автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Газогидродинамические методы исследования скважин на поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений

На правах рукописи

ГУРЛЕНОВ ЕВГЕНИЙ МИХАЙЛОВИЧ

УДК 622.279.5.001.42

ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Специальность: 05.15.06- Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва -1998

Работа выполнена во Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ) и филиале ВНИИГАЗа "Севернипигаз"

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Тер-Саркисов P.M. Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

Бузинов С.Н. - доктор технических наук, профессор Алиев З.С.

Ведущее предприятие - предприятие "Севергазпром"

Защита диссертации состоится 99й г. в часов

на заседании диссертационного совета Д 070.01.01 по защите диссертаций на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВНИИГАЗ).

Адрес: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развил-

ка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в^ибдиотыет ВНИИГАЗа. Автореферат разослан "v3 'К-ДсЯ^Д^ 99 <уг.

Ученый секретарь диссертационного совета, д.г.-м.н.

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторо-кдение (НГКМ) среди крупных месторождений отрасли одним из первых зступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся своими особенностями и в первую очередь истощением естественной энергии пласта зследствие снижения пластового давления.

Известные газогидродинамические методы контроля за добывными зозможностями скважин в этих условиях по целому ряду причин оказались «приемлемыми из-за увеличившегося времени стабилизации параметров и 1ульсирующего характера работы скважин. Вместе с тем развертывание на Вуктыльском НГКМ опытно-промышленных работ по доизвлечению вы-тавшего в пласте конденсата начиная с 1983 г. потребовало существенного увеличения объема информации о параметрах пласта и продуктивности жважин для объективной оценки испытываемых технологий.

Таким образом, совершенствование газогидродинамических методов «следования скважин с учетом особенностей поздней стадии разработки -азоконденсатных месторождений является актуальной проблемой.

Цепь работы.

1. На основании накопленных автором результатов теоретических, жспериментальных и промысловых исследований разработать, испытать и «пользовать на практике газогидродинамические методы контроля продуктивной характеристики газоконденсатных скважин, учитывающие осо-зенности поздней стадии разработки месторождений.

2. Изучить динамику продуктивной характеристики скважин с учетом эсновных процессов, происходящих в прискважинных зонах: внедрения 1ластовой воды и других жидких флюидов. Найти критерий, позволяющий 1рогнозировать обводнение скважин.

3. Разработать и адаптировать к условиям конкретных месторождений математическую модель для изучения основных факторов, влияющих на товедение продуктивной характеристики скважин.

Основные задачи исследований.

1. Изучить возможности определения продуктивной характеристики жважин (величин коэффициентов фильтрационных сопротивлений в урав-«нии притока) путем исследования на кратковременных неустановив-иихся режимах, а также с помощью записи кривых восстановления давле-адй (КВД) после остановки и кривых стабилизации давлений и дебитов КСД) после пуска скважин в работу.

2. Изучить взаимосвязь между коэффициентами фильтрационных составлений и разработать на этой основе критерий прогнозирования во-юпроявлений.

3. Разработать методику исследования газлифтных скважин для уста-ювления оптимального режима эксплуатации.

з

4. Разработать математическую модель и выполнить моделирование динамики продуктивности газоконденсатных скважин с учетом основных влияющих факторов.

5. Провести промысловое испытание и подтверждение практической значимости результатов решения вышеперечисленных задач.

Научная новизна.

1. Разработаны и испытаны новые ускоренные способы газогидродинамических исследований, защищенные авторскими свидетельствами:

— Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по исследованиям на кратковременных неустановившихся режимах;

— Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима, КВД и КСД;

— Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима и КВД.

2. Разработан и испытан экспресс-метод и технология исследования газлифтных скважин для установления оптимального режима эксплуатации.

3. Выполнен детальный анализ динамики продуктивной характеристики скважин Вуктыльского НГКМ, изучена взаимосвязь между коэффициентами фильтрационных сопротивлений, и на этой основе разработаь критерий прогнозирования обводнения скважин с оценкой его вида.

4. Разработана и адаптирована к конкретным месторождениям математическая модель, позволяющая изучать динамику продуктивности газоконденсатных скважин с учетом основных влияющих факторов:

— выпадения конденсата в прискважинных зонах с различными кол-лекторскими свойствами;

— неоднородности коллекторов;

— внедрения законтурных вод;

— избирательного поступления нефти в газоконденсатный пласт и: нефтяной оторочки.

Предложены направления и задачи дальнейших исследований.

Методы исследований. Поставленные в работе задачи решались пу тем промыслово-экспериментальных исследований с использованием ком плексной высокоточной аппаратуры газодинамического каротажа, анали тическими методами и методами численного моделирования.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

1. Разработанные ускоренные способы определения продуктивной ха рактеристики газоконденсатных скважин и экспресс-метод исследовани) газлифтных скважин широко используются в практике промысловых ра бот на месторождениях Тимано-Печорской провинции.

2. Предложенный критерий прогнозирования водопроявлений исполь зуется при проектировании и анализе разработки Вуктыльского НГКМ ] установлении технологического режима работы скважин.

3. Результаты численного моделирования динамики продуктивности скважин используются при проектировании и анализе разработки Запад-но-Соплесского и Печоро-Кожвинского месторождений.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы неоднократно обсуждались на научно-технических советах предприятия "Севергазпром", на отраслевых и Всероссийских научно-практических конференциях (г. Ухта, 1990 г.; г. Краснодар, 1990 г.; г. Вуктыл, 1993 г.).

По содержанию диссертации опубликовано 12 работ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа содержит 113 страниц машинописного текста, включая 28 рисунков, 11 таблиц. Список литературы включает 54 наименования.

Диссертация выполнена во ВНИИГАЗе и в филиале ВНИИГАЗа "Севернипигаз".

Автор выражает искреннюю признательность научному руководителю P.M. Тер-Саркисову; сотрудникам ВНИИГАЗа В.А. Николаеву и H.A. Гу-жову, сотрудникам "Севернипигаза" A.B. Назарову, Г.В. Петрову, М.А. Гильфанову за большую помощь в организации исследований и обсуждении результатов.

Автор глубоко чтит память о Геннадии Васильевиче Рассохине, высоко ценит его значительный личный вклад в развитие экспериментальных и аналитических исследований, проводимых в Севернипигазе.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении отмечено, что рациональная разработка месторождений полностью зависит от качества и необходимого объема информации о продуктивных пластах и пластовых флюидах. Ведущее место среди способов получения этой информации принадлежит газогидродинамическим методам исследования, по результатам которых определяются и прогнозируются добывные возможности скважин и месторождений в целом. Развитие и совершенствование этих методов является одним из основных путей повышения надежности проектируемых уровней отборов газа и жидких углеводородов из залежей и оптимизации их добычи по мере истощения пластовой энергии с целью рационального пользования недрами.

В первой главе дан краткий обзор газогидродинамических методов исследования скважин на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Анализ опубликованных работ показал, что практически всеми авторами признается правомерность описания продуктивной характеристики газоконденсатных скважин двучленной формулой притока Р2™ - Р2з = aQ+fiQ2, обоснованной в трудах И.А. Парного, Е.М. Минского, С.Н. Бузинова, Г.Ф. Требина и других. В то же время дискуссионными являются вопросы о структуре коэффициентов фильтрационных сопротивлений а и А и влиянии различных факторов на форму индикаторных кривых, которая определяется величинами этих коэффициентов.

На поздней стадии разработки месторождений исследование скважин на стационарных режимах становится проблематичным. Низкие пластовые давления не позволяют устанавливать необходимый диапазон дебитов при исследовании на режимах. Поступление жидкой фазы (вода, выпавший конденсат) в прискважинные зоны приводит к пульсирующему характеру работы скважин и длительной стабилизации параметров. Применение газ-лифтной эксплуатации для удаления жидкости с забоя еще более усложняет проведение исследований.

В тоже время известные ускоренные методы исследований (изохронный, ускоренно-изохронный, экспресс-метод, метод монотонно-ступенчатого изменения дебитов), как показала практика работ на Вук-тыльском НГКМ, страдают одним общим недостатком — большой и бессистемной погрешностью получаемых результатов.

Часть емкостных и фильтрационных параметров пласта (проводимость, пьезопроводность, объем дренируемой зоны и др.) определяются по результатам исследования скважин на нестационарных режимам фильтрации. Такие режимы включают в себя использование процессоЕ восстановления забойного давления (запись КВД) после остановки скважины или стабилизации давления и дебита после пуска в работу (запись КСД). Широкое использование КВД для определения параметров прис-кважинных и удаленных зон пласта было положено работами И.А. Парного, С.Н. Бузинова, И.Д. Умрихина, Г.И. Баренблатта, Ю.П. Коротаева Г.А. Зотова, К.С. Басниева и др. Использование КСД для определения па раметров пласта было теоретически обосновано в работах В.Н. Щелкаче ва, Ю.П. Коротаева, Г.А. Зотова и других.

Несмотря на большую информативность результатов, получаемых пс записи КВД и КСД, основной их недостаток — невозможность определе ния коэффициентов фильтрационных сопротивлений в уравнении притока Кроме того метод записи КСД не нашел своего широкого применения i промысловой практике контроля за разработкой из-за низкой воспроизво димости получаемых результатов.

На наш взгляд, это обусловлено прежде всего техническим несовер шенством применяемых до настоящего времени приборов и аппаратурь для исследования скважин. Быстрый темп изменения давлений в высокоде битных скважинах или, наоборот, длительное время стабилизации в низ кодебитных (при записи КВД и КСД) требуют принципиально иных аппа ратурных средств, позволяющих регистрировать такие процессы с высоко! разрешающей способностью как по времени, так и по приращению изме ряемого параметра.

