Совершенствование оперативных методов исследований морских поисково-оценочных и разведочных скважин (на примере шельфовых месторождений Каспийского моря) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.18, кандидат наук Каган Кирилл Григорьевич

• Каган Кирилл Григорьевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Каган Кирилл Григорьевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

1.1. Цели и задачи промысловых гидродинамических исследований скважин и пластов

1.2. Типизация гидродинамических методов исследования скважин

1.3. Методы исследования скважин по КВД

1.4. Определение по КВД дополнительного фильтрационного сопротивления в призабойной зоне пласта

1.5. Влияние неоднородности пласта на КВД

1.6. Применимость существующих методик интерпретации ГДИ в поисково-

оценочных и разведочных скважинах

ГЛАВА 2. МЕТОДИКА ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКИ ХАРАКТЕРА НАСЫЩЕНИЯ И ПРОМЫШЛЕННОЙ ЗНАЧИМОСТИ ОБЪЕКТОВ РАЗРЕЗА ПОИСКОВО-ОЦЕНОЧНЫХ И РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН

2.1. Технические особенности испытаний пластов в открытом стволе

2.1.1. Интервальные исследования с использованием прижимного зонда

2.1.2. Интервальные исследования с использованием модуля двойного пакера

2.2. Определение гидродинамических параметров в не обсаженных скважинах

2.2.1. Оценка пластовых давлений на разных глубинах разреза поисково-оценочных и разведочных скважин

2.2.2. Профилирование давления и определение анизотропии

2.2.3. Определение коэффициента продуктивности объекта

2.3. Определение продуктивных параметров и фильтрационно-емкостных свойств пластов в процессе стандартного экспресс-исследования

2.4. Оценка продуктивных и гидродинамических параметров пластов по результатам исследований методом специального ГДК

ГЛАВА 3. ДОСТОВЕРНОСТЬ ОЦЕНКИ ПРОДУКТИВНОСТИ И ДЕБИТА ПРИТОКА МЕТОДОМ ГДК В НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

3.1. Гидродинамические исследования поисково-оценочных и разведочных скважин в колонне

3.2. Сопоставление результатов методом стандартного ГДК-ОПК и исследований в колонне

3.3. Сопоставление возможностей по оценке гидродинамических параметров

методом специального ГДК и методом ЭБТ в колонне

ГЛАВА 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ, ВЫПОЛНЕННЫХ РАЗРАБОТАННЫМИ МЕТОДАМИ

4.1. Результаты интерпретации исследований газового объекта в открытом стволе скважины усовершенствованным методом стандартного ГДК-ОПК

4.2. Результаты интерпретации данных нефтяного объекта в открытом стволе скважины усовершенствованным методом стандартного ГДК-ОПК

4.3. Результаты интерпретации данных нефтяного объекта в открытом стволе скважины разработанным методом специального ГДК

4.4. Результаты интерпретации замеров давлений в процессе бурения горизонтальной эксплуатационной скважины методами стандартного и

специального ГДК

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ВЫВОДЫ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

При поиске и разведке морских нефтяных и газовых месторождений решается актуальная во все времена задача - определение наличия коллектора по разрезу скважины с оценками характера его насыщения и промышленной значимости.

Современные методы интерпретации результатов испытания в открытом стволе скважин включают в себя комплекс взаимосвязанных технологий, различающихся теоретической основой и техникой исполнения, которые направлены на обеспечение достоверности запасов нефти и газа, расширение геологической информативности. Достоверность информации, в основном, зависит от объема проведенных исследований и количества поисково-оценочных скважин.

Известно, что для морских месторождений характерно малое число разведочных скважин из-за их дороговизны и отсутствие этапа опытно-промышленной эксплуатации, позволяющих уточнить как геолого-промысловые характеристики залежей, так и достоверность величин запасов, влияющих на выбор проектных решения по разработке месторождения. Поэтому важным является планирование комплекса исследований на скважинах и наличие эффективных методов обработки полученных результатов для их последующего использования (в качестве исходных данных) при формировании проектных решений по эффективной разработке месторождений. Поэтому научные исследования в данном направлении являются весьма актуальными.

В настоящее время при исследовании поисково-оценочных и разведочных скважин Каспийского шельфа в открытом стволе для оценки продуктивных коллекторов используются, в основном, результаты анализа кернового материала, геофизических исследований скважин (ГИС), интерпретация каротажных записей (регистрация забойного давления и подвижности) и стандартный набор гидродинамического каротажа и опробования пластов на кабеле (ГДК-ОПК),

которые отражают только часть информации об испытанных интервалах исследования.

Проблема повышения информативности промыслово-геофизических исследований скважин может быть решена путем более широкого применения современных приборов на кабеле, позволяющими в режиме реального времени получать информацию в скважине, и развития методологий оперативной обработки получаемой информации. Поэтому научные исследования в данном направлении являются весьма актуальными.

Степень разработанности темы

За последние 15-20 лет методология выявления продуктивных коллекторов при исследовании морских поисково-оценочных и разведочных скважин существенно изменилось.

Если ранее перспективными объектами испытания в разрезе поисковой скважины считали все возможно продуктивные и неясные интервалы, в настоящее время при бурении поисковых и разведочных скважин предусматривается опробование перспективных интервалов в открытом стволе с помощью пластоиспытателя на бурильных трубах, либо на кабеле.

Анализ исследуемых коллекторов проводится на наличие проницаемой мощности, насыщенной углеводородами, а также оперативно определяется потенциал продуктивного пласта по обеспечению промышленного притока углеводородов. При отсутствии положительного результата по любому из этих определений интервал считается непродуктивным, испытание по нему прекращают. В случае отрицательных результатов по всем перспективным интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своё назначение. В случае положительных результатов продолжают работы по доразведке объектов.

Однако, длительность проведения исследования для получения основных гидродинамических параметров является проблемой при испытаниях морских поисково-оценочных и разведочных скважин, обусловливающая необходимость в совершенствовании подходов ГДИС для оперативной оценки коллекторов в открытом стволе морской скважины.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование оперативных методов исследований морских поисково-оценочных и разведочных скважин (на примере шельфовых месторождений Каспийского моря)»

Цель работы

Повышение информативности и создание алгоритма интерпретации экспресс-методов исследования морских поисково-оценочных и разведочных скважин.

Основные задачи исследований

1. Обоснование методов определения продуктивных и фильтрационных параметров пластов по результатам гидродинамического каротажа (ГДК).

2. Совершенствование методики экспресс-оценки промышленной значимости объектов разреза поисково-оценочных скважин.

3. Анализ результатов выполненных оценок продуктивности и дебита в нормальных условиях, выполненных различными методами (ГДК и Drill Stem Test (DST)) и обоснование достоверности полученных данных.

4. Дальнейшее методическое развитие экспресс-оценок промышленной значимости объектов, обеспечивающих получение информации о фильтрационно-емкостных свойствах пласта, о состоянии призабойной зоны и выявлении границ пласта и граничных условий.

Научная новизна выполняемой работы

1. Разработана технология проведения гидродинамического каротажа в поисково-оценочных и разведочных скважинах за счет регистрации продолжительной КВД после отработки пласта на разных частотах работы насоса.

2. Предложен алгоритм комплексной интерпретации результатов исследования методом ГДК-ОПК, включающий в себя анализ претестов, расчет коэффициента продуктивности в каждой точке замера и обработка дополнительной кривой восстановления давления после очистки от фильтрата бурового раствора и механических примесей.

3. Усовершенствована методика оперативной интерпретации результатов мониторинга ГДК-исследований, позволяющая в режиме реального времени оценивать необходимость дальнейшего экспресс-исследования, перспективность испытания и освоения объекта в колонне.

Практическая ценность

1. Предложенные методики экспресс-оценки промышленной значимости объектов используются компаниями ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», ООО «Нефтяная компания «Приазовнефть»», ООО «Каспийская нефтяная компания» при проведении и интерпретации результатов исследований в открытом стволе скважин.

2. Результаты, полученные в диссертационной работе, отражены в «Методике диагностики продуктивных пластов нижнего мела Ракушечного вала по данным ГИС, ГДИС, ГДК, керна и РУТ-анализа пластовых флюидов для оценки запасов промышленной категории», утвержденные протоколом экспертного технического совета Федерального Бюджетного Учреждения «Государственный Комиссия по Запасам полезных ископаемых» (ЭТС ФБУ «ГКЗ») и ОЭРИ от 19 апреля 2012 г.).

3. Обобщения и выводы, полученные в диссертационной работе, неоднократно доложены в ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» и рекомендованы в качестве основы для формирования «Методических рекомендаций по проведению и интерпретации гидродинамических исследований скважин в открытом стволе для условий Каспийского шельфа».

4. Результаты исследований автора позволили ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» сформировать программы специальных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований более 35 скважин в акватории Каспийского моря и на сухопутных скважинах Волгоградского региона, а методические рекомендации автора по системе исследований поисково-оценочных скважин использованы в проектных документах.

5. Предложенные автором методические подходы к оценке промышленной значимости и выявления перспективных объектов освоения на этапе геологоразведочных работ значительно дешевле проведения исследований в уже обсаженных скважинах за счет исключения возможного спуска эксплуатационных колонн и внутрискважинного оборудования.

Методы исследования

Решение поставленных задач, осуществляется путем обобщения и анализа отечественных и зарубежных исследований; математического моделирования геофизических и гидродинамических процессов в скважинах с использованием известных и усовершенствованных методик и алгоритмов.

