Исследование и разработка методики оценки воздействия промывочных жидкостей на пласт гидродинамическими методами исследования скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сорокин, Павел Михайлович

• Сорокин, Павел Михайлович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сорокин, Павел Михайлович

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА МЕТОДАМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

1.1 Анализ геологического строения сложнопостроенных залежей

1.2 Причины изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта

1.3 Виды несовершенства скважин. Скин-эффект

1.4 Способы определения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта методами гидродинамических исследований скважин

1.5 Выводы по главе 1

2 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ И ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

2.1 Методы обработки результатов ГДИС методом КВД

2.2 Метод обработки результатов ГДИС методом установившихся отборов

2.3 Методика приближенного решения задач фильтрации при нелинейном законе

2.4 Интерпретация результатов ГДИС при нестационарной фильтрации

2.5 Выводы по главе 2

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СКИН-ЭФФЕКТА КОЛЬМАТАЦИИ

3.1 Методика определения скин-эффекта кольматации стенок

скважины

3.2 Лабораторные испытания различных технологических жидкостей на керне

3.3 Обоснование применения технологических жидкостей для строительства скважин в Западной Сибири

3.4 Выводы по главе 3 112 4 ОПЫТНО-ПРОМЫСЛОВЫЕ РАБОТЫ ПО ОЦЕНКЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОБРАБОТКИ

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ МЕТОДАМИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

4.1 Промысловые исследования для оценки влияния технологических жидкостей бурения и глушения на фильтрационные свойства призабойной зоны пласта

4.2 Сопоставление результатов исследований с модельными решениями

4.3 Сопоставление результатов исследований с результатами испытания разведочных скважин

4.4 Выводы по главе 4 166 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 168 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 170 Приложения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка методики оценки воздействия промывочных жидкостей на пласт гидродинамическими методами исследования скважин»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Для современного состояния разработки месторождений характерно существенное ухудшение структуры запасов нефти и газа на лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз». Пласты на разведываемых участках имеют сложное геологическое строение, высокую неоднородность по проницаемости. В результате испытаний разведочных и поисковых скважин получены низкие дебиты нефти от 0,15м7сут. до

о

11м/сут. при общей толщине пластов от 4м до 29м. При первичном вскрытии таких пластов высокое значение имеет максимальное сохранение фильтрационных параметров пласта, для снижения гидродинамического несовершенства скважин, учитываемого скин-фактором.

Современные методы исследования скважин не позволяют выделить отдельные факторы, оказывающих влияние на скин-фактор, несовершенства по характеру вскрытия. Для повышения эффективности разработки месторождений требуется создание принципиально новых подходов в области гидродинамических исследований скважин и моделирования процессов разработки нефтегазовых месторождений с использованием современных технологий, в том числе моделирования на керне.

Классическая теория фильтрации нашла широкое применение в

разработке, вместе с тем она, как и всякая теория, может быть верна только в

той области, где имеют силу основные допущения, на которых она основана.

В основе классической теории фильтрации лежат математические модели

механики сплошной среды, в соответствии с которыми вместо реальной

горной породы рассматривается сплошная среда с некоторыми

осредненными по объему свойствами. В реальной же породе неоднородность

проявляется на всех масштабных уровнях. В связи с этим можно

предположить, что областью применимости классической теории является

фильтрация нефти и газа в сравнительно однородных, средне и высоко

проницаемых породах. В случае резко неоднородных, в том числе

1

случайного характера, низкопроницаемых породах необходима модификация классической теории фильтрации с целью учета сложности строения реальной горной породы.

Цель работы. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений внедрением методики оценки негативного влияния технологических жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта, гидродинамическими методами исследования скважин.

Основные задачи исследования:

1. Анализ геологического строения сложнопостроенных низкопроницаемых коллекторов с целью выявления объектов исследования;

2. Анализ изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта в условиях воздействия технологических жидкостей в процессе строительства скважин при нестационарной инфильтрации жидкостей в продуктивные пласты;

3. Определение параметров пласта по результатам исследования скважин методами кривых восстановления давления (КВД) и установившихся отборов, разработка методики и программного продукта для обработки результатов промысловых исследований при нелинейной фильтрации;

4. Разработка методики исследования негативного влияния фильтрата технологических жидкостей на призабойную зону пласта;

5. Проведение гидродинамических исследований скважин для сопоставления результатов мониторинга скин-эффекта кольматажа с результатами испытания разведочного фонда скважин.

Методы исследования и достоверность результатов. Исследования базируются на методах исследования скважин и пластов, применяемых на практике, анализе фактических данных исследования с использованием современных методов обработки исходной информации.

Достоверность результатов исследования базируется на сходимости

фактических и расчетных значений параметров пласта, полученных с применением разработанного пакета программ.

Научная новизна:

1. Разработана научно-обоснованная методика оценки фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта на основе обработки результатов гидродинамических исследований скважин;

2. С целью оценки результатов исследований скважин гидродинамическими методами разработана научно-обоснованная методика минимизации воздействия технологических жидкостей на призабойную зону пласта на основе сравнения с лабораторными испытаниями на керне.

Основные защищаемые положения:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн;

2. Методика сравнения промысловых исследований скважин с модельными решениями, описывающими воздействия на ПЗП промывочными жидкостями;

3. Методика исследования и программный продукт для обработки результатов стационарной и нестационарной фильтрации нефти и газа.

Практическая ценность и реализация результатов исследования:

1. Методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн позволяет оценить изменения параметров призабойной зоны пласта-и подобрать оптимальный состав технологических жидкостей для первичного и вторичного вскрытия пласта, глушения и т.д.;

2.Промысловые гидродинамические исследования скважин для оценки

влияния технологических жидкостей на фильтрационные свойства

призабойной зоны пласта позволяют обосновать технологию проводки,

первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов для эффективного

3

сохранения фильтрационных свойств ПЗП при вводе месторождения в разработку.

3. Разработана методика автоматизации обработки кривых изменения давления в скважинах при гидродинамических исследованиях. Методика и программный продукт приняты для использования в Сургутском институте нефти и газа (филиал) ГОУ ВПО ТюмГНГУ, Сургутском управлении буровых работ №1 ОАО «Сургутнефтегаз».

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: региональной научно-технической конференции «Инновации и эффективность производства» (ХМАО, г. Сургут, 2006г.); VI Региональной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2007г.); VII Всероссийской научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии - нефтегазовому комплексу» (г. Тюмень, 2008г.); научно-методических семинарах кафедры «Моделирование и управление процессами нефтегазодобычи» ТюмГНГУ (г. Тюмень, 2006-2008г.г.).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 14 печатных работ, в том числе 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, основных выводов, списка использованных источников из 118 наименования, содержит 180 страниц текста, 51 рисунок, 47 таблиц, 1 приложения.

