Геоэкологическое обоснование прогноза фильтрационных и емкостных параметров сложно построенных коллекторов в процессе бурения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.24, кандидат геолого-минералогических наук Валиуллина, Наталия Владимировна

• Валиуллина, Наталия Владимировна
• кандидат геолого-минералогических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат геолого-минералогических наук Валиуллина, Наталия Владимировна

СОДЕРЖАНИЕ

С.

Перечень используемых сокращений и условных обозначений

ВВЕДЕНИЕ

1. Геоэкологическая оценка методов исследований сложно построенных коллекторов в связи с обеспечением техногенной безопасности

решения эколого-геологических задач

1.1. Геоэкология - ведущее звено экологии нефтяной отрасли

1.2. Определение геоэкологически безопасного и информативного метода исследования скважин в процессе бурения

2. Особенности геологического строения девонских отложений Волгоградского Поволжья

2.1. Краткая тектоническая характеристика

2.2. Литолого-стратиграфическая характеристика разрезов

2.2.1. Франский ярус

2.2.2. Фаменский ярус

2.3. Нефтегазоносность

3. Анализ методик интерпретации сложно построенных коллекторов и оценка возможности их использования для обработки

данных пластоиспытателя

3.1. Метод Уоррена и Руута

3.2. Метод Сваана

3.3. Метод Полларда-Пирсона

3.4. Метод производных

3.5. Метод детерминированных моментов

3.6. Влияние депрессии и репрессии испытания на состояние ПЗП

4. Комплексная интерпретация данных пластоиспытателя для оценки структурных и фильтрационных характеристик

сложно построенных коллекторов

4.1. Анализ диаграмм и графиков изменения давления

4.2. Интерпретационные модели для оценки типа коллектора

и его фильтрационно-емкостных параметров

4.3. Примеры использования интерпретационных моделей на практике

4.3.1. Пример использования модели 1 для получения информации

по скв. 2-Северо-Ключевской

4.3.2. Пример определения характеристики девонских отложений

в скв. 2-Овражной

4.3.3. Комплексная характеристика карбонатных отложений

Романовской и Мирошниковской площадей

5. Оценка промысловых характеристик объектов по данным трубных испытателей пластов

5.1. Сопоставительный анализ данных исследований скважин пластоиспытателями и стационарными методами

5.2. Разработка метода прогноза начального дебита фонтанирования нефтенасыщенных пластов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ЛИТЕРАТУРА

Справка о внедрении разработок

ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

А - коэффициент пропорциональности, а - коэффициент растворимости газа, м3/(м3 МПа). аб - параметр формы блоков матрицы, ой , а2 - соответственно, углы наклона конечного и начального участков "разностной кривой", мин"1. В - объемный коэффициент пластовой жидкости. рж - коэффициент сжимаемости пластового флюида, МПа"1.

(Зп, Рт - коэффициенты сжимаемости матричной и трещиноватой составляющих сложно построенного пласта, Мпа'1.

С, О - отрезки, отсекаемые на оси ординат "разностной кривой" конечным и начальным прямолинейными участками. Ор - вертикальное смещение между начальным и конечным

прямолинейными и параллельными участками графика КВД в координатах Р, 1д(1+ТЛ), МПа. й! - горизонтальное смещение между начальным и конечным

прямолинейными и параллельными участками графика, с! - безразмерный диагностический критерий. с1с - диаметр скважины, м. с1т - диаметр трубы, м. Г - газовый фактор, м3/м3.

ГИС - геофизическое исследование скважин. ГС - геологическая среда. у\ - изменяющаяся плотность потока по стволу скважины, г/см3. уэ - постоянная Эйлера.

Ун, у0 - соответственно, плотность нефти в пластовых условиях и при атмосферном давлении, г/см3. уг - плотность газа при атмосферном давлении, г/см3, е - погрешность определяемых параметров, %.

Ей^ ОРЧ - отношение продуктивностей пласта с нормальной и сниженной фильтрационной способностью прискважинной зоны.

f - знак функциональной зависимости.

Лп, Лф ~ соответственно, потенциальный и фактический коэффициенты

продуктивности, м3/(сут-МПа). О, Он - фактический средний дебит пластового флюида и нефти в период притока, м3/сут.

О,, Оквд - средний текущий дебит и дебит в конце периода притока, определяемые по кривой восстановления давления, м3/сут.

Оф - прогнозный начальный дебит фонтанирования, м3/сут. Ъ > Хп, Хо - соответственно, коэффициент пьезопроводности трещинной, поровой частей коллектора и сложно построенного пласта в целом, см2/с.

Н, Нпл. - соответственно, глубина скважины и глубина кровли пласта, м.

Н6 - глубина по стволу скважины, соответствующая буферному давлению, м

Н| - изменяющаяся глубина по стволу скважин, м.

АН - прирост глубины по стволу скважины, м.

И - толщина пласта, м.

1")П1, Ьц - общая толщина матричной и трещиноватой составляющих пласта, м.

I - тангенс угла наклона прямолинейных участков графика кривой восстановления давления, МПа/лог.цикла. ИПТ - испытатель пластов на трубах (пластоиспытатель). к, к/, к3, кн, кв - соответственно, проницаемость пласта, трещин, прискважинной зоны, нефте- и водонасыщенных пластов, мкм2. кт, кп - коэффициенты динамических емкостей трещин и матричных блоков

сложно построенного коллектора, доли ед. или %. КВД - кривая восстановления давления. (кИ/ц), (кЬ/(1)х - коэффициенты гидропроводности пласта и его наиболее проницаемой части, мкм2-см/(мПа-с).

I - размер матричных блоков, м.

X - коэффициент сопротивления трения единицы относительной длины трубы.

Хп - коэффициент перетока между средами различной пористости.

ц - вязкость пластового флюида в пластовых условиях, мПа-с.

М-н, м-в - соответственно, вязкость нефти и пластовой воды в пластовых условиях, мПа-с.

Мо > м-1 , м-2 > - детерминированные моменты нулевого, первого, второго и п-ого

цп порядков, МПа-сп+1. ОПТЯ - опасные природно-техногенные явления. ОС - окружающая среда. Р - текущее забойное давление в период восстановления давления, МПа. Pi - давление по стволу скважины при движении газожидкостной смеси, МПа. Рпл. - начальное пластовое давление, МПа. РЛр. - приведенное давление, МПа. Рн, Рб, Р3 - соответственно, давление насыщения, буферное, прогнозное

забойное давление фонтанирующей скважины, МПа. Рг, Рз - забойное давление в начале и конце периода притока, МПа. Рт - давление в конце периода притока, МПа. Рт/2 - среднее забойное давление в период притока, МПа. AP-i - потери давления на трение при движении жидкой фазы притока, МПа. AP2j - текущие потери на трение при движении газожидкостной смеси, МПа. APTi - общие потери на трение, МПа. АР| - приращение забойного давления за время Atä, МПа. APCp.i - среднее значение депрессии на пласт в интервале времени Atj, МПа. ДР3 - депрессия, затрачиваемая на зону со сниженной фильтрационной

возможностью пласта, МПа. АР - депрессия, прилагаемая к пласту, МПа. Рт - давление в трещинах, МПа. АРТ - изменение давления в трещинах, МПа. АР* - репрессия испытания, МПа.

Р0 - атмосферное давление, МПа. ПЗП - прискважинная зона пласта.

R3,R, RnP. - соответственно, радиус прискважинной зоны пласта, радиус пласта и приведенный радиус исследования пласта, м. Re - число Рейнольдса. гс - радиус скважины, см.

Э - скин-эффект.

Бт, Бп - емкости трещинной и матричной составляющих сложно построенного коллектора.

тт, плп - общая пористость, соответственно, трещин и блоков, доли ед. или %.

Тпр. - приведенная температура. Т - время притока, мин.

1 - соответственно, интервал и текущее время восстановления давления, мин.

^ , - время пересечения горизонтальной линии, проходящей через середину переходного участка, соответственно, с начальным и конечным прямолинейными участками графика, мин. V - время координаты первой точки, лежащей на конечном прямолинейном участке, мин.

^ - время отклонения графика давлений от начального прямолинейного участка, мин.

^ - время искажения графика давлений продолжающимся притоком, мин. - время, необходимое для квазистационарного режима фильтрации в блоках, мин. ^ - время выхода на конечную прямую, мин. ^ - текущее время искажения графика давлений, мин. Ц.! - среднее текущее время восстановления забойного давления по интервалам времени ДЪ , мин. х - время окончания переходного периода фильтрации, мин. 0 - параметр, определяющий состояние матрицы от изменения давления в

трещинах. \/п - подпакерный объем скважины, м3. Ут - динамическая емкость трещин-каверн, м3. \/к - объем кавернозности ствола скважины, м3 \/м - динамическая емкость пор матрицы, м3.

