и многоствольными горизонтальными скважинами.

5.3.3. Создание модели однородных и неоднородных многообъектных залежей с различными термобарическими параметрами.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Создание методов определения коэффициентов газоотдачи неоднородных залежей при разработке месторождений с различными интенсивностями отбора вертикальными и горизонтальными скважинами"

Актуальность темы. В большинстве проведенных до настоящего времени лабораторных, промысловых исследований и математических экспериментов по изучению влияния отдельных факторов на коэффициент газоотдачи и обоснованию интенсивности годового отбора в период постоянной добычи газа коэффициент газоотдачи пластов изучался со сравнительно низким темпом годового отбора.

При этом использованные методы оценки газоотдачи, из-за неточности подсчета запасов газа и усреднения большинства параметров, входящих в аналитические решения, не позволяли определить истинную величину коэффициента газоотдачи. Большинство специалистов изучающих газоотдачу пластов склонны к тому, что увеличение интенсивности отбора приводит к снижению коэффициента газоотдачи пластов.

Увеличение темпов отбора тесно связано не только с геологическими, техническими и технологическими факторами, но и с необходимостью использования высокопроизводительных скважин. Величина газоотдачи тесно связана с многообъектностью залежей с различными емкостными и фильтрационными свойствами объектов с их удельными запасами газа, вскрытием этих объектов, а также термобарическими параметрами. Поэтому особое внимание уделено вскрытию многообъектных залежей одно и многоствольными горизонтальными скважинами и поиску оптимальных типов и конструкций скважин, обеспечивающих максимальную газоотдачу с учетом различных термобарических параметров вскрываемых объектов.

Комплексный учет различных факторов влияющих на газоотдачу при разработке газовых и газоконденсатных месторождений, особенно при вскрытии сильно неоднородных по литологическому строению пластов, а также многообъектных залежей обуславливают необходимость изучения влияния интенсивности отбора и возможность использования новых типов скважин на коэффициент газоотдачи.

Цель работы. Обосновать возможность освоения газовых и газоконденсатных месторождений при высоких интенсивностях годового отбора (более 5% от начальных запасов газа) путем использования одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния различных факторов на величину газоотдачи при различных темпах годового отбора, а также установить и выбрать "оптимальный" тип и конструкцию скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи и устойчивую, без осложнений, работу таких скважин. Задачи исследований

1. Определить влияние различных факторов на коэффициент газоотдачи: интенсивности отбора газа; неоднородности залежи; параметра анизотропии; многообъектности залежи.

2. Установить возможность увеличения интенсивности годовых отборов при применении одно и многоствольных горизонтальных скважин с учетом влияния технических и технологических факторов.

3. Обосновать тип и "оптимальную" конструкцию горизонтальных скважин вскрывших многообъектные залежи, обеспечивающие: равномерность дренирования объектов с различными запасами и фильтрационными свойствами, максимальную газоотдачу объектов и устойчивую работу скважин в процессе разработки.

4. Установить возможность освоения многообъектных залежей единой ' сеткой скважин с различными термобарическими параметрами объектов. Методы решения. Применение программ расчета составленных на основе приближенных уравнений и классической системы уравнений многомерной многофазной многокомпонентной нестационарной фильтрации путем создания геолого-математических моделей фрагментов месторождений с учетом влияния многочисленных факторов при соответствующих начальных и граничных условиях.

Научная новизна

1. Обоснованы новые концепции для освоения газовых и газоконденсатных месторождений одно и многоствольными горизонтальными скважинами.

2. Разработана технология определения коэффициентов газоотдачи однородных и неоднородных залежей при их разработке вертикальными и горизонтальными скважинами с использованием геолого-математических моделей.

3. Предложена технология определения типов и "оптимальных" конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин, обеспечивающих максимальный коэффициент газоотдачи. Практическая значимость

1. Установлена возможность количественного определения коэффициентов газоотдачи при различных интенсивностях годового отбора газа из залежей массивного и пластового типов с различными емкостными и фильтрационными свойствами.

