Обоснование выбора конструкции наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Чекушин, Владислав Фаритович

• Чекушин, Владислав Фаритович
• кандидат технических наук
• 2002

Оглавление диссертации кандидат технических наук Чекушин, Владислав Фаритович

Введение.

Глава 1. Состояние изученности производительности горизонтальных и многоствольно-горизонтальных нефтяных скважин.

1.1 .Анализ отечественного и зарубежного опыта бурения и эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

1.2. Приближенные методы оценки производительности горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные анизотропные пласты.

1.3. Приближенные методы оценки производительности многоствольно-горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные анизотропные пласты.

Глава 2. Численные методы прогнозирования производительности наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин.

2.1.Численные методы определения производительности наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольно-горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные и неоднородные пласты.

2.2.Теоретические основы исследования процесса фильтрации многофазных флюидов к НГС, ГС и МГС.

Глава 3. Создание геолого-математических моделей фрагментов нефтяных месторождений массивного и пластового типов.

3.1 .Постановка задачи, исходные данные и выбранные схемы фрагментов однородных и неоднородных пластов.

3.1.1. Модель фрагмента однородного горизонтального пласта.

3.1.2. Модель фрагмента однородного наклонного пласта.

3.1.3. Модель фрагмента однородного наклонного пласта с практически непроницаемыми перемычками.

3.1.4.Модель фрагмента неоднородного наклонного пласта.

Глава 4, Фильтрация многофазных флюидов к наклонно-горизонтальным, горизонтальным и многоствольно-горизонтальным скважинам.

4.1 .Анализ результатов математических экспериментов на моделях фрагментов однородных и неоднородных пластов массивного и пластового типа залежей, вскрытых НГС, ГС и МТС.

4.1.1. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов однородного горизонтального пласта, вскрытого горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.1.2. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов однородного наклонного пласта, вскрытого горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.1.3. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов однородного пласта с практически непроницаемыми перемычками, вскрытых горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.1.4. Анализ результатов расчетов показателей разработки фрагментов неоднородного наклонного пласта, вскрытых горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.2.Анализ распределения пластового давления и образования депрессионной воронки при вскрытии однородных и неоднородных пластов горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами

4.2.1. Анализ распределения пластового давления и образования де-прессионной воронки при вскрытии фрагмента однородного пласта горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.2.2. Анализ распределения пластового давления и образования де-прессионной воронки при вскрытии фрагмента однородного наклонного пласта горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

4.2.3. Анализ распределения пластового давления и образования де-прессионной воронки при вскрытии фрагмента однородного пласта с непроницаемой перемычкой многоствольно-горизонтальной скважиной.

4.2.4. Анализ распределения пластового давления при вскрытии фрагмента неоднородного наклонного пласта горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами.

Вопросы экономической эффективности использования НГС, ГС и МГС при разработке нефтяных месторождений.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование выбора конструкции наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольных скважин при разработке нефтяных месторождений»

Актуальность работы. Необходимость применения наклонно-горизонтальных (НГС), горизонтальных (ГС) и многоствольных скважин (МГС) вызвана наличием значительного числа неоднородных, маломощных пластов, низкопроницаемых пропластков большой толщины, залежей с высоковязкими нефтями, а также многообъектных и шельфовых месторождений, разработка которых, традиционными вертикальными скважинами неэффективна из-за высокой себестоимости добываемой нефти, низкой производительности и неустойчивой работы таких скважин.

Разработанные за последние годы технологии бурения и заканчивания НГС, ГС и МГС значительно улучшили экономические показатели их применения в добыче нефти.

Конструктивные особенности таких скважин позволяют получать дебиты в несколько раз превосходящие дебиты вертикальных скважин. Причем увеличение дебита этих скважин обеспечивается не только за счет повышения депрессии на пласт, а в основном путем увеличения поверхности фильтрации и наращивания числа объектов, вовлекаемых в разработку. В ряде случаев увеличение их производительности, помимо изменения длины горизонтальной части ствола, возможно с помощью проводимого ГРП. Одно из важных преимуществ добычи нефти такими скважинами, связано с возможностью устойчивой, без осложнений, эксплуатации месторождений при пониженных депрессиях на пласт. Такая технология позволяет уменьшить проблемы конусообразования, снизить пескопроявление в скважинах при вскрытии ими слабосцементированных песчаников.

Известно, что стоимость многоствольных и горизонтальных скважин значительно превышает стоимость вертикальной скважины, а при разработке шель-фовых месторождений себестоимость добываемой продукции включает в себя и стоимость платформы, с которой осуществляется разработка. Поэтому во всех случаях, при использовании НГС, ГС и МГС, необходимо исходить из геологических, технологических и экономических характеристик разработки нефтяных месторождений.