© - отношение емкости наиболее проницаемой среды к общей емкости

коллектора, г - коэффициент сверхсжимаемости газа.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геоэкологическое обоснование прогноза фильтрационных и емкостных параметров сложно построенных коллекторов в процессе бурения»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Поиск, разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, в силу специфики ведения горных работ, характеризуются мощным техногенным воздействием на геологическую среду. Особенно актуальна задача оценки масштабов техногенных изменений в районах разведки и разработки карбонатных трещиноватых пород. Месторождения со сложно построенными коллекторами имеют достаточно широкое распространение в нефтегазовых регионах и составляют значительную часть в общем балансе запасов нефти, обеспечивая существенный вклад в ее добычу. В Волгоградском Поволжье в последние годы открыто ряд новых месторождений с такими коллекторами: Добринское, Демьяновское, Памятно-Сасовское, Ново-Кочетковское, Ковалевское.

Техногенные изменения связаны, в основном, с фильтрационной деформацией пород при изменении напряженного состояния среды и давления жидкости, резко изменяющей фильтрационно-емкостные характеристики сложно построенных коллекторов.

В связи с этим возникает проблема прогнозирования таких коллекторов современными методами, обеспечивающими получение полной информации об исследуемых отложениях с минимальным нарушением состояния геологической среды.

Среди всех известных методов геоэкологически безопасным, решающим поставленную проблему, выбран метод пластоиспытателя на трубах.

Специфические геологические, физические, промысловые и геоэкологические особенности коллекторов со сложной структурой емкостного пространства ограничили перенос на них результатов, отработанных применительно к обычным залежам с гранулярными коллекторами. В силу ряда причин эта сложная проблема осталась менее изученной.

Известны научные рекомендации и методы, позволяющие надежно оценивать гидродинамические характеристики и потенциальные возможности карбонатных коллекторов. Вместе с тем для условий исследования скважин в процессе бурения пластоиспытателем на трубах практически отсутствуют методики, обеспечивающие высокую достоверность оценки промышленной значимости, фильтрационных и емкостных параметров сложно построенных коллекторов. Совершенствование

методов интерпретации результатов испытания пластоиспытателем в открытом стволе таких объектов направлено на обеспечение экологической безопасности и высокой эффективности поиска залежей, прирост запасов нефти и газа, расширение геоэкологической информативности и является весьма актуальным и экономически целесообразным.

Целью работы является выбор экологически наиболее безопасного метода исследований коллекторов и научная разработка новых и совершенствование известных методов оперативного получения информации о геологических, структурных, фильтрационных и промысловых характеристиках коллекторов для решения практических задач экологии, геологии и разработки месторождений (на примере девонских отложений Волгоградского Поволжья).

Основные задачи исследований:

1. Анализ техногенного влияния нефтегазовой отрасли на недра и окружающую среду и оценка возможностей пластоиспытателя как экологически безопасного, наиболее информативного и надежного метода исследования скважин в процессе бурения для решения задач сохранения природного уровня изменения геологической среды и прогнозирования опасных природно-техногенных явлений.

2. Анализ перспективности на нефть и газ девонских отложений Волгоградского Поволжья по особенностям геологического строения и результатам исследований их пластоиспытателем.

3. Изучение особенностей фильтрации в сложно построенных коллекторах и анализ методов получения гидродинамических и емкостных характеристик с учетом влияющих режимно-технологических факторов кратковременного исследования скважин пластоиспытателем.

4. Создание и опробование комплексного метода интерпретации данных исследования пластоиспытателем сложных по строению объектов.

5. Разработка метода . прогнозирования промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов.

Научная новизна. Впервые рассмотрен экологический аспект метода исследования скважин пластоиспытателем.

Установлены рациональные режимно-технологические параметры испытания, обеспечивающие минимальное Техногенное влияние на объект исследования.

С учетом специфики испытания скважин в процессе бурения пластоиспытателем исследованы и усовершенствованы методы выделения и оценки сложно построенных коллекторов.

Впервые предложен и апробирован в Волгоградском Поволжье и других регионах универсальный интерпретационный комплекс получения экологических, геологических, структурных и фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов.

Разработан эффективный метод прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Практическая ценность исследований определяется необходимостью всестороннего изучения перспективных в нефтегазоносном отношении девонских отложений Волгоградского Поволжья. Полученные результаты исследований нашли самое непосредственное практическое применение: это комплекс интерпретации данных пластоиспытателя для сложно построенных коллекторов, прогнозирование промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов в процессе поиска и разведки месторождений, рекомендации по геоэкологически безопасному методу исследования скважин и режимным параметрам испытания карбонатных отложений, уменьшающим техногенную нагрузку на геологическую среду.

Совершенствование и разработка методов интерпретации данных испытания скважин пластоиспытателем позволяет повысить достоверность информации о продуктивности изучаемых отложений, типе и фильтрационно-емкостных параметрах коллекторов со сложной структурой порового пространства, необходимой для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений и геоэкологического прогнозирования опасных природно-техногенных явлений.

Применение разработанных рекомендаций позволит увеличить на 15-20% число объектов с количественным определением параметров, избежать ошибок в оценке промышленной значимости и сократить объем техногенных влияний на коллектора.

Ценность выполненных исследований заключается еще и в том, что все основные решения базируются на параметрах, определяемых оперативно по данным испытания объектов пластоиспытателем в процессе поисково-разведочного бурения скважин, что значительно сокращает время техногенных влияний на геологическую среду. Почти все методические рекомендации конкретизированы для

девонских отложений Волгоградского региона, но могут быть использованы для решения промысловых и геоэкологических проблем в других районах страны.

Реализация в нефтяной отрасли. Основные положения, изложенные соискателем в диссертации, были применены при разработке «Методического руководства по оценке типа и гидродинамических параметров карбонатных нефтенасыщенных коллекторов» и метода прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Обоснованные в работе методы были использованы автором при оценке промысловых, структурных и фильтрационно-емкостных характеристик нефтенасыщенных сложно построенных коллекторов на Котовской, Мирошниковской, Романовской, Голубковской, Памятной и других площадях.

Результаты исследований представлены в виде рекомендаций и методических указаний в научно-технических отчетах, инструкциях и руководящих документах и используются при интерпретации данных испытания скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», АО «Волгограднефтегеофизика», РАО «Газпром».

Апробация работы. Основные материалы диссертации доложены на заседаниях Ученого Совета (1987) и научно-методического совета направления бурения скважин (1990) ДОАО «ВолгоградНИПИнефть», на курсах повышения квалификации ИТР по испытанию и интерпретации данных пластоиспытателя (1990, 1994, 1996) МНП РФ. «Методическое руководство по определению параметров пласта и призабойной зоны по данным пластоиспытателя» экспонировалась на тематической выставке ВДНХ СССР (1985). Автор диссертации награждена бронзовой медалью ВДНХ СССР (1985).

Фактический материал. В основу диссертации положены результаты исследований, проведенных автором в течении 22 лет. В процессе исследований изучен фактический материал более чем по 6000 испытаний пластоиспытателем на трубах поисково-разведочных скважин Волгоградского Поволжья. Проведена реинтерпретация более 1000 испытаний с учетом геолого-промысловых характеристик карбонатных пород. В работе использовались также фондовые материалы научно-исследовательских организаций и многочисленные публикации. Основное содержание диссертации изложено в 10 статьях.

Объем работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав, заключения. Общий объем текста 153 страницы, 12 таблиц, 25 рисунков. Список использованной литературы включает 127 наименований.

Диссертация выполнена под научным руководством доктора геолого-минералогических наук, профессора A.B. Бочкарева, которому автор выражает искреннюю благодарность. Автор глубоко признателен кандидатам технических наук Г.Д. Сухоносову, Ф.И. Тетерину, кандидатам геолого-минералогических наук C.B. Кузнецовой, М.Е. Костылевой за консультации, ценные практические рекомендации и замечания, полученные в процессе работы над диссертацией, а также сотрудникам лаборатории ЭВМ и технического обеспечения ДОАО «ВолгоградНИПИнефть», оказавших большую техническую помощь при оформлении работы.

Глава 1. ГЕОЭКОЛОГИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СЛОЖНО ПОСТРОЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В СВЯЗИ С ОБЕСПЕЧЕНИЕМ ТЕХНОГЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ РЕШЕНИЯ ЭКОЛОГО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ

Научно-технический прогресс во всех областях хозяйственной деятельности приводит не только к улучшению качества жизни, но и к резкому возрастанию антропогенных нагрузок на объекты природной среды и, в первую очередь, на ее наиболее уязвимый компонент - биосферу.