На Вуктыльском НГКМ с началом крупномасштабных опытно промышленных работ по повышению углеводородоотдачи пласт (реализация проектов "Конденсат - 1"Конденсат - 2" и "Конденсат - 3 под общим научным руководством P.M. Тер-Саркисова) положение де. принципиально изменилось. Реализованные организационно - технически мероприятия позволили сконцентрировать усилия специалистов разлт

б

ных организаций и в короткий срок успешно развить разработку, изготовление и испытание новых современных видов дистанционной глубинной аппаратуры газодинамического каротажа (ГДК):

— аппаратуры второго поколения с последовательной цифро-аналоговой регистрации параметров ("Глубина-2", БДС-03, АГДК-42);

— многоканальной аппаратуры третьего поколения с цифроаналого-вой и цифровой регистрацией параметров (АГДК-42 М, АГДК-5,6,8, Пума - 4).

Широкое ее использование в промыслово-исследовательских работах на Вуктыльском НГКМ под непосредственным руководством автора позволило на качественно новом уровне получать информацию о процессах, происходящих в скважинах и прискважинных зонах. Это относится как к проблемам регистрации КВД и КСД (с соответствующей коррекцией по температуре), так и к другим задачам, решение которых необходимо для надежного контроля за разработкой месторождения: прослеживанию профилей притока и дренирования в добывающих скважинах, профилей приемистости и поглощения в нагнетательных; определению интервалов поступления пластовых вод, зон газожидкостного барботажа и т.д.

Применение дистанционной аппаратуры с цифровой регистрацией дает возможность проводить компьютерную обработку получаемых данных непосредственно на скважинах, контролируя качество результатов и при необходимости повторяя фрагменты исследований.

Анализ опубликованных материалов и многолетний опыт автора в проведении различных промысловых исследований и экспериментов позволил найти подходы к совместному использованию стационарных и нестационарных режимов фильтрации для определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений.

Таким образом, известные методы газогидродинамических исследований скважин, достаточно хорошо отработаны для основной стадии разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Особенности поздней стадии разработки потребовали усовершенствования этих методов и создания рациональной системы контроля продуктивности скважин, что предопределило работу автора в этом направлении.

Во второй главе представлена разработка методов контроля продуктивной характеристики скважин с учетом особенностей поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений.

В начальный период падающей добычи, когда еще есть некоторый запас пластового давления и имеется возможность исследовать скважины в достаточном диапазоне дебитов, регулируя перепадом на штуцерах сепа-рационных установок, проблема контроля продуктивности заключается лишь в длительности проведения работ. Глубокие депрессионные воронки существенно увеличивают время стабилизации режимных параметров. Для отработки каждого режима иногда требуется до нескольких суток. Для таких условий автором был разработан и испытан Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по исследованиям на кратковре-

меииых неустановившихся режимах, позволяющий резко сократить время, необходимое для исследований при минимальной погрешности получаемых результатов в сравнении с известными ускоренными методами — изохронным, ускоренно-изохронным, экспресс - методом, методом монотонно - ступенчатого изменения дебита.

Исследование скважины осуществляют следующим образом:

• измеряют забойное давление и дебит установившегося эксплуатационного режима и проводят исследование скважины на нескольких (трех-пяти в зависимости от возможного диапазона дебитов) кратковременных режимах равной продолжительности тр (тр определяется по времени выхода КВД на прямолинейный участок и составляет в среднем 4-5 % от времени полного восстановления пластового давления);

• после завершения обратного хода скважину останавливают для полного восстановления пластового давления;

• измеряют пластовое давление и выполняют исследование прямым ходом на трех-пяти кратковременных режимах той же продолжительности трс увеличением дебита на каждом последующем режиме.

По полученным данным для режимов обратного хода строят графическую зависимость Рз от (2, определяют условную величину пластового давления РПл.Усл. как отрезок, отсекаемый на оси ординат.

Величины коэффициентов фильтрационного сопротивления в уравнении притока газа рассчитываются по известным формулам численной обработки данных исследований на стационарных режимах, причем величина коэффициента Ь рассчитывается как среднеарифметическая для прямого и обратного хода.

В табл. 1 представлены результаты испытаний по трем скважинам.

Таблица 1

Основные результаты промысловых исследований

скв. 7, 8,66 - Вуктыл

Но- Исследование на Исследование предлагаемым способом

мер стационарных режимах

сква общее е-ни 6105 количество общее а 10г Я О'5 погрешность,

жи- время ■ режимов время %

11 ы работы прямо го хода обратного хода работы 6. бь

7 72 0,46 0,112 3 3 10 0,45 0,115 2,2 2,6

8 72 4,27 4,62 3 4 И 4,44 4,04 4,0 12,5

66 76 1,96 1,64 5 3 12 2,14 1,44 9,1 12,1

п МПа 2 ■ с ут 2 с ут л2

Примечание: а,-------МПа • (--—- ) .

тыс.м тыс.м

По мере дальнейшего снижения давления в залежи все большее число скважин переходит в разряд низкодебитных. На таких скважинах создать нужный диапазон дебитов на режимах, даже кратковременных, становится проблематичным.-----------------------------------------------

Дополнительной сложностью при исследовании низкодебитных скважин являются низкие скорости потока, не обеспечивающие выноса жидкости, что искажает даже кратковременные режимы.

Выходом из положения могут служить передвижные сепарационные установки типа ЛПГ или "Надым", но в этом случае неизбежен выпуск газа в атмосферу и сжигание на факелах, что приводит к большим потерям углеводородного сырья и наносит ущерб окружающей среде. Для таких условий путем совместного решения уравнений, описывающих процессы восстановления забойного давления (после остановки скважины) и стабилизации давления и дебита (после пуска в работу) разработан Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима, КВДиКСД.

Исследования осуществляют следующим образом.

В работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление Р„> и дебит Q0. Затем , не меняя положения штуцера, которым установлен режим, останавливают скважину на устье и записывают КВД во времени Рэм до пластового Рш.. После полного восстановления давления производят замер пластового давления Рпл и затем пускают скважину в работу на технологический режим полным открытием задвижек на устье. При этом производят одновременную запись КСД на забое скважины Р3(с), от пластового Рпл до забойного давления технологического режима Р30 и дебита Q ад до дебита технологического режима Q0.

По полученным данным производят стандартную графическую обработку КВД в координатах Р2э(0 от Igt и определяют угловой коэффициент ß1 прямолинейного участка. По трем или четырем точкам этого прямолинейного участка P2j(t)i, lg(t)i, коэффициенту ß1 и трем или четырем параметрам КСД в координатах Р2з<т>е; Q<t>i при соблюдении условия t, = т-, определяются коэффициенты b-, по формуле

- Р' - Р {2,3[у (т )i - lg(t)i - 0,09} Q(t)i-Q„

где Р = " ' Рдо . n _ Р' .

Q(Oi Q ' 2,3Q0 '

<Р = Ig С <Т)- • 86400),

ГДС Рпл"

пластовое давление, МПа; Рм - забойное давление технологического режима, МПа; Рз(т)|- забойное давление после пуска скважины в работу для записи КСД в момент времени п, МПа; Pj(t), - забойное давление после остановки скважины для записи КВД в момент времени tj, МПа; Q0 -дебит технологического режима, тыс.м3/сут; Q(t)i - дебит в момент времени т, после пуска скважины в работу для записи КСД, тыс.м3/сут; ß1 - угловой коэффициент прямолинейного участка КВД на зависимости P23(t) от Igt; t, -время с момента остановки скважины для записи КВД, с (берется по прямолинейному участку КВД); х-, - время с момента пуска скважины для запи-

си КСД, с должно соблюдаться условие ü = t,); Qg(t)i - количество газа, добытого к моменту времени (т> после пуска скважины в работу для записи КСД.

Окончательное значение коэффициента фильтрационного сопротивления определяют как среднеарифметическую величину по формуле:

m

b = / n,

1=1

где n= 3-4

Затем, подставляя значение коэффициента Ь в уравнение притока р*, - Рзо = üQ + ¿Q определяют коэффициент а .

В табл. 2 представлены основные результаты определения коэффициентов а и Ь по трем исследованным скважинам.

Дальнейшие исследования и промысловые эксперименты с различными вариантами определения продуктивной характеристики скважин позволили автору разработать простой и эффективный Способ определения коэффициентов фщьтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима и КВД. Данный способ, несмотря на его несколько большую погрешность в сравнении с описанными выше, является наиболее универсальным.

Способ реализуется следующим образом.

В работающей на технологическом режиме скважине замеряют забойное давление PJ0. и дебит Q0, затем останавливают скважину на устье и регистрируют КВД на забое во времени P3(t)i до пластового Рпл. После полного восстановления давления производят замер пластового давления Рпл.

По полученным данным производят графическую обработку КВД в координатах Р* (t) о т Igt и определяют угловой коэффициент ß1 прямолинейного участка и временную характеристику пересечения начального и прямолинейного участков (tH.y ).

Затем определяется радиус призабойной зоны Rnp.3. по формуле

К., = V X ' *»»• '

где t„.y. - время восстановления начального участка КВД, с; % - величина, характеризующая скорость восстановления давления в зоне дренирования скважины, м2/с;

х =

А» | . '

я ■ h • tb

где Vttp - дренируемый объем, м3; h - эффективная толщина вскрытых интервалов, м; tb - время восстановления пластового давления, с; л - коэффициент» 3,14.