В данной диссертации изучается задача, связанная с обоснованием выбора конструкции НГС, ГС и МГС с учетом расположения и взаимодействия горизонтальных стволов, при вскрытии однородных, многослойно-неоднородных и анизотропных пластов. Решение этой задачи позволит определить приоритетность в использовании той или иной конструкции горизонтальных и многоствольных скважин, учитывающей геологические особенности залежи и отвечающей экономическим и технологическим факторам.

Приближенное аналитическое решение поставленной задачи для неоднородных пластов с учетом изменения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления, потерь давления по стволу, интерференции между стволами, изменения фазовых проницаемостей и других факторов невозможно. Поэтому, при поиске оптимальной конструкций НГС, ГС и МГС, используется метод построения геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных залежей пластового и массивного типов, основанный на решении системы уравнений многомерной, многокомпонентной, многофазной нестационарной фильтрации в неоднородной анизотропной среде с учетом влияния капиллярных и гравитационных сил; изменения емкостных и фильтрационных свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления; потерь давления по длине горизонтальных стволов; продвижения подошвенных и краевых вод, интерференции между стволами МГС в зависимости от показателя анизотропии и проницаемости пропластков. При этом особое внимание было уделено влиянию на оптимальность выбираемой конструкций скважин таких параметров, как: абсолютные проницаемости пластов (пропластков), параметр их анизотропии, депрессии на пласт, расположение стволов, длины стволов, тип залежи, способ разработки и др.

Цель диссертации - обоснование выбора конструкции наклонно-горизонтальных, горизонтальных и многоствольных скважин для обеспечения рентабельной разработки однородных, многослойно-неоднородных и анизотропных залежей пластового и массивного типов на режиме истощения и с поддержанием пластового давления путем закачки воды (ППД) в условиях продвижения подошвенной и краевых вод, с учетом расположения и взаимодействия горизонтальных стволов, а также влияния на их производительность различных геологических, технологических и технических факторов.

Основные задачи исследования.

Основными задачами исследования являются:

1. Анализ и сравнение существующих приближенных аналитических методов определения производительности НГС, ГС и МГС;

2. Исследование влияния длины, расположения по толщине залежи и сочетания длин горизонтальных стволов, на показатели разработки фрагментов однородных и неоднородных залежей массивного и пластового типов, вскрытых НГС, ГС и МГС;

3. Изучение влияния величины проницаемости пропластков, их последовательности залегания и вскрытия горизонтальными стволами различной конструкции на показатели разработки фрагментов однородных, неоднородных и многообъектных залежей;

4. Изучение влияния параметра анизотропии и величины депрессии на показатели разработки фрагментов залежей, вскрытых НГС, ГС и МГС;

5. Установление зависимости влияния конструкции НГС, ГС и МГС на активность продвижения подошвенной и краевых вод, изменение водонасыщен-ности продуктивных пропластков, в процессе разработки фрагментов однородных, неоднородных и многообъектных залежей;

6. Установление зависимости влияния конструкции НГС, ГС и МГС на распределение пластового давления, характер и глубину образующейся депресси-онной воронки в процессе разработки фрагментов нефтяных месторождений.

Методы исследования.

Методами исследования являются: - Анализ и обобщение данных научной литературы;

-8- Использование теоретических основ разработки нефтяных месторождений системой горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин; - Математические эксперименты на построенных геолого-математических моделях фрагментов однородных и неоднородных нефтяных залежей массивного и пластового типов. Научная новизна.

Научная новизна диссертационной работы заключается в установлении, с использованием численных методов решения поставленной задачи на геолого-математических фрагментах месторождения:

1. Влияния длины, расположения и сочетания длин горизонтальных стволов, на показатели разработки фрагментов однородных и неоднородных залежей массивного и пластового типов, вскрытых НГС, ГС и МТС;

2. Влияния режима эксплуатации фрагментов на показатели разработки при использовании МГС и ГС;

3. Влияния изменения проницаемостей пропластков, их последовательности залегания и вскрытия горизонтальными стволами различной конструкции на показатели разработки фрагментов однородных, неоднородных и многообъектных залежей;

4. Влияния параметра анизотропии и величины депрессии на показатели разработки фрагментов залежей, вскрытых НГС, ГС и МГС;

5. И сравнении показателей разработки фрагмента многообъектной залежи, вскрываемой многоствольно-горизонтальной и наклонно-горизонтальной скважиной (вскрытие осуществляется сверху вниз и снизу-вверх).

Практическая ценность.

Данная работа, выполняемая в соответствии с хозяйственным договором с ОАО «Газпром» №525-00.16 от 01.01.2000 г. и, направленная, непосредственно на прогнозирование показателей разработки конкретных нефтяных месторождений Арктического шельфа, НГС, ГС и МГС, позволила установить влияние геологических, технологических, технических факторов на показатели разработки фрагментов залежей и выявить существующее между ними взаимодействие.

Практическая ценность проведенных научных исследований заключается в разработке рекомендаций для применения НГС, ГС и МГС при разработке нефтяных месторождений с учетом их геологических особенностей и влияния технологических и технических факторов при вскрытии их наклонно-горизонтальными, горизонтальными и многоствольными скважинами.