1 ОЦЕНКА ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СВОЙСТВ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА МЕТОДАМИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

1.1 Анализ геологического строения сложнопостроенных залежей

В процессе исследований рассмотрено 22 лицензионных участка и месторождения, находящихся на стадии разведки. Обобщенные данные по средней газовой проницаемости, диапазону изменения проницаемости пластов, представленных керном, разведываемых лицензионных участков приведены в таблице 1.1. Для анализируемых пластов характерен значительный разброс значений газовой проницаемости при низких средних значениях - от десятых долей до (30-35)* 10~3 мкм2. При такой неоднородности интерес представляет анализ дифференциации проницаемости по вскрытой толщине продуктивного пласта. В табл. 1.2 приведены сведения о распределении газовой проницаемости керна по интервалу испытания некоторых скважин. Из таблицы видно, что прослои с газовой проницаемостью до 10*10"3 мкм2 составляют основные толщины испытываемых продуктивных пластов. Редкие прослои с проницаемостью

3 2

большей 10*10 " мкм не превышают нескольких десятков см. В таких скважинах при испытании получают притоки пластового флюида с дебитом менее 1 м /сут. Так, в скважине Чанатойской площади прослой с проницаемостью 15,5*103мкм2 составляет 11см, а остальная толщина испытываемого объекта (более 7м) представлена породой с газовой проницаемостью меньшей 1*10~3мкм2. При испытании данного объекта получен приток меньше 0,5м /сут. При оценке расчетного дебита в данной скважине должен быть приток около Зм"/сут при депрессии 60-70атм и обеспечении совершенства вскрытия пласта (нулевом значении скин-фактора от кольматажа). В скважине Северо-Чанатойской площади более 4м нефтенасыщенной толщины порода представлена средней газовой проницаемости.

1 Таблица 1.1 Сводная таблица проницаемости керна пластов разведываемых участков ОАО "Сургутнефтегаз", мД.

Месторождение; л/у АС(Ю) АС(Ю)2 АС(11)0 АС(ц)1 АС( п)02 АС(П)2 АС(Ц)3 АС(,2)1 Ач(3) ЮС(од юс(1) юс(2)

Ватлорское м/р 0,70 (0,151,69) 15,9 (0,096,0) 30,86 (0,0129,8); 0,99 (0,02-22,08) 35,8 (0,0171,6) 2,00 (0,0010,80) 0,98 (0,013,55). 0,03 (0,02-0,04)

Верхне-Надымский л/у 1,63 (5,2; 8,2); 6,04 (5,189,42) 0,04 (0,010,06) 0,20 (0,000,70); 0,08 (0,000,38)

Восточно - Мытаяхинский л/у 1,73 (0,263,83) 0,01 (0,000,04)

Западно - , 1 Эргинское м/р 0,44; 0,031,3. 1,07; 0,05-6,94

Кондинский л/у 2,65; 0,198,43. 1,96; 0,09-4,24. 3,79; 0,0-8,94. 1,65; 0,0-5,71. 3,36; 0,117,54. 4,16; 0,0-23,29 0,04; 0,010,10. 1,18; 0,02-3,24. 3,07; 0,086,69 1,67; 0,137,21. 0,24; 0,0-0,53. 0,82; 0,21,93. 0,66; 0,0-1,93. 0,07; 0,00,4. 0,82; 0,0-2,04. 0,75; 0,033,73

Таблица 1.2 - Распределение газовой проницаемости керна по интервалу испытания разведочных скважин

Месторождение; площадь Индекс пласта Интервал отбора керна, м Вынос керна, м Длина интервала, м Абсолютная газовая проницаемость параллельно напластованию (КА-210, обжим - 500р8ь), мД

Северо-Чанатойская площадь АС11(01) 2723,60 2742,20 15,90 из 18,60 5,15 -

АС11(01) 2,00 -

АС 11 (01) 0,45 0,04

АС11(01) 1,00 6,23 (2,96-8,62)

АС11(01) 4,02 60,92 (23,92-129,80)

АС11(01) 0,15 2,98

АС11(01) 0,08 0,00

АС11(01) 0,65 22,02

АС11(01) 2,40 4,6 (2,59-5,71)

Чанатойская площадь АС11 (01) 2666,00 2682,20 7,89 из 16,20 2,28 0,15 (0,02-0,62)

АС11 (01) 0,11 15,51 (8,95-22,08)

АС11 (01) 5,5 0,11 (0,02-0,34) ,

Кондинское АС11(1) 2648,40 2660,00 9,84 из 11,6 9,84 2,65 (0,19-8,43)

Кондинское АС11(1) 2642,80 2655,40 6,4 из 12,6 6,40 1,96 (0,00-4,24)

Кондинское АС11(1) 2632,60 2650,00 15,27 из 17,40 2,05 0,17 (0,00-0,39)

АС 11(1) 7,00 2,38 (1,12-3,50)

АС11(1) 0,57 -

АС11(1) 2,50 3,89 (1,18-6,39)

АС 11(1) 0,15 -

АС11(1) 2,44 5,83 (1,21-8,94)

АС11(1) 0,09 -

АС11(1) 0,10 5,84

АС11(1) 0,37 -

Северо-Кондинское АС11 (1) 2670,00 2676,80 2675,50 2685,20 10,30 из 13,90 0,30 5,71

АС11 (1) 4,30 1,3 (0,00-1,80)

АС 11 (1) 0,70 3,73 (3,54-3,91)

АС 11 (1) 1,75 0,22 (0,03-0,50)

АС 11 (1) 2,38 2,98 (4,91-1,04)

АС 11 (1) 0,87 0,84 (0,44-1,54)

3 2

60*10" мкм , а остальная нефтенасыщенная толщина (более 8м) представлена проницаемостью до 10*10"3 мкм2. При испытании этого объекта

о

получен приток нефти 11м /сут. Расчетный дебит для данного пласта составил примерно 70 м3/сут при совершенстве вскрытия пласта и нулевом скине кольматажа. Расчетный дебит 11 м"/сут получается при скине кольматажа, равным 49, и скине кольматажа низкопроницаемой части пласта, равным 90, т.е. практически отключенной мощности пласта с газовой проницаемостью менее 10*10"3 мкм2.