Коэффициент фильтрационного сопротивления а определяется по формуле:

Р'

а = 0,889 • • In

Q.. Rc

1аолица л

Результаты определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по КВД и КСД в сравнении с методом установившихся отборов

Номер 1 = т 181 а ДР,'(т ) ДР/С ) ЛР,Чг ) Описываемый способ Метод установив-

скважи- <}(* ) <)(°) Ж*) шихся отборов

ны ь, Ьср а Ъ а

256 — 45900 4,66 4,69 0,0713 0,0737 1,132 Ю-4

Вуктыл 38700 4,59 4,62 0,0691 0,0715 0,0119 0,977 Ю-" 1,02 Ю-4 0,061 1,09 Ю-4 0,058

31500 4,50 4,53 0,0664 0,0692 0,944- Ю-4

126 — 25200 4,40 4,44 0,0874 0,0896 6,58 Ю-*

Вуктыл 32400 4,51 4,55 0,0924 0,0941 0,0180 6,43 ■ 10-5 6,62 10-5 0,11 6,59 Ю-5 0,111

43200 4,64 4,68 0,0981 0,0995 6,84 10-5

20 — Зап. 5400 3,73 3,74 0,6083 0,6157 3,19 10-»

Соплес 7200 3,86 3,87 0,6220 0,6278 0,0390 3,98 ■ 10"4 3,57 Ю-4 0,49 3,46 ■ Ю-4 0,49

10800 4,03 4,04 0,6333 0,6377 3,57 10-»

где 0,889 - коэффициент пропорциональности; ß1 - угловой коэффициент, определяемый по прямолинейному участку КВД обработкой в координатах Р2 от Igt; Q0 - дебит скважины перед остановкой для записи КВД, тыс.м3/сут; Rc- радиус скважины по внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, м; Rnp.3. - радиус призабойной зоны, м.

Затем подставляя значение коэффициента а в уравнение притока = я- Q„ + 6 • Q» определяется коэффициент 6.

В табл. 3 представлены основные результаты испытаний разработанного способа по восьми исследованным скважинам. Данный способ запатентован и, как отмечалось выше, является наиболее универсальным для оценки продуктивности скважин, поэтому широко используется на га-зоконденсатных месторождениях Тимано-Печорской провинции.

Вуктыльское НГКМ находится в настоящее время в завершающей стадии разработки. На этой стадии для обеспечения стабильной работы низ-кодебитных скважин возникает необходимость проводить мероприятия, связанные с воздействием на прискважинную зону, удалением жидкости из их стволов, изменением диаметра и глубины спуска лифтовых колонн, применением газлифта.

Десятилетний опыт промышленного внедрения газлифтного способа эксплуатации, который в скважинах Вуктыльского месторождения начал осуществляться с 1988 г., показывает, что за счет его внедрения удалось ввести в эксплуатацию более 50 обводненных и низкодебитных скважин. Это, безусловно, большой успех, который трудно переоценить. Однако в вопросах методики и технологии исследования газлифтных скважин и оценке эффективности газлифтного способа единой точки зрения не существует.

Для обеспечения условий стабильного режима эксплуатации скважин необходимо знать критерий или критерии, при которых обеспечиваются условия выноса жидкости на поверхность. В качестве таких критериев обычно принимаются или минимально необходимая скорость, или минимально необходимый дебит газа или газоконденсатной смеси.

Для определения этих критериев предложено большое количество формул и способов, которые основаны на результатах анализа промысловых данных, аналитических исследований и экспериментальных работ. Для начальных условий разработки Вуктыльского НГКМ минимально необходимая скорость была определена равной 0,4 м/с, позднее она была принята равной 0,55 м/с. В работах разных авторов значения указываются в широком диапазоне от 1,0 до 8,0 м/с.

В зависимости от характера и количества жидкости, соотношения углеводородной и водной фаз критерий стабильной работы скважин должен определяться по результатам специальных исследований, методика проведения которых разработана автором для условий Вуктыльского НГКМ. Результаты специальных исследований показали, что исследовать скважины на нескольких режимах подачи газа высокого давления (ГВД) не имеет смысла, так как изменение расхода ГВД (в нашем случае от 25 до 45

Таблица 3

Результаты определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по КВД в сравнении с методом

установившихся отборов

№ скв. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные Погрешность, %

методом установившихся отборов по КВД

а, МПа- сут/тыс.м3 ь, (МПа сут/тыс.м3)2 а, МПа2 сут/тыс.м3 ъ, (МПа сут/тыс.м3)2 Ста сгь

I 2 3 4 5 6 7

256 — Вуктыл 0,0335 2,037- 10-» 0,035 1,97 Ю-4 4,5 3,3

57 — Югнд 0,16 1,98- Ю-3 0,12 2,2- Ю-3 25 11

89 — Вуктыл 0,00516 2,52 Ю-6 0,00572 1,6- 10"6 11 36

4 — Василково 0,045 3,78 - Ю-4 0,05 3,65 - Ю-4 11 3,4

140 — Вуктыл 0,083 7,72- 10-4 0,089 7,05- Ю-4 7 9

133 — Вуктыл 0,00195 1,33 - ю-5 0,0022 1,26 10-5 12,8 5,3

21 — Печоро-Кожва 0,3 1,29 Ю-3 0,376 1,02 Ю-3 25 21

20—Зап. Соплес 0,40 5,62- Ю-4 0,352 6,7 ■ 10 -» 13 19

тыс. м3/сут) не вызывает изменения давления у башмака лифтовой колонны. Исследования газлифтных скважин достаточно проводить только на одном режиме подачи ГВД с целью оценки стабильности работы лифта. Но чтобы оценить стабильность работы лифта, необходимо знать критерий, при котором обеспечиваются условия выноса жидкости, или величину минимально необходимой скорости. Для простоты и удобства проведения исследований газлифтных скважин следует обосновать верхний предел этого критерия, превышение которого будет связано с нерациональным расходом ГВД.

На основании специальных исследований скв. 128 и 167-Вуктыл, в которых определены высокие значения притока жидкости ( более 10 м3/сут ) с дебетами воды 5 - 7 м3/сут, можно обоснованно определить верхний предел минимально необходимой скорости, поскольку при исследованиях этих скважин определены расход ГВД, дебиты газа сепарации и жидкости, замерены давления у башмака лифтовой колонны, а главное, установлен стабильный режим работы лифта (табл. 4).

Таблица 4

Результаты исследований для обоснования верхнего предела минимально необходимой скорости

Но- Дата Давление, МПа Дебит, тыс.м3/сут Дебит жидк., Скорость

мер м'/с /т у баши.

СКВ. буф. затр. заб. ГВД пласт. общий сырого воды нкт,

конден. ы1с

128 9.02.89 1,74 4,54 5,2 28,5 3 31,5 9,7 5 2,54

17.02.89 1,77 5 5,3 63 3 66 8,5 V 5,26

167 22.02.91 1,55 3,65 4 33,2 13 46,2 0,3 6,8 3,2

26.02.91 1,51 3,36 4 30,6 11 41,6 0,8 6,7 2,9

10.12.91 1,38 2,99 3,5 28 3 31 2,7 0,34 2,3

18.12.91 1,58 3 3,7 34,1 4,8 38,9 0,62 4,04 2,7

Из результатов этих исследований следует, что верхний предел минимально необходимой скорости по скв. 128 оценивается величиной в 2,54 м/с при расходе ГВД в 28,5 тыс. м3/сут, а по скв. 167 - 2,3-2,7 и 3,2-2,9 м/с при расходах ГВД 33,2-30,6 и 28-34,1тыс. м3/сут. В среднем эту величину можно принять равной 2,5 м/с.

Предлагается такая последовательность осуществления операций:

• по расходу ГВД и давлению в затрубном пространстве, куда подается рабочий агент, расчетным путем определяется давление у башмака лифтовой колонны;

• по дебиту газа сепарации ( пластовый газ + ГВД ) и забойному давлению у башмака лифта определяется скорость восходящего потока у его башмака;

• сопоставляется расчетная скорость восходящего потока с рекомендованным верхним пределом минимально необходимой скорости, принятой равной 2,5 м/с.

Если полученная скорость меньше рекомендованной ( 2,5 м/с ), то увеличивают расход ГВД, если больше - сокращают.

Для оперативного определения забойного давления у башмака НКТ и скорости восходящего потока разработаны номограммы. Такой способ определения давлений не отвергает необходимости замеров забойных давлений и давлений по длине лифта, но эти исследования следует проводить в единичных скважинах с целью корректировки рекомендованной методики, а также с целью оценки отрицательного влияния барботируемых столбов жидкости на эксплуатационную характеристику скважины.

Рекомендуемая методика может быть использована не только для оценки стабильности лифта, но и для проектирования газлифтной эксплуатации, в частности для обоснования технологического режима работы газ-лифтных скважин.

В третьей главе приведен анализ основных причин и характера изменений коэффициентов фильтрационных сопротивлений по скважинам Вук-тыльского НГКМ.

На крупных месторождениях типа Вуктыльского охватить весь фонд эксплуатационных скважин промысловыми исследованиями в соответствии с правилами разработки чрезвычайно сложно из-за большого объема исследовательских работ. В такой ситуации необходима более рациональная система контроля за продуктивностью, разработанная с учетом особенностей месторождения, степени его изученности, взаимосвязи между коэффициентами фильтрационных сопротивлений а и Ь и характера их изменения под влиянием различных причин.

В статье H.A. Букреевой опубликованной в 1973 г. отмечалась связь между коэффициентами а и 6, полученная после предварительного усреднения результатов исследования скважин месторождения Газли и некоторых других на стационарных режимах фильтрации. Эта связь выражалась в линейной зависимости между а и А и характеризовалась высоким коэффициентом корреляции (г = 0,89 - 0,96), т.е. была близка к функциональной. Попытки в 1973 - 1974 гг. получить аналогичную зависимость для Вуктыльского месторождения к успеху не привели. В отличие от материалов упомянутой выше статьи простое построение усредненных индикаторных кривых и расчет на их основе значений а и А не позволяли установить какую-либо определенную связь между коэффициентами фильтрационных сопротивлений из-за большого разнообразия всевозможных сочетаний.

