Мониторинг технологических воздействий на нефтяные пласты тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чикин, Андрей Егорович

• Чикин, Андрей Егорович
• кандидат технических наук
• 2006

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чикин, Андрей Егорович

ОГЛАВЛЕНИЕ.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ФИЗИЧЕСКИЕ И ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МОНИТОРИНГА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ.

1.1. Основные факторы, влияющие на производительность скважин.

1.2. Мониторинг повышения производительности скважин.

1.3. Мониторинг ремонтно - изоляционных работ.

1.4. Оценка достоверности методов мониторинга математическим моделированием испытаний скважин на приемистость.

2. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ МОНИТОРИНГА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ.

2.1. Назначение и теоретические основы известных методов мониторинга технологических воздействий.

2.1.1. Метод Г. МакЛеода, А. Колтера.

2.1.2. Метод Дж. Паккалони

2.1.3. Метод Л. Прувоста, М. Экономайдиса.

2.1.4. Метод Ф. Бехэнна.

2.1.5. Метод А. Хилла, Д. Жю.

2.2. Общие ограничения известных методов мониторинга.

2.3. Адекватность известных методов мониторинга.

2.3.1. Значительное загрязнение ПЗС [DR > 3,5 и S > 20].

2.3.2. Загрязненная призабойная зона [3,5 > DR > 1 и 20 > S > 0].

2.3.3. Однородный пласт [DR =1 и S = 0]

2.3.4. Улучшенная проводимость ПЗС [0<DR<1h 0> S].

2.3.5. Выводы о достоверности известных методов мониторинга.

3. ИССЛЕДОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНОГО ПОТОКА В ЗАГРЯЗНЕННОЙ

ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЕ ПРИ ИСПЫТАНИИ НА ПРИЕМИСТОСТЬ.

3.1. Нестационарная фильтрация в загрязненном пласте при испытании скважины на приемистость (закачка с постоянным расходом).

3.2. Мониторинг воздействия (метод «МТВ - 1») для определения параметров загрязнения ПЗС при испытании на приемистость с постоянным расходом.

3.3. Оценка точности предлагаемого метода «МТВ - 1».

3.4. Описание нестационарного потока в загрязненной ПЗС при испытании скважины на приемистость с переменным расходом.

3.5. Метод «МТВ - 3» определения параметров загрязнения ПЗС при испытании скважины на приемистость с переменным расходом.

3.6. Оценка точности предлагаемого метода «МТВ - 3».

4. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ СОСТОЯНИЯ

ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ.

4.1. Нагнетание жидкости в скважину с умеренными изменениями расхода в процессе технологического воздействия на пласт.

4. 2. Метод «МТВ - 2» контроля состояния призабойной зоны при обработке скважины с умеренными изменениями расхода.

4. 3. Точность и условия применения предлагаемого метода «МТВ - 2».

4.3.1. Значительное загрязнение ПЗС [DR > 3,5 и S >20].

4.3.2. Загрязненная призабойная зона [3,5 > DR > 1 и 20 > S > 0].

4.3.3. Незагрязненная призабойная зона [ 0 < DR <1 и 0 > S].

4.4. Нагнетание жидкости в скважину со значительными изменениями расхода в процессе технологического воздействия на пласт.

4.5. Метод «МТВ - 4» контроля состояния ПЗС в процессе обработки скважины при закачке жидкости со значительными изменениями расхода

4.6. Точность и условия применения предлагаемого метода «МТВ - 4».

4.6.1. Значительное загрязнение ПЗС [DR > 3,5 и S >20].

4.6.2. Загрязненная призабойная зона [3,5 > DR > 1 и 20 > S > 0].

4.6.3. Незагрязненная призабойная зона [0 < DR < 1 и 0 > S].

4.7. Определение текущей гидропроводности пласта.

4.7.1. Теоретические основы экспресс - метода «МТВ - 5».

4.7.2. Экспресс - метод «МТВ-5» определения гидропроводности пласта в ходе испытания скважины на приемистость.

4.7.3. Точность и условия применения предлагаемого метода «МТВ - 5»

5. РЕАЛИЗАЦИЯ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДОВ МОНИТОРИНГА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ.

5.1. Информационно - измерительный комплекс (ИИК).

5.2. Определение динамического забойного давления в ходе ГТМ.

5.3. Технологии мониторинга воздействий на нефтяные пласты.

5.3.1. Определение приемистости (экспресс - исследование) скважины

5.3.2. Обработка ПЗС для интенсификации производительности.

5.3.3. Щелевая гидромеханическая перфорация (ЩГМП).

5.3.4. Выравнивание профиля поглощения (ВПП) и ликвидация перетока (РИР) в нагнетательных скважинах.

5.4. Примеры мониторинга ГТМ на скважинах Западной Сибири.

5.4.1. Контроль обработки призабойной зоны скважины № 7259 / 656 Лянторского месторождения для увеличения ее приемистости.

5.4.2. Контроль выравнивания профиля поглощения в нагнетательной скважине № 5424 /593 Лянторского месторождения.

5.5. Результаты контроля технологических воздействий на скважины Лянторского месторождения в 2003 - 2004 гг.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Мониторинг технологических воздействий на нефтяные пласты»

Перед нефтяниками России поставлена задача /8,83/ добыть в ближайшие годы около 43 млн т нефти за счет применения новых технологий, при этом предполагается не только рост производительности скважины, но и широкомасштабное воздействие для увеличения охвата нефтяного пласта заводнением и избирательного снижения водопритока.

Производительность скважин зависит от пластовой энергии, свойств коллектора и насыщающих флюидов, характера фильтрации. Основные причины снижения продуктивности - ухудшение свойств призабойной зоны скважины (ПЗС), низкая плотность или эффективность перфорации, обводнение продукции. Только для 15 % скважин их продуктивность соответствует потенциальным возможностям, у 85 % - продуктивность в 2 и более раза ниже потенциальной. Использование этих резервов - реальный источник дополнительной нефтедобычи. И неслучайно, практически в каждой скважине после бурения проводится комплекс исследований на приток, в 2 из 3 - обработки ПЗС. В среднем одна из 15 - 20 скважин на любом месторождении ежегодно подвергается той или иной операции повышения продуктивности.

Сегодня вопросу повышения производительности скважин в России уделяется самое пристальное внимание, так как одна из причин замедления развития нефтедобычи в 90 - ые годы вызвана существенным ухудшением фонда скважин, в основном, из - за низких дебитов и высокой обводненности. Так, в НК «Сургутнефтегаз» не допущено резкого сокращения мощностей по ремонту скважин и увеличена их эффективность путем использования современные технологии, в первую очередь, регулированием заводнения потокоотклоняющими составами: на «старом фонде» получены приросты добычи, превосходящие дебиты новых скважин при кратно меньших затратах.

В целом согласно ранжированного перечня научно - технических проблем нефтедобывающей промышленности повышение производительности скважин по остроте отнесено к высокой категории / 83 /. Успешность работ по интенсификации добычи нефти определяется обоснованным выбором скважин, способа и параметров обработки, благоприятным моментом для начала операции. Перед воздействием необходимо установить причины низкой продуктивности (приемистости) скважин, имея в виду перспективы ее увеличения после обработки ПЗС. Эти причины устанавливаются по динамике забойного и пластового давления в процессе эксплуатации скважины, результатам испытаний и гидродинамических исследований.