Анализ продуктивных коллекторов по минералогическому составу, структуре пород подробно отражены в работах [100, 101], где также рассмотрены вопросы классификации горных пород по фильтрационно-емкостным свойствам, литологии и структуре порового пространства. Эта классификация учитывает особенности продуктивных пластов месторождений Сургутского свода. Достаточно отметить, что согласно известной классификации пород продуктивных терригенных отложений по Муслимову Р.Х., Долженкову В.Н., Зинатуллину Н.Х., приведенной в частности в работе [100], к породам - не коллекторам отнесены пласты с пористостью менее 12,6%, проницаемостью менее 0,03мкм , нефтенасыщенностью менее 50%, т.е. практически все продуктивные пласты поисковых и разведываемых лицензионных участков.

Это хорошо иллюстрируется приведенными в таблице 1.1 данными, где продуктивные пласты 10 лицензионных участков характеризуются средней газовой проницаемостью от 0,06*10"3 мкм2 до 35,8*10"3 мкм2. При этом необходимо отметить, что проницаемость по воздуху в 5- 10 раз выше фазовой проницаемости нефти. Таким образом, структура запасов нефти на разведываемых лицензионных участках ОАО «Сургутнефтегаз» согласно -известным классификациям относится к не извлекаемым. Однако промысловые испытания продуктивных пластов разведочных скважин показывает, что в ряде случаев получены промышленные притоки нефти.

Из более 20 лицензионных участков, выделены разведочные скважины (представленные керном), результаты испытаний которых приведены в таблице 1.2. Керн, в основном, представлен переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые и светло-серые, аркозовые и полимиктовые. Алевролиты и аргиллиты серого и темно-серого цвета, реже зеленовато-серого, вишнево-серого цвета и коричневатые. В таблице приведены сведения о типах перфораторов, которыми осуществлялось вторичное вскрытие. Только в скважине Кондинской площади испытания пласта АСп1 проводились в открытом стволе. Вопросы влияния типов перфораторов и плотности перфорации на эффективность вторичного вскрытия, технологии вторичного вскрытия рассмотрены в работе [87], где отмечается, что наиболее эффективным является перфорация на депрессии.

Известно из ранее выполненных исследований [87, 100, 101], что нарушенная призабойная зона низкопроницаемого пласта характеризуется большим скиновым перепадом давления (потерями депрессии в призабойной зоне пласта) и градиент давления в пласте становится соизмеримым с капиллярным давлением, препятствующим движению жидкости к забою скважины. Так, в частности, результаты исследований, приведенные в работе [100], показывают, что для низкопроницаемого керна (средняя газовая проницаемость до 1010" мкм") средние значения коэффициента восстановления проницаемости для одного керна в среднем не превышают 27% после воздействия различных технологических жидкостей бурения, используемых при первичном вскрытии (IKF, Kern Pas, Poly Кет D). В то же время для колонки из трех кернов тот же коэффициент уже не превышает 18,7% (т.е. уменьшился на 8,3%). При этом анализу совсем не подвергались объем и время фильтрации через керн технологических жидкостей бурения и керосина. Из результатов в работе [100] видно, что для прокачки Зсм" потребовалось более 20 часов. В указанной работе, к сожалению, не приводится время и объем прокачки керосина до и после воздействия буровых жидкостей на колонку керна. Однако есть основания предполагать, что время прокачки одинакового объема керосина до воздействия на керн

Площадь Пласт ' Характер насыщения пласта по ГИС Вид исследования Керн Абсолютная газовая проницаемость (Ка-210, обжим -500р5ь), мД Интервал перфорации м Вскрытие Результат испытаний Примечание

Северо-Чанатойская АСн1 В интервале испытания - нефть ИК, квд Аргиллит; алевролит; песчаник с запахом УВ, известковистый 30,86 (0,00-129,80) 2723,62742,2 ПЛ-70 16 отв/п.м на КПС-1М (ГК, ЛОТ и Т). Промыта тех водой. Вызов притока осущ СДУ с примен пенных систем 0н= 11 м7сут (4мм штуц). Т2720м= 77 С 8 СДУ. МПД (40ц, 180 атм). ГИС (нефть).

Чанатойская АС,,1 В интервале испытания - нефть КВУ Алевролит, песчаник нефтенас, аргиллит. 0,99 (0,02-22,08) 2666-2682,2 ПЛ-70 16 отв/п.м (ГКДЮТ и Т). Промыта тех водой. Вызов притока осущ с примен пенных сист. Перестрел ПК-105Н 10 отв/п.м. С)н=0,41 м7сут. Т2650м= 720С 4 СДУ. СКО (1,2 м3 12% HCL). 2 МПД (30ц, 120, 250 атм). ПГД (на синтероле)

Кондинская i АСИ' До 2663,6 нефть, с 2664 вода КВУ Аргиллит, песчаник заглинизир, нефтенас 2,65 (0,19-8,43) 2648,4-2660 ПЛ-70 8 отв/п.м на КПС-1М (ГК, лот и Т). Промыта тех водой. Вызов притока пенных сист. Перестрел ПК-105С на КПС-1М С>н= 0,93 м3/сут. Обводненность= 69%. Кпрод= 0,0269 м3/сут*атм. Т2650м= 85,3 С 14 СДУ. УГИС. 3 СКО (HCL+HF). 2 МПД(20ц, 200атм)

Кондинская АС„' В интервале испытания - нефть КВУ Аргиллит, песчаник заглинизир, нефтенасыщенный 1,96 (0,09-4,24) 2642,82655,4 В открытом забое Промыта тех водой. Вызов притока осуществляется с применением пенных систем (2н= 0,81 м3/сут. Тгб40м= 87 С 6 СДУ. 2 УГИС

буровой жидкостью и после воздействия будет различным, что характеризует дополнительные потери градиента давления на измененной части колонки керна.

Для анализа результатов испытания разведочных скважин привлечены результаты геофизических исследований, выполненных в скважинах, где отбирался керн (таблица 1.4). Для решения прямой задачи гидродинамики -определения скоростей фильтрации и распределения градиента давления в окрестности скважин использовались значения нефтенасыщенных толщин, определенных по геофизическим исследованиям. Из таблицы 1.4 видно, что нефтенасыщенные толщины испытываемых пластов редко достигают 50% от общей мощности вскрытых пластов, находясь, в основном, в диапазоне 5-20 %.

Основными критериями выбора кернов для эксперимента является принадлежность к одной скважине и одному пласту, а также близость значений проницаемости по газу. Керн разделен на низкопроницаемый (ниже 5*10"3 мкм2), среднепроницаемый (от 5*10~3 до 20*10"3 мкм2, от 20*10"3 мкм2

3 2 3 2

до 50*10" мкм ) высокопроницаемый (выше 50*10" мкм ). В связи с этим в таблице 1.1 приведена информация не только о наличии керна по пластам и месторождениям, но и значения средней газовой проницаемости и диапазона ее изменения по пластам и месторождениям.