Предпосылкой к детальному анализу коэффициентов фильтрационных сопротивлений и поиску их взаимосвязи послужило обводнение скв. 140 -Вуктыл, при исследовании которой в 1975 г. были получены следующие значения коэффициентов: а = 9,1 • Ю-3 МПа2 сут/тыс.м3; b = 0,1 ■ 10"3 (МПа сут/тыс.м3)2.

Такого сочетания коэффициентов для скважин средней продуктивности ранее не отмечалось: величина коэффициента b более чем в десять раз превышала обычные значения.

В 1976 г. на скважине была проведена солянокислотная обработка (СКО), после чего ее продуктивность резко ухудшилась, и через некоторое время скважина полностью обводнилась. Материалы исследований по другим скважинам, эксплуатация которых значительно осложнилась или прекращена из-за обводнения, показали следующее:

• обводнение скважин сопровождается резким увеличением коэффициента b и незначительным уменьшением коэффициента а (соизмеримым с погрешностью его определения);

• отношение а/Ь по мере обводнения снижается от 1300 - 1800 до < 100 и может служить критерием для прогнозирования водопроявлений и связанных с этим осложнений в эксплуатации скважин.

Промысловые исследования по оценке СКО в основном первичных, наиболее эффективных, показали, что при успешном воздействии на при-забойную зону происходит, как правило, резкое уменьшение коэффициента а, при этом поведение коэффициента b неоднозначно, так как наблюдаются случаи и его уменьшения, и увеличения, что может быть обусловлено различными причинами, в том числе погрешностью исследований до или после обработок.

В общем случае можно предположить, что коэффициент Ъ при воздействии на призабойную зону не изменяется. Это вполне соответствует распространенному мнению о том, что он характеризует более удаленную зону, не подвергающуюся обработке, или, судя по его резкому увеличению при обводнении скважин, характеризует потенциальные фильтрационные возможности пласта в совокупности с физическими свойствами фильтрующегося флюида. Значение коэффициента а, в свою очередь, зависит от величины Ъ и характеризует состояние призабойцой зоны скважины.

Это предположение хорошо согласуется с результатами, полученными на скважинах, находящихся в длительной эксплуатации после проведения СКО и работающих без признаков обводнения, т.е. в условиях полной очистки и осушки призабойной зоны. Для таких скважин связь между коэффициентами а и b достаточно хорошо описывается линейной зависимостью а = 1560 b (или эквивалентной ей 6 = 0,641 • 103 а), причем до интенсификации притока это соотношение, как правило, было значительно большим. Отсюда можно в какой-то мере объяснить тот факт, что многие повторные (или многократные) кислотные обработки не приносят успеха, т.е. эффект от СКО наиболее реален в том случае, если alb ~» 1560. Характерно, что средневзвешенные по месторождению значения коэффициентов, определенные на разные даты, практически укладываются в соотношение a/b - 1560.

На основании предположения об относительном постоянстве коэффициента b при отсутствии обводнения сделана попытка ориентировочно оценить потенциальную продуктивность различных участков месторождения. С этой целью из всех имеющихся за период разработки результатов исследований на стационарных режимах были выбраны наиболее вероятные (усредненные) значения коэффициента b по каждой скважине. Анализ

собранного материала показал, что величина этого коэффициента закономерно изменяется по площади месторождения, увеличиваясь от сводовых частей (6 = 2-Ю-7 — 210 s) к крыльям (Ь = МО"5 — 1 Ю-4). Это позволило построить ориентировочную карту продуктивности для всего месторождения.

Таким образом, анализ взаимосвязи и характера изменения коэффициентов а и А по скважинам Вуктыльского месторождения дал возможность сделать следующие выводы.

1. Продуктивность скважин "сухого поля" Вуктыльского месторождения характеризуется соотношением коэффициентов фильтрационного сопротивления а « 1560 Ь.

2. По величине отношения а/Ъ возможен предварительный выбор объектов для интенсификации притока газа.

3. Отношение а/Ъ может служить критерием прогрессирующего обводнения скважин (а/Ъ « 1560). При резком снижении этой величины от оптимальной до а/Ъ < 100 необходимо принимать меры по вводу ПАВ или изоляции водопритоков, не допуская полного обводнения и остановки скважин.

Следует отметить, что на продуктивность газоконденсатных скважин аналогично обводнению влияет фильтрация в жидком виде ранее выпавшего в пласте конденсата. Так, почти трехкратное увеличение выхода конденсата по скв. 26, наблюдавшееся в 1984 г. после обработки призабой-ной зоны пропан-бутановой фракцией, привело к увеличению коэффициента Ъ более чем в два раза.

Более детальный анализ данных по обводняющимся скважинам, представленный в диссертационной работе, показал:

— конусовому обводнению скважин ВГКМ предшествует резкий рост коэффициента Ъ (в 8-10 раз к началу обводнения) и кажущееся уменьшение коэффициента а; отношение а/Ь снижается при этом наиболее заметно и имеет наименьшие значения {а/Ъ < 100);

— об избирательном продвижении воды по пласту свидетельствует значительно меньший темп роста коэффициента b (около 50 - 70 % в год) и практически постоянное значение коэффициента а; отношение а/Ь в зависимости от продуктивной характеристики обводняющегося пропластка может иметь значения 200 - 500;

— при обводнении глубоких скважин вследствие общего подъема ГВК наблюдается постепенное увеличение обоих коэффициентов с более высоким темпом роста коэффициента Ь\ отношение а/Ъ при этом может изменяться незначительно (в зависимости от коллекторских свойств нижних интервалов) и составлять в начале обводнения величину 500 - 800.

Учитывая сложность геологического строения продуктивной толщи Вуктыльского месторождения реальный характер водопроявлений может представлять собой различные сочетания из рассмотренных вариантов и несколько затруднять определение вида обводнения. Тем не менее предло-

женные здесь критерии являются существенным дополнением к систем« контроля за разработкой в условиях активного поведения пластовых вод.

4. Ежегодную оперативную оценку текущей продуктивной характери стики многих скважин эксплуатационного фонда, в продукции которы? нет пластовой воды, можно осуществлять по исследованию на технологи' ческом режиме с замером пластового давления в статике . Значения фильтрационных коэффициентов оцениваются по формулам:

Р1 - Р2

а = -1ш!—— Ь = о,641 ■ 10° а.

О. + 0,641 • 10] (32

В случае, если водный фактор скважины превышает 5 м3/млн. м3, что приводит к нарушению оптимального соотношения а/Ь ~ 1560, исследование необходимо проводить с использованием представленных в главе 2 способов для определения фактических значений коэффициентов.

В четвертой главе представлены результаты исследований динамики продуктивности газоконденсатных скважин на математической модели.

Исследования в этом направлении в последние годы проводились сотрудниками ВНИИГАЗа на двухфазной композиционной модели. Одновременно научным руководителем работ данного направления Р.М.Тер-Саркисовым было рекомендовано параллельное выполнение аналогичных работ на программных средствах и экспериментальных результатах, имеющихся в филиале "Севернипигаз", в которых автор принимал непосредственное участие.

В качестве реальных объектов моделирования выбраны терригенные пласты Западно-Соплесского и Печоро-Кожвинского газоконденсатных месторождений. Данный выбор, в отличие от материалов двух предыдущих глав, обусловлен тем, что трещиновато-пористый тип карбонатного коллектора Вуктыльского НГКМ требует создания более сложной модели течения в среде с двойной пористостью, что намечено осуществить в ходе дальнейших работ.

Основу математической модели скважины составляет численное решение системы дифференциальных уравнений многофазной фильтрации в цилиндрических координатах.

В результате решения уравнений с начальными и граничными условиями в зависимости от коллекторских свойств пласта, физико-химических свойств флюидов и режимов работы скважины находятся распределение давления и насыщенностей фазами в каждой точке пласта, а также состав продукции скважины для любого момента времени.

При традиционном решении дифференциальных уравнений многофазной фильтрации относительные фазовые проницаемости (ОФП) считаются зависящими только от соответствующих насыщенностей фазами: этот подход, как показала многолетняя практика, вполне оправдан при моделировании разработки залежи в целом или какого-либо достаточно крупного ее участка в декартовой системе координат, где скорости течения невелики. Порог подвижности фазы при этом считается постоянным.

Последние экспериментальные исследования показали, что наиболее корректным является введение в ОФП по нефти (конденсату) переменного порога подвижности, зависящего от так называемого капиллярного числа П*, определяемого формулой

к 9 ц-сг

где V - суммарная скорость двухфазного потока; ц - вязкость газа; с - поверхностное натяжение на границе раздела фаз.

Эти данные послужили исходной информацией для планирования условий проведения экспериментальных исследований по определению фазовых проницаемостей при совместной фильтрации газа и углеводородного конденсата. В основу экспериментов были заложены методические представления Уэлджа по интерпретации результатов процесса вытеснения конденсата газом на линейных образцах керна, а также данные работ Бар-дона и Лонжерона. Эксперименты проводились в условиях, обеспечивающих вариацию П^ в пределах Ю МО 5.

В ходе лабораторных работ были получены функциональные зависимости критической насыщенности (порога подвижности) жидкой углеводородной фазы от величины ПА.. Нулевое значение порога подвижности соответствует Пд. я 1СН, но следует отметить, что эта характерная точка получена путем экстраполяции экспериментальных значений.

Численные эксперименты проводились для выяснения характерных особенностей многофазного течения газоконденсатной смеси в призабой-ной зоне, влияния на процесс фильтрации и динамику продуктивности коллекторских свойств, а также сопоставления результатов расчетов с промысловыми данными.