Опыт воздействий на ПЗС с целью интенсификации добычи нефти или изоляции водопритоков, перераспределения пластовых потоков показал, что для успеха необходимы как планирование работ, так и контроль (мониторинг) операции /130 -133, 143,144,146 - 149/. Тщательное планирование обработки является обязательным, но недостаточным условием ее успешного проведения. Не менее важным этапом является мониторинг операции в ходе реализации.

Так как основные методы воздействия на пласт связаны с закачкой в призабой-ную зону скважин тех или иных активных жидкостей, возможен мониторинг этого процесса. Мониторинг операции в реальном времени процесса позволяет не только точно установить степень изменений в пласте и прискважинной зоне, но и использовать эту информацию при управлении ходом работ для достижения запланированных результатов и снижения затрат.

Целью данной работы является совершенствование методов проведения и контроля технологических воздействий на нефтяные пласты путем оперативного управления ходом операции в режиме реального времени для достижения намеченных задач.

В 70 - ые годы 12 % кислотных обработок фирмы AGIP оказались однозначно неудачными, в основном, из-за их неправильного проведения. Определив причины неудач, были выполнены повторные обработки почти во всех скважинах, где первоначально не получены положительные результаты. В результате продуктивность скважин увеличена, а диагноз неудачных обработок подтвержден в каждом конкретном случае / 146 - 148 /.

Определить причины неудач и получить при повторных обработках положительные результаты фирме AGIP помог разработанный Дж. Паккалони метод мониторинга состояния призабойной зоны скважины в реальном времени воздействия /146 - 148/. При этом на устье скважины периодически замерялись и регистрировались давление на агрегате, плотность и объемный расход нагнетаемого агента. Для каждого замера по этим данным в реальном времени процесса рассчитывалось динамическое забойное давление и репрессия на пласт, после чего определялся текущий скин - фактор.

Как и большинство пионерских работ, метод Паккалони обладал рядом существенных недостатков. В то же время, опыт применения этого метода с 1975 г. показал его такие несомненные достоинства, как простота и оперативность /144 /.

Дальнейшим развитием мониторинга воздействий явился ряд методов, основным из них стал метод Прувоста и Экономайдиса, используемый компанией Dowell Schlumberger /149 /. Технологически этот метод аналогичен предыдущему, математическая основа отличается тем, что в процессе воздействия выполнялось непрерывное сравнение фактического забойного давления, определенного по устьевым данным, и расчетного забойного давления, определяемого из гидродинамического моделирования. При этом моделируется нагнетание рабочей жидкости в пласт со схожими параметрами и с известным скин - фактором.

Как и предыдущий, метод Прувоста и Экономайдиса позволяет проводить мониторинг скин - эффекта в процессе воздействия в режиме реального времени при наличии соответствующих технических средств на скважине. Этот метод основан на уравнениях нестационарной фильтрации и дает более правильное описание поведения системы при нагнетании растворов, что является его несомненным достоинством и позволяет повысить точность определения состояния призабойной зоны.

Многочисленные фактические замеры на скважинах нефтяных месторождений Западной Сибири /2,43 - 47, 62, 63, 92, 96 - 101,130 - 133/, выполненные в ходе ГТМ, свидетельствуют, что при воздействии на нефтяной пласт расход рабочей жидкости остается относительно неизменным лишь в течение отдельных, весьма коротких промежутков времени и изменяется в широких пределах в течение всей операции. В общем случае режим закачки реагента носит нестационарный характер и сопровождается значительными колебаниями расхода и давления по амплитуде и частоте.

На основе точной модели фильтрации, численных расчетов поведения скважины в неоднородном пласте и обширного промыслового материала в представляемой работе показано, что колебания расхода являются одним из факторов, затрудняющих достоверные определения скин - фактора известными методами/146 -149 /.

При этом использован один из самых точных методов решения соответствующей гидродинамической задачи: численного обращения решения задачи о нестационарном течении флюида в круговом пласте к скважине с неоднородной приза-бойной зоной в изображениях Лапласа. Для численного моделирования гипотетических скважин принимался широкий диапазон значений параметров пласта и при-забойной зоны, расход нагнетаемой жидкости принимался в диапазоне, отражающем реальную нефтепромысловую практику.

Используя в достаточно точной гидродинамической модели поведения гипотетической скважины параметры пласта, прискважинной области и режима нагнетания, рассчитывалась динамика забойной репрессии. Рассматривая ее совместно с расходом жидкости при том или ином методе мониторинга, находился скин - фактор и другие характеристики. Сопоставляя полученные таким образом параметры с исходными для данной гипотетической скважины, устанавливается достоверность и точность исследуемого метода.

Отметим, что до настоящего времени такого анализа точности и достоверности известных методов мониторинга в литературе не встречено.

В данной работе установлено, что при колебаниях расхода метод Дж. Паккалони оценивает состояние ПЗС только в качественном отношении и только для пластов с существенным загрязнением. В количественном отношении при сильном загрязнении ПЗС этот метод приводит к ошибкам в десятки и сотни процентов. При отсутствии загрязнения этот метод дает качественно неверную оценку, ошибочно показывая наличие загрязнения, причем достаточно значительного. В целом интенсивные изменения расхода оказывают заметное влияние на определение скин фактора по методу Дж. Паккалони и существенно искажают оценку реального состояния ПЗС.

Более совершенный метод Прувоста и Экономайдиса также заметно зависит от колебаний расхода жидкости даже при его умеренных изменениях. При значительных загрязнениях ПЗС резкие изменения темпов нагнетания (особенно уменьшения расхода) приводят к отклонениям величин скин - фактора от истинных значений, ошибки достигают десятков и сотен процентов. Отмечается четкая синхронность колебаний расхода и полученных величин скин - эффекта. В целом чувствительность определения скин - фактора к колебаниям расхода снижает эффективность метода Прувоста и Экономайдиса при оценке сколько-либо заметного загрязнения ПЗС.

Негативные процессы в нефтедобывающей отрасли России резко снизили объемы исследовательских работ на скважинах. К сожалению, стало характерным, что перед технологическим воздействием гидродинамические исследования или вообще не проводятся, или выполняются в крайне ограниченном объеме, так что неизвестны приемистость или продуктивность, гидропроводность и проницаемость пласта, состояние и степень загрязнения призабойной зоны, потенциально возможный дебит или приемистость. Обязательным условием применимости известных методов Паккалони, Прувоста и Экономайдиса является знание гидропроводности пласта. Это существенно ограничивает возможности применения известных методов мониторинга /146 -149 /, поскольку без знания гидропроводности пласта эти методы вообще не могут быть использованы.