Основные защищаемые положения

1. Усовершенствование технологии испытания морских поисково-оценочных и разведочных скважины в открытом стволе с помощью испытателя пластов на кабеле для повышения информативности оперативных методов исследования.

2. Разработка методических подходов к оценке продуктивных и фильтрационных параметров пласта-коллектора по данным исследований оперативного метода ГДК-ОПК.

3. Методические рекомендации по определению в режиме реального времени промышленной значимости объектов шельфовых месторождений на основе результатов гидродинамического каротажа.

Степень достоверности результатов работы

Достоверность и обоснованность результатов работы определяется научно-обоснованными выводами, полученными на основе анализа научных публикаций гидродинамических исследований скважин в открытом стволе и подтверждается практикой применения предложенных способов исследования поисково-оценочных и разведочных скважин, адекватностью результатов с данными, полученными другими методами.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались автором на международных, всероссийских, отраслевых конкурсах и конференциях:

- Конкурс на лучшую молодежную научно-техническую разработку по проблемам топливно-энергетического комплекса (г. Москва 2012, 2013 гг.; г. Пермь 2015 г.; г. Тюмень 2016 г.; г. Волгоград 2017 г.);

- Семинар ФБУ ГКЗ (г. Москва 2013 г);

- III, IV и V Конференции молодых ученых и специалистов ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» (г. Москва 2013, 2014 гг.; г. Пермь 2015 г.; г. Тюмень 2016 г.; г. Волгоград 2017 г);

- Международная конференция «ГЕОПЕТРОЛЬ 2014» (Польша, г. Краков 2014 г.);

- Международная конференция «ГЕОПЕТРОЛЬ 2016» (Польша, г. Краков 2016 г.);

- Научно-практическая конференция, посвященная 55-летию филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть», (г. Волгоград 2014 г.);

- II Научно-практическая конференция «Горизонтальные скважины 2017. Проблемы и перспективы» (г. Казань 2017 г);

а также на совещаниях в ОАО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть» и ООО «РИТЭК».

Публикации и личный вклад автора

По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе три статьи в рецензируемых научных журналах, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки России, из них одна публикация входит в международную базу данных Scopus.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав и заключения. Общий объем текста 121 страница, 21 таблица, 46 рисунков. Список использованной литературы включает 92 наименования.

Автор выражает искреннюю признательность и благодарность научному руководителю доктору технических наук Д.В. Люгаю, профессору, доктору технических наук М.Н. Мансурову, кандидату технических наук, ст. научн. сотр. В.С. Левченко, кандидату геолого-минералогических наук Н.В. Валиуллиной и кандидату технических наук А.Ю. Самойленко за консультации, ценные практические рекомендации и замечания, полученные в процессе решений поставленных задач, а также коллективам структурных подразделений по исследованиям скважин и пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде за благожелательное

отношение и помощь в процессе исследований и в оформлении диссертационной работы.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОДУКТИВНЫХ

ПЛАСТОВ

1.1 Цели и задачи промысловых гидродинамических исследований

скважин и пластов

Целью гидродинамических исследований скважин (ГДИС), проводимых при испытании продуктивных пластов, является получение данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин-факторе, выявлении и трассировке границ пласта и особенностях зон дренирования, определение типа пласта-коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др. [23]. Отмеченное обусловливает необходимость оперативной и высокой достоверности заключения (особенно отрицательного) о перспективном интервале до спуска в скважину эксплуатационной колонны.

Под промысловыми гидродинамическими исследованиями скважин понимается совокупность технологических мероприятий по вызову притока из пласта путем отбора из него пластовой жидкости (газа) или закачки в него жидкости в сочетании с замерами дебитов и давлений на возмущающих и наблюдательных скважинах [8, 9, 22, 38, 43, 48, 57, 58].

Эта информация необходима для создания детерминированной динамической модели пластовой фильтрационной системы, на базе которой осуществляется проектирование, освоение, разработка и эксплуатация залежей углеводородов [38].

Промысловые гидродинамические исследования скважин решают следующие основные задачи [38]:

1. Определение и прогноз продуктивности скважин, характеристик призабойной зоны - скин-фактора, и оценка процессов имеющих место в стволе скважины.

2. Определение фильтрационных параметров пласта (гидропроводность, пьезопроводность), типа пласта-коллектора.

3. Определение начального пластового давления, оценка энергетической и эксплуатационной характеристики залежи, оценка режима залежи.

4. Оценка геометрических размеров залежи - выявление и трассировка границ пласта. Оценка размеров зон дренирования и удельных запасов скважин.

5. Выбор «скважин-кандидатов» для проведения геолого-технических мероприятий по интенсификации притока жидкости из пласта (ГРП, СКО, и др.) и оценки их эффективности.

6. Оценка проявления аномально-вязкостных свойств нефти и деформационных свойств коллектора в процессе разработки.

7. Оценка модели пластовой фильтрационной системы.

Теоретической основой ГДИС является решение прямых и обратных задач

подземной гидромеханики [31, 36, 38, 61, 64, 66]:

1. Прямая задача состоит в определении давления и скорости фильтрации жидкости в произвольной точке пласта с известными коллекторскими и геометрическими параметрами при работе возмущающей скважины с дебитом, изменяющимся по заданному закону или с заданным на скважине переменным давлением.

2. Обратная задача теории фильтрации жидкости состоит в определении коллекторских и геометрических характеристик пласта по кривым изменения дебита и давления, замеренным при исследовании.

Решение этих двух задач осуществляется с помощью формул подземной гидродинамики, связывающих давление, дебит и параметры пласта [38].

Обратная задача теории фильтрации, решение которой осуществляется методами промысловых гидродинамических исследований, не всегда допускает однозначное, точное решение. Связано это в основном с тем, что различные комбинации геометрических и фильтрационных характеристик изучаемых объектов могут вызвать одинаковые изменения давлений и скоростей фильтрации.

Начало решению обратных задач в подземной гидродинамике было положено в работе П.Я. Полубариновой-Кочиной, где по известным дебитам

нескольких скважин находится уравнение контура питания. Позднее, работами В.Н. Щелкачева [66, 67, 68], М. Маскета [47], И.А. Чарного [60, 61], Г.И. Баренблатта [7, 11], Ю.П. Борисова [13], Э.Б. Чекалюка [62], С.Н. Бузинова и И.Д. Умрихина [15], Б.С. Чернова, М.Н. Базлова, А.И. Жукова [63], С.Г. Каменецкого [31], Л.Г. Кульпина и Ю.А. Мясникова [36], Р.Г. Шагиева [64, 65], Р.С. Хисамова с соавторами [59], В.Д. Лысенко [45, 46], Миллера, Дайеса и Хетчинсона [85], Хорнера [81, 82], Херста [83], Ван-Эвердингена [92], Хисамова Р.С., Михайлова В.С. и многих других исследователей, были созданы теоретические основы гидродинамических методов исследования нефтяных и газовых скважин. Благодаря этому они в настоящее время с большим успехом используются в практике нефтяной промышленности.

Комплекс методов ГДИС, решение прямой и обратной задачи, дает возможность получить основные фильтрационно-емкостные свойства пласта коллектора, оценить состояние призабойной зоны, определить величину пластового давления.

1.2. Типизация гидродинамических методов исследования скважин

Все гидродинамические методы исследований, применяемые для определения фильтрационных параметров пласта и скважины, разделяются на две основные группы: методы, основанные на изучении при установившихся и нестационарных режимах фильтрации флюида [61, 66].

Первая группа основана на замерах забойных давлений и дебитов при установившихся процессах фильтрации в пластах и называется методом установившихся отборов (пробных откачек). Сущность этого метода заключается в установлении зависимости между установившимся дебитом скважины и величиной её забойного давления (снятие индикаторных диаграмм). На базе этой зависимости определяются такие важные характеристики, как коэффициент продуктивности скважины и коэффициент гидропроводности пласта.

Ко второй группе гидродинамических методов исследований, относятся метод восстановления давления и метод гидропрослушивания [38].

Метод восстановления давления основан на контроле забойного давления и дебита работающей скважины, а затем внезапно остановленной. Результатом исследований этим методом являются кривая изменения дебита скважины, как во время её работы, так и после остановки и кривая восстановления (падения) забойного давления после остановки (КВД-КПД). На основе анализа полученных кривых определяются не только средние значения фильтрационных характеристик в некоторой области пласта, но и их изменение на некотором расстоянии от скважины и само расстояние до места резкого изменения фильтрационных характеристик пласта. Это позволяет уточнять разного рода неоднородности пласта-коллектора, выявить наличие непроницаемых и проницаемых границ пласта, мест перетоков между пластами и экранов, состояние призабойной зоны и т.д.

Метод гидропрослушивания близок к методу восстановления давления. Отличие заключается в том, что при изменении режима эксплуатации скважины (пуск или остановка) изменение давления регистрируется на забое другой скважины. Регистрируемая кривая изменения забойного давления в реагирующей скважине называется кривой гидропрослушивания или реагирования [28, 38, 40].

Настоящая работа основана на результатах гидродинамических исследований скважин методом восстановления давления, поэтому детально рассмотрим методологию традиционного подхода и приемах определения параметров пласта по КВД.

1.3. Методы исследования скважин по КВД

Надежность определения фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин зависит от правильного выбора гидродинамической модели и методики интерпретации результатов [38, 42].

В практике гидродинамических исследований достаточно часто применяется модель однородного неограниченного по простиранию пласта. В этой модели изменение давления не зависит от вертикальной координаты, т.е.