Раскрывая содержание проблемы, следует отметить, что состояние верхнего слоя земной коры - литосферы, физические и химические свойства слагающих ее горных пород обусловлены историей развития Земли, перемещением масс и мантии Земли, движением литосферных плит, вулканической деятельностью и землетрясениями. Эти явления имеют объективный характер и не могут управляться человеком. В то же время, по выражению академика В.И. Вернадского, геологической силой стала промышленная деятельность человека /39/.

Нефтегазодобывающая промышленность, имеющая непосредственное отношение к ресурсной и геодинамической функциям литосферы /105/, в силу специфики ведения горных работ, характеризуется мощным техногенным воздействием на компоненты природной среды и относится к одной из отраслей-загрязнителей окружающей среды (ОС).

Разведка и освоение нефтяных и газовых месторождений оказывают негативное влияние на ОС, захватывая все ее объекты - атмосферу, почвы, растительность, гидросферу, геологическую сферу, биосферу. При разработке нефтяных и газовых месторождений изменяется и разрушается природный ландшафт поверхности земли; оседает земная поверхность под влиянием геодинамических процессов; сминаются и разрушаются обсадные колонны скважин и линейных сооружений; повышается сейсмическая активность пород; появляются залежи техногенного происхождения; возникают техногенные пожары; перетекают пластовые флюиды, приводящие к потерям добываемого сырья, грифонам, заражению подземных вод и других геологических объектов.

К настоящему времени наиболее изучены воздействия различных этапов разведки и освоения нефтяных и газовых месторождений на атмосферу и природную гидросферу. Проблемам оценки масштабов и последствий воздействия

нефте- и газодобычи на геологическую сферу посвящено значительно меньшее число научных разработок /35, 36, 43, 64, 109, 110, 112/. Между тем, все возрастающие темпы добычи, увеличение глубины нефтяных скважин до 5-10 км, расширение спектра методов нефтеотдачи пластов, перемещение нефтедобычи в регионы со сложными инженерно-геологическими условиями привели к тому, что масштабы и интенсивность антропогенных воздействий на геологическую среду соизмеримы с природными факторами и приобрели во многих случаях региональный характер, захватывая целые нефтегазоносные районы. Последствия этих воздействий становятся опасными, • даже разрушительными, для инженерных объектов нефтяного промысла, несут угрозу живой природе и человеку.

1.1. Геоэкология - ведущее звено экологии нефтяной отрасли

Геоэкологические исследования являются одним из направлений экологии, основанном на изучении влияния техногенных и геодинамических факторов на геологическую среду и взаимодействующие с ней гидросферу, биосферу и атмосферу. Наиболее освещены вопросы, связанные с изменением гидросферы, очень слабо изучены геодинамические процессы, вопросы влияния различных методов увеличения нефтеотдачи пластов, в частности термических и термохимических, на изменение состава и состояния геологической среды /65, 66/.

Геологическая среда (ГС) /39, 105/ - это приповерхностная часть литосферы как биотоп экосистемы, находящейся под действием инженерно-хозяйственной деятельности человека и являющейся частью ОС. В состав геологической среды входят горные породы, подземные воды, почвы и протекающие в ней геологические процессы. Нижняя граница геологической среды определяется глубиной проникновения деятельности человека в недра Земли, а при нефтедобыче -превышает глубину скважин на величину влияния термических, сейсмических, гидродинамических и гидрохимических возмущений.

В структуре геологической среды, в связи с разработкой нефтяных и газовых месторождений, предполагается различать блоки или надсистемы: блок поверхностных изменений, блок приповерхностных изменений и блок глубинных изменений.

Блок поверхностных изменений характеризуется изменением рельефа, поверхностных вод, почв.

Блок приповерхностных изменений сопровождается максимальным нарушением всех элементов геологической среды: геологического строения, свойств и состояния горных пород, гидрогеологических условий. Здесь всегда развиты процессы: гравитационные, разуплотнения, выветривания, повышения скорости движения подземных и поверхностных вод, заболачивания и многие другие. Блок приповерхностных нарушений распространен лишь в пределах действия возбудителей нарушения геологической среды: в бортах карьеров, основаниях отвалов, насыпей, местах размещения амбаров, отстойников, сброса нефтепромысловых вод, основаниях сооружений и прочее. Мощность блока незначительна и составляет первые метры, а в зоне вечной мерзлоты достигает 1020 м в пределах теплового влияния.

Блок глубинных изменений реализуется на площадях, значительно превосходящих площади нефте- и газодобывающих предприятий, в основном в результате деятельности подвижного геологического агента - подземных флюидов. Мощность блока всегда значительна и достигает нескольких километров. Раздел экологии, занимающийся проблемами данного блока геоэкологии, получил название эндогеоэкологии/109/.

Основными физическими свойствами геологической среды, отличающими ее от расположенных выше гидросферного и атмосферного пространства, являются следующие: дискретность, гетерогенность, материальная плотность, малая эффективная теплопроводность и длительная устойчивость элементов текстуры. Все эти особенности литосферного пространства находят отражение в процессе техногенного воздействия на геологическую среду и проявляются нередко в замедленности реакций геологической среды на то или иное воздействие, конечный результат которого может проявиться через большой промежуток времени - годы, десятилетия; в кумулятивности изменений, создающей в итоге весьма неожиданные эффекты; в низкой способности геологической среды к структурной регенерации.

Извлечение в огромных объемах нефти (на сегодняшний день в России ежегодно добывается около 300 млн. т нефти), газа и попутных вод из недр Земли, нагнетание интенсифицирующих добычу агентов, с отличной от естественных температурой, вносит следующие изменения в геологическую среду:

- падение внутрипластовых напоров, изменение напряженного состояния пород в массиве. Так, на Старогрозненском и Октябрьском нефтяных месторождениях Восточного Предкавказья на протяжении 4 лет (1971-1974 гг.)

наблюдались активные сейсмопроявления - землетрясения силой 6-7 баллов, вызванные интенсивным отбором нефти и падением пластового давления с 7,2 МПа до 3,7 МПа без поддержания пластового давления /36/;

- местные и региональные осадки поверхности земли, иногда сопровождающиеся затоплением местности на суше, образованием озер, заболачиванием. В качестве примера можно привести данные об оседании поверхности земли на месторождениях Западной Сибири (мм/год): Самотлорском -7, Юбилейном - 4,0, Уренгойском - 5,3; Русском - 8,5. В то же время в Западной Сибири выделены месторождения, где зафиксированы поднятия поверхности: Сургутское, Быстринское, Мамонтовское, Тепловское, Правдинское, Пойковское, Салымское и другие. Средняя скорость поднятия от 0,7 до 22 мм/год /36/;

- переформирование гидрогеологических условий: замещение выкачиваемой нефти водой, усиление водообмена, образование новых водоносных горизонтов, смешение вод, изменение уровней, уклона, скорости движения, химического, газового состава и температуры подземных вод. В районах разработки нефтяных и газовых залежей Западной Сибири, Северного Кавказа снижение пластовых давлений более чем в 2 раза определило высокий дебит обводнения, поступление пластовых вод к забоям газовых залежей и невозможность их дальнейшей разработки /36/;

- вторичное изменение режима подземных вод, а также фильтрационные деформации пород вплоть до гидравлического разрыва водоупорных слоев в связи с законтурными и внутриконтурными заводнениями нефтяных месторождений и применением других способов увеличения нефтеотдачи пластов. На нефтяных месторождениях Припятской впадины при законтурном обводнении большие перепады давлений между подошвенной водой залежи и пластовой водой обусловили разрушение зоны кольматации, что привело к общему снижению энергетического потенциала системы в законтурной части, приконтурной зоне и в зоне примыкающего разрывного нарушения /64/;

- карст и механическая суффозия и связанные с ними просадки пород, образование карстовых и суффозионных воронок диаметром 10-400 м и куполов выпирания в местах прорыва газов. Так, в Саратовской области (с. Урицкое) произошел газовый выброс песка из мезозойских отложений, в результате чего образовался песчаный конус выноса диаметром около 1 км и высотой до 8 м /35/;

- дегазация пород, образование антропогенных "гейзеров";

- изменение температурного режима горных пород, воздействующее на интенсивность протекания природных физико-химических процессов и загрязнение горных массивов.

В результате указанных выше антропогенных процессов и явлений в нефтегазовых провинциях изменяются естественные физические поля: гравитационное, гидродинамическое, термическое, геохимическое и другие. Глубина изменения геосферы в районах добычи достигает 10-12 км. Масштабы техногенных изменений в районах разведки и разработки нефтяных и газовых месторождение зависят от природных условий и особенностей строения структуры порового пространства, технологии работ, этапа освоения (разведка, бурение, обустройство, разработка), сроков эксплуатации месторождений.