В работе установлены основные ограничения на область применения известных методов /146 -149 /: свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей должны быть одинаковы, т.е. совпадать по вязкости, плотности и т.д. Строго говоря, эти методы неприменимы при закачках в нефтяные пласты кислот, изолирующих материалов и иных систем; в процессе технологического воздействия фильтрационно - емкостные свойства пласта и призабойной зоны не должны меняться, т.е. пористость, проницаемость пласта и прискважинной зоны не должны являться функциями времени. Таким образом, строго говоря, известные методы не пригодны для мониторинга технологических процессов, в которых происходят изменения свойств призабойной зоны под воздействием кислотного раствора, изолирующих материалов и т. д. До недавнего времени отсутствовали математические модели, учитывающие вышеизложенные обстоятельства и позволяющие при этом проводить контроль состояния призабойной зоны при технологических воздействиях. В этой связи были начаты исследования / 2, 39,43 - 47, 61 - 63, 90 - 92, 96 - 101,107 - 111, 117, 125 - 133 /, направленные на дальнейшее развитие и совершенствование методов контроля состояния призабойной зоны скважины при технологических воздействиях в следующих осложненных условиях: перед ГТМ неизвестны основные параметрах пласта и прискважинной зоны; закачки характеризуется значительными колебаниями расхода и давления; свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей различны; в ходе ГТМ свойства пласта и прискважинной зоны меняются. Отсутствие методов контроля состояния призабойной зоны скважины при технологических воздействиях в таких осложненных условиях при их острой необходимости и послужило основанием для представляемых исследований, так что новизна поставленных задач очевидна.

При мониторинге ОПЗ известными методами /146 - 149 / обычно контролируется только скин - фактор. На основании анализа в работе впервые выделены дополнительные параметры, которые необходимо контролировать при мониторинге ОПЗ/130 -133/: гидропроводность пласта, коэффициент приемистости скважины, динамическое забойное давление.

Таким образом, в работе установлены основные факторы контроля за повышением производительности скважин и сформулированы критерии мониторинга ГТМ; проанализированы известные методы, установлены области их применения и ограничения; исследована эффективность мониторинга ГТМ в реальных промысловых условиях; создана математическая база и на ее основе разработаны новые, более совершенные методы мониторинга, испытанные и промышленно используемые на нефтяных месторождениях Западной Сибири.

Основные результаты исследований защищены 7 патентами РФ и США /91, 107 -111, 154 /, представлены 8 печатными / 125 - 130, 132, 133 / и 20 рукописными /2, 39, 43 - 47, 61 - 63, 90, 92, 96 - 101, 117,131 / работами, докладывались на научных конференциях (4 доклада на межвузовских студенческих научных конференциях /125, 127, 129, 130/), трижды занимая призовые места. Автор в 2002 г. награжден медалью РАН, ежегодно присуждаемой молодым ученым.

Основное содержание работа изложено на 212 стр и содержит 138 стр машинописного текста, 69 рисунков и 2 таблицы на 5 стр. Приложения к работе составляют отдельный том из 12 приложений на 198 стр, содержит 54 стр машинописногс текста, 106 рисунков и 10 таблиц на 38 стр.

Библиография насчитывает 154 наименования, в том числе 36 работ автора.

Автор благодарит научного руководителя д. т. н. И. Т. Мищенко, профессора РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, и научного консультанта к. т. н. В. В. Белова, вице - президента ЗАО «Нефтестройсервис», за возможность обсуждения работы на всех этапах ее выполнения, технологов ЗАО «Стройком - ойл» П. Г. Лавданни-кова, Е. А. Кравченко, А. В. Сидорова - за участие в промысловых исследованиях, начальника отдела повышения нефтеотдачи пластов НГДУ «Лянторнефть» НК «Сургутнефтегаз» к.г. - м.н. Е. Н. Байкову - за помощь в оценке технологической эффективности применения комплекса.

Особую благодарность и признательность автор выражает Е. А. Чикину, президенту ЗАО «Нефтестройсервис», за моральную и финансовую поддержку научных исследований и промысловых испытаний.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чикин, Андрей Егорович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Опыт воздействий на нефтяные пласты свидетельствует, что для успеха необходимы как тщательное планирование работ, так и контроль (мониторинг) за операцией. На конкретных примерах показано, что такой контроль является актуальным и перспективным направлением повышения эффективности ГТМ. Мониторинг воздействия в реальном времени позволяет определять изменения в ПЗС и пласте, использовать эту информацию при управлении операцией для достижения ее целей, снижения затрат времени, реагентов, стоимости работ.

2. Исследования быстротечных процессов широко используются в нефтяной практике. Современными техническими средствами определяются достоверные данные о давлении и расходе в ходе испытания на приемистость, кислотной обработке, гидроразрыве пласта и т. д. Цифровая регистрация и компьютерный анализ позволяет наблюдать и контролировать пластовые процессы в реальном времени.

3. Для мониторинга ГТМ периодически замеряют и регистрируют устьевые давления, плотность и расход нагнетаемой жидкости. Согласно известным методам /144, 146 - 149/ далее для каждого замера в реальном времени рассчитываются забойное давление, репрессия на пласт и текущий скин - фактор S. Если при интенсифицирующей обработке добывающей скважины S уменьшается, то воздействие идет по плану и его следует продолжить. Если уменьшение скин - фактора не наблюдается или S увеличивается, то операция прекращается.

4. Поскольку в изложении известных методов / 144, 146 - 149/ отсутствует анализ точности и достоверности получаемой информации, то этот вопрос изучен нами путем математического (численного) моделирования, сопоставлениями с данными гидродинамических и промыслово - геофизических исследований, прогнозных и фактических параметров эксплуатации скважин после воздействий.

5. Проведенными исследованиями установлено /2, 62, 63, 79, 92, 100, 101, 117, 130 - 133 /, что при мониторинге ОПЗ следует контролировать: гидропроводность пласта е. Увеличение е в процессе или после закачки реагентов в добывающую скважину указывает на увеличение проницаемости или работающего объема пласта за счет подключения не работавших ранее прослоев или пропластков; скин - фактор S. Уменьшение S свидетельствует об устранении сопротивлений в призабойной зоне и увеличении ее проводимости; =» коэффициент продуктивности скважины К. При успешной обработке достигнут расчетный дебит. В противном случае обработка продолжается или изменяется технология воздействия; => забойное давление Pc(t). Снижение S и увеличение производительности скважины, сопровождаемые ростом Pc(t), свидетельствуют о достижении предельных напряжений в ПЗС и развитии техногенных трещин.

6. Проведенными исследованиями установлено /2, 45, 79, 92, 130 - 133/, что при мониторинге РИР в добывающих скважинах следует контролировать: гидропроводность пласта е. Уменьшение е свидетельствует о снижении толщины пласта за счет тампонирования обводненных пропластков; скин - фактор S в обводненном интервале пласта. Изменение S свидетельствует о степени закупорки интервала обводнения; коэффициент продуктивности скважины К. В случае успеха после образования в ПЗС устойчивого тампона К снизится до продуктивности нефтяного интервала. Если К снизится ниже, необходимы мероприятия по улучшению сообщения нефтяного интервала со стволом (перфорация, кислотная ванна и др.);

У забойное давление Pc(t). Закачка с повышенными репрессиями приводит к появлению техногенных трещин, увеличению К и снижению S.

7. Установлено /2, 43, 44, 47, 63, 79, 92, 96 - 99, 117, 130 - 133/, что при мониторинге РИР в нагнетательных скважинах следует контролировать:

• гидропроводность пласта е. В ходе ликвидации межпластового перетока уменьшение е свидетельствует о снижении толщины поглощающих пропластков за счет их тампонирования. Изменения е пласта в ходе или после операции по выравниванию профиля приемистости (ВПП) указывают на перераспределение в пласте потока нагнетаемой воды, т. е. о достижении цели ВПП. Обычно е снижается за счет изоляции наиболее промытых зон дренируемого объема.