Механизм накопления ретроградной углеводородной жидкости вблизи забоя при использовании математической модели в описанной выше постановке оказался несколько отличным от общепринятого. В пласте радиусом 1000 м основная масса конденсата выпадает в довольно узкой приза-бойной зоне (порядка 5-15 м), но максимум насыщенности достигается на некотором удалении от стенки скважины. Эта тенденция становится более отчетливой при увеличении проницаемости коллектора. Такой характер распределения конденсатонасыщенности связан с влиянием скорости фильтрации, которая возрастает по мере приближения к забою. Это в свою очередь вызывает рост капиллярного числа П^, соответственно, снижение порога подвижности жидкой фазы и, как следствие, увеличение ОФП по конденсату.

Изменение во времени продуктивности газоконденсатной скважины обусловлено рядом факторов, в первую очередь, коллекторскими свойствами пласта. Результаты моделирования, соответственно, для низко-(10 фм2), средне- (50 фм2) и высокопроницаемого (200 фм2) пластов показали:

— Для низкопроницаемого коллектора характерно непрерывное ухудшение продуктивности вследствие накопления конденсата в призабой-ной зоне - величина ДpVq возрастает за период разработки вдвое.

— Для скважины в среднепроницаемом пласте в первые годы разработки наблюдается некоторое снижение фильтрационного сопротивления, в дальнейшем происходит его рост. Это объясняется тем, что на первом этапе жидкость активно выносится из призабойной зоны в связи с высокой скоростью фильтрации, затем интенсивность этого процесса убывает вследствие существенного роста поверхностного натяжения на границе раздела фаз и активизации капиллярных сил, вызывающих возрастание величины порога подвижности жидкой фазы.

— Продуктивность скважины, дренирующей высокопроницаемый пласт, первые пять лет растет (убывает ApVq), затем после периода стабилизации начинает постепенно снижаться. Вынос жидкости происходит в этом случае более интенсивно за счет, во-первых, большего влияния скорости, во-вторых, меньшей вязкости жидкости вследствие более высокого давления в призабойной зоне.

Описанные выше изменения во времени продуктивной характеристики наблюдались на эксплуатационных скважинах Западно-Соплесского ГКМ во всех трех вариантах, причем примерно с той же привязкой к проницаемости дренируемого коллектора.

Для выяснения характера влияния неоднородности коллектора проведены эксперименты на модели высокопроницаемого пласта (200 фм2), имеющего низкопроницаемую перемычку (10 фм2 на расстоянии около 30 м от забоя). Продуктивность скважины первые годы возрастает, затем устанавливается на определенном уровне. Аналогичные явления наблюдались на высокодебитных скважинах Западно-Соплесского ГКМ.

Внедрение законтурной воды также отражается на изменении величины фильтрационных потерь. Моделирование показало, что вначале внедряющаяся вода оказывает позитивное воздействие на эксплуатируемую скважину, поскольку поддерживает давление в залежи, однако в дальнейшем продуктивность скважины резко снижается, причем это происходит задолго до появления воды в составе ее продукции.

Во всех перечисленных выше исследованиях использовалась однослойная модель кругового пласта. Для оценки влияния'на динамику продуктивности избирательного внедрения нефти рассмотрена модель в цилиндрических координатах, в которой продуктивная толща условно разделена на три пропластка: два низкопроницаемых (10 фм2) и один высокопроницаемый (200 фм2). На контуре зоны дренирования расположена нефтяная оторочка, которая движется в режиме растворенного газа. После некоторого увеличения продуктивности, характерного для высокодебитных скважин, фильтрационные потери начинают расти и достигают максимума к моменту прорыва нефти, вызывая остановку скважин, что имело место на Западно-Соплесском ГКМ. -----------------------------------

Проведенные опыты на математической модели дали возможность наметить и конкретизировать направления дальнейших исследований, нацеленных как на совершенствование самой расчетной схемы, так и на постановку целого ряда численных экспериментов. Итоговой задачей этих исследований должно стать создание действующих моделей эксплуатационных скважин для прогноза их продуктивности в рамках моделирования процесса разработки всего месторождения.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 .Разработаны и испытаны три новых способа ускоренных газогидродинамических исследований для различных этапов поздней стадии разработки месторождений, позволяющие с минимальными трудозатратами и допустимой погрешностью определять продуктивную характеристику га-зоконденсатных скважин. Широкое использование этих способов позволило своевременно получать качественную информацию об эффективности испытания новых методов повышения углеводородоотдачи пласта на опытных полигонах Вуктыльского НГКМ.

2. Разработан экспресс-метод исследования газлифтных скважин, основанный на определении величины минимально необходимой скорости потока в башмаке лифтовых труб с использованием разработанных для этих целей номограмм.

3. Выявлена взаимосвязь между величинами коэффициентов фильтрационных сопротивлений по скважинам Вуктыльского НГКМ, выражающаяся соотношением а = 1560 Ъ. Выявленная закономерность в распределении коэффициента Ь позволила построить ориентировочную карту продуктивности всего месторождения.

4.0боснованы критерии для прогнозирования обводнения с ориентировочным определением его вида.

Разработанные критерии в сочетании с предложенными ускоренными способами промысловых исследований позволяют оптимизировать систему контроля продуктивности при большом количестве добывающих скважин.

5. Для месторождений, сложенных терригенными коллекторами, разработана и адаптирована математическая модель многофазной фильтрации, позволяющая моделировать динамику продуктивности скважин с учетом основных влияющих факторов:

— изменения насыщенности прискважинных зон с различными кол-лекторскими свойствами вследствие выпадения ретроградного конденсата;

— неоднородности коллектора;

— внедрения законтурных вод;

— избирательного поступления нефти в газоконденсатный пласт из нефтяной оторочки.

Проведенные опыты на математической модели позволили конкретизировать направления дальнейших исследований, направленных как на совершенствование самой расчетной схемы, так и на постановку целого ряда численных экспериментов. Основная цель этих исследований — создание действующих моделей эксплуатационных скважин для прогноза их продуктивности в рамках моделирования процесса разработки всего месторождения.

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1. A.c. 1710718 СССР, МКИ Е21В 47/10. Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсатных скважин/М.А. Гильфанов, Е.М. Гурленов. - № 4737536/03; Заявл. 27.06.89; Опубл. 07.02.92, Бюл. № 5. - С. 119.

2. A.c. 1643709 СССР, МКИ Е21В 47/10, 47/06. Способ определения продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин/ Е.М. Гурленов, M .А. Гильфанов. - № 4616240/03; Заявл. 06.12.88; Опубл. 23.04.91, Бюл. №15.-С. 112-113.

3.Гурленов Е.М., Гильфанов М.А., Мосендз В.А. Особенности контроля фильтрационных свойств продуктивных горизонтов Западно-Соплесского ГКМ// Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии: Тез. докл. конф. Коми филиала ВНИИГАЗа, окт. 1990. - М. - 1990. - С. 29.

4.Гурленов Е.М., Шаталов О.В. Методика оценки продуктивной характеристики скважин Вуктыльского месторождения на основе взаимосвязи коэффициентов фильтрационного сопротивления// Тр. ВНИИГАЗа. Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа.-М, 1985.-С. 77-85.

5.Гурленов Е.М. Результаты исследований коэффициентов фильтрационных сопротивлений при обводнении скважин// Тр. ВНИИГАЗа. Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений. - М, - 1987. - С. 27-33.

6.Гурленов Е.М., Назаров A.B., Петров Г.В. Исследование механизма фильтрации газоконденсатной смеси в призабойной зоне скважины// Проблемы разработки сложных нефтегазоконденсатных месторождений Тима-но-Печорской провинции: Сб. науч. тр. Севернипигаза. Ч. 2. - Ухта, 1996. -С. 26-35.

7. Контроль за продвижением жидких оторочек на газоконденсатных месторождениях/Гурленов Е.М., Гильфанов М.А., Михайлов А.П. и др.// Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии: Тез. докл. конф. Коми филиала ВНИИГАЗа, окт. 1990. -М., 1990.-С. 51_____________________

8,Особенности комплекса геофизических и газодинамических исследований скважин на заключительной стадии разработки газоконденсатных месторождений (на примере Вуктыльского НГКМ)/ К.О. Левитский, А.Н.

11ироков, С.П. Скопинцев, Е.М. Гурленов, В.В. Иванов// Разработка и ксплуатация газоконденсатных месторождений на завершающей стадии: ез. докл. науч.-техн. конф., Вуктыльское ГПУ, сент. 1993. - Вуктыл. - 1993. С. 58-59.

9.Пат 2055179 (RU), МКИ 6Е21В 47/00. Способ определения коэффи-иента продуктивности газоконденсатных скважин/Гильфанов М.А., Гур-енов Е.М. - № 93040945/03; Заявл. 12.08.93; Опубл. 27.02.96, Бюл. № 6. -;. 189-190.

Ю.Результаты опытно-промышленного использования обогащенного аза для повышения газоконденсатоотдачи на Вуктыльском газоконден-атном месторождении/ P.M. Тер-Саркисов, О.Н. Соловьев, О.П. Шмыгля, I.A. Гужов, В.А. Николаев, E.H. Вартецкий, Е.М. Гурленов// Тр. (НИИГАЗа. Повышение эффективности систем разработки месторожде-ий природного газа. - М, - 1985. - С. 128-137.

11 .Тер-Саркисов P.M., Николаев В.А., Гурленов Е.М. Повышение родуктивности скважин в условиях глубокоистощенного нефтегазокон-енсатного месторождения// Тр. ВНИИГАЗа. Проблемы повышения угле-одородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. М., 1991. -66-80.

12.Технологическая схема и система контроля закачки сухого газа в ласт Вуктыльского месторождения/ P.M. Тер-Саркисов, Е.А. Спиридо-ич, Е.М. Гурленов, C.B. Шелемей// Газовая промышленность. - 1994. -Г° 3. - С.6-8.

ВВЕДЕНИЕ.

1. КРАТКИЙ ОБЗОР ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.

1.1. Исследование скважин на стационарных режимах фильтрации.