Эти эксперименты позволяют выбрать такую конструкцию скважин, которая обеспечивает максимальную рентабельность разработки и надежную, устойчивую, без осложнений работу выбранных скважин.

Результаты, полученные в диссертации, могут быть использованы при разработке нефтяных месторождений со сходными геолого-промысловыми характеристиками.

Апробация работы и публикации.

Основные положения диссертационной работы изложены в 11 опубликованных работах (из них одна книга (в соавторстве), статьи - 10). Результаты диссертационной работы докладывались на научных конференциях, симпозиумах и семинарах, в числе которых: 1. Ш Международная конференция по вычислительной и прикладной механике в рамках III Международного конгресса «Актуальные проблемы механики сплошных и сыпучих сред». Москва, 8-10 февраля 2000 г.; 2. 54-я МСНК «Нефть и газ - 2000». Москва, 19-21 апреля 2000 г.; 3. Юбилейная научная сессия «Нефтегазовое образование и наука: итоги, состояние и перспективы». Москва, 25-26 апреля 2000 г.; 4. Конференция молодых специалистов, посвященная 300-летию горному делу в России. Москва, 1113 октября 2000 г.; 5. 3-й Международный семинар «Горизонтальные скважины». Москва 29-30 ноября 2000 г.; 6. 4-я НТК «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва, 25-27 января 2001 г.; 7. НТК «Развитие научно-технического творчества молодежи отраслей ТЭК» «ТЭК-2000». Москва 27-28 февраля 2001 г.; 8. 55-я МСНК «Нефть и газ - 2001». Москва, 19-21 апреля 2001 г.; 9. НТК по итогам Х-го юбилейного Конкурса молодежных разработок «ТЭК-2001». Москва 12-13 февраля 2002 г.; 10. Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов». Москва 13-15 марта 2002 г.

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

Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за научные консультации и помощь при выполнении работы. Автор выражает признательность всем сотрудникам кафедр «Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» и «Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений» за обсуждение работы и полезные советы по её выполнению.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Чекушин, Владислав Фаритович

Заключение

Для обеспечения рентабельности разработки низкопродуктивных, маломощных, многообъектных и шельфовых месторождений необходимо изучение проблемы обоснования выбора конструкции НГС, ГС и МГС. Приближенное аналитическое решение этой проблемы в условиях фильтрации многофазной системы в неоднородных пористых средах невозможно. Поэтому в данной работе для научно обоснованного выбора конструкции скважин была использована программа численного решения задачи путем создания геолого-математических моделей фрагментов однородных и неоднородных нефтяных залежей массивного и пластового типов и проведены математические эксперименты.

Всего в диссертации изучено более 250 различных вариантов, отличающихся конструкцией, расположением и числом горизонтальных стволов, емкостными и фильтрационными свойствами пористой среды, величиной депрессии на пласт, режимом работы фрагмента при его вскрытии ГС и МГС.

В результате проведенных математических экспериментов на моделях фрагментов однородных горизонтальных и наклонных, а также неоднородных наклонных пластов при наличии и отсутствии непроницаемых перемычек установлены, при принятых исходных геолого-промысловых характеристиках, приемлемые сочетания длин стволов, обеспечивающих максимальную нефтеотдачу фрагментов в условиях длительной, без осложнений, эксплуатации скважин. В частности:

- При вскрытии однородных горизонтальных пластов {Ki.f=0,l мкмл; 2Л0д; Лнач = 5,009 МПа) ГС, горизонтальный ствол должен иметь длину Ьскг = 800 м, а при использовании МГС сочетание длин стволов должно быть: верхний ствол Lcml = 400 М и нижний ствол Lcm2 ' 600 М или Lcml = 800 М и Lcm2

1000 м;

- Расположение стволов при вскрытии однородных горизонтальных пластов {Ki.f=0,l мкм ; Z^O,l', Лнач = 5,009 МПа) МГС влияет на производительность и на коэффициент нефтеотдачи пласта. С учетом расстояния между стволами, для принятых исходных данных, наиболее выгодными являются сочетания длин Lcml = 400 м и Lcm2 = 600 м; Lcml = 800 м и Lcm2 = 1000 м при расстоянии между стволами Ah = Ъ0 шя М = \0 ш. При других исходных данных расстояния между стволами и конструкции скважин должны быть установлены путем моделирования на фрагментах нефтяной залежи;

- Параметр анизотропии пласта существенно влияет на конструкцию ГС и МГС. В частности, увеличение параметра анизотропии с ;Л0,1 до ;tf=0,317 (3,17 раз), при сохранении равенства дебита нефти с дебитом базового варианта (2=0,1), приводит к снижению депрессии на пласт. Коэффициент нефтеотдачи достигает своего максимума при сочетании длин: Lcmi = 400 м и

Lcm2-Ш{) м;