Иногда б увеличивается из - за закрытия прежних путей фильтрации воды и образования новых, с более высокими ФЕС;

• скин - фактор S в обводненном интервале пласта. Изменения S в ходе работ свидетельствуют о степени закупорки поглощающего интервала;

• коэффициент приемистости скважины К. Если при ликвидации перетока К остается выше плановой, то цель КРС не достигнута, следует продолжить работы. Низкий К после РИР - следует улучшить связь поглощающего интервала со стволом. Изменения К в ходе или после ВПП могут быть вызваны как перераспределением потоков воды в ПЗС за счет закупорки (при этом изменится S), так и перераспределением потока в пласте за счет тампонирования промытых удаленных участков (при этом изменится е). Отсюда, любые изменения К, вызванные в основном аналогичными изменениями гидропроводности, указывают на достижение цели ВПП;

• забойное давление Рс (О- Увеличение К скважины, обусловленное ростом Рс (t), как правило, вызвано раскрытием техногенных трещин в ПЗС.

8. Анализ первичных данных и получаемой информации осложняют факторы, влияющие в целом на надежность мониторинга /63, 92, 117, 130 - 133/: в ходе воздействия основные характеристики пласта (в первую очередь, его гидропроводность) изменяются; => расход жидкости относительно стабилен лишь на коротких промежутках времени, в основном закачка ведется с колебаниями Q, Руст.

9. Показано /63, 79, 117,130 - 133/, что известные методы разработаны для мониторинга производительности скважин при ОПЗ и имеют ряд ограничений: принято, что свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей одинаковы. Т. е., в математических моделях /146 - 149/ не учитывается поступление в залежь растворов кислот, щелочей и иных жидкостей, отличных от пластовых; предполагается, что в ходе воздействия свойства ПЗС не должны меняться, т.е. ФЕС прискважинной зоны не являются функциями времени. Строго говоря, математическая основа известных методов не предназначены для мониторинга процессов, в которых происходят изменения свойств ПЗС; до проведения ГТМ должна быть известна гидропроводность пласта е. Это обязательное условие применимости известных методов; в ходе ГТМ возможны изменения е вследствие подключения или закупорки пропластков и других причин. Изменения приемистости при этом известные методы ошибочно относят на изменения скин - фактора, но не е.

10. Поскольку ранее отсутствовал расчетный аппарат мониторинга, учитывающие вышеизложенные обстоятельства, известные методы /146 - 149/ широко использовались при испытаниях на приемистость, кислотных обработках и т. д., а сравнительная успешность их применения позволяла забыть указанные ограничения, хотя и не всегда оправданно.

Установлено /63, 79,117, 130 - 133/, что даже при умеренных колебаниях расхода (20 30 % его номинальной величины) метод Дж. Паккалони / 146 - 148 / оценивает состояние ПЗС только качественно и только при значительном загрязнении. При этом погрешность оценки скин - фактора Sj достигала 15 -4- 20 % и резко возрастала по мере уменьшения загрязнения ПЗС. При отсутствии загрязнения метод дает неверную оценку даже качественно, а количественно погрешность достигает нескольких сотен процентов. При резких изменениях расхода и сильном загрязнении скин - фактор оценивается верно только качественно, численно ошибки определения Si составляют десятки и сотни процентов. Для однородного пласта метод / 146 - 148 / ошибочно показывает наличие значительного загрязнения. Интенсивные изменения расхода негативно влияют на и существенно искажают оценку состояния ПЗС.

Вместе с тем простота метода / 146 - 148 / позволяет в промысловых условиях оперативно оценить скин - фактор, хотя и ориентировочно, по величинам гидропроводности пласта и параметрам нагнетания.

При значительном загрязнении более совершенный метод Прувоста и Экономайдиса /149 / также заметно зависит от колебаний расхода даже при его умеренных изменениях и определит скин - фактор S2 с искажениями. Метод /149/ выполнит достаточно точную оценку S2, если не будет резких колебаний расхода. Резкие изменения темпов нагнетания (особенно уменьшение расхода) приводят к существенным отклонениям S2 от истинных значений, ошибки определения достигают десятков и сотен процентов. Отмечается синхронность колебаний расхода и S2.

Таким образом, если не будет резких колебаний расхода, то метод /149/ определит^ достаточно точно, т.е., успешно решит основную задачу: по известной гидропроводности пласта оценить в ходе ОПЗ динамику устранения загрязнения в режиме реального времени. Наряду с эти установлено / 2, 63, 79, 92, 101, 117, 130 -133/, что в ходе ОПЗ недостаточно ориентироваться только на скин - фактор, как это делают все известные методы мониторинга Паккалони, Прувоста и Эконо-майдиса, Бехэнна, Хилла и Жю /144, 146 - 149/. К тому же в ходе ВПП происходит перераспределение потоков воды в интервале поглощения за счет закупорки одних и подключения других пропластков, при этом изменяются гидропроводность пласта и ПЗС, следовательно, приемистость скважины. Однако известные методы не устанавливают факт и величину изменения гидропроводности пласта, поэтому нуждаются в обязательном привлечении ГИС и ГДИС.

11. Для нефтяной отрасли России необходимы методы мониторинга ГТМ, пригодные в следующих условиях / 63, 79, 117, 130 — 133 /: перед обработкой имеется ограниченная информация об основных характеристиках пласта и скважины; закачка реагентов ведется с хаотичными изменениями расхода и давления; свойства нагнетаемой и пластовой жидкостей различны; в процессе операции ФЕС пласта и призабойной зоны меняются.

12. Усовершенствована методическая основа определения забойного давления, при этом исследованы / 39,125 - 131 / реологические свойства пластовых и тампонирующих систем и особенности их вытеснения в ПЗС, сопротивления потоку и изменения температуры, плотности, вязкости и динамического давления нагнетаемой жидкости в лифтовых трубах, проведена также оценка достоверности представленных результатов. На основе этих исследований в программном комплексе «SKIN- TEST» / 90, 91 / реализован алгоритм расчета забойного давления /39, 107, 108, 126, 129 - 131/ с учетом: о закачки в НКТ ньютоновских, псевдопластичных и дилатантных жидкостей; о фактического профиля ствола скважины; о движения границы раздела жидкостей в лифтовых трубах; о изменения температуры в НКТ при закачке ограниченного объема жидкости; о температурных изменений плотности и вязкости жидкостей; о изменений реологических характеристик неньютоновских жидкостей в НКТ.

Сравнения с замерами глубинными манометрами показали /39, 92, 126, 129 -133 /, что погрешность определения потерь давления в НКТ составила «4,5 %.

Разработанный алгоритм позволяет учесть большинство факторов, влияющих на точность расчета забойного давления, достоверно установить состояния пласта и ПЗС в условиях меняющейся репрессии, использовать эту информацию для активного влияния на операцию в реальном времени и достижения успеха. Алгоритм прошел промысловые испытания /2, 92/ и с 2003 г. успешно применяется при определении продуктивных характеристик пластов; кислотных обработках, РИР и МУН в ПК «Сургутнефтегаз» /63, 79/. Отметим, что алгоритм позволяет определять Pz{t) при закачке большинства жидкостей, используемых в промысловой практике, и рекомендуется при тестовых испытаний скважин перед ГРП.