Представляют интерес исследования кернов с разных месторождений и лицензионных участков, принадлежащих одним и тем же пластам. Так как при достижении результатов исследования кернов, характерных определенным пластам и слабо зависящих от принадлежности к месторождению можно

давать рекомендации по вскрытию пластов для новых скважин и

12

месторождений. Пласты АСи , АСц и ЮС2 представлены керном с разных месторождений, а по остальным пластам керн имеется из скважин только одного месторождения. Но это не означает, что остальные пласты исключаются из экспериментальных исследований. Тем более что керны

Таблица 1.4 - Результаты ТИС и промысловых испытаний разведочных скважин ОАО " Сургутнефтегаз"

Площадь Пласт Керн Газовая проницаемость 10"3 мкм2 Интервал перфорации м Мощность по геофизике, м Результат испытаний Проницаемость по геофизике 10"3 мкм2

общая насыщенная нефтенас ыщенная продукция дебит, м3/сут обводненность % .

Северо-Чанатойская АС„' Аргиллит; алевролит; песчаник с запахом УВ, известковистый 30,86 (0,00129,80) 2723,62742,2 32,2 8,4 8,4 нефть 11 5,07

Чанатойская АСи' Алевролит, песчаник нефтенасыщенный, аргиллит. 0,99 (0,0222,08) 2666-2682,2 29,4 5 5 нефть 0,41 1Д9

Кондинская АС,,1 Аргиллит, песчаник заглинизированный, нефтенасыщенный 2,65 (0,19-8,43) 2648,4-2660 33,8 15,4 6,6 нефть 0,93 69 7,15

Кондинская; АС,,1 Аргиллит, песчаник заглинизированный, нефтенасыщенный 1,96 (0,09-4,24) 2642,82655,4 9,4 4,6 4,6 нефть 0,81 5,35

Северо-Кондинская АС'ц Песчаник нефтенасыщенный с резким запахом УВ, аргиллит, песчаник заглинизированный, известковистый 1,65 (0,00-5,71) 26702675,5; 2676,82685,2 27,6 12 вода 3 1,15 •

Северо-Кондинская АСп1 Известковистый, нефтеводонасьпценный песчаник 3,36 (0,11-7,54) 2650-2658 26,8 18,6 12 вода+ нефть 2 93 362,12

Северо-Кондинская АСц1 Переслаивание песчаника заглинизир-го с аргиллитом и песчаника мелкозернистого, нефтенасыщенного 4,16(0,00-23,29) 2646-2674,8 39,2 30,6 29,4 вода+ нефть 4 82 167,62

разных месторождений, но одного и того же пласта существенно различаются по проницаемости, например пласт АСп1 - керн с Кондинского лицензионного участка имеет проницаемость 0,00-23,29 мД при средних значениях по скважинам 1,96-4,16 мД; а керн Ватлорского месторождения -0,00-129,8 мД при среднем значении 30,86 мД. Проницаемость керна из пласта АСп1 различна даже внутри одного и того же (Ватлорского) месторождения по разным скважинам от 0,99 до 30,86 мД (средняя проницаемость). Сами пласты имеют высокую степень анизотропии, так скважина вскрыла пласт АСю2, проницаемость пропластков меняется от 0 до 96 мД и такое явление встречается практически в каждой скважине.

Рассмотрим изменение дебита скважины <2ь м"/сут, от количества пропластков, включенных в работу пласта по формуле Дюпюи

а-1)

>'с

где ¡1 - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с;

АР - депрессия, МПа;

Ик - радиус контура питания, м;

г - радиус скважины, м;

- проницаемость \ - го пропластка, мкм2;

к - мощность 1 - го пропластка, м;

В формуле используется проницаемость по газу, которая, как правило, выше, чем по жидкости. Но это не мешает оценить вклад каждого пропластка в общий дебит.

В таблице 1.5 показаны расчетные дебиты пропластков в отдельности, а также по пласту в общем. Депрессия определялась по результатам испытаний

данных пластов при снижении динамических уровней, вязкость взята из результатов анализа глубинных проб нефти рассматриваемых пластов и месторождений с учетом обводненности или (при отсутствии данных) с соседних месторождений, но аналогичных пластов. Принимаем гс =7,Зсм, Як = 500м для всех поисковых и разведочных скважин.

о ¡у

Пропластки объединены в группы по проницаемости - 1) до 1*10" мкм ; 2) от 1 до 5*103 мкм2; 3) от 5*10"3 до 10*10"3 мкм2; 4) от 10*103 до 20*10"3 мкм2; 5) от 20*10"3 до 50*10"3 мкм2 и 6) более 50*10"3 мкм2. В таблице 1.5 приведена средняя проницаемость по группе и суммарная мощность пропластков, входящих в определенную группу.

В некоторых скважинах потенциальный дебит самый высокий у наиболее проницаемых пропластков и их дебит составляет основную часть суммарного потенциального дебита. Однако существует ряд примеров, где вклад групп с не максимальной проницаемостью в общий потенциальный дебит по пласту наиболее существенен, из-за большой суммарной мощности пропластков, составляющих такие группы. Из расчета следует, что потенциал пласта АСц1 в скважине Северо-Кондинского месторождения, - 30,14 м3/сут.

При испытании пласта АСц1 при депрессии равной расчетной был получен приток нефти с водой 2м7сут. Это явно показывает, что не все пропластки включены в работу. Проницаемость по газу больше, чем по жидкости в несколько раз, но разница между ними меньше чем в один порядок, то есть кг=А*кж, где 1<А<10. Следовательно, в действительности работает только первый пропласток, мощностью 0,63м, а остальные, суммарная мощность которых составляет 5,49м, отключены. Это может произойти, например, в силу соизмеримости размеров частиц фильтрата с размером пор низко проницаемых пропластков, тогда фильтрат выносится только из средне проницаемого, засоряя остальные.

Таблица 1.5- Результаты оценки дебита по пропласткам

Месторождение Пласт / Газовая проницаемость 10"3 мкм2 Мощность, м Дебит, м3/сут

Северо- АСц(1) 1 7,27 0,63 7,93

Кондинское 2 2,74 4,49 21,31

3 0,52 1,00 0,90

Суммарный дебит, м3/сут 30,14

1.2 Причины изменения фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта

До вскрытия пласта скважиной давление, а, следовательно, и плотность жидкости во всей нефтяной залежи одинаковы и равны первоначальному пластовому давлению и соответствующей ему плотности жидкости.

Рассмотрим горизонтальный пласт, пренебрегая действием силы тяжести вследствие незначительной мощности пласта по сравнению с напором жидкости, что хорошо согласуется с практикой испытания тонких низкопроницаемых пластов.