- Депрессия на пласт является одним из основных параметров, влияющих на конструкцию скважины. Снижение депрессии на пласт, при разработке однородного горизонтального пласта (Ki.-r^O,\ мкмА; ;i:=0,l), в 2 раза, с 5,009 МПа до 2,505 МПа, при конструкции стволов 400-1000 м, позволило довести коэффициент нефтеотдачи до Д = 40,11 %;

- При вскрытии однородных наклонных пластов (iifi.7=0,1 мкм ; ;Л0,1; лнач = 5,009 МПа) ГС, наиболее рентабельным вариантом вскрытия является длина горизонтального ствола равная ХЛкг = 1400 м, которая обеспечивает максимальный коэффициент нефтеотдачи Д = 31,93 %;

- При вскрытии однородных наклонных пластов {Ki.7=0,\ мкмА; ^л0,1; ЛР„ач=5,009 МПа) МГС, наилучшими являются сочетания длин стволов 4001000 м или 800-1000 м. Окончательный выбор сочетания длин стволов следует сделать после оценки экономической целесообразности удлинения длины верхнего ствола с Lcmi = 400 м до Lcmi = 800 м с учетом разницы величин коэффициентов нефтеотдачи Д = 27,27 % и Д = 31,05 %;

- Влияние расстояния между стволами становится существенным, если на один из стволов, кроме взаимодействия между ними, влияет близость подошвенной воды. С учетом этого, для рассматриваемых случаев, были рекомендованы следующие сочетания длин МГС: 800-1000 м (Д = 31,05 %); 1200-600 м (Д = 31,91 %) при расстоянии между стволами Ah = 30 м; 8001000 м (Д = 34,11 %) при расстоянии Ah = 10 м; 800-1000 м (Д = 27,36 %); 1200-600 м (Д = 30,69 %) при расстоянии между стволами л = 50 м;

- Влияние величины депрессии на показатели разработки однородного наклонного пласта (А*/.7=0,1 мкмЛ; zao,1; АРиач=5,009 МПа) сказывается на продолжительности разработки залежи. При снижении депрессии на пласт с 5,009 МПа до 2,505 МПа для ГС с вариациями длин стволов Ьскг = 400 м; Ьскг = 800 м, Ьскг = 1200 м коэффициенты нефтеотдачи, оказались следующими: Д = 13,69 %; Д = 22,67 % и Д = 29,61 % за 20 лет разработки, против Д = 13,18 %; Д = 22,89 % и Д = 29,88 % за 40 летний период разработки соответственно;

- Параметр анизотропии весьма существенно влияет на такие показатели разработки однородного наклонного пласта, как производительность скважин, обводненность пропластков и коэффициент нефтеотдачи. Увеличение параметра анизотропии приводит к быстрому обводнению нижнего ствола и снижению коэффициента нефтеотдачи. При 2"= 0,1, коэффициенты нефтеотдачи, для сочетаний длин стволов: а.400-1000 м; 6.800-600 м; в. 1200-1000 м, оказались равными: Д = 27,27 %; Д = 27,13 % и Д = 33,92 %; при j= 0,317 -Д = 22,74 %; Д = 20,12 % и Д = 26,17 % соответственно;

- При вскрытии неоднородных наклонных пластов МГС длина каждого ствола должна быть выбрана исходя из желаемого коэффициента нефтеотдачи и проницаемости вскрываемого пропластка. Так, например, для заданных про-ницаемостей пропластков KiA3,5-7 =0,1 мкм и К2,4 = 0,001 мкм при 2"= 0,317 и ЛРиач ==1,187 МПа при сочетаниях длин стволов bcml = 600 м, Ьст2 = 1100 м и Ьстз = 1150 м; bcml = 1200 м, Ьст2 = 1100 м и Ьстз = 250 м; bcml = 1200 м, Ьст2 = 1100 м и Ьстз = 1150 м коэффициснты нсфтсотдачи оказались следующими: Д = 34,36 %; Д = 34,75 % и Д = 34,84 % соответственно. Поэтому рекомендуется сочетание длин стволов bcmi = 1200 м, Ьст2 = 1100 м и Ьстз

-210 250 м. Изменение величины депрессии может изменить это сочетание длин стволов;

- Конструкция скважины существенно зависит от последовательности залегания и вскрытия высоко и низкопроницаемых пропластков. Для модели фрагмента залежи, когда проницаемости вскрываемых пропластков - Ki = 0,1 мкмЛ; Кз = 0,02 мкмл и А'5 = 0,05 мкмл рекомендуется следующее сочетание длин стволов: 1200-200-250 м (Д = 26,3 %); Для модели фрагмента залежи, когда проницаемости вскрываемых пропластков -KjA 0,05 мкмЛ; Кз = 0,02 мкмЛ и iTj = 0,1 мкмЛ рекомендуются конструкции - 1200-200-1150 м (Д = 21,28 %) и 1200-1100-250 м (Д = 22,9 %); Для модели фрагмента залежи, когда проницаемости вскрываемых пропластков уменьшаются сверху вниз, рекомендуется конструкция МГС - 1200-1100-250 м (Д = 32,6 %); Для модели фрагмента залежи, когда проницаемости вскрываемых пропластков улучшаются сверху вниз, рекомендуются следующие сочетания длин стволов 600-1100-1150 м (20,56 %) и 1200-1100-250 м (19,25 %). Полученные в диссертации результаты могут использоваться при прогнозировании разработки нефтяных месторождений, со сходными геолого-промысловыми характеристиками, вскрытых НГС, ГС и МГС.

