автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Пьезометрические методы исследования экранированных нефтегазоводоносныхпластов

^ ^ ^ Государственное предприятие

Научно-исследовательский и проектно-конструкторский

институт по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа ВНИПИМОРНЕФТЕГАЗ

На правах рукописи

УДК 622 276 1/4+622.276.031

Кульпин Леонид Григорьевич

Пьезометрические методы исследования экранированных нефтегазоводоносных пластов

Специальность 05.15.06. - Разработка и эксплуатация

нефтяных и газовых месторождений

Диссертация

в виде научного доклада на соискание ученой степени доктора технических наук

Москва-1996

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор В.Н.Щелкачев

Доктор технических наук, профессор Р.И.Медведский

Доктор технических наук, профессор Б.Т.Баишев

Ведущая организация: ИПНГ РАН

Защита состоится 28 мая 1996 г в аудитории _ в _ часов н;

заседании диссертационного совета Д.053.27.04 по защите диссертаций н; соискание ученой степени доктора технических наук при Государственно! академии нефти и газа им. И.М.Губкина по адресу: 117917, Москва, Ленински} проспект 65.

С диссертацией в виде научного доклада можно ознакомиться в библиотек« ГАНГ им. И.М.Губкина.

Диссертация в виде научного доклада разослана апреля 1996 г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, д.т.н., профессор

ГЭ Б.Е.Сомов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Оптимальные решения в области разведки и разработки нефтяных, газовых, газоконденсатных месторождений и подземных хранилищ газа существенно зависят от объема, качества и вида информации, получаемой от каждой разведочной и эксплуатационной скважины, т.е. от степени изученности геолого-гидродинамической характеристики продуктивного пласта. Одним из важнейших источников информации о продуктивном пласте являются гидродинамические методы исследования, основанные на изучении нестационарных процессов фильтрации (пьезометрии). Эти методы позволяют определить средние значения фильтрационных характеристик некоторого псевдооднородного пласта-коллектора по данным прямых наблюдений за изменением давления в скважинах и являются наиболее представительными и широко применяются в мировой практике. Природные коллекторы в действительности неоднородны как по разрезу, так и по простиранию. Неоднородности пласта, межпластовые перетоки, а также различные тектонические и литологические экраны оказывают влияние на характер изменения давления в скважинах, приводя к различным аномалиям при обработке результатов исследований в графической форме. Получаемые при этом кривые в ряде случаев не поддаются интерпретации обычными общеизвестными методами даже для определения только фильтрационных параметров пласта или их интерпретация известными методами приводит к значительным искажениям конечных результатов. С другой стороны, аномальные кривые в зашифрованном виде могут содержать значительно больший объем информации, в том числе геологической, которая будучи извлеченной позволяет с большей надежностью проектировать разработку и прогнозировать основные технологические показатели эксплуатации месторождения или подземного хранилища газа при меньшем числе разведочных скважин и в более короткие сроки. При проведении работ в условиях Крайнего Севера и на морских месторождениях максимально возможная дополнительная информация об особенностях зоны дренирования

каждой скважины особенно полезна, т.к. бурение здесь связано с особыми трудностями и большими дополнительными затратами.

Подземные хранилища газа обычно приурочены к густонаселенным районам, в которых бурение разведочных скважин осложнено. В этих случаях предлагаемые гидродинамические методы могут показать особенности, пласта на значительных расстояниях от уже имеющихся скважин, выявить и протрассировать границы резких изменений в свойствах пласта.

В связи с тенденцией продвижения разведки и разработки месторождений на шельф и в труднодоступные районы России актуальность проблемы получения максимально возможной информации от каждой поисковой, разведочной и эксплуатационной скважины будет возрастать.

Цель работы

Разработать и внедрить методы, повышающие надежность, информативность и разрешающую способность пьезометрических (гидродинамических) исследований скважин экранированных

нефтегазоводоносных залежей. Методы являются составной и равноправной частью в комплексе сейсмических, промыслово-геофизических и др. методов исследования пластов и скважин.

На многочисленных практических примерах показать целесообразность и эффективность использования методов для выявления и трассировки границ пласта.

Основные задачи исследований:

1. Исследовать принципиальную возможность выявления и трассировки границ пласта, в том числе границы раздела газ-жидкость, методами пьезометрии скважин. Показать, что все многообразие взаимного расположения границ в реальных пластах можно свести к двум основным схемам: пересекающимся и параллельным границам, а также их сочетаниям.

2. Разработать методы расчета распределения давления при возмущении пластов, экранированных:

- одной границей конечной протяженности;

- двумя пересекающимися границами (клиновидные пласты);

- параллельными границами (полосообразные пласты);

- тремя и четырьмя пересекающимися границами: полубесконечная полоса, прямоугольный (линзовидный) пласт.

3. Разработать и внедрить методы интерпретации данных пьезометрии возмущающих и наблюдательных скважин при постоянном и переменном дебите, позволяющие в условиях экранированных пластов определять не только их фильтрационные параметры, но и выявлять и трассировать границы:

- метод совмещения расчетных кривых с фактическими путем минимизации невязки.

- метод последовательного сравнения расчетных кривых с фактическими.

4. Разработать методику определения оптимального времени возбуждения и остановки скважин при пьезометрических исследованиях экранированных пластов.

5. На основе результатов, полученных при решении задач 1-4,разработать и внедрить в производственных объединениях, в качестве элемента автоматизированной системы управления разработкой нефтяных и газовых месторождений и критерия выбора объектов для воздействия на призабойную зону скважин, систему математических моделей • и универсальный автоматизированный программный комплекс "Интерпретатор-М" по интерпретации данных пьезометрии скважин, позволяющий в автоматизированном режиме определять:

- наиболее характерную модель фильтрации флюида в зоне дренирования данной скважины;

- для модели однородного пласта и всех других моделей фильтрационные параметры;

- для модели пласта с ухудшенной прискважинной зоной размер этой зоны, степень ее ухудшения и скин-эффект;

- для модели пласта с двойной пористостью (или с межпластовыми перетоками) характерное время релаксации переходных процессов;

- для моделей экранированных пластов количество границ, их характер (пересекающиеся или параллельные), расстояния до границ и угол пересечения.

Методы решения поставленных задач:

1. Анализ особенностей и аномалий реальных графиков изменения давления, затрудняющих и во многих случаях не позволяющих реализацию известных методов интерпретации данных пьезометрических исследований применительно к экранированным пластам.

2. Привлечение геологической информации при исследовании сложнопостроенных нефтегазоводоносных пластов и выявление наиболее характерной геометрии взаимного расположения границ.

3. Разработка аналитических зависимостей для расчетов распределения давления при возмущении экранированных пластов при простой и сложной истории возмущения.

4. Математическое моделирование фильтрационных процессов для экранированных пластов и при необходимости сравнение с данными электроаналогового' моделирования.

5. Использование методов прямолинейной анаморфозы графиков прослеживания, характерных точек, совмещения и последовательного сравнения расчетных кривых с фактическими для решения обратных задач - определения фильтрационных и геометрических параметров экранированных пластов по кривым изменения давления в скважинах.

Научная новизна

Диссертационная работа является обобщением многолетних результатов исследований соискателя, посвященных определению фильтрационных и геометрических параметров экранированных нефтегазоводоносных пластов по данным пьезометрии скважин. В работе получены следующие научные результаты:

1. В рамках теории упругого режима фильтрации и метода суперпозиции источников-стоков найдены точные решения задач распределения давления в пластах, экранированных двумя пересекающимися границам ("тектонический клин") и в полосообразных пластах. Показано, что к этим основным схемам и

их частным случаям можно свести практически все часто встречающиеся варианты расположения тектонических нарушений и литологических изменений в реальных нефтегазоводоносных залежах.

2. Получены приближенные решения задач распределения давления в пластах, экранированных границей конечной протяженности.

3. Получены расчетные формулы для изменения давления на стенке возмущающей скважины для различных случаев расположения границ пласта.

4. Показано, что при решении геологических задач методами пьезометрии: определения характера неоднородности, выявления и трассировки границ пласта предпочтение следует отдавать кривым восстановления давления (КВД), содержащим более конкретную информацию по сравнению с кривыми взаимодействия скважин.

5. В качестве универсального и наиболее надежного метода определения фильтрационных и геометрических параметров экранированных пластов в комплексе с данными геологии и геофизики предложен метод совмещения расчетных кривых с фактическими. Для оценочных определений параметров экранированных пластов предложено использовать методы характерных точек; отрезков, отсекаемых на оси давлений; последовательного сравнения расчетных кривых с фактическими.

6. Предложены зависимости для оценки длительности возбуждения скважин и времени прослеживания КВД для получения более надежной информации о границах пласта.

7.- Теоретически и практически доказана существенно более высокая информативность и разрешающая способность гидродинамических методов исследования скважин, чем это представлялось ранее, и разработаны средства для получения этой дополнительной информации, основанные на теории упругого режима фильтрации.

Практическая ценность

Разработанные методы позволяют:

- с привлечением геолого-промысловой информации по результатам пьезометрии скважин определять в условиях сложнопостроенных месторождений не только комплекс фильтрационных, но и геологических параметров без дополнительных затрат на промысловые исследования и при меньшем числе разведочных скважин. При этом возможно выявление и трассировка малоамплитудных нарушений, причем во многих случаях, особенно в период разведочных работ, соответствующие методы являются единственно приемлемыми для решения таких задач;

- при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений, а также водоносных структур для подземного хранения газа, учесть влияние выявленных экранов и дать обоснованный подсчет запасов и прогноз распределения давления в залежах;

- проводить интерпретацию данных пьезометрических исследований с учетом любой истории работы скважины или группы скважин, что упрощает требования к исходному промысловому материалу;

- планировать длительность исследований и определять необходимое время возбуждения и остановки скважины для получения надежной информации о границах пласта. При этом можно оптимизировать соотношение величин "информация-стоимость";

- определять фильтрационные параметры мощного газового пласта по наблюдению за взаимодействием группы высокодебитных эксплуатационных скважин при их кустовом расположении.

Разработанные методы использованы в системе широко внедренного в производство универсального программного комплекса "Интерпретатор - М", являющегося элементом автоматизированной системы управления разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений. Комплекс позволяет по результатам интерпретации КВД, кроме определения фильтрационных параметров, облегчить построение модели фильтрации в зоне дренирования скважин, выявлять границы, определять характер экранирования, расстояния до

границ и места их пересечения, выявлять объекты с ухудшенной прискважинной зоной, двойной пористостью и межпластовыми перетоками.