течение принимается плоским. Скважина при этом рассматривается как сток радиуса гс на плоскости. Поскольку радиус скважины пренебрежимо мал по сравнению с размерами пласта, то приток к скважине интерпретируется как приток к точечному стоку на плоскости. Тогда перераспределение давления для упругого режима описывается основным дифференциальным уравнением пьезопроводности [38, 61, 66]:

1 дР ж д

{ д2 Р 1 дР ^

—^ +--

дг г дг

(1.1)

где Р=Р(г^) - давление в произвольной точке пласта, определяемой радиус вектором г, в момент времени t;

ж = к/в - коэффициент пьезопроводности [66] (/^-приведенный коэффициент упругоемкости пласта).

В зависимости от поставленных начальных и граничных условий получают решение уравнения (1.1) для различных гидродинамических моделей. В общем виде оно представляется зависимостью изменения давления АР в произвольной точке пласта от времени t, расстояния Р, дебита скважины Q(t), фильтрационных параметров пласта - гидропроводности кк/ ц и пьезопроводности - ж, а также геометрических параметров пласта [36, 38]:

АР=Р(Р, t, (2^); А), 1=1,2,... ,п (1.2)

где А1 - фильтрационные и геометрические параметры пласта.

Традиционные методы интерпретации данных гидродинамических исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации основаны на представлении о плоскорадиальном потоке слабо сжимаемой жидкости в однородном бесконечном пласте. При этом используются методы интерпретации КВД как без учета притока в ствол скважины после остановки, так и методы с учетом притока, все они основаны на решении уравнения (1.1).

В случае мгновенного прекращения притока в ствол скважины принимаются следующие начальные и граничные условия.

В начальный момент времени в пласте существует установившееся распределение давления:

Р(г,0)=Ро(г).

Граничное условие на стенке скважины имеет вид:

2жкИ дР . -г— = 0(1),

/ дГ г^0

(1.3)

(1.4)

где 0(1) - произвольный дебит скважины; кИ/ / - коэффициент гидропроводности пласта.

Вторым граничным условием является предположение о постоянстве давления на бесконечно большом расстоянии от скважины:

Р(ю,1)=Р0=сот1. (1.5)

Решение уравнения (1.1) при условиях (1.3)-(1.5) и мгновенной остановки скважины 0(т)=0, принимает вид [66]:

АР(г,1 ) = ^ К ' 4ПкИ

( Г г 2 1 ' с Л

- Е1

V 4ж1 )

(1.6)

где гс - радиус скважины;

-Ег(-х) - интегральная показательная функция.

Формула (1.6) названа В.Н. Щелкачевым основной формулой теории упругого режима фильтрации. При сопоставлении точного решения Ван Эвердингена и Херста и уравнения (1.6) В.Н. Щелкачевым [66] показано, что замена конечного радиуса нулевым на стенке укрупненной скважины приводит к погрешности менее 1%. С учетом этого при гс2/4ж! < 0,01, интегральную показательную функцию можно представить в виде:

- Е1

г2

' с

4ж1

■ 1п

(

- 0,5772 = 1п

( 2,25ж1ч

V 'с

(1.7)

Тогда изменение давления можно определять по следующей формуле:

(1.8)

АР(г,1 ) = 4 У 4ПкИ

, 2,25ж ,

1п—---+ Ш

Эта зависимость является основной расчетной формулой, применяемой при обработке, анализе и интерпретации данных ГДИС при неустановившихся режимах фильтрации. Из формулы (1.8) видно, что графическое изображение зависимости изменения давления в скважине от логарифма времени

2

2

Г

(полулогарифмические координаты) представляется с некоторого момента прямолинейным, где по её углу наклона к оси абсцисс и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяются фильтрационные параметры пласта -гидропроводность кк/ ц и комплексный параметр ж/ г1пр..

В [66] указывается, что впервые прямолинейное преобразование графиков КВД для определения свойств однородного бесконечного пласта стали применять американские гидрогеологи Джекоб и др. в 1946 году. Весьма интенсивно этот метод стал развиваться в пятидесятые годы после работ Миллера, Дайеса и Хетчинсона [85], Д. Хорнера [82] и И.А. Чарного [60].

Общепринятое название вышеизложенного метода - метод обработки КВД без учета притока, или метод касательной, или полулогарифмической анаморфозы, или метод Миллера, Дайеса и Хетчинсона (МОИ).

Если период работы скважины до её остановки (Т) соизмерим с продолжительностью восстановления давления после остановки ^), то для определения параметров пласта применяют методы, учитывающие работу скважины до остановки (метод Хорнера [82], метод суперпозиции источников-стоков [24]).

Основная расчетная формула метода Хорнера имеет вид:

Рс(Л = Рпл -Я^¡п— (1.9)

4пкк Т +1 V У

В этом случае КВД перестраивается в координаты Т + t),Pc ^)]. Как и в вышеописанном методе, выделяется прямолинейный участок, по углу уклона которого определяется гидропроводность пласта. Комплексный параметр ж/г^пр_ этим методом не вычисляется.

При бесконечно длительном восстановлении, когда t становится много

больше Т (t ^сю), величина ¡п^--> 0. На основании этого при помощи

экстраполяции прямолинейного участка графика КВД до оси ординат оценивается величина пластового давления - Рпл.

В основе метода суперпозиции источников-стоков лежит суперпозиция дебитов по времени работы и остановки скважины:

Рс (1')_ Рт_ и ), (1.10)

0п 0п 4пкИ

<Р(ТЛ)-=±^пТ-Т;'7 , (1.11)

1 -1 °п Тп Т1 + 1

где 0 - дебиты скважины на разных режимах, предшествующих её остановке;

Т - время работы скважины на режимах; 1 =1, п - порядковый номер режима; п - количество режимов.

Как отмечается в работах [38, 47, 61, 66, 82, 85], основная сложность и неопределенность вышеописанных методов заключается в необходимости предварительной оценки времени, начиная с которого правомерно проводить прямолинейный (асимптотический) участок на КВД. Это время зависит от ряда факторов, вызванных несоблюдением внутренних граничных условий о мгновенном закрытии скважины (влияние ствола скважины, состояние призабойной зоны пласта, гидродинамическое несовершенство скважины и др.). В итоге неверное определение асимптотического участка может привести к ошибочным оценкам параметров пласта. Во избежание указанных недостатков существуют способы определений параметров пласта, учитывающие продолжительный приток жидкости в ствол скважины после её остановки.

Влияние ствола скважины после эксплуатационного притока при закрытии скважины на устье искажает первый, самый начальный участок КВД, который несет ценную информацию о состоянии призабойной зоны пласта.

Существуют несколько десятков методов обработки данных ГДИС, учитывающие дополнительный приток. Эти методы разработаны отечественными и зарубежными исследователями: Г.В. Щербаковым (1956г.), А.М. Пирвердяным (1956г.), И.А. Чарным и И.Д. Умрихиным (1957г.), Г.И. Баренблаттом с соавторами (1957г.) [12], Э.Б. Чекалюком (1958г.), Ю.П. Борисовым (1959г.), С.Г. Каменецким (1974г.), Р.Г. Шагиевым (1962г.), Л.Г. Кульпиным и Ю.А.

Мясниковым (1974г.) [36, 37], М. Маскетом (1949г.), Ли Юн-шаном (1960г.), A.F. Van Everdingen (1953г.), W. Hurst (1953г.), H.J. Ramey (1965г.) [87] и др.

Суть этих методов сводится к описанию искаженного после -эксплуатационным притоком начального участка КВД при помощи замеренной или расчетной кривой притока. Затем в преобразованных определенным образом координатах строится прямолинейный график, по уклону которого и отрезку, отсекаемому на оси ординат, определяются параметры пласта.

Все способы обработки результатов исследований методом КВД с учетом влияния притока разделяют на дифференциальные и интегральные. Известно, что графическое или численное дифференцирование результатов исследования выполняется с меньшей точностью, чем вычисление интегралов. Поэтому считается, что интегральные методы предпочтительнее [14].

Например, в методе, предложенном Ю.П. Борисовым [13], при вычислении интеграла принимается допущение о возможности аппроксимации фактической кривой изменения притока квадратичной параболой или трапецией. Основной недостаток этого метода заключается в монотонном затухании притока жидкости к забою скважины, что далеко не всегда происходит на практике. Тем не менее, как указывает С.Г. Каменецкий [31], это был первый теоретически обоснованный метод, получивший достаточно широкое распространение в нефтепромысловой практике, в том числе использовался и соискателем.

Применение методов обработки КВД с учетом притока сокращает время проведения исследований скважин, но объем полученной информации о пласте (особенно в случаях неоднородных пластов) меньше.

Как указывает Р.Г. Шагиев [64], влияние после-эксплуатационного притока в ствол скважины можно учитывать с помощью введения специального коэффициента - влияния объема ствола скважины. Расчетные формулы для теоретических КВД с учетом этого коэффициента разработаны, в основном, зарубежными исследователями: R.G. Agarval, R. Al-Hussainy и H.J. Ramey [73], A.C. Gringarten. Результатом исследований явилось создание в безразмерных билогарифмических координатах серий универсальных теоретических графиков

(палеток), рассчитанных для различных моделей пластовых фильтрационных систем. Влияние ствола скважины на всех этих графиках проявляется в том, что начальные участки представляются взаимно параллельными линиями с углом наклона к оси абсцисс, равном 450. Кроме того, участок, соответствующий началу радиального течения, начинает проявляться на универсальном графике через 1,5 цикла после окончания влияния ствола скважины [73].