1.2. Определение геоэкологически безопасного и информативного метода исследования скважин в процессе бурения

Особый статус в геоэкологии приобретает сейчас обеспечение природоохранного прогнозирования опасных природно-техногенных явлений (ОПТЯ) на месторождениях углеводородов.

Масштабы техногенных изменений ГС в районах разведки и разработки карбонатных трещиноватых пород, представляющих на данном этапе основной фонд нефтегазоносности, достаточно велики. Это связано с сильной зависимостью фильтрационных характеристик трещиноватых коллекторов от изменений напряженного состояния среды и давления жидкости при фильтрационных процессах и ведет к нарушению ресурсной и геодинамической функций литосферы /20, 21, 75, 76, 77, 81, 105, 106/. В связи с этим возникает острая необходимость прогнозирования свойств пород-коллекторов с помощью различных методов.

Разработана общая методика прогнозирования ОПТЯ /36/, в состав которой входят задачи определения методов инструментальных наблюдений за процессами на забое скважин и методик обработки данных наблюдений, обеспечивающих качественную и количественную характеристику исследуемых пород-коллекторов.

Поиску экологически безопасных, рациональных и наиболее информативных методов исследований и интерпретации данных исследований сложно построенных коллекторов посвящена диссертационная работа.

Ввиду того, что природные, горно-геологические и климатические условия

разработки нефтяных и газовых месторождений различные, необходимо для каждых конкретных условий корректировать рекомендуемые разработки. В данной диссертации все исследования проведены на примере девонских отложений Волгоградского Поволжья, но полученные результаты могут быть использованы в других нефтегазоносных регионах страны.

Анализируя существующие методы исследования скважин: метод пробной эксплуатации, метод установившихся отборов, метод выпуска пластового флюида на поверхность, метод опробования скважин на приток, метод испытания скважин пластоиспытателем на трубах (ИПТ), было установлено, что качественное решение поставленных задач обеспечит метод пластоиспытателя на трубах и как инструмент исследований, и как экологически безопасный источник информации об исследуемом объекте.

Методы пробной эксплуатации и установившихся отборов требуют окончания скважины бурением и крепления ее эксплуатационной колонной, что увеличивает время техногенных влияний на геологическую среду перед ее исследованием и создает возможность для заколонных перетоков. Отрицательно влияет на ГС длительное время исследований объектов.

Метод опробования скважин используется в открытом стволе скважины, но дает ограниченную информацию об исследуемом объекте (определяет только характер насыщения и продуктивность коллектора).

Метод выпуска пластового флюида на поверхность характеризуется значительным по продолжительности времени исследования и возможностью загрязнения ОС на поверхности.

Метод испытателя пластов на трубах лишен этих недостатков.

Большую роль в развитии и внедрении метода испытания скважин трубными испытателями пластов в процессе бурения, в разработке их новых типов и совершенствовании методик расчета гидродинамических параметров коллекторов сыграли П.С. Лапшин, Н.Ф. Рязанцев, Г.Д. Сухоносов, Ф.И. Тетерин, М.А. Карнаухов, D.R. Horner и другие. Работы этих исследователей широко используются в промысловой практике, в практике использования метода ИПТ.

Метод ИПТ является одним из основных составляющих комплекса исследования поисково-разведочных скважин и предназначен для испытания перспективных интервалов в открытом стволе скважины в процессе бурения с помощью комплекта испытательных инструментов, спускаемых в скважину на

бурильных трубах.

Экологическими достоинствами ИПТ автор считает следующие.

1. Испытание коллектора в открытом стволе скважины. Спуск эксплуатационной колонны нарушает естественное напряжение в породах, создавая возможности для заколонных перетоков пластовых флюидов.

2. Избирательность интервала испытания. Это достигается с помощью пакера, герметично перекрывающего ствол скважины и изолирующего подпакерную часть ее ствола - интервал испытания - от влияния или участия в испытании пластов, расположенных вне этого интервала.

3. Существенное сокращение интервала времени между вскрытием объекта бурением и его испытанием. Кратковременность отрицательного влияния скважины на пласт позволяет получить при последующем исследовании перспективного интервала его более точные геологические и гидродинамические характеристики.

4. Регистрация процесса изменения давления на забое скважины, что повышает точность оценки фильтрационно-емкостных и эксплуатационных параметров объекта. Диаграммы забойного манометра фиксируют процесс изменения давления без влияния емкости скважины, подвергаясь лишь влиянию подпакерного объема, которое незначительно в силу рационального испытания коллекторов небольшими интервалами.

5. Относительная кратковременность процесса испытания, особенно для пластов высокой активности проявления, что позволяет сократить время техногенного влияния на недра.

6. Оперативное получение информации о гидродинамических параметрах разреза разведочной скважины за счет совмещения во времени процессов бурения и испытания. Особое значение имеет прогнозирование аномально низких или высоких пластовых давлений и зон трещиноватости (поглощений). Данная информация предусматривает эндогеоэкологически грамотный подход к вопросам разработки и освоения данного месторождения, проблемам прогнозирования ОПТЯ.

7. Отбор проб пластового флюида в герметичный пробоотборник. Особенности конструкции пробоотборника дают возможность уже по косвенным признакам судить о насыщенности интервала испытания, если активность проявления пласта была низкой. Герметичность пробоотборника обеспечивает охрану ОС на поверхности.

К недостаткам метода ИПТ можно отнести малую глубину зоны дренирования

пласта при испытании и повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, а именно необходимость иметь над пластом устойчивый интервал ствола скважины с номинальным диаметром для установки пакера. Однако это не влияет на состояние геологической среды.

При испытании ИПТ поисково-разведочных скважин в процессе бурения используются стандартные техника и технология работ, достаточно подробно изложенные в технических инструкциях /31, 48, 79, 103/ и публикациях /68, 86, 87, 93, 113/.

В настоящее время для расширения объема и повышения качества и надежности информации об объекте широко практикуются двухцикловые испытания на базе применения отечественных и зарубежных ИПТ. Первый цикл -вспомогательный, сравнительно непродолжительный, второй - основной.

Режимные параметры испытания выбираются в соответствии с действующими техническими инструкциями. Так, планируемая начальная депрессия может быть рекомендована от 3 до 40 МПа, продолжительность испытания (пребывание ИПТ на забое) может колебаться от одного до трех-пяти часов в открытом стволе скважины, в зависимости от состояния скважины и активности проявления объекта, и до шести - восьми часов - в обсадной колонне.

Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени глубинными манометрами, установленными под пакером («зафильтровым») и в трубах над ИПТ («трубным»).

Обработка результатов испытаний выполняется в основном методом Хорнера /22, 111, 120/. Типовая развернутая диаграмма изменения забойного давления («зафильтровый» манометр), получаемая при испытании проницаемого интервала, и ее полулогарифмический график (график Хорнера) представлены на рис. 1.1. Графоаналитическим приемом оцениваются следующие гидродинамические параметры: начальное пластовое давление (Рпл), коэффициент гидропроводности удаленной от скважины зоны пласта (Kh/ц), фактический (г|ф) и потенциальный (%) коэффициенты продуктивности, состояние прискважинной зоны пласта (КС, S) и ее радиус (R3), характер насыщения, дебит испытания (Q).

При обработке данных ИПТ этим методом погрешность определения пластового давления незначительно превышает погрешность регистрирующего манометра /14, 72/. Высокая точность определения значений пластовых давлений в

ТД - продолжительности притока и регистрации КВД;

],п - номер точки и общее число точек на КВД соответственно.

Рис. 1.1. Схема построения графика Хорнера при обработке КВД

процессе бурения скважин обеспечит экологическую безопасность работ с объектами с аномально низкими или аномально высокими пластовыми давлениями /4/. Дебит испытания, коэффициенты гидропроводности и продуктивности имеют удовлетворительную для промысловой практики точность /23/. Полученные оценочные параметры объектов имеют хорошую количественную и качественную сопоставимость с данными геофизических и промысловых методов исследования скважин /88, 89, 90/ при соблюдении начальных и граничных условий метода Хорнера, среди которых одним из основных является условие, что пласт-коллектор должен быть однородным /.93/.

А поскольку в настоящее время в нашем регионе исследуются отложения карбонатного девона (80% всех исследований) в основном со сложно построенной структурой порового пространства, то надежность и точность определения пластовых характеристик указанным выше методом, их объем уже не обеспечивают получение достоверных исходных данных для геодинамического районирования недр, прогнозирования ОПТЯ, подсчета запасов, проектирования разработки месторождений.