Реализация результатов работы в промышленности

Разработанные методы выявления и определения положения границ пласта методами пьезометрии пластов и скважин реализованы при:

- создании Калужского подземного хранилища газа, а также при проектировании ПХГ в песчаной линзе на Щелковской площади;

- проектировании, анализе разработки и уточнении геологического строения газоконденсатных месторождений Уренгойского, Бахар и Сангачалы-море;

- анализе эффективности работы водонагнетательных скважин на морском нефтяном месторождении им.28 Апреля (Азери);

- постановке исследовательских задач, анализе результатов гидродинамических исследований поисковых и разведочных скважин и проектировании разработки морских нефтяных и газовых месторождений Арктики;

- уточнении геолого-промысловой модели залежей Оренбургского и Карачаганакского ГКМ;

- выборе объектов интенсификации добычи на нефтяном месторождении Белый Тигр на шельфе СРВ, нефтяных и газовых месторождениях Польши.

Отдельные положения работа нашли отражение в "Инструкции по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин", раздел V.l. Недра. М. 1980; в "Руководстве по исследованию скважин", разделы 5.3, 5.4 и 5.7. Наука. М. 1995.

Апробация работ

Основные положения диссертации доложены на: - семинаре "Внедрение новой техники при обустройстве и эксплуатации газовых месторождений в условиях Крайнего Севера" (г.Надым, 1973);

- Всесоюзных семинарах по гидродинамическим исследованиям пластов и скважин (г.Москва, ВНИИ, 1973; г.Одесса, 1974), современным проблемам нефтегазопромысловой механики (г.Баку, 1988);

- научно-технических конференциях по разработке газовых месторождений и подземному хранению газа (г.Москва, ВНИИГаз, 1978); проблемам развития Надым-уренгойского газодобывающего комплекса (г.Надым, 1979); "Комплексному освоению нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР" (г.Москва, МИНГ им. Губкина, 1990);

- на Международном симпозиуме по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами (г.Варна, Болгария. 1989);

- на Международных конференциях по разработке газоконденсатных месторождений (г.Краснодар, 1990); новым методам поисков, разведки и разработки месторождений нефти и газа. Секция: "Новые технологии в разработке" (г.Краков, Польша, 1995).

- на Всепольской научно-технической конференции по нефти и газу (г.Краков, Польша, 1994).

Структура и объем работ

Диссертация в форме научного доклада состоит из общей характеристики работы, семи разделов, заключения и списка публикаций по теме диссертации.

Публикации

По теме диссертации соискателем опубликовано 57 печатных работ, включая монографию, авторские свидетельства, патенты, Руководящие документы и разделы Инструкции и Руководства по исследованию скважин.

11 ***

На протяжении многих лет формирование научных знаний и интересов соискателя происходили под влиянием ученых ГАНГа им.Губкина, и в первую очередь профессоров И.А.Чарного, В.Н.Щелкачева, Б.Б.Лапука, Ю.П.Коротаева, М.А.Гусейнзаде, А.И.Ширковского, К..С.Басниева, С.Н.Закирова, доцента И.Н.Кочиной и др, а также ученых из ВНИИГаза С.Н.Бузинова, Г.А.Зотова, П.Т.Шмыгли; ВНИИНефти Ю.А.Мясникова, В.Н.Васильевского, ИД.Умрихина, Р.А.Максутова; Тюменского нефтегазового Университета Р.И.Медведского, ученых из Азербайджана А.Х.Мирзаджанзаде, Л.БЛистенгартена.

Автор приносит благодарность Б.А.Резнику, Ф.К.Салманову, П.А.Герешу, Е.М.Нанивскому, В.М.Мельникову, А.М.Брехунцову, Н.М.Кульпиной, А.М.Свечникову, Г.Г.Кучерову, Ю.Ф.Федоровскому, Ю.А.Тронову, Ю.Н.Васильеву, Х.Б.Юсуфзаде, Т.И.Абдуллаеву, С.М.Касумову, сотрудничество с которыми позволило поставить и решить ряд производственных и исследовательских задач по выявлению и трассировке границ нефтегазоводоносных пластов.

Автор благодарит своих коллег из ВНИПИморнефтегаза: директора института И.Б.Дубина и сотрудников И.Б.Басовича, Б.С.Капцанова, Л.Б.Обморошеву, Л.Н.Воронкову, Е.Е.Милешину, Е.П.Трофимова, А.О.Трофимову, Г.Х.Ефимову, В.В.Вартапетова за помошь при выполнении работы.

Содержание работы

В первой части работы анализируются структурные карты сложнопостроенных месторождений для выделения наиболее часто встречающихся сочетаний взаимного расположения границ пласта, рассматривается гидродинамическая постановка задачи и способы определения параметров пласта.

Показано, что все многообразие реальных границ продуктивных пластов можно свести к двум основным схемам: параллельным и пересекающимся

границам. Такого рода границы являются закономерным следствием действия тектонических напряжений в земной коре (Белоусов В.В. и др.).

К границам пласта можно отнести также гидродинамические экраны, типа границ раздела газ-жидкость в связи с резким изменением вязкости флюида на границе и соответственно резким, на порядок, изменением гидропроводности пласта-коллектора.

Если пласт экранирован двумя полубесконечными границами, пересекающимися под некоторым углом, то имеем модель клиновидного пласта с соответствующим углом раствора. В этом случае полубесконечный пласт (одна граница) может рассматриваться как частный случай клиновидного пласта с углом раствора 180°. Другой разновидностью является прямоугольный пласт, экранированный четырьмя прямолинейными границами, пересекающимися под прямыми углами. Частным случаем такого пласта при удалении двух параллельных границ за пределы зоны дренирования скважин, является полосообразный пласт (бесконечная полоса). Полубесконечная полоса - частный случай прямоугольного пласта при удалении одной из границ. При удалении двух пересекающихся границ прямоугольный пласт упрощается до пласта -квадранта, которые можно рассматривать также и как частный случай клиновидного пласта.

Неучет разграниченности пластов на блоки может привести к существенным ошибкам и даже к абсурдным результатам при прогнозировании разработки и при определении фильтрационных параметров.

Особенности фильтрационных процессов в экранированных пластах рассматривались разными авторами. Однако в большинстве случаев работы касались пластов, экранированных одной границей и насыщенных слабосжимаемой жидкостью (Г.И.Баренблатт, Ю.П.Борисов, Ф.М.Бочевер, С.Н.Бузинов, Н.Н.Веригин, К.Грей, М.А.Гусейнзаде, М.Гылыбов, С.Г.Каменецкий, Л.Г.Коган, И.Н.Кочина, У.П.Куванышев, В.М.Кузьмин, К.Меттью, Ю.А.Мясников, Р.Прассаа, В.П.Степанов, ТД.Стрельцова, И.Д.Умрихин, Д.Хорнер, И.А.Чарный, Э.Б.Чекалкж, Н.Ш.Шелевой, В.Н.Щелкачев, Л.Элкинс, В.П.Яковлев и др.).

Для газовых скважин формула восстановления давления в пласте, экранированном одной прямолинейной границей, была получена Г.А.Зотовым и

Ю.П.Коротаевым (1963). Эти же авторы вместе с геологом Е.А.Почуевой интерпретировали серию сложных КВД на Шебелинском газовом месторождении, выделили зоны тектонического и литологического экранирования, определили расстояния до границ, что способствовало оптимизации режимов эксплуатации скважин и более надежному прогнозированию разработки. Авторами впервые была показана высокая информативность КВД в газовых скважинах при определении не только фильтрационных, но и некоторых геологических параметров.

Систематическому изучению более сложных схем экранирования пластов, насыщенных жидкостью или газом, а особенно решению обратных задач, в литературе уделено внимания значительно меньше.

Соискателем рассмотрены модели однородных по толщине, проницаемости и пористости нефтегазоводоносных пластов, насыщенных однородным флюидом, с непроницаемой кровлей и подошвой, экранированных прямолинейными пересекающимися или параллельными границами. Фильтрация предполагается плоской. Скважина рассматривается как источник конечного радиуса на плоскости. Приток к скважине интерпретируется как приток к точечному источнику.

Известно, что влияние непроницаемой прямолинейной границы эквивалентно действию некоторого фиктивного источника, полученного зеркальным отражением источника от этой границы. Число отраженных источников может быть конечным, в случае одной или двух пересекающихся границ, или бесконечным при наличии параллельных границ. (Ф.М.Бочевер, Н.Н.Веригин, В.Н.Щелкачев, М.Гылыбов, К.Егер, Г.Карслоу, Д.Хорнер и др.). Изменение давления в произвольной точке экранированного пласта складывается из действия самого источника и всех его отражений, причем для описания действия каждого стока принимаются формулы, справедливые для бесконечного пласта. Таким образом, решения уравнения пьезопроводности в пластах с непроницаемыми внешними границами можно для условий рассматриваемых моделей получить методом зеркальных отражений источников-стоков в сочетании с методом суперпозиции решений уравнения пьезопроводности для бесконечного пласта.

Указанные принципы широко использовались соискателем для получения аналитических зависимостей изменения давления в произвольной точке пласта и на стенке скважины как функции времени, дебита, гидропроводности, пьезопроводности, расстояния до точки наблюдения и взаимного расположения границ относительно точки возмущения (геометрии границ пласта). Это позволило соискателю построить серию расчетных кривых изменения давления в возмущающих и наблюдательных скважинах и изучить их особенности для решения обратной задачи - определения фильтрационных и геометрических параметров, в том числе выявления факта ограниченности пласта, определения модели ограниченности и в комплексе с методами геологии и геофизики -положения границ.

Другим способом, позволяющим определить в ряде случаев расстояния до границ пласта, является метод использования характерных точек. Эти точки могут содержать некоторое условие, позволяющее получить дополнительное уравнение для определения искомого параметра. Например, на кривых прослеживания при постоянном дебите возмущающей скважины можно выделить точки: начала реагирования, перегиба, касания, максимума и др. (С.Н.Бузинов, И.Д.Умрихин, Хуань Коу-жень и др.). На КВД, в условиях влияния одного прямолинейного экрана, характерными являются точки пересечения продолжений первого прямолинейного участка со вторым, имеющим больший наклон, и с осью давлений (Д.Хорнер). При двух и более границах возможно выделение и других точек. Метод характерных точек является сугубо приближенным из-за ряда субъективных факторов, связанных с частотой и точностью промысловых замеров, поскольку для получения информации используется не вся промысловая кривая, а только отдельные точки, которые могут быть даже и случайными. Тем не менее этот метод может быть полезен для экспресс-оценок.

