автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Разработка методики исследования горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации с учетом геологическрх, технических и технологических факторов

2 3 НОВ 1398

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА

На правах рукописи

Каратаев Жумабай Габбасотта

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ИССЛЕДОВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНЫХ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ С УЧЕТОМ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ, ТЕХНИЧЕСКИХ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

специальность 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва 1998г.

Работа выполнена в российском Государственном Университете Нефти и Газа

имени И.М. Губкина.

Научный руководитель: член-корреспондент РАЕН,

д.т.н., проф. 3. С. Алиев Официальные оппоненты:

акад. РАЕН, д.т.н., проф. В. А. Сахаров

кандидат технических наук, Э.С. Зшшров

Ведущая организация: ВШШИМОРНЕФТЕГАЗ

Защита диссертации состоится " <Р " е С^сьлЖЯ 1998 года в ч соа на заседании специализированного Совета К.053.27.08 по защите диссертаций I соискание ученой степени кандидата технических наук при Российском Государс венном Университете нефти и газа имени И. М. Губкина по адресу: 117917, ГСП-Москва, Ленинский проспект, д. 65, ауд.731.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.? Губкина,

Автореферат разослан «¿Г» ¿е-СЛ^^Я, 1998 г.

Ученый Секретарь специализированного Совета К. 053.27.08, профессор У А. О. Палий

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. За последние 20 лет освоение нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами получило широкое распространение. Причинами роста интенсивного использования горизонтальных скважин являются: открытие огромного числа морских нефтетазозых месторождений и дороговизна бурения скважин со стационарных и плавучих платформ, высокая производительность горизонтальных скважнн, увеличение коэффициента нефте- и газоотдачк пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами за счет лучшего охвата ими зоны дренирования.

Широкое распространение технологам горизонтального бурения скважин в зарубежной практике началось с начала 80-х гадов. В настоящее время за рубежом использование горизонтальных скважин при разработке месторождений приобрело массовый характер, и к 2000 г. каждая вторая новая скважина будет горизонтальной.

Совершенствование зарубежными фирмами техники и технологии проводки горизонтальных скважин на суше н на море, привело к току, что их стоимость только на 10-50% превышает стоимость вертикальных скважин и имеет тенденцию к дальнейшему снижению.

В СССР наклонные и наклонно- горизонтальные схважины были пробурены в начале 50-х годов. Экономические показатели при использовании существующей техники и технологии проводки таких екзажин не позволили широко внедрить данную технологию в отечественную практику. В последние годы, в связи с вводом в разработку газовых и газококценсатных местороадений с ннзкопронндае-мымн коллекторами малой толщины, непромышленными дебетами скважин а другими неблагоприятными горно-геологическими условиями, возникла необходимость строительства горизонтальных скважин ка месторождениях, что позволит решать следующие проблемы: повысить продуктивность низкопроницаемых и маломощных коллекторов, регулировать процессы обводнения, в том числе увеличивать сроки беззодпой эксплуатации, увеличить коэффициент нефте- и газоотдячи, уменьшить количество скважин на месторождении.

Основные трудности прогноза применения горизонтальных газовых скважш состоят в том, что в настоящее время отсутствует отечественный опыт длительно! эксплуатации горизонтальных газовых скважин, а тем более разработки месторолс дений системой горизонтальных скважин. Существует лишь опыт кратковремен пой (до 2-4 лет) эксплуатации отдельных газовых скважин, число которых к том) же невелико.

Весьма большие перспективы для использования горизонтальных скважш имеются и на шельфах морей, где уже выявлено множество углеводородных ме (порождений.

Вопросу определения аналитическим методом производительности горизон тальнкх газовых и нефтяных скважин посвящено огромное число публикации Практически всеми исследователями рассмотрены симметричное и асимметричное (по толщине пласта) расположение горизонтального ствола в однородном пласте * его влияние на прогаводительностъ горизонтальной скважины.

Процесс стационарного притока газа и жидкости к забою и определение па раметров пласта достаточно хорошо изучены для пластов, вскрытых вертикальны* стволом.

В настоящее время не разработаны руководящие документы или инструкции, позволяющие определять параметры пласта по результатам исследования горизонтальной газовой или нефтяной скважины при стационарных режимах фильтрации, с учетом влияния различных факторов: в частности, неоднородности залежи, анизотропии пласга, неполноты вскрытия и т.д.

Определение забойного давления в горизонтальных газовых и газоконден-сатных скважинах с приемлемой точностью имеет большое значение для обработка результатов исследования таких скважин при обосновании режима их эксплуатации, так как длина фильтра в горизонтальной скважине намного больше, чем в вертикальной, е поэтому понятие забойного давления горизонтальных скважин приобретает значение как величина переменная;.

К настоящему времени не разработаны аналитические, с приемлемой точностью методы определения забойного давлении горизонтальных газовых н газокон-денсатных скважин и не установлен характер его изменения в зависимости от сг производительности.