В силу вышесказанного появляется другой способ обработки фактической КВД с учетом влияния притока в ствол скважины. Кривую перестраивают в билогарифмических координатах и диагностируют период влияния ствола скважины путем совмещения прямой линии под углом 450 к оси времени с начальным самым ранним по времени прямолинейным участком преобразованной КВД. Отклонение графика КВД от прямой свидетельствует об окончании периода влияния ствола скважины. Далее начинается криволинейный участок КВД, на форму которого оказывают влияние другие факторы, происходящие как в стволе скважины, так и в пласте. Продолжительность этого участка оценивается «эмпирическим правилом» - «1,5 логарифм цикла». Затем следует участок КВД, соответствующий радиальному фильтрационному потоку. По этому участку можно определять параметры пласта, применяя традиционные методы обработки КВД без учета притока.

Этот способ обработки предполагает более длительные гидродинамические исследования, но снимает трудности и неопределенности при определении влияния послеэксплуатационного притока в ствол скважины и длины асимптотического участка КВД.

В отечественной нефтепромысловой практике внедрению способа обработки КВД при помощи вышеописанного диагностического графика способствовал выход монографии Р.Г. Шагиева [64]. В представляемой работе данный подход проиллюстрирован на обширном фактическом материале.

1.4. Определение по КВД дополнительного фильтрационного сопротивления в призабойной зоне пласта

Влияние неоднородности пласта по проницаемости в околоствольной зоне скважины исследовали многие ученые: П. Альба (1958 г.), В.Н. Щелкачев (1959 г.), Г.И. Баренблатт и В.А. Максимов (1958 г.), Ю.П. Желтов (1957 г.), С.Н. Бузинов и И.Д. Умрихин (1973 г.) и другие. Результатом исследований явились аналитические зависимости, графики и номограммы. Появилось понятие коэффициента, учитывающего дополнительные фильтрационные сопротивления, т. е. гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия пласта. Этот коэффициент, по сути скин-фактор, можно оценить по известным графикам В.И. Щурова [69].

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Каган Кирилл Григорьевич, 2019 год

/ Р

^ Uli

■20 G 20 40 60 80 100 120 140

Удельный коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа*м

Рисунок. 4.11 - Дифференциальная функция распределения и гистограмма значений удельных коэффициентов продуктивности по ГДК нефтенасыщенных отложений неокомского надъяруса скважины 9-Ыб Ракушечная

Рисунок 4.12 - График изменения давления в нефтенасыщенных (1) и водонасыщенных (2) отложениях неокомского

надъяруса скважины 9-Ыб Ракушечная (по материалам ГДК) [25]

.............................^................ ^............ ............:.........!■............-1.....

------------------------------1----------------п------------ ------т-----,-----1---- ---------г-------,------1-----г----1----1

, , ---- Влияние ствола скважины ..............

.............................

__ 1

+

____ ___ __________ ___ ______1 ___ __________ .!__ _________1_ ___ ___1___ ___ .....г-0 ---- > : : : :

..............1............ ---------г-------,------ ..............

: !

: ;

е Г" + * ; ;

......^_____'_____ ______________________________ .......1.......1.......

Г----------------------------1----------------1------------1---------1-------- ------т-----1----- 1111 *1111* 11 I Сиии-иии-ии-ии-ш-ш

: : ---- .....Г----Г----

..........ж....... 1------1-------1

.......

1 .....................

1 г +■

____ 1._______.....J.....1.____'_____

:::

---- --------1

*

1............................................. ..........._________\________ ......{_____\_____ ____ ---------^—

г----------------------------п----------------1------------1---------1--------1 г----------------------------п----------------1------------1---------1--------1 ------т-----(-----! ------т-----,-----1 III! [-----------------------------,-----------------1------------1 Г-----------------------------1-----------------1------------1 ---------г-------1------1-----Г----1----1 ---------г-------1------1-----Г----1----1

---- ! .....

г

ю-4

10"3

Ю-2

^-¿Ме, Иг

Рисунок 4.13 - Пример диагностического билогарифмического графика КВД-2 по скважине 9-Ыб Ракушечная

(глубина 1418,9 м) [25]

Y, мин

16

14

12

10

- глубина 1418,9 м ♦ глубина 1420,6 м ■ глубина 1421,2 м А глубина 1422,7 м х глубина 1423,5 м Ж глубина 1424,4 м • глубина 1425,2 м + глубина 1426,4 м

10

X,

м /сут*мин МПа

8

6

4

2

0

0

2

4

6

8

Рисунок 4.14 - Определение коэффициента продуктивности методом идентификации по результатам ГДК нефтенасыщенных отложений неокомского

надъяруса скважины 9-bis Ракушечная [25]

140

м /сутМПам 120

100

80

60

40

20

0 ^--------------------------

1393 1394 1395 1396 1397 1398 1399 1400 1401 1402 1403

Набс. отм, м

Рисунок 4.15 - Изменение удельного коэффициента продуктивности по разрезу нефтенасыщенных отложений неокомского

надъяруса скважины 9-Ыб Ракушечная [25]

П,

м /сутМПам 120

100 80 60 40 20 0

0 100 200 300 400 500 600 700 к/^ 800

мД/мПас

Рисунок 4.16 - Соотношение между удельным коэффициентом продуктивности (п) и подвижностью (к/^) нефтенасыщенных отложений неокомского надъяруса скважины 9-Ь1б Ракушечная

Коэффициент ранговой корреляции Спирмэна = 0,929 Коэффициент ранговой корреляции Кендэла = 0,857 А

А А А

А А

4 А

На основе обработки, комплексной интерпретации результатов исследований усовершенствованным методом стандартного ГДК-ОПК объект исследования характеризуется как нефтенасыщенный коллектор (заключение СК «Шлюмберже» и отдела анализа пластовых флюидов филиала «ВолгоградНИПИморнефть») с средними фильтрационными и продуктивными параметрами (таблица 4.6).

По результатам интерпретации комплекса геофизических исследований (заключение отдела интерпретации ГИС СК «Шлюмберже» в г. Астрахани) эффективная толщина и пористость нефтенасыщенных коллекторов неокомского надъяруса принимаются соответственно равными 7,7 м и 28,0 %.

В ходе проведения работ было выполнено восемь репрезентативных единичных (повторяющихся) измерений давлений на один геологический объект. Связь с пластом контролировалась отбором из него 2,7 - 9,8 см флюида (фильтрата бурового раствора) в течение 2 - 15 секунд. Последующая регистрация восстановления давления проводилась за период времени от 76,0 до 1024,2 секунд. Депрессии на пласт изменяются в диапазоне от 0,05 до 0,71 МПа или от 0,3 до 4,7 % от величины пластового давления соответственно на глубинах 1425,2 и 1418,9 м.

Значения коэффициента подвижности пластового флюида, определенного по КПД (таблица 4.6), изменяются в пределах от 6,1 до 708,2 мД/мПа-с (заключение СК «Шлюмберже»). Средняя величина составляет 310,3 мД/мПа-с. Теоретические кривые ректангулярного закона распределения коэффициента подвижности согласуются с наблюдаемыми статистическими, что подтверждается проверкой гипотезы по критерию Колмогорова - Смирнова (рисунок 4.10). Величина коэффициента вариации подвижности флюида - 68,0 % свидетельствует об однородности разреза нефтенасыщенных коллекторов неокомского надъяруса по фильтрационным свойствам.

Пластовое давление, определенное по конечным точкам КВД (таблица 4.5, рисунок 4.12), с увеличением глубины замера возрастает и составляет 15,21 МПа (на глубине 1418,9 м (а.о -1394,4 м)) и 15,25 МПа (на глубине 1426,4 м (а.о -

1402,0 м)) соответственно. Глубинный градиент пластового давления по разрезу нефтенасыщенного коллектора неокомского надъяруса составляет 1,07 МПа/100 м. Положение ВНК прогнозируется в пределах интервала 1426,5 -1427,5 м (а.о (-1402,1) - (-1403,1) м). Интервальный градиент пластового давления (0,67 МПа/100 м) подтверждает достоверность оценки характера насыщения объекта испытания как нефтенасыщенного.

Оценка продуктивных возможностей выделенных коллекторов пласта неокомского надъяруса выполнена для жидкости по КВД методом идентификации (рисунок 4.14). Анализ графиков свидетельствует, что все кривые восстановления давления в координатах метода идентификации хорошо описываются прямолинейной зависимостью. Это указывает на правомочность предлагаемого подхода к обработке замеров давлений в целях определения продуктивных характеристик испытанного методом ГДК нефтенасыщенного интервала неокомского надъяруса.

Сравнение статистических распределений значений удельного коэффициента продуктивности с теоретическим, выраженным нормальным законом, показывает хорошую сходимость (рисунок 4.11). Значения удельного коэффициента продуктивности, определенные по КВД, изменяются в пределах от 1,537 до 124,087 м /сут-МПа-м (таблица 4.6). Средняя величина составляет 45,3 м /сут-МПа-м. Коэффициент вариации, равный 82,6 %, указывает на однородность разреза нефтенасыщенных отложений неокомского надъяруса по удельной продуктивности.

Распределение удельного коэффициента продуктивности по разрезу исследуемого объекта показано на рисунке 4.15, из которого следует, что лучшими эксплуатационными характеристиками обладают коллектора в интервале глубин 1421,2 - 1424,4 м.

Наблюдается высокая корреляционная взаимосвязь между удельными коэффициентами продуктивности по КВД и подвижности пластового флюида по КПД (рисунок 4.16), что подтверждается величинами коэффициентов ранговой корреляции Спирмэна - 0,929 и Кендэла - 0,857.