Значительно менее распространен метод последовательного сравнения фактических кривых с расчетными. Наиболее простую схему - однородный бесконечный по протяженности пласт можно последовательно усложнить сначала одной, а затем второй границами. Процесс неустановившейся фильтрации флюида в экранированном пласте приближенно можно описать таким же образом. При этом предполагается, что в начальный период времени

работы или остановки скважины, влиянием границ можно пренебречь и некоторый начальный участок кривых изменения давления можно обрабатывать как для бесконечных пластов. Определенные таким образом фильтрационные параметры пласта позволяют на одном графике с фактической построить расчетную кривую для бесконечного пласта и сравнить их. Совпадая на некотором прямолинейном участке, кривые разойдутся под влиянием ближайшей границы. Расхождение их зависит от расстояния до этой границы и тем больше, чем ближе граница. Насколько нам известно первым такой принцип для определения расстояния до ближайшей границы пласта по КВД применил Л.Элкинс (1965). Расстояние до второй более удаленной границы можно определить, если построить на том же графике расчетную кривую для полубесконечного пласта и сравнить ее с фактической. Совпадая на некотором участке, расчетная кривая разойдется с фактической под влиянием второй границы пласта, что позволит таким же образом определить до нее расстояние. Метод в принципе не требует обязательного дослеживания КВД до получения конечного прямолинейного участка с большим наклоном и использован соискателем на разных стадиях исследований для определения фильтрационных и геометрических параметров экранированных пластов [ 1, 3, 4, 8, 10 ]. Следует отметить, однако, что использование метода возможно при асимметричном расположении скважины относительно границ, что не всегда известно заранее.

Наиболее эффективным методом интерпретации данных пьезометрических исследований в условиях влияния экранов является совмещение расчетных кривых с фактическими путем варьирования неизвестными параметрами с использованием ЭВМ. Критерием наилучшего совмещения можно считать минимум квадратов среднеквадратичной невязки расхождения фактических и расчетных кривых значений забойных давлений на разные моменты времени. Этот способ, разработанный соискателем совместно с Ю.А.Мясниковым, более объективен, поскольку обрабатывается (совмещается) кривая в целом, и широко применяется соискателем для определения фильтрационных и геометрических параметров пластов [1, 3, 4, 5, 7, 8, 10, 13, 20, 22, 23, 25, 26, 27, 51, 52, 55, 56, 57].

Во второй части работы рассматриваются некоторые вопросы надежности определения параметров экранированных пластов. Исследования показали, что известные способы преобразования кривых взаимодействия скважин (гидропрослушивания) не позволяют в обшем случае выделить информацию о положении экранов, т.е. при интерпретации кривых эти сведения нужно иметь заранее. Определение положения границ возможно только в некоторых случаях, когда имеются дополнительные геолого-промысловые данные или исследования по соседним скважинам. В литературе такие задачи изучены мало и ограничиваются некоторыми частными случаями (Ю.П.Борисов, В.П.Яковлев, В.М.Кузьмин, В.П.Степанов).

Как правило, кривые гидропрослушивания целесообразно использовать для определения фильтрационных параметров при известном положении границ методом совмещения расчетных кривых с непреобразованными фактическими на основе разработанных в диссертации формул [1, 8, 15, 25].

В связи с особенностями кривых реагирования, полученных при пуске и остановке возмущающей скважины, рекомендуется по возможности прослеживать те и другие кривые и методом совмещения проводить их совместную обработку [ 1, 20, 25, 55 ]. В случае возможного выбора преимущество целесообразно отдавать кривым после остановки, т.к. на их форму практически не влияет история работы возмущающей скважины и эти кривые можно обрабатывать по более простым формулам.

При специальной постановке задачи выявления экранов и определения расстояний до них более надежным и информативным является использование кривых восстановления забойного давления (КВД), причем во многих случаях качественно судить об ограниченности пласта возможно даже только по форме преобразованной в полулогарифмических координатах кривой. Важным, в том числе с экономической точки зрения, является вопрос об относительном времени возбуждения скважины для получения надежной информации о границах. Для условий бесконечного пласта С.Н.Бузиновым и И.Д. Умрихиным было получено соотношение времен "работа-остановка" при которых нужно учитывать предысторию работы скважины. Исследования соискателя показали, что недостаточное время возбуждения в условиях экранированного пласта может привести к полной или частичной потере информации о границах при любой

длительности съемки КВД. В ряде случаев при недостаточном времени возбуждения преобразованные КВД приобретают сложный, неоднозначный характер, имеют своеобразные точки перегиба и др. особенности, затрудняющие их интерпретацию даже с точки зрения надежного определения только фильтрационных параметров. В связи с этим предложены простые формулы, устанавливающие оптимальное время работы и остановки скважин для выявления границы и определения расстояний [18, 19, 22, 55].

Проведено сравнение результатов расчетов расстояний до границы различными приближенными методами с более точным методом совмещения расчетных кривых с фактическими. Расхождения не превысили 30%, что допустимо для оценочных расчетов [9].

Третья часть работы посвящена определению параметров пластов, экранированных прямолинейной границей конечной длины.

Любое непроницаемое нарушение или включение, ширина которого значительно меньше его протяженности, можно считать экраном конечной длины. Знание длины непроницаемой части экрана и его положения позволяет уточнить запасы экранированной залежи или емкости подземного газохранилища, причем решение такой задачи только за счет бурения разведочных скважин требует больших затрат и времени. Существовавшие аналитические зависимости учета влияния границ пласта на фильтрацию флюида предусматривали их бесконечную протяженность. Оценка влияния конечности экрана была проведена только на сеточной электромодели УСМ-1 во ВНИИНефти (С.Г.Каменецкий, В.М.Кузьмин и Л.Г.Коган, 1969).

В работах [1, 10] нами предложены приближенные аналитические зависимости для распределения давления при пуске и остановке возмущающей скважины вблизи следующих видов экранов: конечного с двух сторон, с одной стороны, с разрывом сплошности и для ряда частных случаев. Влияние экрана учитывается, как обычно, введением фиктивной скважины с дебитом того же знака - зеркальным отражением возмущающей. Влияние конечности экрана приближенно учитывается введением фиктивных скважин с половинным дебитом противоположного знака, являющихся зеркальным отражением возмущающей скважины от концов экрана.

Таким образом, в общем виде в системе взаимодействуют четыре скважины: одна действительная и три фиктивные. Такая схема предложена в связи с тем, что в двух крайних случаях длины экрана (бесконечность и ноль) формула будет соответствовать двум точным решениям уравнения пьезопроводности: для полубесконечного и бесконечного пластов. Отметим, что полученная формула не может быть использована для описания распределения давления за экраном.

Результаты расчетов по аналитической формуле были сопоставлены с данными, полученными уже упомянутыми авторами во ВНИИНефти на электроинтеграторе УСМ-1 для разных длин экрана и расположения возмущающих скважин. При введении некоторого, в пределах 4%, поправочного коэффициента, учитывающего корректировку расчетов по среднему расхождению результатов, кривые, полученные на модели, и рассчитанные по предложенной методике практически совместились [1].

Рассмотрены также частные случаи: возмущающая скважина находится в стороне от конечного экрана; экран полубесконечный; скважина находится у разрыва сплошности и в стороне от него и др. Указано, что кривые взаимодействия скважин могут быть использованы для качественной оценки наличия или отсутствия экрана, но не для определения его геометрии. Более конкретную информацию можно получить при интерпретации КВД.

Результаты расчетов по формуле для изменения давления на стенке возмущающей скважины при ее пуске и остановке вблизи конечного ограниченного по размерам экрана были также сопоставлены с данными электроинтегратора, причем кривые практически совпали [1]. Анализ формулы при малых и больших временах восстановления давления и условии, что расстояние до границы значительно меньше, чем до места окончания экрана, показал, что в полулогарифмических координатах кривые имеют не менее трех прямолинейных участков. В случае экрана конечного с двух сторон соотношение наклонов этих участков составляет 1:2:1, в случае полубесконечного экрана -1:2:1.5, причем наклон первого участка во всех случаях зависит только от фильтрационных параметров пласта. Наличие прямолинейных отрезков позволило на преобразованной КВД выделить ряд характерных точек и отрезков, позволяющих с помощью простых формул определять расстояние до

границы и места потери экраном герметичности. В качестве наиболее надежного способа определении геометрии экрана рекомендуется метод наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими.

В работе [10] рассмотрена практическая задача определения геометрических параметров полубесконечного экрана на Якшуновской площади в период ее гидроразведки. Методом совмещения преобразованных фактической и расчетной кривых были определены: гидропроводность, пьезопроводность, расстояние до экрана и до места потери герметичности экрана. Полученная информация была использована трестом "Союзбургаз" для геологических построений и оценки возможных запасов Калужского газохранилища [ 27, 30 ].

Четвертая часть работы посвящена определению параметров клиновидных пластов.

Модель подобных пластов используется нами, в основном, для описания процессов фильтрации в пластах, экранированных двумя пересекающимися тектоническими границами. В некоторых случаях эта модель используется при экранировании газоносного пласта геологическим экраном в сочетании с границей раздела газ-жидкость.

В теории теплопроводности задача распределения температуры в клине под действием мгновенного точечного источника тепла была решена Г.Карслоу и К.Эгером (1921).

В гидрогеологии модель клиновидного пласта с постоянным давлением на контуре используется при расчетах, связанных с работой водозаборных скважин в излучине реки или междуречье (река-притоки). Для задач фильтрации подобное решение было получено М.Гылыбовым (1965) при исследовании задачи о водопонижении и притоке к водозаборным скважинам в клиновидных пластах, однако результаты расчетов в известной нам работе не приводятся. Ю.А.Мясниковым (1974) было получено довольно сложное решение для распределения давления в клине произвольного угла при его возмущении источником с переменным и постоянным дебитом.

Соискателем решение получено с использованием интегральной экспоненциальной функции для случая, когда при делении 360° на угол раствора клина а получается целое четное число N [I, 8]. В этом случае распределение давления при переменном или постоянном дебите источника

(стока) можно получить методом зеркального отражения источников относительно границ пласта и суперпозицией действия самого источника и всех его отображений. По существу влияние границ пласта заменяется действием ряда фиктивных источников в неограниченном пласте. Для описания действия каждого источника применяются формулы, справедливые для неограниченного пласта, а изменение давления в произвольной точке пласта получается суммированием действия всех источников. Полученное решение можно использовать в расчетах при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений в тектоническом клине, а именно для прогноза изменения давления при работе группы скважин.

В частном случае, когда границы пересекаются под прямые углом, в точке наблюдения фиксируются действия четырех источников, из них три -зеркальные отражения. При ос = 180° имеем пласт с одной прямолинейной бесконечной границей и одним зеркальным отражением источника.