13. Разработка теории течения жидкостей в пласте, приемлемой для мониторинга технологических воздействий, связана с рядом сложностей: * закачка имеет нестационарный характер с колебаниями расхода и давления; ф проводимость ПЗС и пласта изменяется, чем и достигаются цели работы.

Принято, что в ходе воздействия ФЕС пласта и ПЗС различны, при этом ФЕС призабойной зоны изменяются во времени. Закачка ведется с колебаниями давления и расхода. В итоге скин - фактор меняется по ходу процесса из - за: Е нестационарной фильтрации жидкости в прискважинной области; ® изменения свойств этой области в ходе воздействия.

Точное решение даже прямой задачи отсутствует из - за математических трудностей как в постановке, так и в решении получаемых нелинейных уравнений в частных производных. В этой связи разработана новая модель процесса, при этом задача рассмотрена как нагнетание флюида в пласт, представляющий систему вложенных насыщенных сред / 4, 5, 33, 41 /, например, согласно модели Г. И. Баренб-латта - Ю. П. Желтова, и схожа с задачей Стефана - Больцмана / 68 /. Первая среда совпадает по свойствам с пластовыми характеристиками, вторая - с параметрами ПЗС и нагнетаемой жидкости. Параметры движения и сред раздельно определяются в каждой точке, уравнения движения и сохранения массы записываются независимо для каждой среды. Допускается существование раздельных полей давления, но в отличие от известных моделей вложенных сред, наряду с отсутствием массообмена принимается выполнение задаваемого условия сопряжения на подвижной границе между ними.

В такой постановке данная задача аналогична известной / 68 / в теории теплообмена о промерзании влажного грунта задаче Стефана - Больцмана. Первым условием сопряжения нами принято равенство давлений на подвижной границе, вторым - равенство потоков в обеих средах на стенках скважины. Отметим, что последнее условие соответствует второму условию сопряжения на подвижной границе промерзания влажного грунта в задаче Стефана - Больцмана.

В итоге на основе новой модели для ряда краевых условий получены приближенные решения, описывающие поведение забойной репрессии при испытании скважины на приемистость или ГТМ, в результате которого ФЕС ПЗС изменяются в ходе процесса. В силу ряда допущений полученные уравнения отличаются простотой, что позволяет использовать их для решения обратных задач гидродинамики. Адекватность новой гидродинамической модели и полученных формул установлена математическим моделированием /117, 130- 133 /, ГДИС и ГИС и данными эксплуатации скважин после воздействий / 2, 43 - 47, 63, 92, 96 - 101, /.

На полученных решениях основаны предлагаемые методы «МТВ -1 + 5».

14. Впервые разработан экспресс - метод «МТВ - 5» определения текущей гидропроводности пласта е по устьевым замерам давления и расхода при испытании скважины на приемистость /109/. Разработанный метод позволяет определить б в ходе закачки без остановки скважины для восстановления забойного давления, т.е. оперативно оценить б непосредственно перед ГТМ, что снижает стоимость и экономит время за счет отказа от дополнительных ГДИС. Знание параметров пласта и состояния скважины непосредственно перед операцией повышает эффективность ГТМ. Как и любой экспресс - метод, «МТВ - 5» создан для оперативного решения конкретной частной задачи: определить е в ходе ГТМ и не призван заменять гидродинамические или промыслово - геофизических методы контроля разработки.

Даже при колебаниях расхода в большинстве случаев «МТВ - 5» определяет е с погрешностью не более 5 + 8 %. Ранее подобного метода определения е по взаимосвязи «расход - перепад давлений» в ходе испытания на приемистость не было, поэтому «МТВ - 5» признан изобретением /109/. Его преимущества очевидны: «МТВ - 5» дает оценки е непосредственно перед предстоящим ГТМ в ходе обязательного испытания на приемистость, не требует дополнительных затрат времени на восстановление (падение) давления, не ведет к потерям добычи нефти.

15. Разработаны новые методы «МТВ - 2», «МТВ - 4» мониторинга при закачке в пласт кислотного, щелочного, водоизолирующего или иного раствора [«МТВ

- 4» - при любых, а «МТВ - 2» - умеренных (20+30 % от номинальной величины) колебаниях расхода нагнетаемой жидкости]. В отличии от известных методов /146

- 149/, незнание е не ограничивает применимость новых методов: в этом случае перед мониторингом ГТМ методом «МТВ - 2» или «МТВ - 4» выполняется экспресс - исследование на приемистость методом «МТВ - 5».

На основе полученных решений в «МТВ - 2», «МТВ - 4» реализовано представление о функции репрессии - интегральной характеристики нестационарного потока в ПЗС в текущий момент времени при любых изменениях расхода нагнетаемого реагента /110/ («МТВ - 4» отличается дополнительным учетом суперпозицией потоков влияния изменений расхода в предшествующих интервалах на процессы в текущем временном интервале).

Физической сущностью разработанных методов является непрерывное определение и анализ в режиме реального времени функции репрессии - дополнительной работы, затраченной на нестационарное течение от ствола в пласт единицы расхода (1 м / с) нагнетаемой жидкости, из - за различий свойств ПЗС и коллектора. Каждый замер устьевых параметров на основе «МТВ - 2» или «МТВ - 4», «МТВ -5» обрабатывается, по ходу закачки интерпретируются и анализируются результатов процесса, определяются изменения е , производительности скважины, скин -фактора. Величины скин - фактора отражают сопротивления потоку и состояние ПЗС на определенном этапе работ, эффективность технологического воздействия.

МТВ - 2у> и «МТВ - 4у> уверенно определяют скин - фактор как в условиях сильного загрязнения ПЗС, так и его отсутствии: средняя погрешность определения S составляет менее 0, 2 %. Даже резкая смена темпов нагнетания практически не влияет на точность определения скин - фактора (методом «МТВ - 4»),что свидетельствует в его пользу при технологических воздействиях на скважинах со значительными изменениями расхода в сравнении с известными методами /146 - 149 /. Разработанные методы признаны изобретением и защищены патентом РФ /110/,

16. На основе проведенных исследований нестационарных процессов в при-скважинной зоне разработаны новые методы контроля состояния ПЗС со значительным загрязнением (S > 20 + 30) при испытании скважины на приемистость с постоянным («МТВ -1») или переменным «МТВ - 3» расходом,

МТВ -1», «МТВ - 3» на основе исследований быстротечных процессов нагнетания позволяют достоверно определять параметры прискважинной зоны (гидро-проводность, пьезопроводность, радиус ПЗС и скин - фактор) со значительным загрязнением, при этом достигается точность, приемлемая в нефтепромысловой практике. Для реализации «МТВ -1» организуют постоянную, а «МТВ - J» - имп пульсную закачку пластовой жидкости (~ 6 +10 м). Для получения достоверных результатов необходимо вести закачку с резкой сменой расхода от минимальных величин до максимальных, оптимально использовать четное число режимов (4 + 6) продолжительностью 5+20 мин каждый.