Прогнозный коэффициент продуктивности в термобарических условиях нефтенасыщенного объекта неокома по результатам исследования методом ГДК определяется следующим образом. Умножается средняя удельная продуктивность (45,3 м /сут-МПа-м) на эффективную толщину нефтенасыщенного коллектора по ГИС (7,7 м), на отношение вязкостей фильтрата бурового раствора (0,58 мПас) и нефти в пластовых условиях (1,04 мПа с). Параметры нефти приняты по результатам PVT-анализа пластового продукта неокомских отложений скважины 9 Ракушечная.

В результате получается, что коэффициент продуктивности по нефти в пластовых условиях равняется 194,53 м /сут-МПа. Ожидаемый дебит нефти в нормальных условиях после приложения на пласт депрессии, равной 1,52 МПа (~10 % от начального пластового давления), будет оцениваться величиной 237,7 м /сут.

Достоверность выполненных определений подтверждается сравнительным анализом коэффициента продуктивности и дебита определенных методом экспресс-исследований и ГДИС в колонне. Погрешность определений не превышает 20%.

4.3 Результаты интерпретации данных нефтяного объекта в открытом стволе скважины разработанным методом специального ГДК

В качестве примера интерпретации данных методом специального ГДК автором предлагается исследование нефтяного объекта скважины 9-Ыб Ракушечная.

Таблица 4.7 - Основные данные по скважине 9-bis Ракушечная

Площадь Ракушечная

Стратиграфическое подразделение неокомский надъярус

Литология пласта-коллектора песчаник, алевролит

Пробуренный забой, м 1650,0

Интервал вскрытия неокомских отложений, м 1417,7 - 1468,0

Глубина проведения исследования, м 1420,6

Расстояние от стола ротора до уровня моря, м 24,3

Глубина моря, м 5,9

Фактический диаметр забоя по ГИС, мм 216,0

Проявление или поглощение при вскрытии объекта бурением повышенные газопоказания

Характеристики бурового раствора: 3 плотность, г/см рН вязкость условная, с статическое напряжение сдвига (СНС), дПа водоотдача, мг/30 мин 1,30 10,5 64 7/10

Суммарная продолжительность циркуляции бурового раствора в интервале исследования за период от вскрытия объекта бурением до его испытания, ч менее 120

Гидродинамический каротаж (ГДК) и отбор пластовых флюидов осуществлялся с помощью модульного испытателя пластов на кабеле (MDT) в комплектации с прижимным зондом СК «Шлюмберже». В таблице 4.8 приведены основные режимно-технологические характеристики гидродинамического исследования объекта скважины 9 bis Ракушечная на неустановившихся режимах фильтрации.

Таблица 4.8 - Режимно-технологические характеристики гидродинамического исследования объекта скважины 9-Ыб Ракушечная на неустановившихся режимах фильтрации

Дата испытания 29.04.2015

Глубина проведения исследования, м 1420,6

Гидростатическое давление раствора скважины (на глубине установки манометра), МПа 18,060

Окончание спуска модульного испытателя пластов на кабеле (МОТ). Выполнение первого цикла исследования (приток - регистрация КВД-1): продолжительность, ч изменение забойного давления, МПа 0,034 от 15,126 до 15,210

Проведение второго цикла исследования с регистрацией КПД (приток) и КВД-2: продолжительность, ч изменение забойного давления, МПа 0,049 от 15,210;15,143 до 15,210

Отработка скважины с замерами объемов притока и отбором пробы нефти с использованием прижимного зонда: продолжительность, ч изменение забойного давления, МПа объем отобранной жидкости, м3 1,128 от 15,210 до 15,151 0,06

Стоянка на притоке третьего цикла исследования: продолжительность, ч изменение забойного давления, МПа 0,153 от 15,151 до 15,154

Остановка насоса, регистрация КВД-3: продолжительность, ч изменение забойного давления, МПа 0,593 от 15,154 до 15,212

Продолжительность исследования, ч 1,957

Таблица 4.9 - Результаты гидродинамического каротажа исследуемой глубины скважины 9-Ыб Ракушечная

Глубина замера, м Гидростатическое давление до испытания, МПа Гидростатическое давление после испытания, МПа Пластовое давление, МПа Температура, 0С Суммарный объем отбора, 3 см Примечание

абсолютная измеренная

-1396,2 1420,6 18,060 18,040 15,210 68,3 60000,0 нормальный замер высокой достоверности

На рисунке 4.17 приведена диаграмма изменения забойного давления в процессе исследования скважины.

Рисунок 4.17 - График изменения давления в процессе исследования скважины 9-Ыб Ракушечная методом ГДК

(глубина 1420,6 м) [25]

Таблица 4.10 - Оценка насыщения и гидродинамических характеристик объекта

скважины 9-Ыб Ракушечная

П а р а м е т р ы Значение

Насыщение объекта нефтенасыщенный

Вид кривой изменения забойного давления КВД-3

Пластовое давление на глубине проведения исследования (по вертикали 1420,5 м), МПа 15,21

Глубинный градиент пластового давления, МПа/100 м 1,07

Коэффициент продуктивности, м /сут-МПа 5,9

Коэффициент гидропроводности пласта, мкм -см/мПа-с 442,3

Коэффициент подвижности пластовой нефти, мД/мПа-с 4020,7

Коэффициент проницаемости пласта, мД 4181,5

Коэффициент пьезопроводности пласта, см /с 78600

Обобщенный показатель 8-фактора (8') 334,5

Скин-фактор от несовершенства по степени вскрытия пласта (8РР) 38,7

Радиус влияния скважины, м 190

Влияние границ пласта и внешних условий влияние граничных условий

Потенциальный коэффициент продуктивности определен по КВД-3 методом идентификации (рисунок 4.18). Обработка КВД-3 выполнена методами диагностическим (рисунок 4.19) и суперпозиции (рисунок 4.20).

При расчете параметров пласта значения пористости, эффективной толщины приняты равными 28,0 % и 1,1 м по данным геофизических исследований открытого ствола (заключение СК «Шлюмберже»).

Значения вязкости, объемного коэффициента, коэффициента изотермической сжимаемости пластовой нефти взяты соответственно равными 1,04 мПа-с; 1,24; 14,70-10-4 1/МПа (заключение отдела анализа пластовых флюидов филиала «ВолгоградНИПИморнефть»).

X,

м3/сут-мин МПа

Рисунок 4.18 - Обработка КВД-3 скважины 9-Ыб Ракушечная

методом идентификации

, Ьг

Рисунок 4.19 - Диагностический билогарифмический график КВД-3 по скважине 9-Ыб Ракушечная

кИ/до: 4422.79 тОт.тРа.з 4020.72 т[ИтРа.5 И,-, = 4181.549 т[1 в' = 334.472 Б,,,, = 38.671 и1 = ЬРа

т = 1 .2 кРа^Сус1е

0 й в -11^—1-I-^

—е-

и

Э

10е 105 104 103 102 101 1

Рисунок 4.20 - График обработки КВД-3 скважины 9-Ыб Ракушечная методом суперпозиции

Гидродинамическое исследование объекта неокомского надъяруса при проведении методом специального ГДК технически успешное, информативное, завершенное.

Получена качественная диаграмма изменения давления по забойному MDT-датчику, объективно отражающая процесс гидродинамического исследования объекта экспресс-методом (рисунок 4.17) [25].

На основе обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований на неустановившихся режимах фильтрации и анализа проб ОПК получены следующие характеристики объекта. Объект характеризуется как нефтенасыщенный коллектор невысокой потенциальной продуктивности (5,9 м /сут-МПа по КВД-3, рисунок 4.18). Суммарный объем отобранной жидкости составляет 60000 см (таблица 4.19). Средний дебит притока жидкости перед закрытием скважины на регистрацию КВД-3 равняется 0,33 м3/сут при депрессии на пласт 0,06 МПа или 0,4 % от величины начального пластового давления [25].

Пластовое давление на глубине проведения ГДК (1420,5 м по вертикали) оценивается по преобразованному графику КВД-3 (рисунок 4.20) величиной 15,21 МПа (155,1 кгс/см ), глубинный градиент пластового давления равняется 1,07 МПа/100 м (1,09 кгс/см /10 м). Совпадение градиента пластового давления с результатами исследований разреза неокомских отложений методом ГДК свидетельствует о достоверности выполненных определений.

Температура, замеренная на глубине 1420,5 м по вертикали в конце регистрации КВД-3, равняется 70,7°С.

По графику КВД-3 и ее производной в билогарифмических координатах (рисунок 4.19) после окончания влияния дополнительного притока в ствол скважины и переходных процессов в соответствии с правилом «полтора логарифмцикла», выделяется участок с нулевым уклоном, соответствующий периоду плоско-радиальной фильтрации флюида к забою скважины. Продолжительность режима этого фильтрационного потока составляет 0,34 ч [25].

По данному участку КВД-3 в полулогарифмических координатах методом суперпозиции проведена оценка фильтрационных параметров пласта-резервуара, состояния призабойной зоны и величины начального пластового давления (рисунок 4.20, таблица 4.9) [25].

Спустя 0,34 часа после регистрации КВД-3 на ее диагностическом графике отмечается начало проявления граничных условий (рисунок 4.20) [25].

Объект исследования в удаленной зоне дренирования скважины с радиусом примерно 190 м характеризуется следующими значениями фильтрационных и коллекторских параметров: коэффициенты гидропроводности пласта -442,3 мкм -см/мПа-с, подвижности пластовой нефти - 4020,7 мД/мПа-с, проницаемости пласта - 4181,5 мД, пьезопроводности пласта - 78600 см /с [25].