Если зафиксировать положение возмушаюшей и наблюдательной скважин относительно границ пласта и точки их пересечения, то решение обратной задачи можно свести к отысканию шести параметров: гидро- и пьезопроводности (kh/jj и аз), расстояний от возмущающей и наблюдательной скважин до границ, расстояния от возмущающей скважины до точки пересечения границы г и угла а. При этом известными считаются дебит, расстояние между скважинами R и изменение давления в наблюдательной скважине. В случае, если известны эффективная толщина пласта, вязкость насыщающего флюида и коэффициент упругоемкости пласта, можно объединить два фильтрационных параметра. Тем не менее количество оставшихся неизвестных, а именно пять, делает в общем случае решение обратной задачи неопределенным. В разделе втором уже отмечалось, что кривые реагирования могут иметь ограниченное применение для определения положения границ. Более целесообразно их использовать для ответа на принципиальный вопрос о наличии экрана между возмущающей и наблюдательной скважинами и для определения фильтрационных параметров при известном положении границ. В некоторых частных случаях, когда известно положение или только направление одной из границ, можно при наличии дополнительных геологических данных или результатов исследований соседних

скважин ставить задачу по определению геометрии экранов. В принципе зафиксировать клин на плоскости при известном направлении одной из границ можно по результатам взаимной пьезометрии трех скважин [1]. При всех указанных случаях задачу возможно решить методом наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими на основе полученных точных решений, причем рекомендуется одновременно совмещать кривые, полученные при пуске и остановке возмущающей скважины.

Наиболее представительными при решении задач выявления и трассировки границ пласта являются КВД. Формула для изменения давления на стенке возмущающей скважины радиусом гс в клиновидном пласте с углом а при пуске и остановке скважин получена из общего решения для распределения давления в клине при условии Я=гс [4]. Решение обратной задачи при этом сводится к отысканию пяти неизвестных параметров: кИ/ц, ж, а, а (расстояние до ближайшей границы) и г при известной истории работы и остановки скважины. Исследование формулы и построенных на ее основе серии гипотетических кривых показало, что в полулогарифмических координатах Р, 1пт кривые становятся вогнутыми к оси давлений и выпуклыми в координатах Р, 1п(Т+т/х). При малых т в начальный период восстановления давления с учетом свойств интегральной экспоненциальной функции имеем прямолинейный участок с наклоном ¡, не зависящим от угла клина а. Это позволяет определять к И/ц вне зависимости от других неизвестных. При известной эффективной толщине и упрогоемкости пласта определяется также и ае. При больших временах т в конечный период восстановления давления имеем конечный прямолинейный участок с наклоном 1=№, что позволяет определять а=360°^=360 ¡/I. Таким образом, внешний вид преобразованных КВД уже позволяет при некоторых предварительно известных геологических данных судить об ограниченности пласта. Наличие двух прямолинейных участков: начального и конечного с соотношением наклонов N>2 позволяет предположить, что пласт экранирован двумя пересекающимися границами, причем угол пересечения легко определяется из соотношения наклонов начального и конечного прямолинейных участков. Оставшиеся два неизвестных параметра а и г в общем случае рекомендуется определять методом наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими [1, 17, 23, 27, 55].

Допущения, принятые при построении модели клиновидного пласта (однородность пласта-коллектора и насыщающей жидкости, мгновенность закрытия скважины на забое и др.), приводят к необходимости исследования разрешающей способности метода и его устойчивости к неточности и допущениям в исходной информации. С этой целью были проведены многовариантные расчеты для исследования влияния различных фильтрационных и геометрических параметров на форму и характер восстановления давления в клиновидном пласте [ 18 ]. Основное внимание при анализе уделялось определению областей изменения параметров, обеспечивающих заданное максимально допустимое среднеквадратичное отклонение между расчетными и промысловыми кривыми. Методика исследований заключалась в следующем. Задавались значения фильтрационных и геометрических характеристик системы и рассчитывалась модельная КВД. Затем эта КВД "зашумлялась" и принималось за замеренную - промысловую. Методом минимизации функции определяли интервалы, изменение параметров в которых не приводило к превышению среднеквадратичной погрешности между промысловой и модельной кривыми над заданной величиной. Показано, что сужение доверительного интервала изменения определяемых параметров требует увеличения точности исходной информации. Устойчивость метода к погрешности в исходной информации обеспечивается интегральным характером анализируемого способа обработки КВД. Полученные в работе [18] результаты были использованы соискателем в соавторстве с И.Б.Басовичем и Б.С.Капцановым для выработки основных критериев при разработке программного комплекса "Интерпретатор-М" для автоматизированной диагностики гидродинамических особенностей зоны дренирования скважин [26].

Рассмотрены некоторые частные случаи угла раскрытия клина и расположения границ. В случае, если скважина расположена резко асимметрично относительно границ, на преобразованной КВД выделяется промежуточный прямолинейный участок с наклоном И. Это позволяет определить расстояние до ближайшей границы по времени точки пересечения продолжений начального и промежуточного прямолинейных участков, а расстояние до второй границы оценивать по расхождению расчетной кривой для

полубесконечного пласта с фактической в момент близкий к началу расхождения. Если известно расстояние до одной из границ, расстояние до второй границы также можно оценить этим же способом, однако при этом нужно заранее быть уверенным, что скважина не находится на одинаковом расстоянии от границ.

Особые условия возникают при угле клина более 90°, например 120°. Формулу для интерпретации КБД для этого угла можно использовать только в случае если скважина находится на биссектрисе угла. В случае асимметричного расположения скважины расстояния до границ рекомендуется определять методом последовательного сравнения расчетных кривых для бесконечного и полубесконечного пластов с фактической. Теоретически этот метод можно применять при обработке КВД в клине любого угла раствора. Однако, чем меньше угол клина, тем меньше вероятности правильной оценки начала влияния ближайшей границы пласта на искривление начального участка. При угле раствора клина 180° имеем полубесконечный пласт. При углах менее 20° многовероятно, что границы пласта более близки к параллельным.

Методы, разработанные соискателем для клиновидных пластов широко применялись при гидроразведке Калужской, Якшуновской и Акатовской площадей для подземного хранения газа. [1, 27, 29, 30]; на Песчаноозерском газонефтяном месторождении (о.Колгуев в Баренцевом море) для уточнения геологического строения и прогнозирования уровней добычи нефти [23, 52]; на газоконденсатном месторождении Карачаганак для уточнения геолого-промысловой модели [51, 53]; на нефтяном месторождении Чарна-Шендишовска в Польше для оценки особенностей зон дренирования скважин [57] и др.

Пятая часть работы посвящена определению параметров полосообразных пластов.

К подобным пластам можно отнести:

- вытянутые линзовидные структуры и так называемые "шнурковые залежи", встреченные в частности на нефтеносных площадях в районе г.Майкопа, г.Щелково Московской области, на о.Колгуев в Баренцевом море и

др-;

- пласты, разбитые серией практически параллельных сбросов типа Северо-Долинского месторождения и др.;

- водоносные горизонты междуречий.

Наиболее общим видом полосообразных пластов можно считать пласт прямоугольный (четыре пересекающиеся под прямым углом границы), а его частными видами - полубесконечную полосу (три пересекающиеся под прямыми углами границы) и бесконечную полосу (две параллельные границы).

Задача о распределении давления в прямоугольном пласте решалась некоторыми авторами с помощью разных математических приемов. Отметим, что у У.П.Куванышева (1969) получено довольно сложное выражение для случая дренирования прямоугольного пласта группой несовершенных по степени вскрытия скважин. М.А.Гусейнзаде и А.К. Колосовская (1972) получили выражение для подобных пластов с помощью функций Грина. С.Н.Бузиновым и И.Д.Умрихиным решения получены с помощью некоторых интегралов от тэта функций (1964). Соискателем задача решалась методом суперпозиции бесконечных рядов зеркальных отражений источников (стоков) в рамках теории упругого режима фильтрации с помощью интегральной экспоненциальной функции [1, 7]. В частных случаях при удалении одной из границ в бесконечность имеем формулы для полубесконечной полосы (для трех пересекающихся под прямым углом границ); при удалении двух параллельных границ имеем формулу для бесконечной полосы. Для этого частного случая решения, подобные нашему, были получены для параллельных контуров питания С.Н. Нумеровым (1958), Н.Н.Веригиным (1962), Ф.М.Бочевером (1966), для параллельных границ А.Эвренойсом и Е.Рейдой (1966). Для задачи интерференции прямолинейной бесконечной батареи совершенных скважин решение получено Г.П.Гусейновым и И.А.Насруллаевым (1962).

Решения обратных задач указанными авторами не рассматривались. В связи с неопределенностью обратной задачи - определения по кривым реагирования фильтрационных параметров и расстояний до четырех границ, более реально ставить задачу определения коэффициентов гидропроводности и пьезопроводности при известном положении границ. Фильтрационные параметры пласта рекомендуется определять методом совмещения расчетных кривых с фактическими. Примером решения такой задачи может являться интерпретация результатов взаимодействия скважин в условиях петинского водонасышенного песчаника на Щелковской площади. Пласт моделировался

как полубесконечная полоса. Фильтрационные параметры определялись методом совмещения с использованием полученной основной формулы при известном положении трех границ [7].

Значительно более конкретную информацию о наличии границ и расстояний до них можно получить при интерпретации КВД. Формулы для изменения давления на стенке возмущающей скважины конечного радиуса при ее пуске и остановке в полосообразных пластах получены соискателем из формулы для распределения давления в прямоугольном пласте [1]. При этом необходимо отметить, что случай, когда все четыре границы прямоугольного пласта оказывают существенное влияние на кривую восстановления давления в скважине, представляется довольно редким. Это может наблюдаться при небольших размерах пласта. Как правило, в зависимости от удаленности границ и расположений скважины, влиянием одной или двух границ, значительно удаленных от скважины, можно пренебречь. В связи с этим, более подробно соискателем рассмотрены особенности интерпретации КВД в полубесконечных и бесконечных полосообразных пластах. Поскольку ранее было показано, что переменный дебит до остановки мало влияет на форму КВД и результаты расчетов, ограничимся случаями постоянного дебита [1, 5, 6]. Исследование полученных решений в большом диапазоне времен восстановления давления, а также серии гипотетических кривых при разных сочетаниях значений фильтрационных и геометрических параметрах позволили выявить особые свойства КВД в пластах с параллельными границами:

- преобразованные в координатах Хорнера КВД выпуклы к оси давлений, что может являться при дополнительной геологической информации признаком экранированного пласта вне зависимости от числа границ и характера ограниченности;

- при малых временах восстановления до начала влияния ближайшей границы на всех КВД выделяется прямолинейный участок с наклоном ¡, что позволяет вне зависимости от степени ограниченности пласта определить гидропроводность пласта, а при известных эффективной толщине пласта и упрогоемкости также и пьезопроводность;

- при средних временах в общих случаях на всех КВД имеем промежуточные криволинейные участки наиболее выраженные при

экранировании пласта более чем одной границей. В частных случаях, при резко асимметричном расположении скважин относительно границ, возможно выделение промежуточных прямолинейных участков, что облегчает определение расстояний до границ методами характерных точек, последовательного сравнения фактической кривой с расчетными и по отрезкам, отсекаемым прямолинейными участками на оси давлений;

- в конечный период восстановления наблюдается принципиальное различие конечных участков преобразованных КВД: в случае одной границы или двух пересекающихся имеем конечный прямолинейный участок; при наличии параллельных границ теоретически из-за бесконечного ряда отраженных скважин конечный участок должен быть криволинейным, асимптотически стремящимся к пластовому давлению. В связи с этим интерпретация КВД в полосообразных пластах представляется более сложной задачей, чем в клиновидных, а определение расстояний до границ практически возможно только методом наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими.