1.2. Исследование скважин на нестационарных режимах фильтрации.

1.3. Постановка задач исследований.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ КОНТРОЛЯ ПРОДУКТИВНОЙ

ХАРАКТЕРИСТИКИ СКВАЖИН.

2.1. Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по исследованиям на кратковременных неустановившихся режимах.

2.2. Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима, КВД и КСД.

2.3. Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима и КВД.

2.4. Экспресс - метод исследования газлифтных скважин.

3. АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ ПРИЧИН И ХАРАКТЕРА ИЗМЕНЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ ПО СКВАЖИНАМ ВУКТЫЛЬСКОГО НГКМ.

3.1. Анализ взаимосвязи между коэффициентами фильтрационных сопротивлений.

3.2. Изменение коэффициентов фильтрационных сопротивлений при обводнении скважин.

4. ИССЛЕДОВАНИЕ ДИНАМИКИ ПРОДУКТИВНОСТИ

ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН НА МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ.

Рациональная разработка месторождений с невосполняемыми ценными ресурсами углеводородного сырья в соответствии с Законом Российской Федерации о недрах всецело зависит от качества и необходимого объема информации о продуктивных пластах и пластовых флюидах. Ведущее место среди способов получения этой информации являются промыслово-исследовательские работы на скважинах — газогидродинамические, геофизические и газоконденсатные исследования. Добывные возможности скважин и месторождений в целом определяются и прогнозируются на основе результатов исследований газогидродинамическими методами на стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Развитие и совершенствование этих методов является одним из основных путей повышения надежности проектируемых уровней отборов газа и жидких углеводородов из залежей и оптимизации их добычи по мере истощения пластовой энергии с целью рационального пользования недрами.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы

Вуктыльское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) среди крупных месторождений отрасли одним из первых вступило в позднюю стадию разработки, характеризующуюся своими особенностями и в первую очередь истощением естественной энергии пласта вследствие снижения пластового давления от начального 36 МПа до текущего 3,2-3,7 по состоянию на 01.01.98 г.

Известные газогидродинамические методы контроля за добывными возможностями скважин в этих условиях по целому ряду причин оказались или неприемлемыми, или чрезвычайно трудоемкими из-за увеличившегося времени стабилизации параметров и пульсирующего характера работы скважин. Постепенно увеличивалась погрешность получаемых результатов вследствие невозможности соблюдать требования, заложенные в основу известных методов исследований. Вместе с тем развертывание на Вуктыльском НГКМ опытно-промышленных работ по доизвлечению выпавшего в пласте конденсата начиная с 1983 г. потребовало существенного увеличения информации о параметрах пласта и продуктивности скважин для объективной оценки испытываемых технологий.

Таким образом, совершенствование газогидродинамических методов исследования скважин с учетом особенностей поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений является актуальной проблемой.

Цель работы

1. На основании накопленных автором результатов теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработать, испытать и использовать на практике газогидродинамические методы контроля продуктивной характеристики газоконденсатных скважин, учитывающие особенности поздней стадии разработки месторождений.

2. Изучить динамику продуктивной характеристики скважин ВНГКМ с учетом основных процессов, происходящих в прискважинных зонах: внедрения пластовой воды и других жидких флюидов. Найти критерий, позволяющий прогнозировать обводнение скважин.

3. Разработать и адаптировать к условиям конкретных месторождений математическую модель для изучения основных факторов, влияющих на поведение продуктивной характеристики скважин.

Основные задачи исследований

Основными задачами диссертационной работы являются: изучение возможностей определения продуктивной характеристики скважин (величин коэффициентов фильтрационных сопротивлений в уравнении притока) путем исследования на кратковременных неустановившихся режимах; изучение возможности использования результатов исследования скважин на нестационарных режимах фильтрации (запись кривых восстановления давлений после остановки и кривых стабилизации давлений и дебитов после пуска скважин в работу) для определения величин коэффициентов фильтрационных сопротивлений; изучение взаимосвязи между коэффициентами фильтрационных сопротивлений и разработка на этой основе критерия прогнозирования водопроявлений; разработка экспресс-метода исследования газлифтных скважин для установления оптимального режима эксплуатации; разработка математической модели и моделирование динамики продуктивности газоконденсатных скважин с учетом основных влияющих факторов; промысловое испытание и подтверждение практической значимости результатов решения вышеперечисленных задач.

Научная новизна

Впервые в практике контроля за продуктивной характеристикой газоконденсатных скважин на поздней стадии разработки месторождения предложены, обоснованы и испытаны новые ускоренные способы газогидродинамических исследований, защищенные авторскими свидетельствами:

Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по исследованиям на кратковременных неустановившихся режимах;

Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима, кривым восстановления давлений (КВД) после остановки и кривым стабилизации давлений и дебитов (КСД) после пуска скважины в работу;

Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений по параметрам технологического режима и КВД.

Впервые предложен экспресс-метод и технология исследования газ-лифтных скважин для установления оптимального режима эксплуатации.

Автором впервые выполнен детальный анализ динамики продуктивной характеристики скважин Вуктыльского НГКМ, изучена взаимосвязь между коэффициентами фильтрационных сопротивлений, и на этой основе разработан критерий прогнозирования обводнения скважин с оценкой его вида.

Разработана и адаптирована к конкретным месторождениям математическая модель, позволяющая изучать динамику продуктивности га-зоконденсатных скважин с учетом основных влияющих факторов: выпадения конденсата в прискважинных зонах с различными коллекторскими свойствами; неоднородности коллекторов; внедрения законтурных вод; избирательного поступления нефти в газоконденсатный пласт из нефтяной оторочки.

Предложены направления и задачи дальнейших исследований.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались путем промыслово-экспериментальных исследований с использованием комплексной высокоточной аппаратуры газодинамического каротажа, аналитическими методами и методами численного моделирования.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Разработанные ускоренные способы определения продуктивной характеристики газоконденсатных скважин и экспресс-метод исследования газлифтных скважин широко используются в практике промысловых работ на месторождениях Тимано-Печорской провинции.

2. Предложенный критерий прогнозирования обводнения используется при проектировании и анализе разработки Вуктыльского НГКМ и установлении технологического режима работы скважин.

3. Результаты численного моделирования динамики продуктивности скважин используются при проектировании и анализе разработки За-падно-Соплесского и Печоро-Кожвинского месторождений.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы неоднократно обсуждались на научно-технических советах предприятия "Севергазпром", на отраслевых и Всероссийских научно-практических конференциях ( г. Ухта, 1990 г.; г. Краснодар, 1990 г.; г. Вуктыл, 1993 г.).

По содержанию диссертации опубликовано 12 работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения. Работа содержит 113 страниц машинописного текста, включая 28 рисунков, 11 таблиц. Список литературы включает 54 наименования.

Основные результаты исследований скв. 128 — Вуктыл

Дата Давление, МПа Дебит, тыс. м3/сут Дебит жид- Скоро кости, м3/сут сть буф. затр. заб. ГВД газа пласт. общий сырого конден сата воды У башма ка м/с

12.01.89 1,65 4,23 4,82* 45 4 49 12,7 6 4,26

09.02.89 1,74 4,54 5,2 29 3 31,5 9,7 5 2,54

13.02.89 1,77 4,96 5,72* 15 2 16,7 - - 1,22

17.02.89 1,77 5 5,26 63 3 66 8,5 4,5 5,26

Пластовое давление — 6,31 МПа; 1ПЛ = 61,4°С; башмак НКТ — 3096 м * — расчетные значения

Результаты исследований скв. 167 — Вуктыл

Скважина была введена в эксплуатацию 31.12.78 г. и до сентября 1990г. эксплуатировалась фонтанным способом. В сентябре 1990 г. она была переведена на газлифтный способ эксплуатации. Специальные исследования в этой скважине проводились в два этапа: в период с 18 февраля по 27 марта 1991 г. и в период с 10 по 25 декабря 1991 г.

Исследования в феврале-марте 1991 г. проводились при работе скважины через устьевую установку "Вуктыл" при различных расходах гвд.

В табл. 2.9 приведены результаты исследований и скорости движения газожидкостного потока у башмака лифтовой колонны. Скважина исследовалась на пяти режимах, из которых четыре режима с подачей ГВД и один - без его подачи. При изменении расхода ГВД от 33,2 до 11,5 тыс. м3/сут давление у башмака лифтовой колонны практически остается постоянным, изменяясь от 3,92 до 4 МПа. Причем замеры по длине лиф

Результаты расчетов по скв. 167 — Вуктыл

Дата Давление, МПа Депрессия, МПа Дебит, тыс. м3/сут Дебит жидкости, м3/сут Скорость (башмак НКТ), м/с буф. затр. заб. 3090 м пласт газа сепарации газа плас тового ГВД конденсата воды

22.02.91 1,55 3,65 4 5,08 1,08 46,2 13 33,2 0,3 6,8 3,2

26.02.91 1,51 3,36 3,95 5,08 1,13 41,6 11 30,6 0,8 6,7 2,9

04.03.91 1,5 3,32 3,92 5,08 1,16 27,8 9,7 18,1 1,6 0,24 2

13.03.91 1,64 3,29 3,98 5,08 1,1 18,7 7,2 11,5 3,1 0 1,3

23.03.91 1,59 3,25 4,16 5,08 0,92 6,6 6,6 0 1,6 0 без подачи ГВД

V = 5,082 х 10-6 х ((} х Тпл х Т) / (Рзаб х сР); Тпл = ЗЗЗК; Ъ = 0,95; сі = 0,076.

СІІБйиГ 1 та и у его башмака проводились через несколько суток после изменения режима подачи ГВД. Скорости восходящего потока у башмака лифтовой колонны изменяются от 1,3 до 3,2 м/с. Даже при подаче ГВД в количестве 11,5 тыс.м3/сут лифт работает в стабильном режиме, т.е. при этом расходе ГВД условия выноса жидкости обеспечиваются. Скорость восходящего потока у башмака НКТ составила 1,3 м/с. Постоянство давлений в точках замера характеризует стабильную работу лифта.