Сравнение значения проницаемости пласта, полученного по данным гидродинамического исследования, с проницаемостью по керну с глубины 1420,2 м указывает на их относительную сходимость (соответственно 4181,5 и 4600,0 мД) [25].

Обобщенный показатель скин-фактора (Б'=+334,6) показывает наличие значительных дополнительных фильтрационных сопротивлений в исследуемой зоне пласта-коллектора, связанных, в первую очередь, с несовершенством по степени дренирования продуктивной толщи (Брр=+38,7). За пределами прижимного зонда, диаметр которого составляет ~0,05 м, располагается высокопроницаемый пропласток неокомских отложений общей толщиной 1,5 м [25].

Анализ усовершенствованных экспресс-методов, проведенных в работе, дает основание утверждать, что с помощью испытателей пластов на кабеле на этапе ГРР можно решить большинство задач, решаемых при ГДИС поисково-разведочных объектов, а именно: определение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора, оценка состояния призабойной зоны и диагностирование границ пласта и граничных условий в пределах зон толщи продуктивных отложений.

4.4 Результаты интерпретации замеров давлений в процессе бурения горизонтальной эксплуатационной скважины методами стандартного и

специального ГДК

В качестве примера интерпретации замеров давлений в процессе бурения горизонтальной эксплуатационной скважины методами стандартного и специального ГДК выбран пример обработки нефтяного объекта скважины 7 месторождения им. В. Филановского.

Таблица 4.11 - Основные данные по скважине 7 месторождения им. В. Филановского

Месторождение им. В. Филановского

Стратиграфическое подразделение неокомский надъярус

Литология пласта-коллектора песчаник, алевролит

Пробуренный забой, м 3359,0

Интервал вскрытия пачки К1пс1 нефтенасыщенного неокомского надъяруса, м 2169,5 - 2498,2

Глубина исследования, м 2315,9

Альтитуда стола ротора, м 36,5

Диаметр забоя по долоту, мм 241,3

Проявление или поглощение при вскрытии объекта бурением повышенные газопоказания

Характеристики бурового раствора: плотность, г/см3 рН вязкость условная, с статическое напряжение сдвига (СНС), дПа водоотдача, мг/30 мин 1,23 120 25/28 3,3

Суммарная продолжительность циркуляции бурового раствора в интервале исследования за период от вскрытия объекта бурением до его испытания, ч менее 120

Дополнительные сведения по техническому состоянию скважины: скважина горизонтальная.

Гидродинамический каротаж (ГДК) осуществлялся СК «Шлюмберже» 27.07.2016 с помощью экспресс-испытателя пластов в процессе бурения (БШеШоБсоре).

Таблица 4.12 - Показатели исследования скважины 7 месторождения им. В. Филановского на глубине 2315,9 м методом специального ГДК с компоновкой 81еШо8соре

Дата исследования Режим Продолжительность режима, с Забойное давление в конце режима, МПа Забойная температура, оС Депрессия, МПа Средний дебит жидкости в условиях притока, м3/сут

27.07.2016 I цикл 15,0 14,152 78,42 1,11 0,09

статика 50,1 15,300 78,39 - 0

II цикл 7,6 14,207 78,40 1,06 0,09

статика 179,0 15,231 78,27 - 0

Рисунок 4.21 - Пример графика изменения давления в процессе исследования скважины 7 месторождения им. В. Филановского методом специального ГДК

(глубина 2315,9 м)

Таблица 4.13 - Оценка насыщения и гидродинамических характеристик объекта скважины 7 месторождения им. В. Филановского

П а р а м е т р ы Значение

Насыщение объекта нефтенасыщенный

Вид кривой изменения забойного давления КВД-2

Пластовое давление на глубине интервала исследования (по вертикали 1413,0 м), МПа 15,26

Глубинный градиент пластового давления, МПа/100 м 1,08

Коэффициент продуктивности, м /сут-МПа 0,084

Коэффициент гидропроводности пласта, мкм -см/мПа-с 3,1

Коэффициент подвижности пластовой нефти, мД/мПа-с 3110,5

Коэффициент проницаемости пласта по нефти, мД 1676,6

Коэффициент пьезопроводности пласта, см /с 65800

Обобщенный показатель S-фактора (8') +136,1

Влияние границ пласта и внешних условий проявление зональной неоднородности

Примечание: потенциальный коэффициент продуктивности определен по КВД-2 методом идентификации (рисунок 4.22). Идентификация режимов фильтрационного потока к горизонтальному стволу скважины выполнена по КВД-2 диагностическим методом (рисунок 4.23). Фильтрационные и коллекторские свойства исследуемой зоны пласта определены методом суперпозиции для периода вертикального плоско-радиального фильтрационного потока по пласту в целом (рисунок 4.24).

При расчете параметров значения пористости и эффективной толщины пласта приняты по данным ГИС открытого ствола соответственно равными 23,0 % и 0,014 м (заключение отдела промысловой геофизики филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде).

Значения вязкости, объемного коэффициента, коэффициента изотермической сжимаемости нефти взяты соответственно равными 0,54 мПа-с;

1,35; 16,20-10-4 1/МПа (заключение отдела анализа пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть» в г. Волгограде).

4,0 У, мин

3,0

2,0

1,0

0,0

0,0

П= 0,084 м3/сутМПа

0,1

0,2

0,3

0,4

X,

м3/сут-мин МПа

Рисунок 4.22 им. В

- Обработка КВД-2 скважины 7 месторождения . Филановского методом идентификации

: , hr

Рисунок 4.23 - Диагностический билогарифмический график КВД-2 по скважине 7 месторождения им. В. Филановского

ИI 4.11 ml m I ml'.I.'.

I>, л I.. 3110.50 ml' mi l. ht, = 1676.580 niD s= 136.128 m - 7.01 h Pa/Cycle

103

102

101

Рисунок 4.24 - График обработки КВД-2 скважины 7 месторождения им. В. Филановского методом суперпозиции (плоско-радиальная фильтрация по пласту)

Гидродинамическое исследование объекта неокомского надъяруса (пачка К1пс1) при проведении стандартного и специального ГДК методом восстановления давления технически успешное, информативное, завершенное.

Получена качественная диаграмма изменения давления по забойному МОТ-датчику, объективно отражающая процесс гидродинамического исследования объекта экспресс-методом с информативной кривой восстановления давления (КВД-2, рисунок 4.21).

На основе обработки и интерпретации результатов гидродинамических исследований получены следующие характеристики объекта. Объект характеризуется как нефтенасыщенный коллектор низкой потенциальной продуктивности - 0,084 м /сут-МПа (рисунок 4.22). Суммарный объем отобранной жидкости составляет 26,0 см . Средний дебит притока жидкости перед закрытием скважины на регистрацию КВД-2 равняется 0,09 м /сут при депрессии на пласт 1,06 МПа или 6,9 % от величины начального пластового давления.

Пластовое давление на глубине испытания (1413,0 м по вертикали), определенное по конечному участку графика КВД-2 согласно РД-39-100-91, оценивается величиной 15,26 МПа (155,6 кгс/см), глубинный градиент пластового давления равняется 1,08 МПа/100 м (1,10 кгс/см /10 м). Совпадение градиента пластового давления с результатами исследований разреза неокомских нефтенасыщенных отложений пачки К1пс1 методом ГДК свидетельствует о достоверности выполненных определений.

Температура, замеренная на глубине 1413,0 м по вертикали в начале и конце регистрации КВД-2, равняется 78,4 и 78,3°С соответственно.

На диагностическом билогарифмическом графике КВД-2 и ее производной (рисунок 4.23) после окончания влияния «послеприточного» эффекта (~ 0,001 ч) появляется прямолинейный участок с нулевым углом уклона. Он характеризует плоско-радиальную фильтрацию по исследуемому интервалу продуктивной части пласта, вскрытому горизонтальным стволом. Продолжительность периода плоско-

радиального фильтрационного потока в вертикальной плоскости составляет около 0,01 часа и ограничивается началом проявления неоднородности пласта.

Гидродинамические параметры исследуемой продуктивной части пласта неокомского надъяруса, степень «повреждения» призабойной зоны определены по выделенному прямолинейному отрезку КВД методом суперпозиции (рисунок 4.24) и приведены в таблице 4.13.

Коэффициенты гидропроводности, подвижности, проницаемости и пьезопроводности пласта равняются соответственно 3,1 мкм -см/мПа-с; 3110,5 мД/мПа-с; 1676,6 мД и 65800 см2/с.

Положительная величина обобщенного скин-фактора (плюс +136,1) свидетельствует о наличии значительных дополнительных фильтрационных сопротивлений в околоствольной зоне горизонтального ствола, связанных с изменением фильтрационных свойств и несовершенством по степени вскрытия, на преодоление которых расходуется 1,0 МПа (94,3 %) общего перепада давления.

Анализ усовершенствованных экспресс-методов, проведенных в работе, дает основание утверждать, что с помощью испытателей пластов на кабеле на этапе ГРР можно решить большинство задач, решаемых при ГДИС поисково-разведочных объектов, а именно: определение фильтрационно-емкостных свойств пласта-коллектора, оценка состояния призабойной зоны и диагностирование границ пласта и граничных условий в пределах зон толщи продуктивных отложений.

109

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На сегодняшний день известные способы решения рассматриваемых проблем не позволяют определить коэффициенты продуктивности и установить промышленную значимость исследуемых объектов в режиме реального времени, что существенно затягивает процесс принятия важных решений направленных на перспективность промышленного освоения геологических объектов.