Методы, разработанные соискателем для полосообразных пластов, применялись для выявления экранированных зон и определения расстояний до границ на Щелковской площади для ПХГ; на морских нефтяных месторождениях Песчаноозерском (Баренцево море), им. 28 Апреля (Азери, Каспий), Белый Тигр (Вьетнам); на морских ГКМ Русановском и Бахар; на ГКМ Уренгойском, Оренбургском и Карачаганакском [1, 5, 7, 21, 26, 47, 49, 51, 52, 53, 57].

В шестой части работы рассмотрены основные принципы построения и использования универсального программного комплекса "Интерпретатор-М".

В настоящее время существует значительное число методов интерпретации результатов пьезометрии скважин при нестационарных режимах фильтрации применимых к различным типам коллекторов, геометрическим особенностям их строения, методам проведения исследований. В теоретическом плане КВД содержит значительную информацию об особенностях продуктивного пласта. Однако, расшифровка этой информации в общем случае затруднительна из-за сложности получения соответствующих аналитических зависимостей и общим принципом некорректности обратных задач. По

существу каждый из применяемых в настоящее время способов обработки результатов пьезометрии скважин действует в пределах применимости соответствующей выбранной модели, а достоверность полученных результатов существенно зависит от того, насколько использованная модель соответствует реальной геолого-промысловой ситуации. Информативность полученных результатов в значительной мере определяется опытом, квалификацией и особым мнением исследователя, и в определенной степени носит субъективный характер. К тому же никакая модельная ситуация, которой пользуются исследователи при формализации процесса восстановления давления, не может полностью описывать реальные гидродинамические процессы и структуру фильтрационных потоков в пласте и призабойной зоне скважины в период измерения КВД.

В связи с этим специалистами ВНИПИморнефтегаз в 1986-1988 гг. при участии соискателя была разработана комплексная методика обработки результатов гидродинамических исследований скважин, а также соответствующее математическое и программное обеспечение именно с целью выбора для интерпретации КВД наиболее адекватной фильтрационной модели и формализованного использования дополнительной априорной информации и особенностей КВД. Ранее, как правило, информация каждым исследователем использовалась субъективно в меру опыта и представлений о характере фильтрационных процессов и строения продуктивных пластов. Создание указанной методики, реализованной в виде программного средства "Интерпретатор-М", позволило не только сократить затраты , труда на интерпретацию, но и повысить информативность соответствующих исследований скважин без увеличения стоимости проведения работ.

В рамках предлагаемой методики рассматриваются четыре альтернативные модели пластов [26]: однородный; зонально-неоднородный, с ухудшенной прискважинной зоной; трещиновато-пористый (пласт с двойной пористостью, многопластовая система с перетоками); экранированный (с тектоническими нарушениями и литологическими неоднородностями или границей раздела газ-жидкость).

При этом наименование моделей является в. определенной степени условным. Каждая из ннх объединяет (описывает) целую группу геологических

и гидродинамических ситуаций, характеризующихся однотипным характером восстановления давления в скважнне. Более детальная геолого-промысловая идентификация моделей требует привлечения дополнительной информации на базе результатов геолого-промысловых, в том числе гидродинамических и лабораторных исследований.

Так, группа моделей "однородный пласт" характеризуется относительно небольшим изменением проницаемости пласта как по толщине, так и по простиранию и вязкости пластовых флюидов в пределах зоны дренирования скважины. В рамках "зонально-неоднородного" пласта может бьггь описан процесс восстановления давления не только в случае действительного ухудшения проницаемости в призабойной зоне, но и при выпадении в зоне дренирования скважины конденсата или резкого разгазирования нефти, приводящих к снижению фазовой проницаемости для нефти и газа.

Особенности КВД для модели "трещиновато-пористого" пласта характерны также и для слоистых пластов со значительным изменением проницаемости по мощности. При этом наряду с характерным временем распространения возмущений в пласте за счет сжимаемости пластовых флюидов и коллектора при снятии КВД идентифицируется и второе характерное время, аналогичное времени релаксации переходных процессов в трещиновато-пористых пластах. Это время определяется величиной межпластовых или внутрискважинных перетоков между различными пропластками в пределах вскрытой мощности. Наиболее широкий круг геолого-промысловых ситуаций охватывает модель экранированных пластов. Во-первых, многообразна геометрия самих тектонических нарушений и литологических неоднородностей (полубесконечный пласт, полоса, клин и т.д.). Кроме того аномалии КВД могут быть вызваны чисто гидродинамическими причинами, например, близостью контура жидкости в газовых скважинах. В каждом конкретном случае требуется дополнительная геолого-промысловая информация, чтобы уточнить какая именно из возможных ситуаций реализовалась в рамках данного типа модели.

Принципиальной особенностью разработанной методики является то, что при обработке КВД происходит предварительная идентификация перечисленных выше альтернативных моделей, после чего КВД обрабатывается соответствующими методами. В качестве основного метода идентификации

моделей и расчета используется подход, развитый в работах А.Х.Мирзаджанзаде, И.М.Аметова (1977), И.Б.Басовича, Б.С.Капцанова и В.Б.Фогельсона (1980-1987) и опирающийся на расчет и анализ так называемых детерминированных моментов текущей депрессии на пласт в процессе снятия КВД и безразмерного диагностического критерия адекватности.

В силу того, что выбранные альтернативные модели не могут вполне адекватно описывать реальную геолого-промысловую ситуацию, а замеры забойного давления производятся с определенной погрешностью, расчетное значение диагностического критерия может отличаться от соответствующих величин, полученных теоретическим путем. Поэтому выбор наиболее адекватной модели проводится с привлечением ряда дополнительных диагностических показателей. Идентификация моделей проводится в два этапа.

На первом этапе (предварительном) анализируются общие геометрические особенности преобразованной КВД: характер выпуклости в окрестности прямолинейного участка, продолжительность выхода КВД на этот участок, возможность выделения на полулогарифмической трансформанте КВД нескольких прямолинейных участков. В результате выбираются модели, не противоречащие общим геометрическим особенностям характера КВД. На втором этапе КВД обрабатывается по расчетным формулам каждой из оставшихся моделей с применением как дифференциальных, так и интегральных методов обработки. При этом, в случае правильности выбранной модели, расчетные характеристики в силу теоретических предпосылок должны удовлетворять определенным требованиям. Для оценки качества адекватности каждой расчетной характеристики (теоретического значения или интервала изменения, которые должны иметь место в случае правильности данной модели, и полученного расчетного значения по фактической КВД) используются, так называемые, функции принадлежности или качества. При полном совпадении значений теоретической и расчетной характеристики или их расхождении, которое может быть обусловлено только погрешностями замера забойного давления, функции принадлежности присваивается значение равное 1. По мере возрастания невязки теоретических и расчетных значений функции принадлежности монотонно убывают до 0. На основе функций принадлежности отдельных показателей (критериев) формируется интегральная функция

принадлежности, определяющая степень достоверности, с которой данная расчетная модель может быть принята в качестве базовой, т.е. наиболее полно отражающей условия фильтрации для данной КВД.

Конкретные закономерности изменения функции принадлежности для каждого диагностического критерия рассматриваемых альтернативных моделей, использованные в данной программе, получены на основе многовариантных прямых расчетов на ЭВМ и адаптации по промысловым материалам на газовых и нефтяных месторождениях.

В качестве общих диагностических критериев для альтернативных моделей использованы: безразмерный диагностический показатель, характеризующий тип фильтрационной модели; границы изменения гидропроводности; границы изменения пьезопроводности; характерное время распространения возмущений в пласте; вариации гидропроводности, определенной дифференциальными и интегральными методами. Кроме того для моделей однородного и неоднородного пласта используется диагностический критерий притока жидкости в скважину после . остановки, равного непосредственно объему внутрискважинного пространства. Оценка величины притока по КВД проводится в рамках предположения о его экспоненциальном затухании. Для модели с экранами используются два дополнительных критерия: "по наличию начального прямолинейного участка ..." и "по вариации расстояния до нарушения", связанных со спецификой обработки КВД в рамках данной модели.

На этапе идентификации в качестве базовой выбирается модель, имеющая наибольшую интегральную функцию принадлежности, а искомые фильтрационные и геометрические параметры пласта определяются по соответствующим расчетным формулам для базовой модели. Результаты апробации и внедрения программного средства позволили сделать вывод о значительном увеличении информативности и достоверности результатов интерпретации КВД. Наибольший эффект от применения разработанной системы получен при обработке результатов исследований скважин на сложно построенных месторождениях и в условиях ухудшения проницаемости призабойной зоны, а также при наличии нелинейных реологических свойств у пластовых флюидов. Весьма ценным явился опыт интерпретации КВД,

полученных с помощью дистанционных глубинных приборов при промыслово-геофизических исследованиях на Уренгое и в Польше [54].

Экономическая эффективность использования данной методики и программных средств связана как со значительным увеличением информативности газогидродинамических исследований скважин, так и с возможностью решения ряда геологических задач меньшим числом разведочных скважин, а также повышением эффективности геолого-технических мероприятий на скважинах за счет их более обоснованного выбора под воздействие.