-211

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Чекушин, Владислав Фаритович, 2002 год

1. Абасов М.Т., Везиров Д.Ш., Стреков А.С. Особенности разработки слоисто-неоднородного пласта системой горизонтально-вертикальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 2000. -№ 12.

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

3. Алиев З.С. О необходимости создания новых концепций для разработки газовых и газоконденсатных месторождений горизонтальными и многоствольно-горизонтальными скважинами. // Наука и технология у/в. 1999. -№4.

4. Алиев З.С, Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. - 279 с.

5. Алиев З.С, Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. М.: ГУН Издательство «Нефть и газ», 2001. - 169 с.

6. Алиев З.С, Сомов Б.Е., Рогачев С А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. М.: Издательство «Техника», 2001.-96 с.

7. П.Алиев З.С, Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. -204 с.

8. Байбаков Н.К., Абызбаев Б.И., Калинин А.Г. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. -1997, №4.-8 с.

9. Байбаков Н.К., Басниев К.С, Крылов В.И. Вчера, сегодня, завтра нефтяной и газовой промышленности России. М.: Изд-во Р1ГиРГИ, 1995. - 448 с.

10. Баишев Б.Т., Подлапкин В.И. Рациональные системы разработки нефтяных залежей при разбуривании их горизонтальными скважинами. // М.: Труды ВНИИнефть, 1993. с. 106-113.

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

12. Басниев К.С, Алиев З.С, Критская СЛ. и др. Исследование влияния расположения горизонтального ствола газовой скважины относительно кровли и подошвы на её производительность. -М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1998.

13. Борисов Ю. П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.

14. Борисов Ю. П., Табаков В. П. Определение дебита многоярусной скважины в изотропном пласте большой мош;ности. НТ сб. по добыче нефти. М.: ВНИИ вып. 16., 1962.

15. Бузинов С.Н., Григорьев A.B. Дренирование залежи системой горизонтальных скважин. // Компьютеризация научных исследований и научного проектирования в газовой промышленности. М.: ВНИИГаз, 1993. С.52-59.

16. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Егурцов H.A. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах. // Математическое моделирование и информатика в научных исследованиях и научном проектировании газовой отрасли. -М.: ВНИИГаз, 2000. С.25-30.

17. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. 269 с.

18. Бузинов С.Н., Глушкова М.И., Григорьев A.B. Горизонтальные скважины -один из способов повышения эффективности создания ПХГ. // М.:, Труды ВНИИгаза, Отделение подземного хранения газа, 1995. с. 68-71.

19. Вахитов Г.Г. Решение задач подземной гидродинамики методом конечных разностей. // Труды ВНИИНефть, вып. 10, М.: Гостоптехиздат, 1957. с. 53-88.

20. Вахитов Г.Г. Эффективные способы решения задач разработки неоднородных нефтеводоносных пластов методом конечных разностей. М., Гостоптехиздат, 1963, 216 с.

21. Вирновский Г.А. О некоторых задачах оптимального управления разработкой залежи с помощью горизонтальных скважин.// Сборник научных трудов ВНИИ. Вып. 115. М. 1993. с.97-104.

22. Волков Б.П., Галлямов К.К., Хмелевский М.С. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самотлорском месторождении. // Нефтяное хоз-во. 1997. - №6.

23. Гайнуллин К.Х., Лозин Е.В. и др. Проектирование и реализация систем разработки нефтяных залежей с применением горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 2000. - №12.

24. Гайфуллин Я.С. и др. К оценке влияния особенностей геологического разреза на потенциальные дебиты горизонтальной скважины. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2000. - №9.

25. Галеев Р.Г. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья. -М.: КУБК-а. 1997. - 351 с.

26. Гилязетдинов 3. Ф., Поваляев А. И. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Нефтяное хозяйство.-1996.- № 12. с. 23.

27. Голов Л.В. Сравнение эффективности эксплуатации горизонтальной и вертикальной скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №7. 1995.

28. Голов Л.В. Анализ состояния эксплуатации горизонтальных скважин в нефтедобывающей промышленности России. // Нефтепромысловое дело. №2. 1998.

29. Горбунов А.Т., Забродин Д.П., Султанов Т.А. Возможность разработки низкопроницаемых коллекторов системой горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 1993. - №3.

30. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин.// Нефтяное хозяйство. 1992. - №12.

31. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважине в анизотропном пласте. // Нефтяное хозяйство. -1994.-№1.

32. Гриценко A.M., Зотов Г.А., Степанов Н.Г. и др. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин. // Юбилейный сб. науч. тр. т.2. -М.: ИРЦ "Газпром", 1996. с. 71.

33. Дворецкий П.И., Ярмахов И.Г. Электромагнитные и гидродинамические методы при освоении нефтегазовых месторождений. М.: Недра. 1998. с 320.

34. Дворецкий П.И. и др. Анализ производительности горизонтальных скважин. // Газовая промышленность. 1997. - №10.

35. Динков A.B., Гацолаев О. С Оптимальное вскрытие неоднородных пластов горизонтальными скважинами // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. М.: Недра. 1998.

36. Довжок Е.М. Тищенко A.C., Саттаров М.М. и др. Разработка месторождений с помощью горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. 1990. - №8.

37. Закиров СИ. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсат-ных месторождений. М.: ОАО "Внешторгиздат", 1998. - 626 с.

38. Закиров С.Н., Брусиловский А.И., Закиров Э.С. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», - 2000. 643 с.

39. Закиров С.Н., Джафаров И.С, Басков В.Н. и др. Обоснование технологии доразработки месторождений с резко неоднородными коллекторами. М.: «Грааль»,-2001.98 с.

40. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах. // Газовая промышленность.-1996.- № 5-6. с. 71.

41. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. М.: «Грааль», -2001.302 с.

42. Закиров Э.С, Юльметьев Т.И. Относительно риска разработки тонких водо-нефтяных зон горизонтальными скважинами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1997. №12.

43. Зотов Г.А. Методика газодинамических исследований горизонтальных газовых скважин. М.: ООО «ВНИИГаз», 2000. - 113 с.

44. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке.// Газовая промышленность. 1997. № 7

45. Калинин А. Г., Никитин Б. А., Повышение газонефтеотдачи продуктивного пласта при бурении горизонтальных скважин и разветвленно-горизонтальных скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

46. Калинин А.Г. , Никитин Б. А., Солодкий K.M. Бурение наклонных и горизонтальных скважин: Справочник. М.: Недра. 1997. 648 с.

47. Каневская Р.Д. Рациональный выбор гидроразрыва.// Нефтегазовая верти-каль.-2001. № 13.-21764. Коротаев Ю. П. Избранные труды. Т.1. М.: Недра, 1996. 606 с.

48. Коротаев Ю.П., Киреев В.А. Оценка эффективности работы вертикальных ответвлений горизонтальных скважин. НТ сб. по геологии, разработке, транспорту и использованию газа. ВНИИГаза вып.8, М.: Недра, 1968.

49. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений проблемы моделирования. М.: Недра, - 1979. 303 с.

50. Кудинов В.И., Богомольный Е.И., Дацик М.И. и др. Разработка месторождений высоковязких нефтей Удмуртской республики с использованием горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 1998. - №3.

51. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. Самара: Кн. изд-во. 1996. 440 с.

52. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Новые технологии повышения добычи нефти. Самара: Кн. изд-во. 1998. 368 с.

53. Лисовский H.H., Жданов СЛ., Мищенко И.Т. Совершенствование технологий разработки нефтяных месторождений. // Нефтяное хоз-во. 1998. - №11.

54. Лысенко В.Д. К расчету дебита горизонтальных скважин. // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 67.

55. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра.-2000. 516 с.

56. Маврин М.Я. Зависимость дебита пробуренной горизонтальной скважины от профиля горизонтального ствола. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. 1998. - №11.

57. Макаренко H.H., Кравцов H.A. Сравнительная оценка работы горизонтальной и вертикальной скважин. // Газовая промышленность. 1996. - №4.

58. Максимов М.М., Рыбицкая Л.П. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1976. 264 с.

59. Марчук Т.Н. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1977. 456 с.

60. Меркулов В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной толщины. Изв.ВУЗов. Нефть и газ, 1958. №1

61. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин.// Нефтяное хозяйство. №6, 1958.

62. Мищенко И.Т., Ибрагимов Л.Х., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000. 414 с.

63. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: «Нефть и газ», 1996. 190 с.

64. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. "Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом". // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988. №11.

65. Мукминов И.Р. Производительность однорядных схем разработки пласта системами горизонтальных скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. №3.

66. Муслимов Р.Х., и др. Повышение эффективности доразработки многопластовых месторождений, сложенных терригенными коллекторами, с применением горизонтального бурения. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и море. 1998. - №3-4.

67. Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.И. и др. Создание систем разработки месторождений с применением горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. №10. 1994.

68. Муслимов Р.Х. и др. Применение горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений АО «Татнефть». // Нефтяное хоз-во. 1996. №12.

69. Никитин Б.А., Басниев К.С, Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ "Газпром", 1997.-30 с.