2. Предложена технология определения "оптимальных" типов и конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин для освоения однородных и неоднородных залежей с различными свойствами пористой среды и флюидов путем создания геолого-математических моделей фрагментов различных месторождений и их вскрытия горизонтальными скважинами. Защищаемые положения

1 .Установление возможности повышения годового отбора газа из месторождения при применении одно и многоствольных горизонтальных скважин.

2,Определение возможности сокращения продолжительности разработки месторождения.

3.Увеличение конечного коэффициента газоотдачи путем обоснования и выбора типа и оптимальной конструкции горизонтальных скважин. Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались на следующих конференциях и семинарах:

1. На 53-ей Межвузовской студенческой научной конференции "Нефть и газ - 99", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 1999 г.

2. На V Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2003 г.

3. На международной научно-технической конференции "Наука и образование 2004", МГТУ, г. Мурманск 2004 г.

4. На международной конференции "Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья", РАН, г. Москва, 2004 г.

5. На IV международном семинаре "Горизонтальные скважины", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 2004 г.

6. На научных семинарах кафедры РиЭГиГКМ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Публикации. По результатам исследований опубликовано 9 печатных работ, из них 6- материал научных конференций.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 120 наименований и приложения. Общий объем работы составляет 225 страниц, в том числе 161 страницу машинописного текста, 24 рисунка, 40 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Мараков, Денис Александрович

Выводы и рекомендации

Проведенный анализ выполненных работ по лабораторным и промысловым исследованиям, а также путем моделирования фрагментов месторождений показал, что влияние интенсивности отбора на газоотдачу в условиях применения горизонтальных скважин практически не изучен.

Проведенные математические эксперименты на моделях однородных, неоднородных и многообъектных залежей массивного и пластового типов показали, что:

1. Интенсивность отбора при принятых исходных данных и параметрах пластов с применением различных типов скважин практически не влияет на коэффициент газоотдачи.

2. Использование горизонтальных скважин при вскрытии газовых и газоконденсатных залежей позволяет увеличить интенсивность отбора газа из месторождения без технологических осложнений работы скважин.

3. Применение соответствующей конструкции горизонтальных скважин позволяет продлить период постоянной добычи газа до 70% отбора газа от начальных его запасов и сократить продолжительность разработки в среднем на 10 лет.

4. По результатам проведенных математических экспериментов установлена возможность выбора типа и конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин, их расположение по толщине и по площади обеспечивающих максимальную газоотдачу.

Выявленные по результатам проведенных математических экспериментов типы и конструкции скважин характерны только для принятых исходных данных, и могут быть использованы при аналогичных параметрах пластов. Предлагаемая технология обоснования и выбора типа и оптимальных конструкций одно и многоствольных горизонтальных скважин может и должна быть использована при проектировании разработки любого газового и газоконденсатного месторождения, а также при освоении залежей с трудноизвлекаемыми запасами с учетом классических и повышенных интенсивностей отбора газа.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Мараков, Денис Александрович, Москва

1. Абасов М.Т., Везиров Д.Ш., А И. Калантаров А.И. и др. "Экспериментальное исследование газоотдачи пластов". Азербайджанское нефтяное хозяйство №2, 1972 г.

2. Азиз X., Сеттари Э. "Математическое моделирование пластовых систем". М.: "Недра", 1982 г.

3. Алиев З.С. "О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами" Наука и технология углеводородов №6, 1999 г.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В. "Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений", г. Печора Изд. "Печорское время", 2002 г.

5. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. "Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин". М.: Издательство "Техника", 2001 г.

6. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Черных В.В. "Продуктивность многоствольной скважины в условиях обводнения" Газовая промышленность №1, 1999 г.

7. Алиев З.С., Черных В.В. "Расчет многоствольных скважин при газовом режиме разработки" Газовая промышленность №11, 1999 г.

8. Алиев З.С., Шеремет. В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М: "Недра", 1995 г.

9. Аристов В.А., Зелепукин В.И., Рассохин Г.В. "Газоотдача при разработке залежей с низкопроницаемыми коллекторами". Тр. ВНИИГаза. М. 1987 г.

10. Басниев К.С. "Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводородные компоненты". М.: "Недра", 1986 г.

11. Басниев К.С., Алиев З.С., Критская С.Л. и др. "Исследование влияния геолого-технических факторов на производительность горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин". -М.: ИРЦ "Газпром", 1998 г.

12. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных наклонных и многоствольных газовых скважин. М.: ИРЦ "Газпром", 1999 г.

13. Басниев К.С., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Жариков М.Г. Выбор режима работы горизонтальной скважины// Газовая промышленность -№1 1999 г.

14. Басниев К.С., Ливада Г.М., Сошнин Н.М. "Метод добычи выпавшего в пласте конденсата на поздней стадии разработки месторождений". Реф.сб. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений №12, М.: ВНИИЭГазпром, 1973 г.

15. Бачурин А.К., Овчинников С.И. "Экспериментальное моделирование газоотдачи месторождений севера Тюменской области". Газовая промышленность №6, 1977 г.

16. Беликов И.М., Абрамова А.И., Бутузов Е.П. "Оценка коэффициента газоотдачи по газовым и газоконденсатным залежам". Реф.сб. Разработка иэксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений №10, М.: ВНИИЭГазпром, 1977 г.

17. Бердин Т.Г. "Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин" М.: Изд. "Недра", 2001 г.

18. Брусиловский А.И. "Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа" М.: Издательский дом "Грааль", 2002 г.

19. Бузинов С.Н., Алтухов П.Я. "К вопросу определения газоотдачи и остаточной газонасыщенности при отборе газа из водогазонасыщенного пласта". НТС по геологии, разработке, транспорту и использованию природного газа, вып. III-V, 1965 г.

20. Бузинов С.Н., Мерзленко Ю.Ф., Фиш М.Л. "К оценке текущих коэффициентов газоотдачи основных газовых месторождений СССР". Реф.сб. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений №10, М.: ВНИИЭГазпром, 1972 г.

21. Булавинов Л.Б. "Исследование капиллярного вытеснения газа водой из естественных песчаников". Газовое дело №7, 1966 г.

22. Булавинов Л.Б. "Изучение газоотдачи неоднородных пористых сред при вытеснении газа водой". Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, Москва, МИНХ и ГП, 1967 г.

23. Васильев Ю.Н., Куликова Н.Г. "Влияние пластового давления на газоотдачу трещиновато-пористых коллекторов". Газовая промышленность №4, 1982 г.

24. Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. "Теория и опыт разработки месторождений природных газов" М.: Изд. "Недра", 1999 г.

25. Галимов А.К., Леонтьев И.А. "Механизм макрозащемления газа в слоистых пластах с зональной неоднородностью" Газовая промышленность №1, 1981 г.

26. Гнатюк P.A., Кондрат P.M., Лискевич Е.И. "Исследование технологии повышения углеводородоотдачи газоконденсатонефтяных залежей". Экс.инф.

27. Серия: Геология, бурение и разработка газовых месторождений №20. М.: ВНИИЭГазпром, 1982 г.

28. Гнатюк P.A., Лискевич Е.И., Пономарева Г.Г. "Оценка газоотдачи при заводнении Битковского газоконденсатного месторождения". Газовое дело №9, 1971 г.

29. Головастов Д.С., Севастьянов О.М. "Газоотдача коллекторов Оренбургского месторождения при обводнении". Обз.инф. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, вып. V. М.: ВНИИЭГазпром, 1981 г.

30. Григорьев B.C. "Влияние темпов разработки газоносных пластов на коэффициент газоотдачи". Сб. Бурение, добыча и транспорт газа восточных областей Украины. Киев: Институт техн. инф., 1965 г.

31. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995 г.

32. Гриценко А.И., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. "Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей" М.: "Недра", 1995 г.

33. Джалилов З.И. "Экспериментальное исследование газоотдачи неоднородных пластов при высоких давлениях". Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Баку, 1981 г.

34. Дмитриевский А.Н., Закиров С.Н., Шандрыгин А.Н. "Вытеснение газа водой из трещиновато-пористых коллекторов" ДАН СССР т.310 №6 1990 г.

35. Ермилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. и др. "Эксплуатация газовых скважин". М.: "Наука", 1995 г.

36. Жданов М.А. "Методы подсчета подземных запасов нефти и газа", Госгеолиздат, 1952 г.

37. Жданов М.А., Юдин Г.Т. "К вопросу о коэффициенте газоотдачи газовых залежей"Л\ Азербайджанское нефтяное хозяйство №8, 1957 г.