На глубоких месторождениях Волго-Урала, Прикаспия добываемый газ в значительной мере агрессивен, что затрудняет использование глубинных приборов. В этой ситуации программное средство "Интерпретатор-М" используется в сочетании с подпрограммой "Устье-Забой", также разработанной во ВНИПИморнефтегазе при участии соискателя с использованием некоторых программных модулей С.Н.Закирова, А.И.Брусиловского и Н.Е.Щепкиной (1988). Программа позволяет производить пересчет устьевых данных для забойных условий с учетом структуры потока, фазовых превращений, потерь на трение и других факторов [48]. На Оренбургском ГКМ таким образом были обработаны более 100 КВД, 130 КВД на месторождении Карачаганак [51, 53]. Подпрограмма "Устье-Забой" утверждена в составе РД Миннефтепрома СССР в 1988г. [50]. Программное средство (ПС) "Интерпретатор-М" кроме того внедрено:

- наиболее широко на предприятиях ПО "Уренгойгазпром" и используется в качестве элемента автоматизированной системы разработки залежей для интерпретации всех КВД при определении фильтрационных и геометрических параметров газовых и газоконденсатнонефтяных залежей, а также степени ухудшения призабойных зон скважин для выбора первоочередных объектов интенсификации добычи. Всего на Уренгойском месторождении обработано более 400 КВД;

- в ПО "Арктикморнефтегазразведка"; на Саноцком и Кросненском предприятиях по добыче нефти и газа (Польша); в СП "Вьетсовпетро" (СРВ); в ПО "Каспморнефтегазпром" [21, 47, 52, 54, 57].

Программное средство рекомендовано к внедрению "Руководством по исследованию скважин" [24, 55]. В настоящее время проводится существенная модернизация ПС "Интерпретатор-М" с учетом прогресса компьютерной техники.

В седьмой части доклада представлены результаты некоторых комплексных пьезометрических исследований нефтегазоводоносных пластов и скважин по определению фильтрационных и геометрических параметров.

На Калужской и Якшуновской водоносных площадях исследовался гдовский песчаник с целью создания ПХГ. Гидроразведка проводилась при помоши пробной закачки газа и возбуждением отдельных скважин. Ставилась задача при наличии основного тектонического нарушения выявить и протрассировать гидродинамическими методами малоамплитудные ответвляющиеся экраны. Такие экраны, разделяя основной пласт на блоки, могли использоваться в качестве естественных замков структуры и позволили бы существенно увеличить емкость Калужского ПХГ. В результате пьезометрических исследований были выявлены три малоамплитудные нарушения, два из которых используются как естественные замки структур. При интерпретации данных пьезометрии широко использовались методы, разработанные соискателем для клиновидных пластов в сочетании с методом совмещения расчетных кривых с фактическими. Один из выявленных экранов, замыкающий структуру, был подтвержден бурением специальной скважины. Экран позволил более чем вдвое увеличить емкость ПХГ [1, 27, 30]. До проведения указанных исследований для увеличения емкости ПХГ планировалось создание искусственного гидродинамического экрана на основе водяной блокады, что потребовало бы значительного увеличения капзатрат и эксплуатационных расходов [29]. При интерпретации данных пьезометрии на Якшуновской площади дополнительный экран был не только протрассирован, но и определена его протяженность. Отметим, что, как правило, выявить и протрассировать малоамплитудные сбросы возможно только методами пьезометрии.

Соискателем была разработана методика расчета и технология вытеснения воды газом из полосообразного пласта на Щелковской площади и принципы •эксплуатации ПХГ как самостоятельного объекта, так и в сочетании с уже

созданным газохранилищем в нижезалегающем горизонте [31, 32, 33, 34, 35, 36]. В связи с этим возникла необходимость уточнения геометрической модели пласта, положения границ и контура питания. Поставленные задачи были решены при интерпретации данных опытной закачки газа, взаимодействия скважин и КВД [1, 32]. Интерпретация КВД по трем скважинам проводилась методом совмещения с использованием формул для полосообразных пластов. Во всех случаях совмещение кривых было достигнуто только в рамках модели полубесконечной полосы. Поскольку при этом по каждой КВД определялись расстояния до трех границ, результаты были сопоставлены графически и практически совпали. При этом замыкающая пласт граница была выявлена в северо-западном направлении, а контур питания на юго-восточном. Причем по данным КВД одной из скважин граница была зафиксирована на расстоянии 1700 м. Если учесть, что замыкающая граница по расчетам находится под промышленными объектами г.Щелково, а контур питания - под известным аэродромом "Чкаловский", то в данном случае использованные методы являлись единственно возможными для решения задачи.

На газовых месторождениях севера Тюменской области приняты кустовое расположение скважин и комбинированная система вскрытия мощных продуктивных разрезов. В частности, на Уренгойском газовом месторождении в каждом кусте имеются пять эксплуатационных скважин и одна наблюдательная. Расстояния между устьями скважин примерно 70 м. Интервалы вскрытия выбирались таким образом, чтобы, с одной стороны, не создавать условий для вертикальной фильтрации подстилающей залежь воды, а с другой - создать условия для равномерной отработки продуктивного пласта, разделенного на отдельные пропластки. В связи с такими особенностями системы разработки была поставлена задача определить наличие взаимодействия скважин в кусте при совмещенных и не совмещенных по мощности интервалах перфорации. Если взаимодействие имеется, возникают задачи разработки такой схемы вскрытия, при которой подобные эффекты сведены к минимуму. В то же время появляется возможность определения фильтрационных параметров пласта наиболее надежным способом: наблюдением за изменением давления в остановленных скважинах при пуске и остановке возмущающих методом гидропрослушивания.

Следует отметить, что результаты немногих исследований, посвященных задаче гидропрослушивания газовых пластов, указывают на возникающие при этом непреодолимые трудности. С практической точки зрения вопрос подробно рассматривался М.И.Багринцевым и Н.М.Кульпиной (1973), причем было показано, что эффекты взаимодействия скважин в газовой среде весьма малы, что предъявляет особые требования к способам и технике измерений. Особенности конструкций скважин на Уренгойском месторождении, связанные с наличием забойных клапанов-отсекателей, приводят к необходимости ограничения дебитов скважин, работающих в общий коллектор. Так, при условии возможного срабатывания клапанов-отсекателей, технологически допускается одновременная работа в кусте не менее трех скважин с общим дебитом 6-7 млн.м3/сут. Парное исследование скважин (одна возмущающая, одна наблюдательная) возможно только при условии выпуска газа в атмосферу, что с учетом высокодебитности скважин приводит к большим потерям газа. К тому же в этом случае на время эксперимента необходимо остановить весь куст. Другая особенность скважин - малые (в пределах нескольких атмосфер) рабочие депрессии. Таким образом, при планировании эксперимента особое значение придавалось точности применяемых приборов. Промысловые исследования проводились соискателем совместно с Г.Г.Кучеровым на трех кустах скважин при одновременном возбуждении не менее трех скважин в кусте. Измерения давления производились с помощью высокоточного специального прибора. Реакции наблюдательных скважин были зафиксированы во многих случаях через 30-40 мин., а в течение двух суток изменение давления достигало 0.10.12 МПа при дебитах кустов до 8 млн.м3/сут.

Интерпретация кривых изменения давления в наблюдательных скважинах на пуск и остановку куста скважин проводилась методом совмещения расчетных кривых с фактическими варьированием кИ/ц и ж с учетом суперпозиции действия разнодебитных скважин. При этом впервые были получены фильтрационные параметры сеноманской газовой залежи, использованные при проектировании разработки, а также даны рекомендации по интервалам вскрытия залежей для уменьшения взаимодействия скважин [25, 46, 55]. Отметим, что многочисленные попытки определить параметры сеномана по

КВД не удались, за исключением весьма оценочных результатов исследований разведочной скважины [39].

Одной из задач, поставленных при гидроразведке валанжинских газоконденсатнонефтяных залежей Уренгойского и Ен-Яхинского ГКМ было изучение особенностей зон дренирования разведочных скважин. Преобразованные КВД во многих случаях имели сложный характер и не могли быть интерпретированы обычными методами. В том числе аномалии КВД были связаны с осложнениями исследований в условиях влияния криолитозоны в верхней части разреза, что приводило к образованию гидратов в стволе скважин и неизотермическим процессам при измерениях КВД. В связи с этим на разных участках месторождения были проведены специальные глубинные термогазодинамические исследования с целью оптимизации режимов исследований разведочных скважин [37, 44, 45]. Это позволило свести к минимуму искажения КВД за счет указанных осложнений. С другой стороны, имеющаяся геолого-геофизическая информация свидетельствовала о возможно более сложном геологическом строении залежей. Анализ всех имеющихся материалов позволил предположить, что аномалии КВД могут быть связаны с наличием сбросов, (залежи БУМ; БУд; АУя; ПК21 и др.); зон выклинивания пласта-коллектора (БУ^; БУю-п); близости контактов газ-вода (БУ12; БУю) и газ-нефть (БУп; БУю-ц). Гидродинамический анализ особенностей аномальных КВД позволил выявить влияние одного или двух пересекающихся экранов, рассчитать расстояния до границ и углы, под которыми они пересекаются. Совокупность данных геологии и пьезометрии в свою очередь позволила уточнить геолого-промысловую основу проектов разработки: геологическое строение залежей, положение контактов и запасы [38, 40, 41, 42, 43, 45, 54]. Опыт, полученный соискателем на Уренгойском ГКМ, был использован при подготовке разделов Инструкции [16] и Руководства [55].

При проведении комплекса гидродинамических исследований разведочных и эксплуатационных скважин на многопластовом Песчаноозерском нефтегазовом месторождении (о.Колгуев) решались задачи уточнения геологического строения, прогнозирования работы скважин и анализа разработки, выбора объектов добычи газа для целей энергетики и др. Гидропрослушивание проводилось, как правило, при существенно переменном

дебите. При обработке кривых реагирования использовался метод совмещения с учетом суперпозиции всех режимов работы и остановок. На тех наблюдательных скважинах, где отсутствовала ожидаемая реакция, проводилась тщательная съемка КВД. При этом были получены сложные КВД, интерпретация которых позволила выявить экранированные зоны дренирования скважин, причем подтвердились предположения геологов о более сложном геологическом строении месторождения, наличие "шнурковых" залежей, меандр и др. осложнений. Результаты пьезометрии позволили проводить расчеты по анализу разработки с учетом выявленных особенностей ограниченности залежей, расстояний до границ, углов клина и других факторов. В этих условиях при выборе газовых скважин для долгосрочного газоснабжения энергоемких потребителей также были учтены результаты изучения гидродинамических особенностей зон дренирования скважин. Массовая обработка КВД (более 50) проводилась с использованием программного комплекса "Интерпретатор-М" [20, 23, 52].

На Мурманском газовом месторождении в Баренцевом море в период > разведки при интерпретации более десяти КВД были выявлены зоны значительной ограниченности пласта, что подтвердило геолого-геофизические данные о сложном строении. Особый интерес представило исследование участка пласта-коллектора в купольной части, экранированного тектоническим сбросом и ГВК. При интерпретации КВД здесь была получена модель полубесконечной полосы с расстояниями до границ 100, 110 и 400 м, что согласуется с геологическими данными. Результаты были использованы при подсчете запасов и технико-экономических расчетах освоения месторождения [23, 52].