Заслуживают внимание данные, полученные в период с 18 по 23 марта 1991 г. при наблюдении за работой скважины без подачи ГВД. После прекращения подачи ГВД скважина перешла на пульсирующий и затухающий характер работы. По картограммам дифманометра, установленного на устьевой установке "Вуктыл", четко зарегистрированы периодические выбросы газа. Определить дебит пластового газа по этим картограммам можно только с какой-то степенью условности. На картограмме глубинного манометра, которая была получена 23.03.91 г. или через пять суток после прекращения подачи ГВД, зарегистрирована и пульсирующая работа лифта на глубинах 500, 2000, 2500 м.

После пятисуточной работы скважины без подачи ГВД (скважина продолжала работать), давление у башмака НКТ возросло с 3,98 до 4,16МПа (табл. 2.9) или на 0,18 МПа. В случае притока воды в количестве 6,8-6,7м3/сут скважина должна была заглохнуть, но она продолжала работать. Следовательно, повышенные дебиты воды связаны, по-видимому, с "осушкой" прискважинной зоны. Поскольку замеры жидкости производились на установке "Вуктыл", то последующие замеры жидкости подтверждают правомерность сделанного допущения. Тем не менее параметры работы скважины при дебите пластовой воды в 6,8-6,7 м3/сут могут быть использованы для оценки критерия или величины минимально необходимой скорости, при которой обеспечиваются условия выноса жидкости.

Заканчивая рассмотрение результатов исследований с достоверностью можно утверждать только то, что при расходе ГВД в пределах от 33,2 до 11,5 тыс. м3/сут давление у башмака лифтовой колонны остается постоянным, т.е. депрессия на пласт не меняется. Следовательно, проводить исследования по рекомендованной методике, т.е. на нескольких режимах подачи ГВД нет никакой необходимости.

Проведенные исследования убедительно показали, что существующая в настоящее время точка зрения о том, что изменение расхода ГВД в пределах 15-40 тыс.м3/сут приводит к изменению депрессии на пласт, неправомерна при изменении дебита жидкости от 0,5 до 7 м3/сут.

Обоснование экспресс методики исследования газлифтных скважин

Результаты специальных исследований показали, что исследовать скважины на нескольких режимах подачи ГВД не имеет смысла, так как изменение расхода ГВД от 25 до 45 тыс. м3/сут не вызывает изменения давления у башмака лифтовой колонны. Исследования газлифтных скважин достаточно проводить только на одном режиме подачи ГВД с целью оценки стабильности работы лифта. Но чтобы оценить стабильность работы лифта, необходимо знать критерий, при котором обеспечиваются условия выноса жидкости. Таким критерием является величина минимально необходимой скорости.

В зависимости от эксплуатационных характеристик скважин, деби-тов жидкости и соотношения углеводородной и неуглеводородной фаз этот критерий может иметь различные значения.

Для простоты и удобства проведения исследований газлифтных скважин следует обосновать верхний предел этого критерия, превышение которого будет связано с нерациональным расходом ГВД.

На основании исследований скв. 128 и 167, результаты которых выше были рассмотрены, и в которых определены высокие значения притока жидкости ( более 10 м3/сут ) с дебитами воды 5-7 м3/сут, можно обоснованно определить верхний предел минимально необходимой скорости. Напомним, что при исследованиях этих скважин определены расход ГВД, дебиты газа сепарации и жидкости, замерены давления у башмака лифтовой колонны, а главное установлен стабильный режим работы лифта. В табл. 2.10 приведены результаты этих исследований.

Из данных этой таблицы следует, что верхний предел минимально необходимой скорости по скв. 128 оценивается величиной в 2,54 м/с при расходе ГВД в 28,5 тыс. м3/сут, а по скв. 167 - 2,3-2,7 и 3,2-2,9 м/с при расходах ГВД 33,2-30,6 и 28-34,1 тыс. м3/сут. В среднем эту величину можно принять равной 2,5 м/с.

Предлагается такая последовательность осуществления операций-.

• по расходу ГВД и давлению в затрубном пространстве, куда подается рабочий агент, расчетным путем определяется давление у башмака лифтовой колонны; по дебиту газа сепарации ( пластовый газ + ГВД ) и забойному давлению у башмака лифта определяется скорость восходящего потока у его башмака;

• сопоставляется расчетная скорость восходящего потока с рекомендованным верхним пределом минимально необходимой скорости, принятой равной 2,5 м/с.

Если полученная скорость меньше рекомендованной ( 2,5 м/с ), то увеличивают расход ГВД, если больше - сокращают.

Хорошая сходимость давлений у башмака лифта, определенных расчетным путем и непосредственными замерами ( табл. 2.11), позволяет значительно сократить количество спусков глубинного манометра и сократить время на проведение исследований.

Для простоты определения забойного давления у башмака НКТ, имея ввиду, что изменение расхода ГВД от 5 до 45 тыс. м3/сут не приводит к изменению давления у его башмака, предлагается номограмма рис. 2.8). Номограмма построена для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм и диаметром лифта 89 мм при его длине 2600 и 3200 м. Незначительная разница в давлениях позволяет интерполяцией определить давления у башмака НКТ в диапазоне от 2600 до 3200 м. Такой способ определения давлений не отвергает необходимости замеров забойных давлений и давлений по длине лифта, но следует только изменить точки замера на устье, в 3-4 точках выше башмака НКТ, в башмаке и ниже его.

Эти исследования следует проводить в единичных скважинах с целью корректировки рекомендованной методики, а также с целью оценки отрицательного влияния барботируемых столбов жидкости на эксплуатационную характеристику скважины. Последнее позволит более убедительно обосновать необходимость внедрения газлифтного способа эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В диссертационной работе обобщены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, выполненные при непосредственном участии автора, основной целью которых ставилось получение достаточно простых, точных и доступных для практической реализации методов и способов контроля продуктивной характеристики газокон-денсатных скважин. Все результаты исследований, представленные в работе, нашли свое подтверждение и применение в проектировании и контроле за разработкой газоконденсатных месторождений на территории Тимано-Печорской провинции, а также в ходе опытно-промышленных работ по повышению углеводородоотдачи пласта на Вуктыльском НГКМ по проектам "Конденсат-1, 2, 3".

1. Разработаны и испытаны три новых способа ускоренных газогидродинамических исследований для различных этапов поздней стадии разработки газоконденсатных месторождений, позволяющих с минимальными трудозатратами и допустимой погрешностью определять продуктивную характеристику скважин. Широкое использование этих способов позволило своевременно получать качественную информацию об эффективности испытания новых методов повышения углеводородоотдачи пласта на опытных полигонах Вуктыльского НГКМ.

2. На основании анализа накопленных материалов по газлифтной эксплуатации и постановки специальных промысловых исследований с применением комплексной глубинной аппаратуры разработан экспресс-метод исследования газлифтных скважин. Метод основан на простом и доступном для промысловых работников определении величины минимально необходимой скорости потока в башмаке лифтовых труб с использованием разработанных для этих целей номограмм.

3. Детальный анализ основных причин и характера изменений продуктивной характеристики скважин Вуктыльского НГКМ позволил выявить функциональную связь между величинами коэффициентов фильтрационных сопротивлений, выражающуюся соотношением а = 1560 Ь. Выявленная закономерность в распределении коэффициента Ь позволила построить карту продуктивности всего месторождения.

4. Взаимосвязь между коэффициентами а и Ь дала возможность предложить критерий ориентировочного выбора объектов для интенсификации притока с предварительной оценкой прироста добычи. Показано, что эффект от обычных кислотных обработок (не направленных, т.е. не увеличивающих эффективную толщину дренируемого пласта) наиболее вероятен в том случае, если а/Ь > > 1560.

5. Анализ материалов по обводняющимся скважинам позволил обосновать критерий для прогнозирования обводнения с ориентировочным определением его вида.

Конусовому обводнению скважин ВНГКМ предшествует резкий рост коэффициента Ь (в 8-10 раз к началу обводнения) и кажущееся уменьшение коэффициента а\ отношение а/Ь снижается при этом наиболее заметно и имеет наименьшие значения (а/Ь < 100).

Об избирательном продвижении воды по пласту свидетельствует значительно меньший темп роста коэффициента Ь (около 50-70% в год) и практически постоянное значение коэффициента а, отношение а/Ь в зависимости от продуктивной характеристики обводняющегося пропласт-ка может иметь значения 200-500.

При обводнении глубоких скважин вследствие общего подъема ГВК наблюдается постепенное увеличение обоих коэффициентов с более высоким темпом роста коэффициента Ь; отношение а/Ь при этом может изменяться незначительно (в зависимости от коллекторских свойств нижних интервалов) и составлять в начале обводнения величину 500-800.

Учитывая сложность геологического строения продуктивной толщи Вуктыльского месторождения, реальный характер водопроявлений может представлять собой различные сочетания из рассмотренных вариантов и несколько затруднять определение вида обводнения. Тем не менее предложенные в работе критерии являются существенным дополнением к системе контроля за разработкой в условиях активного поведения пластовых вод.

Разработанные критерии в сочетании с предложенными ускоренными способами промысловых исследований позволяют оптимизировать систему контроля продуктивности при большом количестве добывающих скважин. Такой подход будет полезен при организации контроля за разработкой любого крупного газового или газоконденсатного месторождения.

6. Для месторождений, сложенных терригенными коллекторами, разработана и адаптирована математическая модель многофазной фильтрации, позволяющая моделировать динамику продуктивности скважин с учетом основных влияющих факторов: изменения насыщенности прискважинных зон с различными кол-лекторскими свойствами вследствие выпадения ретроградного конденсата; неоднородности коллектора; внедрения законтурных вод; избирательного поступления нефти в газоконденсатный пласт из нефтяной оторочки.