38. Жданов М.А., Юдин Г.Т. "Некоторые соображения о коэффициентах газоотдачи газовых и газоконденсатных месторождений". Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып.22, 1958 г.

39. Желтов Ю.В., Мартос В.Н., Фролов А.И. "О механизме вытеснения газа водой из пористых сред". Газовая промышленность №11, 1966 г.

40. Жиденко Г.Г., Савченко В.В., Панфилов М.Б. и др. "Влияние качества сооружения и числа эксплуатационных скважин на газоотдачу продуктивных горизонтов". М.: ВНИИЭГазпром, 1989 г.

41. Закиров С.Н. "Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений". М.: "Струна", 1998 г.

42. Закиров С.Н. и др. "Особенности обводнения залежей газа с неоднородными коллекторами". Геология нефти и газа №6, 1991 г.

43. Закиров С.Н., Кондрат P.M. "О влиянии темпов отбора на некоторые показатели разработки газовой залежи". Изв. ВУЗов: Серия: Нефть и газ №6, 1973 г.

44. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П. и др. "Теория водонапорного режима газовых месторождений". М.: "Недра", 1976 г.

45. Закиров С.Н., Коротаев Ю.П. и др. "Активное воздействие на водонапорный режим с целью увеличения компонентоотдачи пласта". Обз. инф. ВНИИЭГазпром, 1981 г.

46. Закиров С.Н., Палатник Б.М., Сомов Б.Е. "Прогнозирование разработки газовых месторождений с использованием трехмерных моделей пласта". Обз. инф. ВНИИЭГазпром, 1986 г.

47. Закиров С.Н., Пискарев В.И. и др. "Разработка водоплавающих залежей с малым этажом газоносности на основе горизонтальных скважин". Газовая промышленность №5, 1997 г.

48. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. "Многомерная и многокомпонентная фильтрация" Справочное пособие. М.: "Недра", 1988 г.

49. Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Палатник Б.М "Трехмерное моделирование двухфазной фильтрации в задачах разработки газовых месторождений" Изв. АН АзССР Сер. Наука о Земле, 1983 г.

50. Закиров С.Н., Шандрыгин А.И. "Исследование процессов вытеснения газа водой из трещиновато-пористых коллекторов" М., 1989 г.

51. Закиров С.Н. и др. "Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа". М.: "Грааль", 2000 г.

52. Закиров С.Н., Пискарев В.И., Гереш П.А., Ершов С.Е. "Разработка водоплавающих залежей с малыми этажами газоносности" Обз. инф. ИРЦ Газпром, 1997 г.

53. Закиров С.Н. и др. "Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений". М.: Недра, 1984 г.

54. Закиров Э.С. "Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах". Газовая промышленность №5-6, 1996 г.

55. Закиров Э.С. "К эффективной разработке слоисто-неоднородных коллекторов". Геология нефти и газа №9, 1996 г.

56. Закиров Э.С. "Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа". М.: "Грааль", 2001 г.

57. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Савченко В.В. "Подсчет запасов газа по залежам с проявлением упруго-водонапорного режима на раннем этапе эксплуатации". М.: ВНИИЭГазпром, 1979 г.

58. Канашук В.Ф., Коршунова Л.Г. Влияние геологических и технологических параметров на газоотдачу. Обз. инф. ВНИИЭГазпром. 1981 г.

59. Кашпаров М.М., Гереш Г.М. "Использование горизонтальных скважин для разработки Ямбургского ГКМ" Газовая промышленность №11, 2000 г.

60. Козлов A.JI. "Коэффициент газоотдачи газовых месторождений". Газовая промышленность №5, 1956 г.

61. Кондрат P.M. "Исследование особенностей процесса вытеснения газа водой применительно к разработке газовых месторождений"// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МИНХиГП им. И.М.Губкина, 1970 г.

62. Кондрат P.M. "Повышение газо- и конденсатоотдачи продуктивных пластов на поздней стадии разработки месторождений". Тезисы докладов Республиканской научно-технической конференции. Киев: Укргипрониинефть, 1982 г.

63. Кондрат P.M. "Повышение конденсатоотдачи продуктивных пластов с применением заводнения". Обз. инф. ВНИИЭГазпром вып. 7, 1982 г.