Начиная с момента вскрытия нефтяной залежи, по мере отбора жидкости, падение давления распространяется от скважины к контуру питания. Падение давления приводит к расширению находящейся в пласте жидкости и вытеснению за счет этого нефти из пласта в скважину. Этот процесс увеличения «радиуса действия» Ик скважины или расширения «воронки депрессии» - является первой фазой неустановившегося движения. Характерной особенностью этой фазы является постоянство давления на внешней границе воронки депрессии, величина которого равна первоначальному пластовому давлению. С того момента, когда радиус воронки депрессии гк достигнет контура области питания, на котором в условиях водонапорного режима давление рк можно во многих случаях считать постоянным, движение жидкости станет установившимся и при решении практических задач можно считать жидкость несжимаемой.

Если количество жидкости, поступающей в пласт в области питания, меньше количества жидкости, отбираемой из пласта, или равно нулю, то движение жидкости в пласте будет происходить в условиях падения контурного давления, характеризующего истощение пластовой энергии. Назовем этот процесс истощения нефтяной залежи второй фазой неустановившейся фильтрации.

Поскольку разработка нефтяных месторождений производится в течение длительных промежутков времени, исчисляемых годами, изменения во времени дебита жидкости и давления в пласте происходят относительно медленно. Это позволяет для решения задачи о неустановившейся фильтрации сжимаемой жидкости воспользоваться методом последовательной смены стационарных состояний, при применении которого приближенно принимается, что в каждый момент времени дебит жидкости и распределение давления в пласте такие же, как в случае установившейся фильтрации жидкости при тех же граничных условиях.

В практике испытания разведочных скважин ОАО «Сургутнефтегаз» основываясь на применяемых методах и способах вызова притока из пласта можно рассматривать два случая нестационарности при фильтрации жидкости из пласта в скважину: случай, когда дебит скважины является постоянным (метод снижения уровня - с учетом метода последовательной смены стационарных состояний); и случай когда давление на забое скважины является постоянным (метод вызова притока с помощью струйного насоса). Рассмотрим оба случая нестационарности фильтрации.

Случай, когда дебит скважины является постоянным

Пусть ко времени t (время, истекшее с момента ввода скважины в эксплуатацию) падение давления распространилось на расстояние Rk от скважины. Тогда масса жидкости, извлеченной из пласта за время t, равна QM t, где массовый расход QM = const. С другой стороны, масса извлеченной из пласта жидкости равна изменению массы жидкости, находящейся в пласте. Следовательно,

QMt = n{PK-P)

(1.2)

где Q — объем порового пространства области пласта, ограниченной окружностью радиуса RK,

Q = x(R2K-R*)bm (1.3)

где рк— плотность жидкости в точках пласта, для которых координата r> RK; рк = const;

р— средневзвешенная по объему Q плотность жидкости

Р = ъ1/зХк С1-4)

Подставляя в уравнение (1.3) вместо массового расхода жидкости ()м и объема порового пространства <2 их значения из формулы

^ 2якЬ{рк-рс)

М № ы*к (1.5)

и (1.3), получим

fin г' (1.6)

Rc

Обозначим

(L7)

Рк Rc Рк

Тогда уравнение (1.6) можно переписать в виде

mj3juR2c кУ к Д W

Для нахождения величины £ определим средневзвешенную по объему плотность жидкости р. Выделим на расстоянии г от скважины кольцевой элемент пласта шириною ¿г. Объем порового пространства этого элемента равен

с1£2-=2лЬтг(1г (1-9)

Подставляя значения ¿2 и ¿£2, приведенные в формулах (1.3) и (1.9), в уравнение (1.4), и вводя переменные е, и £ значения которых даются формулами (1.7), произведя интегрирование, получим

г \

1 1

21п*; 7?*2 — 1

(1-10)

хк V

Подставляя значение (1 — £) в уравнение (1.8), имеем после упрощения

2

2к г = (1.11)

тр!Ж{

с

Откуда, вводя безразмерное время

2 к

г =

(1.12)

получим

2

т = (1 13)

Зная значения в различные моменты времени, легко найти

соответствующие им величины забойного давления рс

<2//1пД; (1.14)

Рс = Рк

2 лкЬ

где Q — объемный расход жидкости.

Распределение давления определяется по формуле Дюпюи.

Случай эксплуатации скважины при постоянном противодавлении

Если к моменту времени t падение давления распространилось на расстояние гк от скважины, тогда масса жидкости, извлеченной из пласта за последующий промежуток времени dt, равна Q\idt, причем

QMdt = d[Q{pK-p)} (1.15)

Правая часть уравнения (1.15) представляет изменение массы жидкости, извлеченной из пласта с начала разработки за время dt. Подставим в уравнение (1.15) значения QM и Q из (1.3) и введем переменные RK* и £ и величину е, значения которых даются формулами (1.7). Тогда

= „Ьт^рАк2 - l\l - £)]

j3ju\nR*K сНк к А ЬП

(1.16)

Подставляя в это уравнение вместо (1-£) его значение и учитывая, что при постоянном противодавлении рс = const и е = const, после сокращения на лЬрк*(1-е), раскрытия скобок и нахождения полного дифференциала получим

2k

m/3juR{

dt -

К-

К2-i Л

2R*K\nR*K

dRl

(1.17)

dz =

Rt

К -i

2Rl\nRt

dRl

(1.18)

причем при t = 0; т •= 0; Rk = 1. Отсюда безразмерное время равно

R'k

■J

Rl

Rt - *

л

2RKlnRK

dR*K=~ 2

/

R

»2

Л

-1-J

r:

i

V

2Rt\nRl

dRl

(1.19)

Выполнив интегрирование, получим

v

У

т =

2

g?

„=1 n\n

(1.20)

При значительных величинах RK входящий в правую часть формулы (1.20) ряд сходится медленно. Поэтому более удобно величину интеграла (1.19) найти графически.

Отметим, что формулы (1.19) и (1.20) полностью совпадают с формулой И.А. Чарного [104], в которой указывается, что при R* > l,0513*(2*ln RK* >0,1),

Rk /?*2 — i

f K dR*K = R*K2 + InlOa - Ei{a)-2.7253

j 2RK In R

(1.21)

к

1

где

a = 21n/?*,

' a в Ei(a)= f—da

J ry

К'

(1.22)

da

а

Интеграл (1.22) представляет интегральный экспоненциал — табулированную функцию.