Подобного определения параметров ПЗС со значительным загрязнением не выполняет ни один из известных методов мониторинга, поэтому «МТВ -1», «МТВ -3» признаны изобретением и защищены патентом РФ /111/.

17. Для реализации разработанных методов и технологий создан информационно - измерительный комплекс (ИИК). ИИК предназначен для измерения и регистрации параметров процесса закачки жидкостей в нагнетательные или добывающие скважины в режиме реального времени с целью создания базы данных и определения продуктивных характеристик пласта и скважины. Программное обеспечение /90/ ИИК состоит из пакетов «ЛАК - J» и «SKIN - TEST». В конструкции комплекса применены современные средства замера, регистрации, обработки и визуализации параметров технологического воздействия на пласт, обеспечивающие непрерывное измерение параметров в процессе закачки жидкости в скважину, а также регистрацию и отображение этих параметров в цифровой и графической форме в режиме реального времени на экране переносного компьютера.

ИИК и программное обеспечение защищены патентами РФ /91,107, 108/.

18. Усовершенствованы технологии мониторинга при определении приемистости (экспресс - исследовании) скважины, обработке ПЗС для интенсификации производительности, щелевой гидромеханической перфорации, выравнивании профиля поглощения и ликвидация перетока.

19. Проведены стендовые и промысловые испытания (три цикла) разработанных методов и технологий с применением ИИК. Результаты испытания свидетельствуют о работоспособности комплекса, подтверждают достоверность и технологическую эффективность ИИК и разработанных технологий для определения параметров пласта и призабойной зоны. ИИК пригоден для экспресс - исследований скважин и нефтяных пластов, в реальном времени определяет степень загрязнения призабойной зоны и устанавливает необходимость ОПЗ для интенсификации производительности скважины, в ходе ОПЗ и РИР достоверно оценивает текущее состояние скважины, ПЗС и пласта и пригоден для мониторинга технологических воздействий на процессы нефтедобычи в реальном времени.

Промысловые испытания /2, 43 - 47, 62, 92, 96 - 101, 130 - 133/ подтвердили работоспособность и соответствие ИИК требованиям ТЗ и ТУ, при этом конструкция комплекса была доработана, подготовлены рекомендации по эксплуатации и реализации предлагаемых технологий.

В итоге рекомендовано «использование ИИК . в операциях КРС и ПРС» /2/, с

2003 г. комплекс успешно применяется в ПК «Сургутнефтегаз» /63/. С ноября

2004 г. начато серийное производство ИИК в ЗАО «Стройком - ойл».

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чикин, Андрей Егорович, 2006 год

1. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982. - 407 с.

2. АКТ ИСПЫТАНИЙ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА «АЧ-1» НА СКВАЖИНАХ ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Белов В. В., Чикин А. Е., Лавданников П. Г., Каюмов Р. Э. // Геологические фонды ЗАО «Нефтестройсервис». М.: 2002 г. - 18 с.

3. Амиян В. А., Амиян А. В. Повышение производительности скважин. -М.: Недра, 1986. 160 с.

4. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

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

6. Баренблатт Г. И., Максимов В. А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным нестационарного притока жидкости к скважинам. // Изв. АН СССР, ОТН. 1958, №7.-с. 49-55.

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

8. Безопасность России. Правовые, социально экономические и научно -технические аспекты. Энергетическая безопасность (Нефтяной комплекс России). - М.: МГФ «Знание». 2000. - 432 с.

9. Белов В. В. Вопросы фильтрации жидкости в трещинных коллекторах к гидродинамически несовершенным скважинам. Дисс. к. т. н: 05.15.06 / ГНИ. Грозный, 1977. - 239 с.

10. Белов В. В. К описанию движения жидкости в трещиноватой среде // В сб. «Проблемы нефти и газа». Грозный. - 1977.

11. Белов В. В. Обработка данных гидродинамических исследованийскважин, частично вскрывших массивные трещинные пласты // В сб. «Тезисы докладов на XIII научно техническом семинаре по гидродинамическим методам исследований». - М.: 1976. - с. 3 - 4.

12. Белов В. В., Белова А. В. О нелинейной фильтрации в насыщенных средах // Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 4, - с. 49 - 51.

13. Белов В. В., Сиятский М. В. Модель нестационарного потока к несовершенной скважине в массивном анизотропном трещиноватом пласте // «Известия Северо Кавказского научного Центра высшей школы», № 2,1984.

14. Белов В. В., Сиятский М. В. Методика определения анизотропии массивного трещиноватого пласта. // «Известия Северо Кавказского научного Центра высшей школы», № 4,1984.

15. Белов В. В., Сиятский М. В. Нахождение вертикальной проницаемости массивного трещиноватого пласта методом восстановления забойного давления // Изв. Акад. наук Аз. ССР. 1983. - № 5. - с. 50 - 57.

16. Борисов Е. А., Габдрахманов А. Г., Исламов Ф. Я. Определение оптимальной глубины закачки реагентов в пласт при химической обработке гипсующихся скважин // Нефтяное хозяйство. 1980. - № 5. -с. 34 - 37.

17. Бочаров В. В. Создание и совершенствование методов гидродинамического изучения пласта и состояния скважин в осложненных условиях эксплуатации. Автореферат дис. на соис. уч. степени к. т. н. -М.: ВНИИ, 1995. 20 с.

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

19. Булатов А. И., Рябоконь С. А., Тосунов Э. М. О повышении качества вскрытия продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 3. - 16 -18.

20. Бучковский С. С. Определение фильтрационных характеристик испытуемых пластов // Нефтяное хозяйство. 1984. - № 3. - с. 33 - 36.

21. Васильевский В. Н., Петров А. И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. М.: Недра, 1989. - 271 с.

22. Вольпин С. Г. Современные проблемы гидродинамических исследований скважин // Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА». М.: ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА», 2001,- 170 с.

23. Вольпин С. Г., Ломакина О. В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта. // Нефтяное хозяйство. 1988 - № 5. - 27 - 30.

24. Вольпин С. Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство2000.- № 12.- с. 8-10.

25. Вскрытие продуктивного пласта с применением неводных растворов // Минхайров К. Л., Наумов В. П. и др. Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 5.- с. 68 69.

26. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведения ремонтно изоляционных работ в скважинах // Рябоконь С. А., Усов С. В. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 4. - с. 47 - 53.

27. Гетлин К. Бурение и заканчивание скважин. М.: Гостоптехиздат. - 1963.- 518 с.

28. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений // Хисамов Р. С., Сулейманов Э. И. и др // М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2000. - 228 с.

29. Голф Рахт Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - М.: Недра, 1986. - 608 с.

30. Гусаков Н. А. Механика жидкости и газа. М.: Недра, 1996. - 443 с.

31. Гусев С. В. Опыт и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири. М,: ВНИИОЭНГ. -1992.- 104 с.

32. Гусейнзаде М. А., Ко досовская А. К. Упругий режим в однопластовых и многопластовых системах. М.: Недра. - 1972. - 456 с.

33. Гусейнов Г. П., Велиев М. Н., Керимов Г. Г. Изучение влияния неоднородности пласта на кривые перепада давления // Нефтяное хозяйство. 1973. - № 4. - с. 33 - 37.