37

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований методически и практически решена задача выявления экранированных зон сложнопостроенных нефтегазоводоносных залежей методами пьезометрии скважин в комплексе с методами геологии и геофизики.

Показано, что при моделировании фильтрационных процессов в экранированных пластах все разнообразие взаимного расположения границ можно свести к двум основным схемам: параллельным (полосообразный пласт) и пересекающимся (клиновидный пласт) границам, а также их сочетаниям.

В рамках теории упругого режима фильтрации в сочетании с методом суперпозиции источников-стоков получены точные решения для распределения давления в экранированных пластах при переменном и постоянном дебите. Для задач распределения давления в пластах, экранированных границей конечной протяженности или с разрывом сплошности, получены приближенные формулы.

При известном положении границ полученные аналитические зависимости позволяют прогнозировать уровни добычи эксплуатационных скважин и технологические показатели разработки. Для решения обратной задачи - определения фильтрационных параметров пласта по кривым взаимодействия скважин, разработан метод наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими. В отдельных случаях метод позволяет определить один из параметров геометрии границ пласта.

Расчетные формулы для изменения давления на стенке возмущающей скважины получены как частные случаи формул для распределения давления в экранированных пластах. Исследование полученных зависимостей, гипотетических и фактических преобразованных кривых изменения давления в возмущающих скважинах позволили сделать следующие выводы. Преобразованные кривые, полученные в экранированных пластах, имеют в зависимости от координат своеобразный выпуклый или вогнутый к оси давлений характер и в большинстве случаев не поддаются интерпретации известными методами даже для определения только фильтрационных параметров. С другой стороны, как правило, уже только по виду этих кривых можно предварительно судить об ограниченности пласта. Кривые в условиях

пересекающихся границ имеют не менее двух прямолинейных участков -начальный и конечный, отношение наклонов которых напрямую зависит от угла клина: чем больше отношение, тем меньше угол. Для условий полосообразных пластов конечный прямолинейный участок в общем случае отсутствует, и определение расстояний до границ, которых может быть больше, чем две, представляется задачей более сложной.

В диссертации разработаны приемы и процедура извлечения фильтрационной и геологической информации при интерпретации КВД. В качестве наиболее объективного предложено использовать метод наилучшего совмещения расчетных кривых с фактическими. Для оценочных расчетов -методы характерных точек пересечения прямолинейных участков между собой и осью давлений и последовательного сравнения расчетных кривых с фактическими. Предложены зависимости для оценки необходимой длительности возбуждения скважин и времени прослеживания КВД для получения более надежной информации о границах, что в принципе позволяет оптимизировать соотношение величин "информация-стоимость". Одним из важнейших элементов процедуры интерпретации данных пьезометрии . скважин в экранированных пластах является изучение имеющейся по месторождению геолого-геофизической информации и комплексный подход к результатам всех работ.

Разработанные методы использованы в системе широко внедренного в производство универсального программного комплекса "Интерпретатор-М", являющегося элементом автоматизированной системы управления разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений. Комплекс позволяет по результатам интерпретации КВД, кроме определения фильтрационных параметров, облегчить построение модели фильтрации в зоне дренирования скважин, выявлять границы, определять характер экранирования, расстояния до границ и места их пересечения, выявлять объекты с ухудшенной прискважинной зоной, межпластовыми перетоками и др.

Теоретически и на многочисленных фактических данных показано, что разработанные в диссертации методы позволяют существенно увеличить разрешающую способность пьезометрических исследований скважин в условиях экранированных пластов. В отдельных случаях границы пласта надежно

определялись на расстояниях более 1500 м в водоносных пластах и сотен метров в газовых. Показана, в частности, возможность, при условии кустового расположения скважин, специальной технологии работ и применения метода совмещения расчетных кривых с фактическими, определения фильтрационных параметров мощного газового пласта по данным взаимодействия скважин.

В ряде случаев задачи выявления и трассировки границ пласта могли быть решены только с помощью оригинальных пьезометрических исследований.

Разработанные в диссертации методы широко и эффективно внедрены во многих производственных объединениях и рекомендованы для дальнейшего внедрения в "Руководстве по исследованию скважин". Наука. 1995.

Содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А.. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. Недра., М., 1974. стр. 1-200.

2. Кульпин Л.Г. Исследование кривых изменения давления в скважинах при их работе и остановке в клинообразных пластах. В книге "Поисково-разведочные работы по подземному хранению газа в СССР". Труды треста "Союзбургаз", Недра, 1971, вып. 10, стр. 167-185.

3. Кульпин Л.Г. Определение параметров пластов, экранированных двумя пересекающимися границами, по кривым восстановления давления. НТС по добыче нефти ВНИИ, № 40, Недра, М., 1971. стр. 142-152.

4. Кульпин Л.Г. Определение расстояний до границ клинообразных пластов по кривым изменения давления в скважинах. Ж-л "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений", НТС № 3, ВНИИЭГазпром, 1970. стр. 25-33.

5. Кочина И.Н., Кульпин Л.Г., Горева А.Д., Резник Б.А. Определение параметров полосообразных пластов по кривым восстановления давления. Ж-л "Нефтепромысловое дело" НТС № 3, ВНИИОЭНГ, М., 1970.

6. Кочина И.Н., Кульпин Л.Г. Особенности кривых восстановления давления в полосообразных пластах и их обработка. В книге "Поисково-

разведочные работы по подземному хранению газа в СССР". Труды треста "Союзбургаз", вып. 10, Недра, 1971, стр. 155-167.

7. Кочнна H.H., Кульпин Л.Г., Горева А.Д., Резник Б.А. Определение параметров полосообразных пластов. Ж-л "Нефтепромысловое дело", № 6, ВНИИОЭНГ, М., 1971. стр. 18-20

8. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Определение параметров пластов, осложненных пересекающимися границами, по кривым гидропрослушивания. Ж-л "Нефтепромысловое дело", № 12, ВНИИОЭНГ, М., 1972. стр. 13-15.

9. Кульпин Л.Г. Методы определения расстояния до прямолинейного сброса в пласте по кривым восстановления давления. Ж-л "Нефтяное хозяйство" № 6, Недра, М., 1971. стр. 41-43.

10. Кульпин Л.Г. Определение параметров пластов, осложненных границами конечной длины, по кривым восстановления давления. Ж-л "Газовая промышленность", № 6, 1973. стр. 11-15.

11. Герцен Г.А., Гуревич Г.Р., Кульпин Л.Г. Определение параметров пласта по наблюдению неустановившейся прямолинейной фильтрации газа. В книге "Бурение и эксплуатация скважин". Труды МИНХ и ГП. Выпуск 29. Гостоптехиздат. М. 1960. стр. 70-80.

12. Кульпин Л.Г., Горева АД., Кочина И.Н. Определение параметров полосообразных пластов по кривым восстановления давления в скважинах. Тезисы доклада X Всесоюзной конференции по исследованию скважин. ОНТИ ВНИИ. М. 1969.

13. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Совмещение фактических и расчетных кривых изменения давления с помощью ЭВМ в качестве метода обработки данных исследования в неоднородных пластах. Тезисы доклада X Всесоюзной конференции по исследованию скважин. ОНТИ ВНИИ. М. 1969.

14. Кульпин Л.Г. Обработка кривых восстановления давления (КВД) в ограниченных пластах. В книге "Научно-технический прогресс в химической и газовой промышленности". Тезисы доклада Межведомственной научно-технической конференции молодых ученых. Харьков. 1970. стр. 50-53.

15. Кульпин Л.Г., Бондаренко Н.В. Исследование влияния переменного дебита на кривые гидропрослушивания. Тезисы доклада на XII научно-

техническом семинаре по гидродинамическим методам исследования и контроля процессов разработки нефтяных месторождений. ВНИИ. М. 1973. стр. 31-32.

16. Кульпин Л.Г. Методы снятия и обработки КВД. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин. Раздел V.l. Недра. М. 1980. стр. 150-178.

17. Басович И.Б., Капианов Б.С., Кульпин Л.Г., Симонова Г.М. Способ определения наличия и положения границ пласта в окрестностях скважины, а/с 1485710. Приоритет изобретения 28 ноября 1986 г. Зарегистрировано 8 февраля 1989 г.

18. Капцанов Б.С., Кульпин Л.Г., Симонова Г.М. Исследование точности определения фильтрационных и геометрических параметров пласта по кривым восстановления давления. Ж-л "Азербайджанское нефтяное хозяйство". № 8. 1986. стр. 14-17.

19. Капцанов B.C., Кульпин Л.Г., Симонова Г.М. Оценка необходимого времени работы скважин при замере восстановления давления в пластах, осложненных границами. Технология и техника создания подземных хранилищ газа в пористых средах. Сборник научных трудов ВНИИГаз. М. 1987. стр. 218222.

20. Кульпин Л.Г., Капцанов Б.С., Мамлеев Р.Ш., Обморошева Л.Б., Симонова Г.М. Интерпретация кривых гидропрослушивания при сложной истории работы возмущающей скважины. Ж-л "Азербайджанское нефтяное хозяйство". № 8. 1988. Баку. стр. 34-36.

21. Кульпин Л.Г., Берман Л.Б., Бахишев B.C., Эйдлин Б.С. Методика проведения комплексного автоматизированного анализа результатов гидродинамических исследований скважин в осложненных условиях. Тезисы докладов Всесоюзного семинара по современным проблемам нефтегазопромысловой механики. АН АзССР, АзНИПИНефть. Баку. 1988.

22. J.Basowicz, B.Kapcanow, L.Kulpin, G.Simonowa. Nowe aspekty interpretacje hydrodynamicznych badan odwertow. (Новые аспекты интерпретации гидродинамических исследований скважин). NAFTA. Krakow. № 10. 1988. стр. 264-267.

23. Кульпин Л.Г., Басович И.Б., Капцанов Б.С. Система комплексной автоматизированной интерпретации результатов гидродинамических

исследований скважин в трещиноватых коллекторах. Доклады Международного симпозиума по вопросам разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Варна. Болгария. 1990. Секция 3. том И. стр. 7378.

24. Кульпин Л.Г., Басовнч И.Б., Капцанов Б.С., Симонова Г.М. Пакет прикладных программ по интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин. Регистрация Мингазпрома СССР № 589- 47001079 . 00744-01. 3301-1 II 188005. Москва. 1988.

25. Гереш П.А., Косухин Л.Д., Кульпин Л.Г., Кульпина Н.М., Мясников Ю.А. Определение фильтрационных параметров газового пласта при кустовом расположении скважин. Проблемы нефти и газа Тюмени. Выпуск 51. Тюмень. 1981. стр. 43-45.