64. Кондрат P.M. "Газоконденсатоотдача пластов" М.: "Недра", 1992 г.

65. Кондрат P.M., Матвеев И.М. "Влияние условий заводнения газовых залежей на коэффициенты газоотдачи и остаточной газонасыщенности". Реф.сб. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений №8, М.: ВНИИЭГазпром, 1973 г.

66. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н., Кондрат P.M. "Регулируемый отбор газа и воды из залежи с целью увеличения газоотдачи". Сб. Тезисы докладов на симпозиуме по повышению газоконденсатоотдачи пластов. М.: ВНИИЭГазпром, 1977 г.

67. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н., Леонтьев И.А., Савченко В.В. "Наиболее полно извлекать углеводородное сырье из недр". М.: ВНИИЭГазпром, 1977 г.

68. Коротаев Ю.П., Закиров С.Н. "Теория и проетирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений". М.: "Недра", 1981 г.

69. Кусаков М.М., Лубман Н.М., Кочешков A.A. "Влияние давления на скорость капиллярного пропитывания пористой среды". Тр. Института нефти т. XI, "Нефтепромысловое дело". Изд. АН СССР, 1958 г.

70. Лапук Б.Б. "Приближенное решение плоской задачи о вытеснении газа несжимаемой водой", ДАН СССР, т.73, 1950 г.

71. Лисовский H.H., Немченко H.H., Зыкин М.Я. и др. "Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа". М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1994 г.

72. Мартос В.Н., Рыжик В.М. "Исследование капиллярной пропитки пористых сред применительно к моделированию процесса вытеснения газа водой". Известия АН СССР "Механика жидкости и газа" №1, 1967 г.

73. Мартос В.Н., Богомолова Л.Ф., Глазова В.Н. "Вытеснение газа водой при снижении давления в пласте". Газовая промышленность №10, 1969 г.

74. Маскет М. "Физические основы технологии добычи нефти". Москва-Ижевск, 2004 г.

75. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О.Л., Басниев К.С., Алиев З.С. "Основы технологии добычи газа" М.: "Недра", 2003 г.

76. Моисейкин П.А. "Влияние геолого-промысловых и технологических факторов на конечную газоотдачу месторождений". Сб. Вопросы разработки и эксплуатации газовых месторождений Западной Сибири вып. 7, М.: ВНИИГаз, 1983 г.

77. Никитин Б.А., Басниев К.С., Гереш П.А. и др. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. — М.: ИРЦ «Газпром», 1999 г.

78. Панфилов М.Б., Жиденко Г.Г. "Газоотдача обводняющихся неоднородных пластов"// Обзор, инф. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. — 1997 г.

79. Перепеличенко В.Ф. "Компонентоотдача нефтегазоконденсатных залежей". М.: "Недра", 1990 г.

80. Петренко В.И. "Оценка коэффициентов газоотдачи продуктивных пластов". Газовая промышленность №9, 1976 г.

81. Петров В.Г., Абрамов В.Н. "Результаты исследований капиллярной пропитки низкопроницаемых карбонатных пород" Теория и практика разработки газоконденсатных месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. М.: ВНИИГаз, 1987 г.

82. Пешкин М.А. "Экспериментальное исследование газоотдачи модели обводненного пласта". НТС "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" №3, ВНИИОЭНГ 1968 г.

83. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А. и др. "Влияние обводнения многопластовых газовых и газоконденсатных месторождений на их разработку". М.: "Недра", 1973 г.

84. Рассохин Г.В., Ус Е.М., Аристов В.А., Левочкин Б.З. "Конечная газоотдача при разработке залежи свиты Горячего Ключа Александровского газоконденсатного месторождения". НТС "Газовое дело" №11, 1968 г.

85. Ратушняк Н.С., Царев В.А. "Влияние деформации пласта на газоотдачу". Газовая промышленность №2, 1972 г.

86. Розенберг М.Д., Кундин С.А. "Многофазная многокомпонентная фильтрации при добыче нефти и газа". М.: "Недра", 1978 г.

87. Рыжик В.М. "О зоне неподвижного газа при вытеснении газа водой из пористой среды". Известия АН СССР "Механика жидкости и газа" №6, 1966 г.