34. Давайте извлекать максимум из существующих скважин // Барц С., Мах Д. М. и др. // Нефтегазовое обозрение, осень, 1999. - с. 4 - 23.

35. ДВИЖЕНИЕ РЕАГЕНТОВ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ ПРИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМ ВОЗДЕЙСТВИИ», т. 4 // Белов В. В., Чикин А.Е., Лавданников П. Г., Каюмов Р. Э. // Отчет о НИР. Геологические фонды ЗАО «Нефтестройсервис». М.: 2001. -224 с.

36. Еременко Н. А., Чилингар Г. В. Геология нефти и газа на рубеже веков.1. М.: Наука, 1996. 176 с.

37. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: ОАО «Издательство «Недра»», 1998. - 365 с.

38. Зайцев Ю. В., Кроль В. С. Кислотная обработка песчаных коллекторов. -М.: Недра, 1972. 176 с.

39. Ибрагимов JI. X., Мищенко И. Т., Челоянц Д. К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. - 414 с.

40. Идельчик И. Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям (коэффициенты местных сопротивлений и сопротивления трения). М. -Л, ГЭИ, 1960. 464 с.

41. Икономайдис М. Дж., Огбе Д. О. Анализ результатов гидропрослушивания скважин // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. -1987. Часть 1. - № 7. - с. 15-20.

42. Инструкция о порядке проведения работ по усовершенствованным гидродинамическим методам исследований скважин и трещиноватых коллекторов объединения «Грознефть». СТО 09 991 - 022 - 83

43. Белов В. В., Бочаров В. В. и др. СевКавНИПИнефть, - Грозный, 1983. -117 с.

44. Инструкция по гидродинамическим исследованиям глубоких скважин и трещиноватых коллекторов объединения «Грознефть» // Белов В. В., Зинковский Л. Ш. и др. Грозный.: СевКавНИПИнефть, 1981. - 117 с.

45. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г. А. Зотова, 3. С. Алиева. М.: Недра, 1980. -301 с.

46. Исследование малодебитных скважин в России // Вольпин С. Г., Мясников Ю. А. и др. Нефтяное обозрение. Весна, 1999 г. - с. 4 -10.

47. Каменецкий С. Г., Кузьмин В. М., Степанов В. П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. - 224 с.

48. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. М.: "Наука". 1971. - 576 с.

49. СевКавНИПИнефти, 1977. с. 25 - 37.

50. Карташев Н. А. Эффективность интенсификации добычи нефти методами воздействия на призабойную зону пласта // Техника и технология добычи нефти/Труды ВНИИ вып. 89.-М.:-1984- с. 12 - 20.

51. Касьянов Н. М., Рахматуллин Р. К. Прогнозная оценка влияния ПАВ на продуктивность девонских скважин // Нефтяное хозяйство. 1980. - N5. -с. 65 -68.

52. Клещенко И. И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. М.: ОАО «Издательство «Недра». - 1998. - 267 с.

53. КОМПЛЕКС ИНФОРМАЦИОННО ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЙ «АЧ - 1», том 3 // Белов В. В., Чикин А. Е. , Лавданников П. Г., Каюмов Р. Э. // Отчет о НИР. Геологические фонды ЗАО «Нефтестройсервис». М.: 2001. -213 с.

54. Корн Г. А., Корн Т. М. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Определения, теоремы, формулы. М.: Наука, 1970. - 720 с.

55. Кузьминов А. С. Определение фильтрационно емкостных свойств приствольной зоны коллектора по притоку в трубный испытательпластов. II Нефтяное хозяйство. 1995. - № 9. - с. 34.

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

57. Лейбензон Л. С. Руководство по нефтепромысловой механике. М. - Л.: ОНТИ НКТП СССР. - 1934. - 352 с.

58. Лыков А. В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.- 600 с.

59. Малофеев Г. Е. Теплофизические основы разработки нефтяных месторождений с применением термовоздействия и его модификации. Дисс. на соиск. уч. степени д. т. н. ВНИИнефть. М, 1990. - 426 с.

60. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. РД 39 0147035 - 234 - 88, МНП. - М.: ВНИИ, 1988.- 113 с.

61. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово -геофизическим и физико химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД - 39 -100 - 91. М.: 1990.

62. Методы извлечения остаточной нефти // Сургучев М. Л., Горбунов А. Т. и др. М.: Недра. - 1991. - 347 с.

63. Механика насыщенных пористых сред // Николаевский В. Н., Басниев К. С., Горбунов А. Т., Зотов Г. А. М.: Недра, 1970. - 339 с.

64. Михайлов Н. Н. Изменение физических свойств горных пород в околоскважинных зонах. М.: Недра, 1987. - 200 с.

65. Михайлов Н. Н. Информационно технологическая геодинамика околоскважинных зон. - М.: Недра, 1996. - 339 с.

66. Михайлов Н. Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. М.: Недра, 1992. - 270 с.

67. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М. 1980. - 210 с.

68. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти М.: ФГУП Изд - во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003. - 816 с.

69. Мищенко И. Т., Ибрагимов Л. X. Разработка и внедрение технологии управляемого воздействия на призабойную зону пласта. Нефтепромысловое дело. 1995.-№4/5. -с. 15.

70. Мищенко И. Т., Ибрагимов Л. X. Расчет обводненности продукции скважины после проведения изоляционных работ. М.: ВНИИОЭНГ, 1993 - 10 с. - (Обзор. Информ. Сер. «Нефтепромысловое дело». Вып. 12).

71. Мищенко И. Т., Кондратюк А. Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / Под. ред. И. Т. Мищенко. М.: Нефть и газ, 1996. - 190 с.

72. Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития. -М.:- 1996.-240 с.

73. Наука производство - внедрение. Вып. 1).

74. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ ИНФОРМАЦИОННО -ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА «АЧ 1», том 2. // Белов В. В., Чикин А. Е., Лавданников П. Г., Каюмов Р. Э. // Отчет о НИР. Геологические фонды ЗАО «Нефтестройсервис». М.: 2001.-224 с.

75. Пыхачев Г. Б., Исаев Р. Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1972. -360 с.

76. Рабинович Н. Р., Смирнова Н. В., Крезуб А. П. Определение глубины проникновения фильтрата бурового раствора // Нефтяное хозяйство. -1989.- №9.-с. 28-30.

77. Рабинович Н. Р., Яковенко В. И., Дерновой В. П. Оценка качества вскрытия пластов по данным лабораторных исследований // Нефтяное хозяйство. 1992.- № 3. - с. 6 - 8.

78. РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ ИНФОРМАЦИОННО-ИЗМЕРИТЕЛЬНОГО КОМПЛЕКСА «АЧ 1» НА СКВАЖИНЕ №7259 КУСТ 656 ЛЯНТОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (отчет) // Белов В. В., Чикин А. Е. Лавданников П. Г., Каюмов Р. Э. // Геологические фонды ЗАО «Нефтестройсервис».-М.: 2002.-59 с.

79. Рязанцев Н. Ф. Карнаухов М. Л., Белов А. Е. Испытание скважин в процессе бурения. М.: Недра, 1982. - 310 с.

80. Свалов А. М., Бектимиров Э. И. Исследование глубины проникновения фильтрата бурового раствора при проводке скважин // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 2. - 29 - 31.