В связи с этим возникает проблема использования для обработки данных ИПТ методик, основанных на теории фильтрации в сложно построенных коллекторах /18, 20, 21, 114, 115, 116, 117/ й учитывающих особенности и технологию исследования объектов ИПТ.

Актуально прогнозирование по данным пластоиспытателя зон с развитой трещиноватостью, часто являющихся зонами поглощений буровых растворов, что оказывает мощное техногенное воздействие на ГС.

Другим возможным экологическим аспектом ИПТ является прогнозирование промысловых свойств пород-коллекторов в процессе бурения.

Для условий Волгоградского Поволжья объект оценивается как промышленный, если при свободном фонтанировании он сможет обеспечить дебит нефти не менее 1 м3/сут. Это один из главных оценочных параметров, определяющий все дальнейшие перспективы объекта, который следовало бы получать уже в процессе бурения. Правильная оценка перспективности объектов исследований, имеющих величину дебита, близкую к граничному значению, позволит исключить пропуски продуктивных пластов и спуски эксплуатационных колонн в непродуктивные скважины, обеспечивая тем самым экологические и экономические преимущества ИПТ.

Принципиальное значение в данном вопросе имеет надежность оценки состояния прискважинной зоны пласта. Общеизвестна возможность существенного снижения фильтрационных способностей прискважинной зоны пласта за счет влияния условий его вскрытия и, прежде всего, влияния напряженного состояния среды, давления пластового флюида, фильтрата бурового раствора и его твердой фазы /2, 19, 24, 50, 60, 61/. Анализ испытаний объектов за последние пять лет (439 объектов) отмечает повышенные значения коэффициента состояния прискважинной зоны пласта и скин-эффекта в 30% исследований. Это означает, что каждый третий объект не получил объективной оценки продуктивности пласта-коллектора, а оценен со сниженным значением этого параметра, что может привести к потере объекта с промышленной значимостью. В 9% испытаний значения КС и Б пониженные, что характерно для результатов исследования сложно построенных коллекторов с преобладающей трещиноватостью при неповрежденной прискважинной зоне /88/ и противоречит общим представлениям теории и промысловой практики испытания пластов с преобладанием поровых структур. Исследованиями /57, 58, 70, 87/ установлено, что эти противоречия - прежде всего результат влияния режимных факторов, которые при оценке параметров не всегда учитываются. В результате, по данным испытания объектов в процессе бурения, можно ошибочно оценить продуктивный пласт с глубокой зоной пониженной проницаемости, как пласт низкопроницаемый с прискважинной зоной, сохранившей фильтрационные способности, то есть пропустить объект промышленной значимости. В связи с этим возникает проблема определения величины депрессии испытания, способной сохранить фильтрационные параметры трещиноватой части прискважинной зоны пласта. Решение поставленных проблем позволит уже в процессе бурения иметь полную геологическую и экологическую информацию об исследуемых отложениях.

Метод ИПТ стал широко использоваться на Нижней Волге, начиная с 70 -х годов. За 25 лет проведено более 9000 испытаний. Объем и основные результаты испытаний поисково-разведочных скважин ИПТ, выполненных АО "Волгограднефтегеофизика" за последние пять лет, приведены в табл. 1.1. Использование пластоиспытателя на площадях Волгоградской области сократилось за последнее пятилетие в. пять раз и составляет в среднем 87 испытаний в год. Уменьшение количества испытаний позволило повысить качество подготовки и проведения испытаний, что сразу сказалось на результатах. Так, в половине

испытаний получены промышленные притоки углеводородов. Для сравнения данный показатель в 1980 году составлял всего 5%. От 4 до 11% испытаний дают непромышленные нефтегазопроявления. Насыщение не устанавливается в единичных случаях. Высока техническая успешность проведения работ ИПТ, за последние годы она не опускалась ниже 95%. В основном исследуются карбонатные отложения девона. Так, из 88 испытанных в 1997 году объектов в 70 были исследованы порово-трещинно-кавернозные известняки евлановско-ливенских, задонско-елецких и семилукско-рудкинских отложений, в 4 - смешанные породы (петинские и семилукско-рудкинские) и только в 14 - терригенные отложения мелекесского, алексинского, тульского, бобриковского горизонтов.

Пластоиспытатель на трубах является исключительно дешевым методом исследования скважин. Для средних глубин Волгоградского Поволжья стоимость одного испытания составляет 7-8 тыс. рублей, что в 10 раз меньше стоимости одного исследования в колонне.

Из изложенного следует:

- антропогенные процессы и явления в нефтегазовых провинциях изменяют естественные физические поля, при этом масштабы техногенных изменений зависят от природных условий и особенностей структуры порового пространства, технологии работ, этапа освоения, сроков эксплуатации месторождений;

- геоэкологические проблемы нефтегазовой отрасли по вопросам геодинамического районирования недр, прогнозирования опасных природно-техногенных явлений, разработки и эксплуатации месторождений требуют полной геологической и гидродинамической информации о сложно построенных пластах-коллекторах, особенно с преобладанием трещиноватости;

- впервые рассмотрен экологический аспект метода исследования скважин пластоиспытателем;

- учитывая преимущества ИПТ как инструмента испытания, а также как источника информации о геологических, фильтрационных и емкостных параметрах нефтегазонасыщенных коллекторов при поиске и разведке месторождений, исследования скважин в процессе бурения характеризуются как обеспечивающие экологическую безопасность и экономически выгодные;

- испытания объектов с помощью трубных испытателей пластов в Волгоградском Поволжье нашли достаточно широкое применение на всех глубинах поисково-разведочного бурения. Работы выполняются с соблюдением технических и

Таблица 1.1

Объем и результаты испытаний поисково-разведочных скважин трубными испытателями пластов в Волгоградском Поволжье за 1993-1997 гг.

Наименование показателей Годы

1993 1994 1995 1996 1997

Общее количество операций 164 46 94 56 91

Максимальная глубина испытаний 4820 4846 3370 3238 3250'

Средняя глубина испытаний 2418 2821 2572 2501 2803

Испытывалось всего объектов: 159 44 92 55 88

из них в карбонатных отложениях 81 41 72 39 70

в терригенных отложениях 78 3 20 16 14

с промышленным притоком углеводородов 41 28 56 22 50

непромышленные нефтегазопроявления 6 2 4 4 8

с притоком воды 55 7 13 6 9

насыщение не установлено 7 - 1 1 5

приток флюида не регистрируется 26 4 8 3 16

технологических требований к проведению испытаний;

- более 80% объема испытаний составляют объекты со сложным строением емкостного пространства; по которым необходимо изменить режимно-технологические требования к проведению испытаний и разработать интерпретационный комплекс определения фильтрационных и емкостных параметров и метод оценки по данным ИПТ прогнозных промысловых характеристик нефтенасыщенных коллекторов, установить причины, порождающие снижение фильтрационных способностей прискважинной зоны, и дать рекомендации по их устранению.

Решение поставленных проблем методом ИПТ позволит уже в процессе бурения иметь полную информацию об исследуемых отложениях для решения эколого-геологических задач, выдвинутых реалиями современной жизни. В основном, это задачи, связанные с ресурсной и геодинамической функциями литосферы и направленные на сохранение природного уровня изменений геологической среды.

Заключение диссертации по теме «Экологическая геология», Валиуллина, Наталия Владимировна

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе дано комплексное решение актуальной научной проблемы получения уже в процессе поисково-разведочного бурения по данным пластоиспытателя на трубах геологических, структурных, фильтрационных и промысловых характеристик карбонатных коллекторов, необходимых для подсчета запасов, проектирования разработки месторождений, геоэкологического прогнозирования опасных природно-техногенных явлений. Научные разработки на конкретных геоэкологических объектах были успешно применены для получения полной информации о пластах-коллекторах девона Волгоградского Поволжья

Для публичной защиты соискателем выдвигаются следующие основные научно-практические результаты и положения.

1. Пластоиспытатель на трубах - как наиболее геоэкологически безопасный метод инструментальных наблюдений за процессами на забое скважин, обеспечивающий качественную и количественную характеристику исследуемым горизонтам. Информация, получаемая в процессе исследования методом пластоиспытателя, позволяет:

- исключить спуски эксплуатационных колонн на объекты, не представляющие промышленной ценности;

- сократить техногенные влияния на геологическую среду дополнительными исследованиями;

- спрогнозировать опасные природно-техногенные явления (зоны трещиноватости, зоны с аномально низкими или высокими пластовыми давлениями).

2. Перспективность на нефть и газ франско-фаменских отложений Волгоградского Поволжья подтверждена комплексным анализом особенностей их тектонического, литолого-стратиграфического строения и исследований пластоиспытателем.