Автором усовершенствованы методические подходы к проведению исследований и интерпретации данных ГДК в открытом стволе путем разработки рационального комплекса исследований, позволяющих в процессе бурения скважин и сразу после него решать с достаточной эффективностью и информативностью гидродинамические задачи по выявлению продуктивных коллекторов в исследуемом разрезе, определений характера их насыщения и промышленной значимости.

Исследованиями автора показана высокая эффективность (погрешность определений по сравнению с существующими методами не превышает 16%) методов ГДК-ОПК при разведки залежей углеводородного сырья Ракушечного вала на скважинах 2, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 9-Ыб, 11 Ракушечные, что значительно повысило оперативность, достоверность и качество геолого-физической информации.

С помощью модульного испытателя пластов в стандартной конфигурации с прижимным зондом соискателем были проведены замеры пластового давления и температуры по всем объектам, а также выполнены профилирование пластового давления, определены границы раздела флюидов и оценена насыщенность коллекторов по градиентам пластового давления. Затем насыщенность была подтверждена анализом флюида в режиме реального времени и отбором глубинных проб. Последующим РУТ-анализом определяются параметры пластового продукта, необходимые для подсчета запасов и составления проектов разработки (плотность, объемный коэффициент, вязкость и т.д.) Также были проведены оценки коэффициентов подвижности и продуктивности исследуемых интервалов по КПД-КВД.

Использование двухпакерной компоновки пластоиспытателя на кабеле позволило провести отбор флюидов при незначительных перепадах давления и контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида с помощью оптических анализаторов. Также в этой компоновке были проведены интервальные испытания пластов, которые позволили автору оценить проницаемость и гидропроводность целевых объектов.

Используя данные, полученные при помощи ГДК, ОПК, а также комплекса ГИС и анализа свойств пластовых флюидов, можно оценивать значения коэффициентов продуктивности объектов в целом.

Последующие гидродинамические исследования в колонне методами пробных откачек и КВД-КПД, отбор глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов подтвердили наличие в отложениях альбского, аптского ярусов и неокомского надъяруса промышленно значимых запасов нефти и газа.

Особо стоит отметить, что для прогнозирования проницаемости и продуктивности пластов при помощи интервальных исследований на кабеле необходимо проводить несколько испытаний в одном объекте в зависимости от геологической неоднородности и мощности пластов. Также желательно иметь комплекс ядерно-магнитного каротажа (ЯМК) для калибровки параметров, полученных при интервальном опробовании на кабеле, и распространения этих параметров на интервалы, не охваченные ГДК, ОПК.

Анализ работ, проведенных в работе, дает основание утверждать, что с помощью испытателей пластов на кабеле можно решить большинство задач, решаемых при ГДИС поисково-разведочных объектов.

Проведенный автором сравнительный анализ результатов гидродинамических исследований и данных кернового материала позволяет рекомендовать вышеизложенный подход к испытанию в открытом стволе методом ГДК-ОПК на поисково-оценочных объектах шельфа Каспийского моря.

ВЫВОДЫ

Выполненное в настоящей работе совершенствование оперативных методов выявления продуктивных коллекторов при исследованиях поисково-оценочных и разведочных скважин позволяет сделать следующие выводы.

1. С помощью предложенной методики проведения и интерпретации гидродинамического каротажа модульным испытателем пластов соискателем было успешно выполнено профилирование пластового давления по ряду скважин, определены границы раздела флюидов и оценена насыщенность коллекторов по интервальным градиентам пластового давления, которые получены при обработке расчетного пластового давления и температуры по всем объектам.

2. Предложена методика проведения и интерпретации гидродинамических исследований скважин в открытом стволе методом стандартного ГДК в режиме реального времени, включающая:

- оценку наличия коллектора и характера его насыщения;

- определение пластового давления;

- диагностику положения контактов (ГНК, ГВК, ВНК);

- оценку продуктивности и промышленной значимости объектов исследования.

3. Автором проведен анализ возможностей современных МОТ компоновок и подтверждено, что использование двухпакерной компоновки пластоиспытателя на кабеле позволяет проводить отбор флюидов при незначительных перепадах давления и контролировать в режиме реального времени качество отбираемого флюида с помощью оптических анализаторов, что существенно влияет на качество проб.

4. Предложена методика проведения и интерпретации гидродинамических исследований скважин в открытом стволе методом специального ГДК в режиме реального времени, включающая:

- уточнение пластового давления;

- оценку продуктивности в каждой точке замера и по исследованному пласту

в целом;

- определение фильтрационных и коллекторских параметров пласта-резервуара;

- оценку состояния призабойной зоны пласта;

- диагностирование внешних границ пласта и граничных условий.

5. Анализируя графические зависимости подвижности и коэффициента продуктивности, автором сделаны выводы, что в большинстве случаев (~ 85-90%) наблюдается высокая корреляционная взаимосвязь между удельными коэффициентами продуктивности по КВД и подвижности пластового флюида по КПД

Результаты выполненных автором исследований позволяют утверждать, что с помощью испытателей пластов на кабеле и использовании предложенных методических подходов можно оперативно решить задачи поиска и разведки месторождений на стадии бурения скважин.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Акрам Х. «Обзор гидродинамических исследований скважин в открытом и обсаженном стволе модульным испытателем пластов на кабеле МОТ/СНОТ»/ Х. Акрам, В. Ашуров. М., Нефтегазовое обозрение, 2005, с.30-45.

2. Алиев З.С. Руководство по проектированию разработки газовых газонефтяных месторождений / З.С. Алиев, В.В. Бондаренко. - Пермь.: Печорское время, 2002. - 894 с.

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

4. Аметов И.А. О построении модели пласта по результатам гидродинамических исследований / И.А. Аметов., М.М. Ализаде // Азерб. нефт. хоз-во. - 1975.- № 8. - С. 45-48.

5. Аршанов Ф.Г. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири / Ф.Г. Аршанов, Г.Г. Вахитов, В.С. Евченко и др. М., Недра, 1979.-333 с.

6. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. - М.: РГГУ, 1999. - 285 с.

7. Баренблатт Г.И. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И.Баренблатт, Ю.П. Желтов, И.Н.Кочина // Прикладная математика и механика. - 1960. - т. 24. -№. 5. -.С. 852-864.

8. Басниев К.С. Подземная гидравлика: Учеб. для вузов / К.С. Басниев., А.М. Власов, И.Н. Кочина., В.М. Максимов. - М.: Недра, 1986. - 303 с.

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

10. Бан А. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др.- М.: Гостоптехиздат, 1962. -275 с.

11. Баренблатт Г.И. Об основных уравнениях фильтрации однородной жидкости в трещиноватых породах / Г.И.Баренблатт, Ю.П.Желтов //«Докл. АН СССР - 1960 - т.132 -. №3 -. С. 545-548.

12. Баренблатт Г.И. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах / Г.И.Баренблатт, Ю.П. Желтов, И.Н.Кочина // Прикладная математика и механика. - 1960. - т. 24. -№. 5. -.С. 852-864.

13. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Тр. ВНИИ. - М.,1959 - Вып.19. - с. 115-133.

14. Борисов Ю.П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных месторождений / Ю.П,Борисов, В.В.Воинов, З.К.Рябинин. - М.: Недра, 1970. - 288 с.

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

16. Вадецкий Ю.В. Испытание трещинных коллекторов в процессе бурения / Ю.В.Вадецкий, К.М.Обморышев, Б.И.Окунь. - М.: Недра, 1976. - 157с.

17. Валиуллина Н.В. Методика диагностики продуктивных пластов нижнего мела Ракушечного вала по данным ГИС, ГДИС, ГДК, керна и PVT-анализа пластовых флюидов для оценки запасов промышленной категории / Н.В. Валиуллина, П. Вейнхебер, Д.А. Данилова, С.В. Делия, Е.А. Калинина, В.С. Левченко, К.Г. Каган, А.Ю. Самойленко, Н.М. Свихнушин, М.В. Ракитин.

18. Давлетшин А.А. Исследование особенностей фильтрации жидкости в карбонатных коллекторах / А.А.Давлетшин, Г.Г.Куштанова, А.И.Марков и др. //Нефтяное хозяйство. - 1998. - №7. - С. 30-32.

19. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. - М.: Недра,1966. - 198 с.

20. Желтов Ю.П. О восстановлении забойного давления при различной проницаемости плата в призабойной зоне и в дали от скважины. //Тр. Института нефти АН СССР. - 1958. - т.11 - С. 184 - 192.

21. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефте-

газоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - 628 с.

22. Зотов Г.А Газогидродинамические методы исследования газовых скважин / Г.А.Зотов, С.М.Тверковкин. - М.: Недра,1970. - 191 с.

23. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. РД 39-3-593-81. - М.: ВНИИ,1982. - 180с.

24. Исследование малодебитных скважин в России/ Х. Акрам, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников и др.//Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже. - 1999. -Весна. - т.4. - №1. - С. 4-13.

25. Каган К.Г. Оценка характера насыщения, промышленной значимости и фильтрационных параметров геологических объектов по данным ГДК исследований на примере разреза разведочной скважины 9Р / Каган К.Г., Левченко В.С., Валиуллина Н.В. // Neftegaz.RU. - 2016. - №5-6. - С.80-84.

26. Каган К.Г. Научно-методическое сопровождение исследования терригенного объекта скважины 2 Д методом ГДК-ОПК / Каган К.Г., Самойленко А.Ю., Польская Н.Н., Чухнин Д.А. // Вестник буровых подрядчиков. - 2016. - №2. - С. 32-36.