88. Савченко В.В. "Влияние геологических и промысловых факторов на конечную газоотдачу месторождений". Обз.инф. Серия: Разработка иэксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, М.: ВНИИЭГазпром. 1975 г.

89. Савченко В.В. "Газоотдача". М.: Советская энциклопедия т. I, 1984 г.

90. Савченко Н.В. "Остаточная газонасыщенность пород коллекторов по данным лабораторного изучения керна". Сб. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. ВНИИЭГазпром №5, 1972 г.

91. Саттаров М.М. и др. "Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин". Изд. ВНТИЦентр, 1991 г.

92. Сомов Б.Е. "Решение задач пространственной фильтрации трехфазной углеводородной смеси". М.: Тр. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина вып. 192, 1985 г.

93. Тер-Саркисов P.M. "Повышение углеводородоотдачи пласта нефтегазоконденсатных месторождений" М.: Изд. "Недра", 1995 г.

94. Требин Ф.А., Гиматудинов Ш.К., Булавинов Л.Б. "Исследование газоотдачи неоднородных пластов газового месторождения Газли в условиях упруго водонапорного режима". Фонды МИНХ и ГП, 1965 г.

95. Фиш М.Л., Леонтьев И.А., Храменков E.H. "Оценка коэффициентов газоотдачи в период падающей добычи газа" Обз. инф. Серия: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, М.: ВНИИЭГазпром, 1974 г.

96. Хейн A.JI., Бузинов С.Н., Алтухов П.Я. "Экспериментальное исследование процесса извлечения газа из модели водогазонасыщенного пласта". Тр. ВНИИГаза, вып. 11/19, Гостоптехиздат, 1961 г.

97. Хейн A.JL, Алтухов П.Я. "Влияние динамических параметров на процесс извлечения газа из водогазонасыщенного пласта" Газовая промышленность №9, 1964 г.

98. Хейн A.JL, Алтухов П.Я. "Влияние начальной газонасыщенности на эффективность вытеснения газа водой" Газовая промышленность №12, 1964 г.

99. Худяков О.Ф., Великовский А.С. "Экспериментальное изучение газоотдачи при вытеснении газа водой (на линейных моделях пласта)". Тр. ВНИИГаза, вып. 17/25. Гостоптехиздат, 1962 г.

100. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. -М.: ВНИИГаз, 2000 г.

101. Ширковский А.И. "Определение коэффициентов водонасыщенности и газоотдачи обводненной зоны газовых месторождений// Разработка и эксплуатация месторождений нефти и газа" М.:"Недра" Вып.48, 1964 г.

102. Ширковский А.И. "Новые методы расчета газонасыщенности, газоотдачи, начальных запасов газа и испарения связанной воды при разработке газовых залежей и подземном хранении газа" М.: ВНИИЭГазпром, 1967 г.

103. Шмыгля П.Т. "Разработка газовых и газоконденсатных месторождений" М.: "Недра", 1967 г.

104. ПЗ.Юдин В.М., Вдовенко B.JI. и др. Эффективность разработки НГКМ многозабойными скважинами// Газовая промышленность №2 - 2000 г.

105. Babu D.K., Odeh A.S. "Productivity of horizontal well". SPERE, November, 1989.

106. Geffen J.M., Carrish D.R., Haynes G.W., Morse R.A. "Efficiency of gas displacement from porous media by liquid flooding". Petroleum Technology №2, 1952.

107. Jones P.J. "Condensate production and cycling". Petroleum production, vol. IV, 1948.

108. Katz D.L., Legatski M.W., Gorring L., Nielsen R.R. "How water displaces gas from porous media". Oil and Gas journal №2, 1966.

109. Land C.S. "Comparison of calculated with experimental Imbibitions relative permeability", SPE 3360// The Rocky Mountain Meeting of the SPE of AIME/. Billings (Mont.), 1971.

110. Rose W. Theoretical generalizing leading to the evaluation of relative permeability .-Trans. AIME V. 186, 1949.

111. Root P.I., Calhoun I.C. "Displacement of Gas by Water from unconsolidated sands". Producers Monthly, v. 10, No. 10, 1954.