3. Особенности фильтрации в сложно построенных коллекторах при кратковременном исследовании скважин пластоиспытателя и выбор методов интерпретации, предусматривающих получение фильтрационно-емкостных параметров пласта с учетом влияния режимно-технологических факторов.

4. Универсальный интерпретационный комплекс определения геологических, структурных и фильтрационных характеристик карбонатных коллекторов, состоящий из интерпретационных моделей, определяющим критерием которых является время искажения кривой восстановления давления послеприточным эффектом.

5. Метод прогнозирования промысловых параметров нефтенасыщенных пластов в процессе бурения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат геолого-минералогических наук Валиуллина, Наталия Владимировна, 1998 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Аксенов A.A., Новиков A.A. Прогноз, поиски и разведка погребенных нефтегазоносных структур. - М.: Недра. - 1983. - 160с.

2. Алекперов В.Г., Никишин В.А. О кольматации проницаемых отложений при бурении скважин. // РНТС ВНИИОЭИГ. - Бурение. - 1972. - №2. - С. 36 - 38.

3. Алиев М.М., Батанова Г.П., Хачатрян P.O. и др. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. - М.: Недра. - 1978. - 215с.

4. Алишаев М.Г., Хайрединов Н.Ш. Об истощении упругого запаса запечатанного трещиновато-пористого пласта с аномально высоким пластовым давлением. // Изв. АН СССР. МЖГ. -1985. - №6. - С. 78 - 83.

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

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

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

8. Батанова Г.П., Аванисьян Г.М., Воронова H.A. и др. Стратиграфия осадочных пород в Волгоградской области. // В кн.: Совершенствование разведки и разработка нефтегазовых месторождений в Нижнем Поволжье. I Труды ВНИИНГП. - Волгоград. - Ниж.-Волж. кн. изд-во. -1970. - Вып. 16. - С. 21 - 52.

9. Батанова Г.П., Назаренко A.M., Климова Л.А. Литофации и карбонатные коллекторы фаменского яруса Волгоградской области. // Труды Волгоград НИПИнефть. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. -1979. - С. 29 - 35.

10. Батанова Г.П. Условия образования франских отложений Волгоградской области. // В кн.: Вопросы геологии и нефтегазоносности Нижнего Поволжья / Труды ВНИИНГ. - Волгоград: Ниж.-Волж. кн. изд-во. -1970. - Вып. 12. - С. 40-51.

11. Батанова Г.П., Даньшина Н.В. Кораллово-строматопоратово-водорослевые франские рифы Нижнего Поволжья. // В кн.: Кораллы и рифы фанерозоя СССР. -М.: Недра. - 1980.-С. 21 -25.

12. Батанова Г.П. Цикличность осадконакопления, перерывы и история геологического развития Волгоградской области в девонский период. // Труды ВолгоградНИПИнефть. - Волгоград: Ниж.-Волж. кн. изд-во. - 1974. - Вып. 21. -С. 43-51.

13. Батанова Г.П., Климова Л.А., Добрынина Л.В. и др. Основные особенности формирования и строения коллекторов и покрышек карбонатной толщи девона Волгоградского Поволжья. // В сб.: Геология и нефтегазоносность карбонатного палеозоя Нижнего Поволжья и Южно-Эмбинского района / Труды ВолгоградНИПИнефть. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. - 1982. -С. 18-27.

14. Белов А.Е., Рязанцев Н.Ф., Шангин Н.И. Достоверность результатов испытания пластов в процессе бурения скважин. // РНТС ВНИИОЭНГ. - Бурение. - 1978. -№5. - С. 24 - 27.

15. Белов А.Е. Особенности испытания глубокозалегающих трещиноватых коллекторов в процессе бурения скважин. // Бурение, испытание и освоение глубоких скважин районов Северного Кавказа. - Грозный. - 1983. - Вып. 39. -С. 99- 106.

16. Берчик Э.Д. Свойства пластовых жидкостей. - М.: Гостоптехиздат. - 1969. - 183с.

17. Борисов Ю.П. , Мухарский Э.Д. Определение некоторых параметров нефтяных коллекторов при помощи ИП. // Нефтяное хозяйство. - 1960. - №1. - С. 56 - 59.

18. Борисов Ю.П.,Блох С.С., Митюшов В.А. Анализ некоторых методов обработки КВД в неоднородных пластах. II В сб. научн. трудов ВНИИ. - М.: Недра. -1970. -Вып. 55.-С. 174-178.

19. Борковский A.A. Количественная оценка влияния некоторых факторов на качество вскрытия продуктивных пластов бурением. II В кн. Разведка нефтяных и газовых месторождений. - Львов: Изд-во Львовского ун-та. -1969. - Вып. 5. -С. 25-30.

20. Буевич Ю.А. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато-пористом материале. // Инж.-физ. журн. -1984. - т. 46. - №4. -С. 593 - 600.

21. Буевич Ю.А., Нустров B.C. О нелинейной фильтрации в трещиновато-пористых материалах // Инж.-физ. журн. - 1985. - т.48. - №6. - С. 943 - 950.

22. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Недра. -1973. - 248с.

23. Быков Н.Е. Требования к достоверности определения параметров залежей нефти в процессе разведочных работ. // В кн.: Геология нефти и газа. - М.: Недра.- 1974.-С 18-22.

24. Вадецкий Ю.В., Обморышев K.M., Окунь Б.И. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения. - М.: Недра. - 1976. - 157с.

25. Вадецкий Ю.В., Окунь Б.И. Влияние депрессий на трещиноватый коллектор нефти при его опробывании испытателем пластов. // Нефтяное хозяйство. -1971. - №1. - С. 25-27.

26. Валиуллина Н.В., Тетерин Ф.И. Определение пьезопроводимости пластов низкой активности проявления. // Нефтяное хозяйство. - 1980. - №2. - С. 32-34.

27. Валиуллина Н.В. Состояние призабойной зоны при исследовании карбонатных отложений пластоиспытателем на трубах. // В сб.: научн. трудов Разведка и бурение нефтяных месторождений. / Труды ИГ и РГИ. - М.: 1988. - С. 138 -143.

28. Валиуллина Н.В., Тетерин Ф.И. Оценка типа карбонатных коллекторов и их гидродинамических параметров по данным пластоиспытателя. // Труды ИГ и РГИ. - М.: Недра. - 1990. - С. 97 -102.

29. Валиуллина Н.В., Тетерин Ф.И. Оценка распределения депрессии при испытании загрязненного пласта. // Нефтяное хозяйство. - 1985. - №10. -С. 47 -48.

30. Винарский М.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта по результатам гидродинамических исследований скважин. // В сб. научн. трудов ВНИИНГП. -Вып.11. - Волгоград: Нижн-Волж. кн. изд-во. - 1967. - С. 184 -196.

31. Временная инструкция по испытанию скважин трубными испытателями пластов. - Уфа: тип. ПТУ-1. - 1974. - 170с.

32. Габриэлян А.Г., Даньшина Н.В., Климова Л.А. Строение коллекторов Мирошниковского и Котовского рифогенных массивов. // Нефтегазовая геология и геофизика. -1981. - №4 . - С. 22 - 25.

33. Габриэлян А.Г., Анисимова М.В., Климова Л.А. и др. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Волго-Уральской и Тимано-Печерской нефтегазоносных провинций. // ТУП Нижнее Поволжье. / Труды ИГ и РГИ. - М.: Недра. - 1975. - 293с.

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

35. Геоэкологические исследования в СССР. // Доклад советских геологов международному геологическому конгрессу XXVIII сессия. - М.: Наука. -1989. - 135с.

36. Герович Э.Г. и другие. Научно-методические основы геодинамического и маркшейдерско-геологического прогнозирования зон разрушения нефтепромысловых систем и экологической безопасности при проектировании и разработке нефтяных и газовых месторождений. // Перм. гос. техн. унив. -Пермь. - 1989. - 198с. '

37. Гоева М.Е., Валиуллина Н.В. Выделение коллекторов сложного типа по данным геофизических исследований и пластоиспытателя. // Труды Волгоград НИПИнефть. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. -1994. - С. 170-173.

38. Гусев В.И. и другие. Комплексная оценка коллекторских свойств пласта на основе обработки кривых восстановления забойного давления методом детерминированных моментов. II Труды ВНИИ. - Вып. 76. - М.: 1981. - С.48 -53.

39. Демидюк Л.М. Влияние освоения нефтяных месторождениий на геологическую среду. // Экономика и управление нефтегазовой промышленности. - 1993. -№3.-С. 4-14.