70. Никитин Б.А., Басниев К.С, Алиев З.С. и др. Влияние толщины переходной зоны на производительность горизонтальных скважин и на параметры определяемые по результатам их исследования. НТ сб. ИРЦ РАО "Газпром", М. -1998.

71. Николаевский В.Н. и Бондаренко Э.А. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М.: Недра. - 1968.

72. Оганов A.C., Беляев В.М., Прохоренко В.В. Отечественный и зарубежный опыт бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин с большим отклонением ствола от вертикали. // Нефтегазовые технологии. 2000. -№2.

73. Пилатовский В. П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт. Тр.ВНИИ, М.:, вып. 32, 1961.

74. Пирвердян A. M. Нефтяная подземная гидравлика. Баку: Азнефтеиздат, 1956.

75. Повалихин A.C., Камский Н.Э., Козлов A.B. Вскрытие наклонно залегающих продуктивных пластов горизонтальным боковым стволом. // Нефтегазовые технологии. 2000. - №1.

76. ЮО.Рапин В.А. Проблемы и пути решения задач промыслово-геофизических исследований горизонтальных и крутонаклоненных скважин. // Нефтяное хоз-во. 1994. - №8. - с.11-16.

77. Резванов Н.М. и др. Бурение и эксплуатация горизонтальных скважин. // Нефтяное хоз-во. 1996. - №2.

78. Ремизов В.В., Лапердин А.Н. Маслов В.Н. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газоконденсатных месторождениях севера Тюменской области. М.: ИРЦ РАО "Газпром", 1995, С.46.

79. Ремизов В.В., Маслов В.Н., Лапердин А.Н. Мировой опыт бурения скважины с горизонтальными забоями. // Газовая промышленность.-1997.- № 3. с.ЗО.

80. Розенберг М.Д., Кундин С.А. Многофазная и многокомпонентная фильтрация при добыче нефти и газа. М.: Недра, 1978. 335 с.

81. Саттаров М. М., Мусин М. X. Полудень И. А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИ-Центр ГКНТ СССР. 1991. 140 с.

82. Юб.Сериков Ю.И., Миронов Т.П. К вопросу о добыче нефти и газа горизонтальными скважинами: зарубежный опыт. // Нефтепромысловое дело. -1994. №6.

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

84. Сохошко С.К., Грачев СИ. Разработка водонефтяных зон горизонтальными и многозабойными скважинами. // Изв.вузов. Нефть и газ. 1999. №1.

85. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте. НТ сб. по добыче нефти, ВНИИ вып. 10., М.:, 1960.

86. Тверковкин М.В. Оптимизация разработки месторождений системами горизонтальных скважин. // Наука и технология углеводородов. 1999. - №1.

87. Телков A.n., Краснова Т.Л. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. -1997. №6.

88. И5.Фан З.Ф. Влияние ГРП на дебит горизонтальной скважины. // Нефтяное хоз-во. 1999. №6.

89. Пб.Хамидуллин Р. Д., Сахаров В. А., Еремин H.A. Сравнение технологических показателей работы многозабойных скважин различных конфигураций. // Нефтяное хоз-во. 1999. №1.

90. ХИЛЛ Д., Ним Э., Элиг-Экономайдес К. Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям. // Нефтегазовое обозрение. -1997. №3.

91. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: Гостоптехиздат, 1949.

92. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГаз, 2000. - 89 с.

93. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. Гостоптехиздат., 1949, 523 с.

94. Швидлер М.И., Леви Б. И. Одномерная фильтрация несмешивающихся жидкостей. М. Недра, 1970. 156 с.

95. Alvestad J., Christoffersen K.R., Holing К. Interactive Well Modelling: Examples of Model Based Trajectory and Completion Design: Single and Multi-lateral Wells. SPE 35502.- 1996.

96. Andersen S.A., Hansen S.A., Fjeldgaard K. Horizontal Drilling and Completion: Denmark. SPE 18349. 1988.

97. Babu D. K., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. // SPE 18301, 1988.

98. Besson J. Perfomance of Slanted and Horizontal Wells on an Anisotropic Me-dium.//SPE 20965, 1990.

99. Brister A. Analyzing a Multi-Lateral Well Failure in the East Wilmington Field of California. SPE 38268. 1997.

100. Bl.Boardman D.W. Designing the Optimal Multi-Lateral Well Type for a Heavy Oil Reservoir in Lake Maracaibo, Venezuela. SPE 37554. 1997.

101. Boardman D.W. Design Considerations for a Heavy Oil Multi-lateral Well. SPE 39086.-1997.

102. Breit V.S., Stright Jr., Dozzo J.A. Reservoir Characterization of the Bakken Shale From Modeling of Horizontal Well Production Interference Data. SPE 24320.-1992.

103. Dittoe S. R., Retnanto A., Economides M.J. An Analysis of Reserves Enhancement in Petroleum Reservoirs with Horizontal and Multi-Lateral Wells. SPE 37037.- 1996.