27. Каган К.Г. Экспресс-оценка характера насыщения и промышленной значимости геологических объектов разреза поисково-оценочных скважин по данным ГДК замеров / Каган К.Г., Левченко В.С. // Материалы науч. конф. «НТР-2013». Москва, 2013. - С. 13-16.

28. Каган К.Г. Сопровождение разработки сложнопостроенных пластов Южно-Хыльчуюского месторождения методом парного гидропрослушивания / Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча // Тр. международной науно-технической конференции компании «СИАМ». 13-15 мая 2015. - Томск, 2015. - С. 10-16

29. Каган К.Г. Диагностика продуктивных пластов по данным МОТ-исследований для оценки промышленной значимости объектов / Каган К.Г., Левченко В.С., Валиуллина Н.В. // Материалы науч.-техн. конф. «Оеоре1хо1-2016». Закопане - Краков, 2016. - С. 361-369.

30. Каган К.Г. Диагностика продуктивных пластов в эксплуатационной горизонтальной скважине по данным гидродинамического каротажа процессе бурения // Материалы научн.-техн. конф. «Horizontal Wells 2017». Казань, 2017. - С. 115-120

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

32. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основании детерминированных моментов давления. //Сб. тр. ВНИИ. -М.,1980. - Вып. 73. - С. 16 - 18.

33. Капцанов Б.С. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов / Б.С.Капцанов, В.Б.Фогельсон. //Азерб. нефт. хозяйство. - 1987. - №7. - С. 44 - 47.

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

35. Коротаев Ю.П. К методике проведения и обработки результатов исследования газовых скважин при установившемся режиме фильтрации. /Труды ВНИИгаза. - М.,1959. - вып. 5/13. - С. 84-111.

36. Кульпин Л.Г. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов / Л.Г. Кульпин, Ю.А. Мясников. - М.: Недра, 1974. - 204 с.

37. Кульпин Л.Г. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / Л.Г.Кульпин, Г.В.Бочаров. //Нефтяное хозяйство. - 2001. - №10 - С. 60-62

38. Левченко И.Ю. Совершенствование гидродинамических методов исследования сложно построенных карбонатных коллекторов. Автореферат диссертации., Москва, май, 2004 г. - М.: Институт нефти и газа РАН, -с. 11-22.

39. Левченко В.С. Оценка энергетического состояния залежи неокомских отложений по результатам гидродинамических исследований эксплуатационных скважин в процессе разработки месторождения им. Ю.

Корчагина / Левченко В.С., Валиуллина Н.В., Воронцова И.В., Михальков

A.П., Протасова С.А., Федорчук М.Ю., Каган К.Г., Сеньков А.А. // Принципы и методы изучения нефтегазовых месторождений: Сб. ст. филиала ОАО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ВолгоградНИПИморнефть». -Волгоград, 2015. - Вып.73. - С. 68-73.

40. Левченко В.С. Сопровождение разработки сложнопостроенных пластов Южно-Хыльчуюского месторождения методом парного гидропрослушивания / Левченко В.С., Валиуллина Н.В., Каган К.Г. -Нефтяное хозяйство - №3, 2014 - С. 36-38.

41. Левченко В.С., Каган К.Г. Экспресс-оценка характера насыщения и промышленной значимости геологических объектов разреза поисково-оценочных скважин по данным ГДК замеров // Материалы науч.-техн. конф. <^еоре1хо1-2014». Закопане - Краков, 2014. - С. 147-154.

42. Левченко И.Ю. Об особенностях применения производных давления для анализа КВД: Труды науч. -техн. конф. «^еоре1:го1-2000»., Закопане, 25-28 сент.2000. / Нефтегазовый горный институт. - Краков, 2000. - С. 553-557.

43. Лейбензон Л.С. Подземная гидрогазодинамика. Собрание трудов - М., АН СССР - 1953. - Т.2 - 537 с.

44. Лиховол Г.Д. Определение коэффициентов продуктивности методом идентификации //Нефтяное хозяйство. - 1990. - №2 - С. 42-46.

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

46. Лысенко В.Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений /

B.Д.Лысенко, В.И.Грайфер. - М.: Недра, 2001. - 426 с.

47. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде. - М.: Гостоптехиздат, 1949. - 627с.

48. Медведский Р.И Об изменении давления в остановленной скважине пористо-трещинноватого коллектора / НТС по добыче нефти. М.: Недра,1967. - Вып.34 - С.138 - 143

49. Мирзаджанзаде А.Х. Математическая теория эксперимента в добыче нефти

и газа / А.Х.Мирзаджанзаде, Г.С.Степанова. - М.: Недра, 1977. - 228 с.

50. Мирзаджанзаде А.Х. Динамические процессы в нефтедобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз / А.Х.Мирзаджанзаде, А.Х.Шахвердиев. - М.: Наука, 1997. - 254с.

51. Перепеличенко В.Ф. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины /В.Ф. Перепеличенко, Ф.Р. Билалов, М.И. Еникеева и др. - М.: Недра, 1994. - 365 с.

52. Пирсон С. Дж. Справочник по интерпретации данных каротажа. - М.: Недра, 1966. - 414 с.

53. Рахимкулов И.Ф. К определению параметров неоднородных пластов по кривым восстановления давления // Тр. УфНИИ. - 1965. - Вып.14. - с.363 -383

54. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. -М.: Минэнерго России, 2002. - 76 с.

55. РД 153-39.0-110-01. Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: Минэнерго России, 2002. - 60 с.

56. РД 153-39.0-047-00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. - М.: Минтопэнерго России, 2000. - 130 с.

57. Руководство по исследованию скважин. /А.И. Гриценко, З.С. Алиев и др. -М.: Наука, 1995. - 523 с.

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

59. Хисамо Р.С. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С.Хисамов, Э.И.Сулейманов, Р.Г.Фархуллин и др. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. - 226 с.

60. Чарный И.А. Определение некоторых параметров пластов при помощи кривых восстановления забойного давления. // Нефтяное хозяйство. - 1955.

- №3. - С. 40-48.

61. Чарный И.А. Подземная гидрогазомеханика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. -369 с.

62. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. - Киев, 1961. -286 с.

63. Чернов Б.С. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / Б.С.Чернов, М.Н.Базлов, А.И.Жуков - М.: Гостоптехиздат, 1960. - 319 с.

64. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. - 304 с.

65. Шагиев Р.Г. Значение скин-фактора при выборе скважин для обработок / Р.Г.Шагиев, Р.Р. Шагиев // Нефтяное хозяйство - 2002. - №5. - С.108-109.

66. Щелкачев В.Н. Разработка нефтегазоносных пластов при упругом режиме.

- М.: Гостоптехиздат, 1959. - 468с.

67. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации / ГАГН им. И.М.Губкина. - М.: Нефть и газ, 1995. - Ч.1 - 2:

68. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н.Щелкачев, Б.Б.Лапук -Ижевск, 2001. - 736с.

69. Щуров В.И. Влияние перфорации на приток жидкости из пласта в скважину. // Тр. Совещ. по развитию науч -исслед. работ в области вторичных методов добычи нефти. - Изд. АН Азерб. ССР,1953. - С. 144149.

70. Яковлев В.П. Гидродинамический анализ недр. - М.: ОНТИ, 1936. - 158 с.

71. Ambasta A.K., Ramey H.J., Effects of a thin skin at the front on composite reservoir well test // JCPT. - 1990. - Vol. 29, №2. - P.98-104.

72. Ambasta A.K., Ramey H.J., Well-test analysis for a well in a finite, circular reservoir //JCPT. - 1993. - Vol. 32, №6. - P.34-38.

73. Agarwal, R.G., Al-Hussainy, R. and Ramey, H.J., An investigation of wellbore storage and skin effects in unsteady liquid flow, I. Analytical treatment. // Soc. Pet. Eng. J. - 1970. - September. - P.279-290.

74. Bourdet D., Alagoa A. New Method Enhances Well Test Interpretation // World Oil. - 1984. - Vol. 199, №4. - P.37-44.

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

76. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. -Amsterdam, 2002. -.426p.

77. Bourdarot G. Well testing: interpretation methods. - Paris, 1998. -.337p.

78. Bourdarot G. Éssais de puits: méthodes d'interprétatior. Paris, 1996. - .350p.

79. Brons F. and Marting V.E. The Effect of Restricted Fluid Entry on Well Productivity. // J P T. - 1961. - February. - P. 172-174.

80. Daviau F. Interpretation des essais de puits. - Paris, 1986. -.173p.

81. Horne D.R. Modern well test analysis. A computer- aided approach. Second Edition. Petroway, inc. Polo Alto. - California, 1995. -.257p.

82. Horner D.R. Pressure Buildup in Wells // Third World Petroleum Congress, The Hague Proccedings. - 1951. - Vol. 11, №9. - P. 503-521.

83. Hurst W. Establishment of the Skin Effect and Impediment to Fluid Flow into a Well Bore. // The Petroleum Engineer. - 1953. - Vol. XXV, №11. - P. B6-B16.

84. Ganesh C. Integrated waterflood asset management. Penn W. Pub. Com., 1998. -402p.

85. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation from bottom-hole pressure Build-up characteristics. // JPT. - 1950. - Vol. 2, No.4. - P. 91-104.

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

87. Ramey H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. - 1992. - June. P. 650-659.

88. Sabet M.A. Well test analysis. Gulf Publishing Company. 1991. - 460p.