81. Сидоровский В. А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. - 256 с.

82. Сквайре Дж. Практическая физика. М.: Мир, 1971. - 248 с.

83. Способ определения работающей толщины пласта. А.С. № 1373800 // Белов В. В., Сиятский М. В., Бочаров В. В. и др.

84. Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта: патент РФ № 2189443 от 19.12. 2001 / Чикин А. Е., опубл. 20. 09. 2002, бюл. изобр. № 26.

85. Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления: патент РФ № 2179637 от 08.05.2001 / Чикин А. Е., опубл. 20. 02. 2002, бюл. изобр. № 5.

86. Способ разработки продуктивного пласта: патент РФ № 2151859/ Чикин А. Е., Чикин Е. А., Белов В. В. и др., опубл. 27. 06. 2000, бюл. № 18.

87. Способ эксплуатации скважины: патент РФ № 2151855/Чикин А. Е., Чикин Е. А., Белов В. В. и др., опубл. 27. 06. 2000, бюл. № 18.

88. Способ эксплуатации скважины: патент РФ № 2151856/ Чикин А. Е., Чикин Е. А., Белов В. В. и др., опубл. 27. 06. 2000, бюл. № 18.

89. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: -Недра, 1974.-704 с.

90. Справочник по специальным функциям с формулами, графиками и таблицами. М.: Наука, 1979. - 832 с. / Под редакцией М. Абрамовича,1. И. Стиган.

91. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Том 2. М.: Недра, 1965.- 990 с.

92. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. / Под ред. Ш. К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983. - 463 с.

93. Тенденции в кислотной обработке матрицы // Кроуи К. и др. // Нефтяное обозрение, осень. 1996. - Т. 1. - № 1. - с. 20 - 37.

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

95. Тетерин Ф. И., Валиуллина Н. В. Оценка параметров прискважинной зоны по данным трубных испытателей пластов // Нефтяное хозяйство.-1982.-№ 1. — с. 17-20.

96. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. -М.: Наука, 972.-736 с.

97. Уилкинсон У. Л. Неньютоновские жидкости. Гидромеханика, перемешивание и теплообмен. М.: Мир. 1964. - 216 с.

98. Уметбаев В. Г. Геолого технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - 215 с.

99. Чарный И. А. Основы подземной гидравлики. М.: Гостоптехиздат, 1956. - 260 с.

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

101. Чикин А. Е. Влияние вязкопластичных свойств флюидов на нефтеотдачупри применении заводнения // Тезисы докладов. Нефть и газ 2000- 54- ая межвузовская студ. научная конференция. М.: 2000. - с. 11.

102. Чикин А. Е. Определение динамического забойного давления при обработке нефтяного пласта. // Нефть, газ и бизнес. 2001. - № 5.- с. 45 47.

103. Чикин А. Е. Повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов нефти // Нефть, газ и бизнес. 2000. - № 3. - с. 62 - 65.

104. Чикин А. Е. Расчет давления в скважинах при технологических воздействиях на нефтяные пласты // Тезисы докладов. Нефть и газ -2001,-55-ая Юбил. межвуз. студенч. научн. конф.-М.: 2001.-е. 53.

105. Чикин А. Е. Совершенствование методов контроля технологических воздействий на нефтяные пласты. // Тезисы докладов. Нефть и газ 2002.- 56-ая Межвузовская студенч. науч. конференция.-М.: 2002. с. 81.

106. Чикин А. Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты, (часть 1) // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 9. - с. 71 - 73.

107. Чикин А. Е. Мониторинг воздействий на нефтяные пласты, (часть 2) // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 10. - с. 106 - 107.

108. Щвецов И. А., Манырин В. Н. Физико химические методы увеличениянефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. Самара: изд. «Самарский Университет». - 2000. - 336 с.

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

110. Economides М. J., Nolte К. G. Reservoir Stimulation.- Second Edition.-1989.-p. 7. 1-7. 34.

111. Ehlig Economides C. A., Hegeman P., Clark G. Three key elements necessary for successful testing // Oil & Gas Journal. - 1994. - July, 25. -pp. 84-93.

112. Ehlig Economides C. A., Hegeman P., Vik S. Guidelines simplify well test interpretation // Oil & Gas Journal. - 1994. - July, 18. - pp. 33 - 40.

113. Formation Damage Assessment and Control // Western Atlas International. -CORE LABORATORIES. Canade, - 1993.

114. Hall H. N. How to analyze waterflood injected well perfomance // World Oil, 1963.-October,-pp. 128- 130.

115. Hantush M. S. Hydraulics of Wells // Advances in Hydrosciences // Academic. Press Inc. New York, V. 1. - 1964. - pp. 280 - 432.

116. Jones C., Sargeant J. P. Obtaining the Minimum Horizontal Stress From Microfracture Test Data: A New Approach Using a Derivative Algorithm // SPE Production & Facilities, Febr., 1993. Vol. 8; № 1, p. 39 - 44.

117. McLeod H. O., Coulter A. W. The stimulation treatment pressure record an overlooked formation evaluation tool // JPT. - 1969. - August. - P. 952 -960.

118. Montgomery С. Т., Economides M. J. Matrix Stimulation Treatment Evaluation // Reservoir Stimulation. Third Edition. 2000. - Schlumberger. - J. Wiley & Sons Ltd. - CD - ROM USER AGREEMENT. - P. 20.1 -20.12.

119. Muskat M. Use of Data on the Build up of Bottom - hole Pressures // Pressure Analysis Methods. - 1967. - AIMMPE. - pp. 5 - 9.

120. Paccaloni G. Advances in matrix stimulation technology // JPT. 1993.

121. March.-V. 45.- №3.-P. 256- 263.

122. Paccaloni G. Field history verifies control, evaluation // Oil & Gas journal. -1979. November, 26. - V. 77. - № 48. - P. 60 - 65.

123. Paccaloni G. New method proves value of stimulation planning // Oil & Gas Journal. 1979. - November, 19. - V. 77. - № 47. - P. 155 - 160.

124. Prouvost L. P., Economides M. J. Real time evaluation of matrix acidizing treatments // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 1987. - № 1. -P. 145- 154.

125. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical Inversion of Laplace Transform. Communication of ACM. 13(1). - 1970, January, - p. 47.

126. Two stage treatment reduces water/oil ratio // Wood F., Dalrymple D., McKown K., Matthews B. // Oil & Gas Journal, 1990. - Sept, 10. - pp. 73 - 75.

127. Van Everdingen A. F., Hurst W. The Application of the Laplace Transformation on Flow Problems in Reservoirs // J.P.T., 1949. v. 1. - № 12. - p.p. 305 -323.

128. Wright Ch. On Site, Step - Down Test Analysis Diagnoses Problems and Improves Fracture Treatment Success // Hart's Petrol. Eng. Intern.- 1997, -Vol. 70, № 1. - p. 51, 53, 55, 57, 59, 61, 63.

129. Chikin A. Y. Method for characterising parameters of wells, well bottom zone and formation, and device for carrying out said method. US Patent №311351. 2006.

130. МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗАим. И. М. ГУБКИНА1. Чикин Андрей Егорович

131. МОНИТОРИНГ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