104. Economides M.J., Mc. Lennon J.D., Brown E. Perfomance and Stimulation of Horizontal Wells. // Worid Oil, v. 208, № 6, 1989.

105. Economides M.J., Brand C.W., Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs. // SPE 27890.

106. Gallivan J.D., Hewitt N.R., Olsen M. Quantifying the benefits of multi-lateral producing wells. SPE 30441.-1995.

107. HO.Gangle F.J., Schultz K.L. Improved oil recovery using horizontal well at Elk Hills, California. SPEJ D@C. 1995.

108. Giger F. M. Reduction Du Nomber de Puits Par L'utilisation de Forages Horizon-taux. // Revue De L'institut Fr. Du Petrole, v. 38, № 3, May-Juin, 1983.

109. Hegre T.M., Larsen L. Productivity of Multifractured Horizontal Wells. SPE 28845, 1994.

110. Henriksen N., Storegjerde D. Cost Effective Horizontal Drilling in the Troll Field Through use of State of the Art Technology and Optimal Operations. SPE 37577. 1997.

111. Huff B. Coalinga Horizontal Well Applications: Present and Future. SPE 30283.- 1995.145.1hara Masaru, Brill J.P. Experimental and Theoretical Investigation of Two-Phase Flow in Horizontal Wells. SPE 24766. 1992.

112. Ismail Gamal, El-Khatib. Multi-Lateral Horizontal Drilling Problems & Solutions Experienced Offshore Abu Dhabi. SPE 36252. 1996.

113. Joshi S.D. Augmentation ofwell productivity with slant and horizontal wells. // Journal ofPetroleum Technology, 1988, v.40, n.6, p 729-739.

114. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Oklahoma, 1991.

115. Joshi S.D. Authors reply to discussion of augmentation of well productivity with slant and horizontal wells. // Journal of Petroleum Technology, 1992, v.44, n.8, p 943.

116. Joshi S.D., Ding W. Horizontal Well Application: Reservoir Management. SPE 37036.- 1996.

117. Joshi S.D. Horizontal Wells: successes and failures. JCP. Technology, vol. 33, № 3.- 1994.

118. Kocberber S. A Finite-Element Black Oil Simulation System for Heterogeneous Reservoirs With Horizontal Wells Having Vertical Hydraulic Fractures. SPE 25269.-1993.

119. Konopczynski M.R., Hughes J., Best J.E. A Novel Approach to Initiating MultiLateral Horizontal Wells. SPE 29385. 1995.

120. Latiff Nazri B., van Elk Jan F., Majit R.A. Planning the First Triple-Lateral Horizontal Well in South-East Asia. SPE 36407. 1996.

121. Lowson Brent. Multi-Lateral Well Planning. SPE 39245. 1997.

122. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability. SPEJ, 1983, v.23, №3.

123. Peaceman D. W. Representation of a Horizontal Well in Numerical Reservoir Simulation. SPE 21217. 1991.

124. Raghavan R., Chen C.C., Agarwal B. An Analysis of Horizontal Wells Intercepted by Multiple Fractures. SPE 27652, 1994.

125. Renard G. 1., Dupug J. M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency ofHorizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.

126. Rosa A. J., Carvaino R. A mathematical Model for Pressure Evaluation in an infinite-conductivity Horizontal Well. SPE 15967, 1989.163 .Rose W. Theoretical generalization leading to the evolution of relative permeability. Trans AIME, v.l86, 1949.

127. Smith S.J., Tweedie A.A., Gallivan J.D. Evaluating the Performance of MultiLateral Producing Wells: Cost Benefits and Potenfial Risks. SPE 38974. 1997.

128. Sugiyama H., Tochikawa Tetsuro. The Optimal Application of Multi-Lateral / Multi-Branch Completions. SPE 38033. 1997.

129. Sognesand S. Evaluation of Oseberg Horizontal Wells After Four Years Production. SPE 36864. 1996.

130. Taylor R.W., Russell R. Drilling and Completing Multilateral Horizontal Wells in the Middle East. SPE 38759. 1997.

131. Tubel Paulo, Hopmann Mark. Intelligent Completion for Oil and Gas Production Control in Subsea Multi-lateral Well Applications. SPE 36582. 1996.

132. Wong S., Boon W. S., Chia R. The Use of Multi-lateral Well Technology in an Infill Development Project. SPE 38030. 1997 r.

133. ПО.Отчёт no НИР no теме № 514/96 6-96 "Разработка методики гидродинамических исследований горизонтальных скважин месторождений Арктического шельфа с целью оптимизации системы разработки". Фонды ГАНГ им. И.М. Губкина, кафедра РиЭГГКМ. М.:, 1996 г.

134. Отчёт по теме 3 /4-97 "Интерпретация результатов испытаний разведочных скважин №1 и №2 месторождения "Варандей-море". Фонды ГАНГ им. И.М. Губкина, кафедра РиЭГГКМ. М.:, 1997 г.