Рассмотрение формул (1.12), (1.13) и (1.20) показывает, что изменение во времени ? величины Кк расширяющегося радиуса воронки депрессии не зависит от величины давления на скважине рс , а следовательно, и от величины депрессии (рк— рс)■ Из формулы (1.12) имеем

{ = (1.23)

2 к

Из уравнения (1.23) видно, что продолжительность времени г, в течение которого радиус воронки депрессии достигнет величины КК*, прямо пропорциональна пористости пласта т, коэффициенту объемного упругого расширения жидкости Д ее абсолютной вязкости /л и обратно пропорциональна коэффициенту проницаемости пласта к. При решении задач о неустановившейся

радиальной фильтрации сжимаемой жидкости при постоянном противодавлении на скважине порядок вычислений следующий: задаемся интересующим нас моментом времени ? и по формуле (1.12) находим соответствующее этому моменту времени значение безразмерного времени т. Далее, по графику

зависимости безразмерного радиуса воронки депрессии от безразмерного

*

времени находим величину радиуса воронки депрессии Як, отвечающую указанному значению т. Зная величину Як*, по формуле Дюгаои находим дебит скважины, и распределение давления р в пласте по формуле

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сорокин, Павел Михайлович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕДАЦИИ

1. Анализ результатов исследований (кернового материала, ГИС, ГДИС) большого количества скважин Сургутского свода показал, что влияние несовершенства скважины по характеру вскрытия на приток пластового флюида незначителен (С¡-0,01), а наибольший вклад в потери давления в призабойной зоне пласта вносит скин-эффект кольматажа.

2. Разработана методика оценки скин-эффекта кольматажа на основе лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при фильтрации через керн различных технологических жидкостей (первичного, вторичного вскрытия, глушения, консервации).

3. Предложена методика расчета потенциального дебита вертикальной скважины на основе результатов исследования фильтрации на керне, отобранном из пласта в данной скважине.

4. Разработаны и программно реализованы алгоритмы для обработки данных гидродинамических исследований скважин и пластов методами:

• установившихся режимов работы в случаях индикаторных диаграмм, имеющих линейную и криволинейную форму;

• приближенного решения задач нестационарной фильтрации при нелинейном законе сопротивления.

5. На основе лабораторных исследований выявлено, что коэффициент восстановления проницаемости для низкопроницемого керна (средняя газовая проницаемость до 10-10"3 мкм2), при одной и той же технологической жидкости, меньше на 40-50% по отношению к средне и высокопроницаемому керну.

6. Доказано, что загрязнение продуктивного пласта с высокими коллекторскими свойствами снижает проницаемость призабойной зоны не более чем на 50%. Показано, что технологические жидкости с широкой фракцией кольматанта ухудшают фильтрационные параметры на 30 - 35% больше, чем без кольматанта. Таким образом, с ростом проницаемости растет и коэффициент восстановления.

7. Разработана методика обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин, которая позволяет: определять фильтрационные и продуктивные параметры исследуемого интервала (или интервалов) пласта;

- определять работающие интервалы пласта. Методика обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований положена в основу СТП-103-2010 «Система контроля качества строительства скважин», принятого в ОАО «Сургутнефтегаз».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сорокин, Павел Михайлович, 2010 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Абасов М.Т., Джалилов К.Н. Вопросы подземной гидродинамики и разработки нефтяных и газовых месторождений. — Баку, Азернешр, i960.

2. Адонин А.И. Добыча нефти штанговыми насосами. -М.: Недра, 1979.

3. Акульшин A.A. Исследование вытеснения нефти из трещиновато-порового пласта с использованием полимера ПОЛИКАР. Нефтяное хозяйство, 1/2000, с 36-38.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. - М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. - 168 с.

5. Проект на разработку Савуйского месторождения.

6. Антонов К. В., Кнеллер Л. Е., Малинин В. Ф., Рыскаль О. Е., К интерпретации материалов геофизических исследований скважин, бурящихся с применением полимерных растворов. - М. Нефтяное хозяйство. 1998г. N 6.

7. Аравин В. И., Нумеров С. Н. Теория движения жидкостей и газов в недефррмируемой пористой среде. М., Гостехтеориздат, 1953.

8. Балуев A.A. и др. Отчет о НИР. Проведение лабораторных исследований влияния технологических жидкостей при строительстве и капитальном ремонте скважин на коллекторские свойства пласта. «СургутНИПИнефть», Тюмень, 2000.

9. Баренблатт Г. И. О возможности линеаризации в задачах нестационарной фильтрации газа. Изв. АН СССР, ОТН, № И, 1956

10. Баренблатт Г. И. О некоторых задачах неустановившейся фильтрации. Изв. АН СССР, ОТН, № 6, 1954.

11. Баренблатт Г. И., Вишик М. И. О конечной скорости распространения в задачах неустановившейся фильтрации жидкости и газа в пористой среде. «Прикладная математика и механика», т. 20, вып. 3, 1956.

12. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М., Недра, 1984

13. Баренблатт Г. И., Трифонов Н. П. О некоторых осееимметричных задачах неустановившейся фильтрации жидкости и газа в пористой среде. Изв. АН СССР, ОТН, 1956.

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

15.Басарыгин Ю.М:, Булатов А.И., Проселков Ю.М. Заканчивание скважин. -М.: Недра, 2000. - 677 с.

16. Басниев К С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-416 с.

17. Блинов А. Ф., Зайнуллин Н. Т. Об изменении параметров пласта в нагнетательных скважинах. Тр. ТатНИИ, вып. 10. М., изд-во «Недра», 1967.

18. Богомолова А. Ф., Максимов В. А., Николаевский В. Н., Оганджанянц В. Г., Рыжик В. М. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкостей. М., Гостоптехиздат, 1962.

19. Боксерман А. А., Данилов В. JL, Желтое Ю. П., Кочешков А. А. К теории фильтрации несмешивающихся жидкостей в трещиновато-пористых породах. «Теория и практика добычи нефти», Ежегодник ВНИИНефть. М., изд-во «Недра», 1966.

20. Борисов Б.Ф., Ковалев А.Г. Экспериментальные исследования процесса вытеснения вязких нефтей из двух локально соединяющихся пластов. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта, Труды ВНИИ, Выпуск L, М. «Недра», 1967, с. 102-108.

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

22. Бузинов С.Н., Умрихин ИД. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. -М.: Недра, 1964.

23. Ван-Дайк М. Методы возмущений в механике жидкости. М., изд-во «Мир», 1967.

24. Галимов М.А., Проводников Г.Б.. Анализ качества технологий заканчивания скважин на месторождениях западной Сибири методом статистической оценки. М. ОАО ВНИИИОЭНГ. 1998. (Научно-технический журнал "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море").

25. Глоговекий М.М. Дебит скважин, несовершенных по степени вскрытия пласта. —Тр. МНИ, 1951, вып. 11.

26. Гусейн-Заде М. А. Фильтрация в неоднородных пластах. М., Гостоптехиздат, 1963.

27. Дж.Р.Грей, Г.С.Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). -М. Недра, 1985. - с.423-424.