Численные расчеты на модели выполнены на примере реальных объектов — терригенных пластов Западно-Соплесского и Печоро-Кожвинского нефтегазоконденсатных месторождений. Моделирование показало, что для низкопроницаемого коллектора (К= 10 фм2) характерно непрерывное ухудшение продуктивности вследствие накопления конденсата в прискважинной зоне. В среднепроницаемом пласте (К= 50 фм2) в первые годы разработки наблюдается некоторое улучшение продуктивности, в дальнейшем — существенный рост фильтрационных потерь вследствие возрастания величины порога гидродинамической подвижности жидкой фазы. В высокопроницаемом пласте (К= 200 фм2) продуктивность вначале существенно растет, затем стабилизируется и лишь через 10 лет разработки начинает постепенно снижаться. Полученные на модели закономерности хорошо согласуются с промысловыми данными по скважинам Западно-Соплесского НГКМ во всех трех вариантах при сопоставимой проницаемости коллекторов.

Влияние неоднородности коллектора изучалось на модели высокопроницаемого пласта (К= 200 фм2), имеющего низкопроницаемую перемычку (К= 10 фм2) на расстоянии около 30 м от забоя. В этом случае продуктивность скважины в первые годы возрастает, затем устанавливается на определенном уровне. Аналогичные явления наблюдались на высокодебитных скважинах Западно-Соплесского месторождения.

Моделирование внедрения воды показало, что в начальной стадии продвижение воды несколько улучшает продуктивность за счет поддержания давления в зоне дренирования. В дальнейшем скважина начинает резко снижать продуктивность, причем это происходит задолго до появления воды в составе ее продукции. Аналогичные результаты по промысловым данным наблюдались, как изложено выше, в скважинах Вук-тыльского НГКМ.

Оценка влияния избирательного внедрения нефти в газоконденсат-ный пласт выполнена на модели, в которой продуктивная толща условно разделена на три пропластка: два низкопроницаемых (К= 10 фм2) и один высокопроницаемый (200 фм2). Продвижение нефтяной оторочки вызывает вначале некоторый рост продуктивности (по аналогии с продвижением воды), затем фильтрационные потери начинают расти и достигают максимума к моменту прорыва нефти, как наблюдалось на Западно-Соплесском НГКМ, что практически приводит к остановке скважины.

Проведенные опыты на математической модели дали возможность наметить и конкретизировать направления дальнейших исследований, нацеленных как на совершенствование самой расчетной схемы, так и на постановку целого ряда численных экспериментов. Итоговой задачей этих исследований должно стать создание действующих моделей эксплуатационных скважин для прогноза их продуктивности в рамках моделирования процесса разработки всего месторождения.

1. A.c. 1710718 СССР, МКИ Е21В 47/10. Способ определения коэффициентов фильтрационных сопротивлений газовых и газоконденсат -ных скважин/М.А. Гильфанов, Е.М. Гурленов. - № 4737536/03; Заявл. 27.06.89; Опубл. 07.02.92, Бюл. № 5. - С. 119.

2. A.c. 1643709 СССР, МКИ Е21В 47/10, 47/06. Способ определения продуктивной характеристики газовых и газоконденсатных скважин/ Е.М. Гурленов, М.А. Гильфанов. № 4616240/03; Заявл. 06.12.88; Опубл. 23.04.91, Бюл. № 15. - С. 112-113.

3. A.c. 1104250 СССР, МКИ Е21В 47/00. Способ определения продуктивной характеристики газового пласта/Н.А. Букреева, П.А. Гереш, Г.А. Зотов, Ю.А. Перемышцев, М.И. Грон, З.Ф. Назарян. № 3541690/ 22-03; Заявл. 20.01.83; Опубл. 23.07.84, Бюл. № 27. - С. 89.

4. Багдасаров В.Г. Теория, расчет и практика эргазлифта. М.: Гостоптехиздат, 1947.

5. Басниев К.С. Стационарный приток реального газа к скважине в деформируемом пласте. Науч.-техн. сборник по добыче нефти. М.: Недра, 1964, вып. 25. - С. 74-82.

6. Бузинов С.Н., Желтов Ю.В., Степанова Г.С. О стационарной фильтрации газоконденсатных смесей. Журнал Механика жидкости и газа.- 1973. №5.-С. 69-75.

7. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973. - 243 с.

8. Букреева H.A. Изучение связи между коэффициентами фильтрационного сопротивления а и ЪП Газовая промышленность. 1973. - № 7. -С. 4-5.

9. Гурленов Е.М., Шаталов О.В. Методика оценки продуктивной характеристики скважин Вуктыльского месторождения на основе взаимосвязи коэффициентов фильтрационного сопротивления// Тр. ВНИИ

10. ГАЗа. Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа. М, 1985. - С. 77-85.

11. Гурленов Е.М. Результаты исследований коэффициентов фильтрационных сопротивлений при обводнении скважин// Тр. ВНИИГАЗа. Научно-технические проблемы разработки газоконденсатных и газонефтяных месторождений. М, - 1987. - С. 27-33.

12. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Т. 1/Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова, М.: Недра. - 1984. - 360 с.

13. Жиденко Г.Г. Исследование фильтрации газожидкостных смесей в пористой среде при больших газонасыщенностях. Дис. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук. - М., 1977. - 186 с.

14. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. М.: Недра, 1970. - 189 с.

15. Зотов Г.А., Георгиев Г.Д., Ли И.С. Вопросы интерпретации результатов исследования газовых скважин. Тематич. науч.-техн. обзор/ ВНИИОЭНГ. - М., 1966. - 63 с.

16. Зотов Г.А. Взаимосвязь коэффициентов фильтрационного сопротивления газовых скважин// Тр. ВНИИГАЗа. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М., 1981. - С. 77-88.

17. Зотов Г.А., Власенко А.П. Особенности коэффициентов нелинейных уравнений фильтрации флюидов// Тр. ВНИИГАЗа. Научно-технические проблемы проектирования разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. М., 1983. - С. 26-33.

18. Иванов Т.Ф. Исследование фильтрации газа (жидкости) при законе сопротивления выраженном с помощью функции. Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. - 1969. - № 1. - С. 149-154.

19. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газокон-денсатных пластов и скважин/Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.-301 с.

20. Костина З.Л., Каплан А.Р., Тужилин A.A. Когда и где эффективен газлифт// Нефтяное хозяйство. 1987. - № 11. - С. 41-44.

21. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1968. - 426 с.

22. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Использование кривых стабилизации давления в газовых скважинах при определении параметров пласта. Тр. ВНИИГАЗа: Подземная гидродинамика. Вып. 18/26. - М.: Гостоптехиз-дат. - 1963.-С. 164-172.

23. Коротаев Ю.П., Зотов Г.А. Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации// Тр. ВНИИГАЗа: Подземная гидродинамика. Вып. 18/26. М.: Гостоптехиздат. - 1963. - С. 119-142.

24. Кульпина Н.М., Кульпин В.Т., Гриценко И.В. К методике обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах// Газовая промышленность. 1975. - № 2. - С. 30-33.

25. Метод исследования условий выноса конденсата с забоя скважин/Долгушин Н.В., Новиков A.A., Коротков A.A. и др.// Тр. ВНИИ-ГАЗа. Повышение эффективности систем разработки месторождений природного газа. М., 1988.

26. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин/ А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, А.Н. Шандрыгин, В.Г. Подюк. М.: Недра, 1997. - 357 с.

27. Механика насыщенных пористых сред./В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов. М.: Недра, 1970. - 334 с.

28. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации в пористых средах. -Докл. АН СССР. -1951. Т. 78, № 3. - С. 409-412.

29. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах// Тр. ВНИИГАЗа: Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. M.-J1.: Гостоптехиздат. - 1951. - С. 3-19.

30. Пат 2055179 (RU), МКИ 6Е21В 47/00. Способ определения коэффициента продуктивности газоконденсатных скважин/Гильфанов М.А., Гурленов Е.М. № 93040945/03; Заявл. 12.08.93; Опубл. 27.02.96, Бюл. № 6.-С. 189-190.

31. Роулинс Е.М., Шелхардт М.А. Испытание газовых скважин. М.-JL: Гостоптехиздат, 1947. - 208 с.

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

33. Тверковкин С.М. О влиянии периода стабилизации истечения газа на результаты испытания газовых скважин// Тр. ВНИГАЗа. Разработка газовых месторождений, транспорт и экономика природного газа. Вып. 2 (10). М.: Гостоптехиздат. - 1957. - С. 69-77.

34. Технологическая схема и система контроля закачки сухого газа в пласт Вуктыльского месторождения/ P.M. Тер-Саркисов, Е.А. Спиридо-вич, Е.М. Гурленов, C.B. Шелемей// Газовая промышленность. 1994. -№ 3. - С.6-8.

35. Требин Ф.А., Борисов Ю.П., Мухарский Э.Д. К определению параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину после закрытия// Нефтяное хозяйство. 1958. - № 89. - С. 38-46, 40-47.

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

37. Чарный И.А., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдению неустановившегося режима притока к скважине. М.:Изд. Московского нефт. ин-та, 1957. - 54 с.

38. Шмыгля П.Т. Приток к перфорационному каналу при двучленном законе фильтрации// Тр. Краснодарского филиала ВНИИ: Геология и разработка нефтяных месторождений. Вып. II. М.: Гостоптехиздат. -1959. - С. 124-129.

39. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.

40. Influence of Very Low Interfacial Tensions on Relative Permeability/ C. Bardon, D.G. Longeron// S.P.E.J., 1980, October, pp. 391-401.