26. Басович И.Б., Капцанов Б.С., Кульпин Л.Г., Кульпин Д.Л. Методические основы и принципы построения математического и программного обеспечения комплексной обработки результатов гидродинамических исследований скважин на ЭВМ.. В книге "Проблемы освоения морских нефтяных и газовых месторождений" М. ВНИИОЭНГ. 1990. стр. 126-137.

27. Кульпин Л.Г., Резник Б.А., Андрущенко Р.Н., Савчук И.Б., Бачурина Г.П. Использование гидродинамических методов исследования скважин и ЭВМ для детализации структурного плана Калужских дислокаций. В книге "Поисково-разведочные работы по подземному хранению газа в СССР". Труды треста "Союзбургаз". Выпуск 10. Недра. 1971. стр. 40-54.

28. Кульпина Н.М., Кульпин Л.Г., Гриценко И.В. К методике обработки кривых восстановления давления в разведочных скважинах. Ж-л "Газовая промышленность". № 2. 1975. стр. 30-33.

29. Афанасенков И.И., Андрущенко Р.Н., Кацман A.B., Кульпин Л.Г., Резник Б.А. Геолого-гидродинамические предпосылки расширения Калужского хранилища газа на основе создания водяной блокады. В книге "Геология и перспективы нефтегазоносности некоторых районов СССР и вопросы подземного хранения газа". Труды треста "Союзбургаз". Выпуск 7. Недра. М. 1968. стр. 267-280.

30. Афанасенков И.И., Андрущенко Р.Н., Кайман А.В., Кульпин Л.Г., Резник Б.А. Геологические предпосылки расширения Калужского газохранилища. Реф. сборник. "Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений". № 6. 1969. ВНИИЭГазпром. М. стр. 7-14.

31. Кульпин Л.Г., Бузинов С.Н. Методика расчета вытеснения воды газом из линзовидных структур с целью подземного хранения газа. Тезисы докладов научно-технической конференции молодых специалистов. Изд-во МИНХ и ГП. М. 1965. стр. 62

32. Кульпин Л.Г. Технология освоения песчаной линзы Щелковской площади. В книге "Молодые специалисты газовой промышленности СССР". Газпром СССР. ЦНТИ. М. 1965. стр. 1-12.

33. Кульпин Л.Г. Расчет вытеснения воды из ограниченного линейного пласта переменной мощности при подземном хранении газа. Реф. сборник 'Транспорт и хранение газа". № 8. 1969 ВНИИЭГазпром. М. стр. 3339.

34. Бузинов С.Н., Кульпин Л.Г. Методика расчета фронтального вытеснения воды газом из ограниченного линейного пласта. В книге "Геология и перспективы нефтегазоносности некоторых районов СССР и вопросы подземного хранения газа". Труды треста "Союзбургаз". Выпуск 7. Недра. М. 1968. стр. 321-330.

35. Кульпин Л.Г., Резник Б.А., Дьяконова Л.А. Возможность создания подземного хранилища газа в песчаной линзе Щелковской площади. В книге "Геология и перспективы нефтегазоносности некоторых районов СССР и вопросы подземного хранения газа". Труды треста "Союзбургаз". Выпуск 7. Недра. М. 1968. стр. 330-340.

36. Дьяконова Л.А., Кульпин Л.Г. Результаты некоторых расчетов по улучшению динамических показателей Щелковского подземного хранилища газа путем совместной эксплуатации Нижнешигровского горизонта и песчаной линзы. В книге "Геология и перспективы нефтегазоносности некоторых районов СССР и вопросы подземного хранения газа". Труды треста "Союзбургаз". Выпуск 7. Недра. М. 1968. стр. 340-347.

37. Ильский О.Г., Кульпин Л.Г., Крылов Г.П. Комплексная научно-экспериментальная станция (КНЭС) для Уренгойского месторождения. Тезисы доклада на семинаре "Внедрение новой техники при обустройстве и

эксплуатации газовых месторождений в условиях Крайнего Севера" /на примере Медвежьего и Мессояхи/". Тюмень. 1973. стр. 48-50.

38. Гриценко И.В., Кульпина Н.М., Кульпин Л.Г., Лютомский С.М. Особенности гидродинамических исследований разведочных скважин на Уренгойском газоконденсатном месторождении. Тезисы доклада на Всесоюзном семинаре "Гидродинамические исследования пластов и скважин газовых и газокондексатных месторождений" в г. Одессе. Изд. МИНХ и ГП. М. 1974. стр. 4-6.

39. Ильский О.Г., Кульпин Л.Г., Лютомский С.М., Мельников В.М. Комплексные исследования скважин Р-3 Сеноманской залежи Уренгойского месторождения. Реф. сборник Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 7. ВНИИЭГазпром. М. 1974. стр. 16-21.

40. Кульпин Л.Г., Карачинский В.Е., Дурицкий H.H. Методические особенности гидродинамических исследований газоконденсатных скважин на Уренгойском месторождении. Тезисы доклада на III научно-технической конференции ВНИИГаза в г. Москве. Изд. ВНИИГаза. М. 1976.

41. Кульпин Л.Г., Дурицкий H.H., Кульпина Н.М. Лютомский С.М. н др. Комплексное исследование Ен-Яхинского газоконденсатного месторождения поисковой скважиной. Реф. сборник Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. № 12. ВНИИЭГазпром. М. 1977. стр. 3-7.

42. Бородкин В.Н., Мельников В.М., Кульпин Л.Г. О тектоническом строении Уренгойского месторождения. Реф. сборник Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. № 12. ВНИИЭГазпром. М. 1977. стр. 17-24.

43. Кульпин Л.Г., Кульпина Н.М., Ханнанов З.Д. Использование кривых восстановления давления для решения некоторых геологических задач на Уренгойском месторождении. Проблемы освоения газовых и газоконденсатных месторождений севера Тюменской области. Сборник научных трудов ВНИИЭГазпром. М. 1981. стр. 23-28.

44. Кульпин Л.Г., Дурицкий H.H., Кульпина Н.М., Лютомский С.М., Садыков P.C., Степаненко В.Д. Выбор диапазонов безгидратной эксплуатации скважин на Уренгойском месторождении. Геология, бурение, разработка и

эксплуатация газовых месторождений Сибири. Труды ВНИИЭГазпром. Выпуск I/II. М. 1979.

45. Дуриикий H.H., Кульпин Л.Г., Кульпина Н.М., Лютомский С.М. Опыт изучения гидротермодинамических и газоконденсатных характеристик скважин на Уренгойском месторождении (тематический обзор). Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. Выпуск 7. ВНИИЭГазпром. М. 1981. стр. 1-36.

46. Дюкалов C.B., Гереш ПЛ., Кульпин Л.Г. Геологопромысловый анализ внутрикустового гидропрослушивания скважин на Уренгойском месторождении. Реф. сборник. Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. ВНИИЭГазпром. М. № 3. 1982. стр. 1-4.

47. Берман Л.Б., Касумов С.М., Кульпин Л.Г., Эйдлин Б.С. Уточнение геолого-промысловой модели месторождения Сангачалы-море-Дуванный-море-о.Булла. Технология разработки морских месторождений нефти и газа. Сборник научных трудов ВНИИморгео. Рига. 1985. стр. 52-59.

48. Циклаури Г.В., Кульпин Л.Г., Дворкин Я.П., Лютомский С.М., Хайруллина А.И. Расчет гидротермодинамических параметров газоконденсатных скважин по данным устьевых замеров. Технология разработки морских месторождений нефти и газа. Сборник научных трудов ВНИИморгео. Рига. 1985. стр. 43-47.

49. Кульпин Л.Г., Абдуллаев Т.И. и др. Способ разработки газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Авторское свидетельство СССР 1714096 от 31.12.86. Патент США 5 027 897 от 02.07.91.

50. Сулейманов А.Б., Кулиев Р.П., Рашидов М.М., Кульпин Л.Г., Гурбанов P.C. и др. Руководство по определению давления на забое скважин по устьевым параметрам с использованием ЭВМ. Руководящий нормативный документ РД-39-4700803-1-88 Гипроморнефтегаз. Баку. 1988.

51. Басниев К.С., Кульпина Н.М., Басович И.Б., Капцанов Б.С., Кульпин Л.Г., Эйдлин Б.С., Зотов Г.А., Колесников А.Ф., Тимофеев А.Н., Кормишин А. К. Комплексная компьютерная интерпретация кривых восстановления давления с целью уточнения геолого-промысловой модели продуктивных отложений месторождения Карачаганак. Доклады Международной конференции по разработке газоконденсатных месторождений. Секция 1. Промысловая

геология и анализ разработки месторождении. Краснодар. 29.5. - 02.6. 90. стр. 25-28.

52. Кульпин Л.Г., Аксенова В.М., Капцанов Б.С., Эйдлин Б.С., Московии Е.Ф. Применение системы комплексной автоматизированной интерпретации для существенного повышения информативности гидродинамических исследований скважин на Арктическом шельфе. Тезисы докладов II Всесоюзной конференции "Комплексное освоение нефтегазовых ресурсов континентального шельфа СССР". М. 1990. МИНГ.

53. Басниев К.С., Кульпина Н.М., Капцанов Б.С., Кульпин Л.Г. Эйдлин Б.С. Уточнение геолого-промысловой модели пласта Карачаганакского месторождения. Ж-л "Газовая промышленность". № 3. 1992. стр. 28-29.

54. Кульпин Л.Г., Скира И.Л. Оценка гидродинамических особенностей зоны дренирования скважин по данным глубинных геофизических исследований. Доклады VI KRAJOWA konferencij Naukowo-Techniczna Institut Gomictwa Dobczyce. Krakow . 28 - 30.09. 1994. стр. 418-425.

55. Кульпин Л.Г. Влияние различных факторов на форму КВД, снятых в газовых скважинах. Учет влияния различных факторов на форму кривых восстановления давления. Метод прослушивания скважин для определения параметров пласта. Руководство по исследованию скважин. Разделы 5.3, 5.4., 5.7, М. Наука, 1995. стр. 269-291, 296-298.

56. Басович И.Б., Капцанов Б.С., Эйдлин Б.С., Кульпин Л.Г., Соколов А.В. Способ исследования скважин. Авторское свидетельство 1681603 от 17.05.89.

57. Kulpin L.G. Hydrodynamic Method of Well Testing: Solution of some Geological Problems. Conference and Exhibition. Modern Exploration and Improved Oil and Gas Recovery Methods. Cracov, Poland, 12-15 September 1995. Book of Abstracts, p. 78.

Заказ № 268 Тираж 100 экз. 3 апреля 1996

Отдел выпуска ОАО"ВНИПИМОРНЕФТЕГАЗ"