28. Дияшев Р.Н. Гидродинамические исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений. Обзор зарубежной литературы. - М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 72 с.

29. Дмитриев М.Н., Дмитриев М.Н. К определению фильтрационного числа Рейнольдса и характерного линейного размера для идеальных и фиктивных пористых сред. Механика жидкости и газа, № 4, 2005, с. 97-104.

30. Донцов K.M. Разработка нефтяных месторождений. - М., Недра, 1977

31. Желтов Ю.П., Мартос В.Н., Мирзаджанзаде А.Х., Степанов Г.С. Разработка и эксплуатация нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979. -254 с.

32. Желтов Ю.П. Возможности метода физического моделирования при оценках механизмов нефтегазоотдачи. - В кн.: физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи. - М.: Наука, 1981, с. 3-7.

33. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. М.: Недра, 1975, с. 5 - 11.

34. Зотов Г.А., Тверковкин СМ. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. — М.: Недра, 1970

35. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин, РД-39-3-593-81, ВНИИ. Москва, 1981 г.

36. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газ о ко н д е н с атн ых пластов и скважин. Под редакцией Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. - М.: Недра, 1980, стр. 120, формула IV.8

37. Казарина Е.С. Решение нестационарных задач притока жидкости к гидродинамически несовершенным скважинам и галереям. —Автореферат диссертации, МИНХ и ГП, 1973.

38. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003.

39. Касьянов Н.М., Штырлин В.Т. Вопросы повышения качества вскрытия продуктивных пластов // ТНТО сер. Бурение. -М.:ВНИИОЭНГ.-1969.-87 с.

40. Ковалев А.Г., Покровский В.В. Исследования процесса вытеснения водой модельных нефтей на образцах неоднородного естественного песчаника при одномерном течении. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта, Труды ВНИИ, Выпуск LXI, М. «Недра», 1976, с. 52-66.

41. Кочешников A.A., Хомутов В.И. К вопросу лабораторного моделирования процесса вытеснения нефти теплоносителями. Научно-технический сборник по добыче нефти. Труды ВНИИ, вып. 42, М.«Недра», 1971, с. 114-120.

42. Крезуб А.П., Рабинович Н.И. Выбор технологии вскрытия продуктивных пластов. - Нефтяное хозяйство, 1987, №8-12с.

43. Крезуб А.П., Яковенко В.И. Изменение проницаемости коллекторов в призабойной зоне плата при заканчивании скважин // Нефтяное хозяйство №11. - 1986.- С.44 - 47.

44. Куванышев У.П. Некоторые задачи пространственной фильтрации в анизотропных пластах. — Тр. ТатНИИнефть, 1965, вып. 8.

45. Кузнецов В.А. Исследования и разработка полимерных безглинистых растворов для бурения и заканчивания наклонно-направленных и горизонтальных скважин.// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.// Краснодар, ОАО НПО «Бурение» - 2001г. - с. 35.

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

47. Кусаков М. М., Мекешщкая JI. И. Толщина тонких слоев связанной воды. Тр. IV Международного нефтяного конгресса, т. Ill, М., изд-во АН СССР, 1956.

48. Лебедев Н. Н., Скальская И. _._С, Уфлянд Я. С. Сборник задач по математической физике. М., Гостехтереотиздат, 1955.

49. Лейбензон Л. С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. М., Гостехиздат, 1947.

50. Лейбензон, Л. С. Подземная гидравлика воды, нефти и газа. Собр.трудов, т. И. М., изд-во АН СССР, 1953.

51. Лушпеева О.А., Проводников Г.Б., Лосева Н.Т., Корикова Л.В. Разработка исследования рецептур буровых растворов для бурения боковых стволов.// Тр. ин-та / СургутНИПИнефть./ 2001-Вып. 3 - с. 286.

52. Максимов Ю.И. Расчет на электронной вычислительной машине нестационарного притока газа к скважинам, несовершенным степени вскрытия пласта. — Тр. ВНИИгаза, 1963, вып. 18 — М.: Недра, 197026. —С. 59—63.

53. Малофеев Т.Е. О параметрах подобия нагрева пласта при тепловой обработке скважин. Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи. Сборник трудов ИГиРГИ, М. «Наука», 1981, с 21-27.

54. Мартос В.М. О методе физического моделирования нестационарной фильтрации неоднородных жидкостей. - В кн.: Фильтрация, теплоперенос и нефтегазоотдача в сложных пластовых системах. - М.: Наука, 1978, с. 49-68.

55. Мартос В.Н., Ступоченко В.Е. Особенности фильтрации воды в глинизированных коллекторах. - В кн.: Физическое и математическое моделирование механизмов нефтегазоотдачи. - М.: Наука, 1981, с. 66 - 70.

56. Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1977

57. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

58. Методика комплексной оценки качества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и забора рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов. РД39-0147001-742-92.

59. Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатом анализа керна и гидродинамических данных. - М.: Недра, 1975. 88с.

60. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений, РД-153-39.0-109-01. Москва, 2002.

61. Минский Е.М. О притоке жидкости и газа к несовершенным скважинам при нелинейном законе сопротивления. —ДАН СССР, 1954,т. 103, №3.

62. Мирзаджанзаде А.Х. и др. О применении методов подобия в подземной гидродинамике./Нефтяное хозяйство, 1955, № 7, с. 47-50.

63. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. М.: Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. Губкина, 2003.

64. Муравьев И. М. Эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Гостоптехиздат, 1949 г.

65. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. Недра, М„ 1972.

66. Нефтепромысловые исследования пластов. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М.: Степанов В.П. — М.: Недра, 1974.

67. Оганджанянц В.Г., Мац A.A. Экспериментальное исследование влияния скорости вытеснения на нефтеотдачу однородного пласта. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта,Труды ВНИИ, Выпуск LX, М. «Недра», 1974, с. 3-17.

68. Оганджанянц В.Г., Мац A.A., Мещеряков Ю.Ф. Экспериментальное исследование вытеснения нефти водой из неоднородного пласта. Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта, Труды ВНИИ, Выпуск LXI, М. «Недра», 1976, с. 21-35.

69. Оценка добывных возможностей скважин по данным нормальной эксплуатации - Вестник инжинирингового центра ЮКОС, 2/2001

70. Оценка качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов по комплексу геофизических и гидродинамических исследований. Методические рекомендации. - Уфа, 1989г.

71. Пирвердян A.M. Нефтяная подземная гидравлика. —Баку, Азнефтиздат, 1956.

72. Поведение и интенсифицирующие обработки скважин с горизонтальным стволом. М.Дж. Икономайдис и др., компания «Дауэлл Шлюмберже», Хьюстон, Талса, Мидленд, шт.Техас.