40. Денк С.О. Применение глубокого расклинивания микротрещин для испытания и освоения сложно построенных карбонатных трещинных коллекторов (на примере Пермской области). // Научно-технические достижения и передовой опыт в области геологии и разведки недр. - 1993. - №5. - С. 3 - 9.

41. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра. -1977. - 360с.

42. Донцов K.M., Боярчук В.Т. О влиянии строения трещиновато-пористой среды на форму КВД. // ИВУЗ. - Нефть и газ. -1971. - №1. - С. 27 - 31.

43. Егорова И.Н. Гидрогеологическая оценка и прогнозирование изменений геологической среды в районе разработки месторождений нефти и газа. // Комплексная оценка и прогноз техногенных изменений геологической среды. -М.: Недра. - 1985. - С. 59 - 65.

44. Желтов Ю.П. О восстановлении забойного давления при разной проницаемости в пласте и в призабойной зоне. II В сб. научн. Трудов Ин-та нефти АН СССР. -М.: Изд-во акад. Наук СССР . - 1958. - С. 184 -192.

45. Золоева Г.М., Фурманова H.B. и др. Изучение карбонатных коллекторов методами промысловой геофизики. - М.: Недра. -1977. - 176с.

46. Загоруйко A.A., Аронов С.М., Гассанова И.Г. и др. Нефтегазоносность и типы залежей карбонатного палеозоя. // В сб.: Геология и нефтегазоносность карбонатного палеозоя Нижнего Поволжья и Южно-Эмбинского района / Труды ВолгоградНИПИнефть. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. - 1982. -С. 37-41.

47. Изучение гидродинамических и гидрогеологических условий Нижнего Поволжья в связи с поисками и разведкой нефти и газа на территории деятельности объединения «Нижневолжскнефть». // Отчет о НИР ( заключительный) ВолгоградНИПИнефть /Руководитель Левченко B.C. 28/88; № ГР 21-88-39/5; Инв.№3703. - Волгоград. - 1989. - 123с.

48. Инструкция по технологии проведения работ с трубными испытателями пластов и интерпретации получаемых результатов. II СевКавНИПИнефть. Грозный: множ. база СевКавНИПИнефти. -1973. - 189с.

49. Исследование влияния вида проводимости и состояния призабойной зоны пласта на достоверность оценки его потенциальных возможностей по данным ИПТ. // Заключительный отчет о НИР / ВолгоградНИПИнефть; - 30/86.

№ ГР 21-86-38-35. - Инв.№ 1780. - Волгоград. -1987. - 156с.

50. Итенберг С.С. Интепретация результатов каротажа скважин. - М.: Недра. -1978.-389с.

51. Калинин В.Г., Сухоносов Г.Д., Тетёрин Ф.И. Оценка состояния околоствольной зоны пласта по данным многоцикловых испытаний. // В сб. научн. тр. ВолгоградНИПИнефть, вып. 31. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. -1978. - С. 83-89.

52. Калинин В.Г., Тетерин Ф.И. Методика качественной оценки состояния околоствольной зоны пласта по данным многоцикловых испытаний. // ВолгоградНИПИнефть. Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. - 1978. -7с.

53. Калинин В.Г. и другие. Оценка влияния условий вскрытия и испытания пласта на проницаемость прискважинной зоны методом регрессионного анализа по данным ИПТ. II Научн. тр. ВолгоградНИПИнефть: Технология бурения и испытания скважин в условиях подсолевых и рифогенных отложений. -Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть 1982. - С. 58 - 70.

54. Камарницкий Н.В.К методике определения фильтрационных параметров трещиновато-пористых коллекторов Белоруссии. // ГНИПИНП. - М.: Гостоптехиздат. - вып. 14 - 15. -1974. - С. 92 - 96.

55. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления. // В сб. научн. трудов ВНИИ. - 1980. - Вып. 73. - С. 78 - 83.

56. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка кривых восстановления давления в неоднородных пластах. // Нефтяное хозяйство. -1984. - №2. - С. 39 - 43.

57. Карнаухов М.Л. Влияние притока жидкости на кривые восстановления давления при испытании скважин. II Нефтяное хозяйство. -1977. - №9. - С. 29 - 33.

58. Карнаухов М.Л. К вопросу об интепретации диаграмм давления, получаемых при испытании скважин, с учетом пониженной проницаемости призабойной зоны. // В сб. научн. тр. /Грозный: Множ. База СевКавНИПИ нефти. - 1974. -С. 90 -99.

59. Карнаухов В.Л. Влияние скин-эффекта и притока после закрытия скважины на кривые восстановления давления, получаемые при испытании скважин в процессе бурения. // В сб. научн. тр. СевКавНИПИнефти. - Вып.26. - Грозный: Множ. База СевКавНИПИнефти. - 1977. - С. 25 - 37.

60. Касперский Б.Д. Проникновение твердой фазы буровых растворов в пористую среду. // Нефтяное хозяйство. -1971. - №9. - С. 30 - 32.

61. Касперский Б.Д., Панов Б.Д. Исследование закупоривающей способности утяжеленных буровых растворов на щелевых моделях. // РНТС ВНИИОЭНГ. Бурение. -1971. - №5. - С. 28 - 31.

62. Качасов Г.И. Распределение нормальных напряжений в приствольной зоне пласта. // Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. - М.: Недра. - 1965. - С. 368 - 374.

63. Колокольцев В.А. и другие. К вопросу определения параметров пласта по данным трубных пластоиспытателей. // В сб. научн. тр. БашНИПИнефть. -Вып. 7. - Уфа: ВНИИ нефтепромгеофизика. -1977. - С. 86 -91.

64. Комплексные оценки и прогноз техногенных изменений геологической среды. // Под ред. Трофимова В.Т. - М.: Наука. - 1985. - 198с.

65. Костарев С.М. Техногенез геологической среды при разведке нефтяных месторождений. // Проблемы техногенных изменений геологической среды и

охраны недр в горнодобывающих регионах: Тезисы доклада регионного совещания АН СССР. - УрО Горн, ин-т, Пермский дом науки и техники. -Пермь. -1991. - С. 18 -20.

66. Котлов В.Ф., Юдина Р.Н. О системном моделировании изменения геологической среды в результате бурения скважин на нефть и газ. // Геология нефти и газа. -1991. - №11. - С. 35 - 40.

67. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. - М.: Недра. - 1974. - 200с.

68. Лапшин П.С. Испытание пластов в процессе бурения. - М.: Недра. -1974.-220с.

69. Лапшин П.С. и другие. Определение параметров пласта по данным пластоиспытателей с учетом послеприточного эффекта. // Нефтяное хозяйство. -1975. - №4. - С. 18 - 21.

70. Лазарев Б.А. Учет периода послепритока при регистрации кривых восстановления забойного давления в случае работы с испытателем пластов. // РНТС ВНИИОЭНГ. - Бурение. -1973. - №4. - С. 28 - 30.

71. Латыпов P.C., Колокольцев В.А. , Шаромова Л.К. Выбор минимального времени восстановления забойного давления при работе с пластоиспытателями. // РНТС ВНИИОЭНГ. - Бурение. -1971. - №3,- С.26 - 30.

72. Левченко B.C. , Лиманов А.П. К вопросу получения качественных кривых восстановления давления. // В кн.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа. - Уфа: Уфимский нефтяной институт. - 1979. - С. 127 - 130.

73. Ли-Юн-Шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее закрытия. // Изв. вузов СССР. - Нефть и газ. - 1969. - №5. - С.63 - 71.

74. Ляшенко А.И., Аронов С.М., Гасса'нова И.Г. и др. Нефтегазоносные и перспективные комплексы центральных и восточных областей Русской платформы. //Т.П. Девонские отложения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. / Труды ВНИГНИ. - Вып. 75. - М.: Недра. - 1970. - 272с.

75. Мазницкий A.C., Середницкий Л.М. Влияние параметров упругости пород на уплотнение коллекторов и оседание земной поверхности при разработке нефтяных месторождений. // Нефтяное хозяйство. -1991. - №6. - С. 14-16.

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

77. Матвеев И.М. Определение коэффициента сжимаемости и коэффициента трещиноватости карбонатных коллекторов по промысловым данным. // Труды II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. - М.: Недра. - 1965.-С. 432-439.

78. Матвеенко Л.М. Возмущение недр при бурении скважин и добыче нефти. II Геология нефти и газа. -1991. - №11. - С. 40 - 42.

79. Методическое руководство по комплексному изучению нефтегазоносности разреза в процессе бурения скважины. РД 39-4-464-80. // Грозный: множ. база СевКавНИПИнефти. -1980. - 178с.

80. Муравьев И.М., Базлов М.Н., Жуков А.И., Чернова Б.С. Технология и техника добычи нефти и газа. - М.: Недра. -1971. - 495с.