73. Построение числовой геолого-технологической модели, подсчет геологических и извлекаемых запасов нефти продуктивных пластов Русскинского месторождения.

74. Проводников Г.Б. Основные направления совершенствования заканчивания скважин на месторождениях ОАО Сургутнефтегаз.// Состояния, проблемы, основные направления развития нефтяной промышленности в XXI веке.// СибНИИНП. - 2000. - Часть 3.-С.27-34.

75. Проводников Г.Б. Разработка технологии заканчивания скважин на нефтяных месторождениях Западной Сибири с использованием поверхностно-активных кислотных растворов.// Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук.// Москва, Сургут -1997г.-с.70-82.

76. Пугачев Е. В. Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины - Нефтяное хозяйство, 2/2003

77. Рабинович Н.Р., Смирнов Н.В., Тавзаде Н.Р. Оценка качества вскрытия пластов и освоения скважин. - М. ВНИИИОЭНГ. 1990. (Обзор информ./ ВНИИИОЭНГ/ Сер. "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море").

78. РД 5753490-034-2003. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. -Тюмень, ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. - 11 с.

79. РД 314170706-004-2002. Технологический регламент на проектирование и строительство горизонтальных скважин. - Тюмень - Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2002. - 82 с.

80. РД 5753490-022-2000. Технологический регламент на бурение из обводненных и бездействующих эксплуатационных скважин боковых стволов с горизонтальным участком. - Тюмень: ОАО «Сургутнефтегаз», 2000. - 87 с.

8 Г: Регламент «Технология исследования механизированного фонда скважин Талинского нефтяного месторождения», Тюмень, 1989

82. Рочев А.Н. Повышение информативности гидродинамических исследований скважин - Ухта, 2004

83. Справочник инженера по бурению /Под ред. В.И.Мищевича, Н.А.Сидорова. -М.: Недра, 1973.

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

85. Стандарт Американского нефтяного института 13В-1 (RP13B-1) Recommended practice standard procedure for field mesting water-based drilling fluids", 1990.-42 c.

86. СТП 103-99. Сборник методик контроля параметров буровых и тампонажных растворов. - Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 1999. - 50 с.

87. Сучков Б.М. Причины снижения производительности скважин. - Нефтяное хозяйство, 1988, №5, с.7,52.

88. Тагиров K.M., Гноевых А.Н., Лобкин А.Н. Вскрытие продуктивных нефтегазовых пластов с аномальными давлениями. - М.: Недра, 1996. -183 с.

89. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. —Уфа, Башиз-дат, 1974.

90. Телков А.П., Грачев С.И., Гаврилов Е.И., Дубков И.Б., Краснова Т.Д. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. Высшее горнонефтяное образование, Т., 2001.

91. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добыче нефти и газа. — М: Недра, 1965.

92. Телков В.А. Приток к точечному стоку в пространстве и к линии стоков в полубесконечном пласте. — Тр. У НИ «Физикохимия и разработка нефтяных месторождений», 1975, вып. 30. —С. 143—145.

93. Технология исследования механизированного фонда скважин и методика определения забойных и пластовых давлений по данным волнометрирования -учебное пособие ТюмГНГУ Тюмень, 1996г.

94. Тихов А. М. Математическая теория движения жидкости к центральной несовершенной скважине. Изд-во Харьковского ун-та, Харьков, 1964

95. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти. Исследования в области

разработки нефтяных месторождений и гидродинамики пласта. Труды ВНИИ, вып. 49, М. 1974, с.74-80.

96. Усачев Е.А., Трошева Т.В., Проводников Г.Б. и др. Методика лабораторных исследований различных технологических жидкостей при их прокачивании через керн. РД 5753490-034-2003. - Сургут: ОАО «Сургутнефтегаз», 2003. -11с.

97. Усачев E.H., Балуев А.Н., Трошева Т.В. Оценка влияния биополимерного бурового раствора на проницаемость пласта по данным лабораторных исследований.// Тр. ин-та / СургутНИПИнефть./ 2001.- Вып 3 с. 302-303.

98. Фахруллин Р.Г. Комплекс промысловых исследований по контролю за выработкой запасов нефти. - Казань: 2002. - 304 с.

99. Физические величины// Справочник, М, Энергоатомиздат, 1991.

100. Харламов К.Н., Усачев Е.А. Проведение лабораторных исследований по оценке негативного влияния буровых растворов на параметры продуктивных пластов при строительстве скважин. Отчет по теме 698-04, заключительный. -Тюмень, ТО «СургутНИПИнефть», 2004 - 63 с.

101. Харламов К.Н., Усачев Е.А. Проведение лабораторных исследований по оценке негативного влияния буровых растворов на параметры продуктивных пластов при строительстве скважин. Отчет по теме 609-03, заключительный. -Тюмень, ТО «СургутНИПИнефть», 2003, - 100 с.

102. Хейн A.JI. Некоторые вопросы теории неустановившегося притока жидкостей и газа к скважинам с меридианально-симметричной конструкцией забоя. - Тр. ВНИИ, 1953, в

103. Хейн A.JI. Теоретические основы и методика определения параметров пласта по данным испытания несовершенных скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкостей и газов. В сб. "Вопросы разработки и эксплуатации газовых местрождений". - Тр. ВНИИ, 1953, вып. 4

104. Чарный И.А, Подземная гидрогазодинамика.—М.: Гостоптехиздат, 1963.

105. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. — М.: Гостоптехиздат. 1948.

106. Чернов Б. С., Базлов М. Н., Жуков А. И.. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.: Гостоптехиздат, 1960, стр. 12.

107. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по KB Д. - М.: Наука, 1998.

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

109. Шагиев Р.Г., Шагиев P.P. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок. НТЖ Нефтяное хозяйство, № 5, 2002.

110. Швидлер М.И. Статистическая гидродинамика пористых сред. - М.: Недра, 1985

111. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. —М.—Л:, Гостоптехиздат, 1959.

112. Щелкачев В.Н., Назаров С.Н. Учет влияния гидродинамического несовершенства скважин в условиях упругого режима. — Нефтяное хозяйство, 1954, № 5.

113. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра, 1983 г..

114. Эфрос Д.А. Исследование фильтрации неоднородных систем. - Л.: гостоптехиздат, 1963. - 351 с.

115. Юрчук A.M. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1969. - 240 с.

116. Robert С. Earlougher Advanced in Well Test Analysis -Society of Petroleum Engineers of AIME, 1980

117. Spinning Drop Interfacial Tensiometer. Instruction Manuals. - Temco, 2002.-58 p.

118. «M-1 Drilling Fluids Со». Инженерные рекомендации с. 12-13.