81. Нустров B.C. Некоторые задачи фильтрации жидкости в упругих трещиновато-пористых коллекторах. // Инж.- физ. журн. - 1987. - т.53. - №6. - С.994 -1000.

82. Определение коллекторских свойств пород удаленной и призабойной зон пласта в процессе бурения скважин. //ВНИИБТ. - М.: ротапринт ВНИИБТ. -1976. -30с.

83. Основы испытания пластов пластоиспытателем на бурильных трубах. II Инструкция Миннефтепрома, Главнефтегеофизики. - М.: ротапринт МНП. -1970.-189с.

84. Разработка технологического и методического обеспечения исследования скважин пластоиспытателем на трубах: Отчет о НИР (заключительный). // ВолгоградНИПИнефть. - Руководитель Сухоносов Г.Д. - дог. 89/89 (71/89). -Инв.№4133. - Волгоград. -1991. - 116с.

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

86. Рязанцев Н.Ф. Методика расшифровки диаграмм глубинных манометров. // Обзор зарубежной литературы. - серия Бурение. - М.: ВНИИОЭНГ. -1976. - 55с.

87. Рязанцев Н.Ф. Повышение эффективности работ с трубными испытателями пластов. // В сб. научн. тр. СевКавНИПИнефть. - вып. 24. - Грозный: множ. база СевКавНИПИнефти. -1976. - С. 81 - 97.

88. Совершенствование метода интерпретации данных трубного испытателя пластов. // Заключительный отчет 30/80. - ВолгорадНИПИнефть. -

№ ГР 21-80-216. - Волгоград. -1981. -253с.

89. Совершенствование метода оценки гидродинамических характеристик карбонатных коллекторов по данным трубных пластоиспытателей. // Заключительный отчет 30/84. - инв.№2929. - ВолгоградНИПИнефть. -№ ГР 21 -84-25-33. - Волгоград. -1.985. -123с.

90. Совершенствование технологии испытания скважин и интерпретации результатов испытания скважин платоиспытателями. // Отчет о НИР. -ВолгоградНИПИнефть. - 21/88. - № ГР 21-88-11/26. - Волгоград. -1988. - 122с.

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

92. Степанов В.П. Исследование некоторых моделей нестационарной фильтрации однородной жидкости в трещинно-пористой среде. // В сб. научн. тр. ВНИИ. -вып. 61.-М.: Недра. - 1976. - С. 12 -21.

93. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин. - М.: Недра. - 1992. - 255с.

94. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В., Анохина Н.И. К оценке начального дебита свободного фонтанирования нефтяных скважин по данным пластоиспытателя. // В сб. научн. тр.: Геология, разведка и разработка месторождений углеводородов Прикаспийской впадины и обрамления. -Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефти. -1991. - С. 139 - 145.

95. Тетерин Ф.И., Калинин В. Г., Мяснянкин Ю.М., Сухоносов Г.Д. Особенности испытания пластов со слабыми притоками. // Нефтяное хозяйство. - 1977. -№8. - С. 30 - 33.

96. Тетерин Ф.И., Сухоносов Г.Д., Мяснянкин Ю.М. Определение дебита жидкости по кривой восстановления давления при испытании объекта трубным пластоиспытателем. // Нефтяное хозяйство. - 1976. - №2. - С. 29 - 31.

97. Тетерин Ф.И., Калинин В.Г., Сухоносов Г.Д., Мяснянкин Ю.М. Расчет по КВД дебита жидкости и гидродинамической характеристики пластов с низкой активностью проявления. // В сб. научн. тр. ВолгоградНИПИнефть. - вып.27. -Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефти. - 1976. - С. 63 - 70.

98. Тетерин Ф.И., Сухоносов Г.Д., Мяснянкин Ю.М. Методика определения дебита жидкости пластов низкой активности проявления при испытании их трубным пластоиспытателем. //Методическое руководство / ВолгоградНИПИнефть. -Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. - 1978. -13с.

99. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка параметров призабойной зоны пласта по кривым восстановления забойного давления. // Нефтяное хозяйство. -1984. -№3. - С. 22-24.

100. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Надежность оценки потенциальных возможностей нефтегазоносных коллекторов по данным ИПТ. // Нефтяное хозяйство. - 1995. - №7. - С. 15 -17.

101. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка гидродинамических параметров многопластовых систем по данным пластоиспытателя на трубах. // Труды ВолгорадНИПИнефть. - Волгоград: ротапринт ВолгоградНИПИнефть. -1982. -С. 71-78.

102. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка параметров прискважинной зоны по данным трубных испытателей пластов. // Нефтяное хозяйство. -1982. - №1 .С. 17-29.

103. Техника и методы испытания скважин испытателями пластов многоциклового действия. // Временное методическое руководство ВНИИнефтепромгеофизика. - Уфа : обл. типография . -1979. - 166с.

104. Требин Ф.А., Борисов Ю.П., Мухарский Э.Д. К определению параметров пласта по КВД с учетом притока жидкости в скважину после ее закрытия. // Нефтяное хозяйство. - 1958. - №8. - С. 38 - 40.

105. Трофимов В.Т., ЗилингД.Г. Методы инженерной геологии в исследовании экологических функций литосферы. // Геология. -1998. - №4. - С. 96 -101.

106. Труды II Всесоюзного'совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. -М.: Недра. - 1965. - 509с.

107. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат. - 1963. -396с.

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

109. Черных В.А. Эндоэкология разработки нефтяных и газовых месторождений. // Научный метод и технология проб разработки месторождения со сложными геологическими условиями,/ ВНИИГАЗ. - М. - 1990. - С. 12 - 21.

110.

111.

112.

113.

114.

115.

116.

117.

118

119

120

121

122

123

Шеметов В.Ю. Экологические проблемы при бурении скважин и пути их решения. // Экономика и управление нефтегазовой промышленности. - 1993. -№4. - С. 17-23.

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

Экологические проблемы бурения скважин и охраны недр II Обзорн. инфор.:

Техн. технол. и организация геолого-разведочных работ / ВНИИ экон.

минеральн. сырья и геол.-развед. работ. -1991. - №2. - С. 1 - 71.

Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. - М.: Недра. - 1979. -

344с.

Aguilera R. Well Test Analysis of Naturally Fractured Reservoirs // SPE Formation Evalucetion. - 1987. - v. 2. - №3. - P. 239 - 252.

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

Bourdet D., et. al. Interpreting Well Tests in Fractured Reservoirs // World Oil. -

1983.-v. 197. - №5. - P. 77-87.

Bourdet D., Alagoa A. New Method Enhances Well Test Interpretation // World Oil. -

1984. -v. 199. -№4. - P.37-44.

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

Crawford G.E., Hagedorn A.R. Pierce A.E. Analysis of Pressure Buildup Tests in a Naturally Fractured Reservoir IIJPT. -1976. - v. 28. - №11. - P. 1295-1300. Horner D.R. Pressure Buildup in Wells //Third World Petroleum Congress, The Hague Proceedings. -1951. - v. 11, №9. - P. 503-521.

Cinko-Ley H. Well-test Analisys for Naturally Fractured Reservoirs // JPT. - 1996. -v. 48. - №4. - P. 51-54.

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

Najurietta H.L. A Theory for Pressure Transient Analysis in Naturally Fractured Reservois II JPT. - 1980. - v. 32. - №7. - P. 1241-1250.

124. Mc Kinley R.M. System of Afterflow Dominated Pressure Buildup // Trans AJME. -1972,-№4123.-P. 12-16.

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

126. Serra K., Reynolds A.C., Raghavan R. New Pressure transient Analysis Methods for Naturally Fractured Reservoirs //JPT. - 1983. - v. 35. - №10. - P. 1902-1914.

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

УТВЕРЖДАЮ Гачальнвдсй^чно-производственного центра сНижневолжскнефть" А.М. Репей 1998 г.

СПРАВКА

по внедрению разработок, выполненных по теме диссертации Валиуллиной Н.В. "Геоэкологическое обоснование прогноза фильтрационных и емкостных параметров сложно построенных коллекторов в процессе бурения"

При интерпретации данных испытания скважин трубными пластоиспытателями для ООО "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" за период с 1995 по 1997 г.г. использовались следующие разработки:

Наименование разработок Годы и объем внедрения (кол-во объектов)

1995 1996 1997

Методическое руководство по оценке типа и гидродинамических параметров карбонатных нефтенасыщенных коллекторов 17 21 25

Экспресс-метод прогноза промысловых характеристик нефтенасыщенных пластов 23 27 19

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Внедрение указанных разработок способствовало повышению информативности результатов испытаний, сокращению сроков исследований и строительства скважин в целом.