Цель диссертации - разработка методов определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине, оценка пригодное™ аналитических зависимостей, предложенных для оценки производительности таких скважин для определения параметров пластов по результатам исследования на стационарных режимах фильтрации горизонтальных газовых и нефтяных скважин, вскрывших однородные и неоднородные многослойные пласты и разработка методов интерпретации данных исследований таких скважин.

Научная новизна. Предложены аналитические методы определения забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах различной конструкции и интерпретация результатов исследования так}« скважин.

Использование полученных в диссертация результатов позволит с достоверной точностью определить параметры газовых, газоконденсатных и нефтяных пластов по результатам исследования горизонтальных газовых и нефтяных скважин при стациопарных режимах фильтрации с учетом влияния параметра анизотропии, вскрытия пласта, расположения ствола но толщше пласта, продолжительности исследования, неоднородности пропластков, геометрических параметров дренируемой зоны: h, Leu,., L, Rt и т.д.

Практическая ценность. Предлагаемые аналитические методы определения забойного давления в горизонтальней газовой к газоконденсатной скважине позволяют, не прибегая к большому объему вычислений, с достаточной для практики точностью определить давление в горизонтальной скважине и качественно интерпретировать результаты исследования таких скважин при стационарных режимах фильтрации.

Апробация диссертации. Основные положения диссертация были изложены на:

• научно-технической конференции "Проблемы разработан газовых и газоконденсатных месторождений" (Москва» 1996)

• 2-й научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва 1997);

• 51 Межвузовской студенческой конференции (1997);

• П-Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности" (1997);

» 2-м международном семинаре "Горизонтальные скважины" (1997);

Публикация. По теме диссертации опубликовано 10 работ1.

Структура и обьем диссертации. Диссертационная работа состоится из введения, четырех глав и выводов. Общий объем работы составляет ¿^¿сграницы, в том числе машинописного текста, рисунков, ¿^таблиц и список литературы из 115 наименований.

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

Автор благодарен профессору Сомову Б.Е. за научные консультации н помощь при выполнении математических экспериментов на моделях фрагментов месторождений с различными геолого-техшиескими характеристиками.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении охарактеризованы актуальность диссертации, цель и основные задачи исследований и практическая ценность работы.

Первая глава посвящена анализу предшествующих исследований в области определении забойного давления в наклонных и горизонтальных газовых и газо-конденсатных скважинах, производительности горизонтальных тазовых и газокои-денсагных скважин, производительности горизонтальных нефтяных скважин.

Теоретические исследования притока газа к наклонной скважине и разработка аналитических зависимостей определения забойного давления были начаты около 40 лег назад. Методические основы определения забойного давления в газовых скважинах изложено а работах ГА. Адамова. Однако дальнейшего развития это направление в связи с отсутствием техники и технологии бурения наклонных и горизонтальных скважин не получило.

Позднее вопросу определения забойного давления в вертикальных газовых и газоконденсатных скважинах с учетом наличия жидкости в потоке газа были посвящены работ Коротаева ЮЛ, Точигшга A.A., Семенов» Н.Й.. Мамаева В.А., Одшпария Г.Э., Власенко АЛЬ, Алиева З.С. а др.

Исследования притока жидкости к горизонтальным скважинам были начаты в СССР 50-х годах. Они получили развитие в работах Ю.П. Борисова, В.П. Табакова, В.П. Пшштовского и др., которые предложили аналитические методы расчета дебета горизонтальных нефтяных скважин. Однако исследования в области фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам были прекращены и возобновились только в конце 80-х годов. За последнее врет за рубежом и в РФ опубликовано значительное число работ, связанных с вопросами эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. К числу таких работ относятся исследования Д.К. Бабу, С.Д. Джоши, Ф. Жиже, А,И. Ибрагимова, Д. Модюи, Ж.И. Ренар-да, Д.Д. Спарлина, Р.У. Хагена, В.В. Шеремета, М.Д. Экономидаса и др., которые предложили различные аналитические методы для определения производительности горизонтальных скважин. Предложенные приближенные аналитические методы, описывающие связь градиента давления со скоростью фильтрации флюида к горизонтальной скважине, отличаются как по постановке задачи, так и по геометрии фильтрации. Для разработки таких методов использованы три различные формы геометрии дренируемой зоны при схематизация задач фильтрации жидкости и газа к горизонтальной скважине. В частности, рассмотрены фильтрация к горизонтальной скважине, вскрывшей круговую залежь постоянной толщины я залежь, имеющую колосообразную н эллиптическую формы.

Несмотря на то, что к настоящему времени к »опросам техники и технологии бурения, пр!ггока нефти к горизонтальной скважине, определению их производительности, эксплуатации горизонтальных сквзжсин, разработке месторождений системой горизонтальных эксплуатационных и нагнетательных скважин посвящены несколько тысяч научных публикаций, степень изученности проблем, связанных с использованием горизонтальных скважин несопоставим с уровнем, который дос-титут до вертикальным скважинам. В Российской Федерации научные исследования по использованию горизонтальных скважин при освоении нефтяных и газовых месторождений сконцентрированы в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, ИПНГ РАН, ВНИПИМОРНЕФТЕГАЗе, ВНИИГАЗе.

Одним яз недостаточно изученных вопросов, связанных с использованием горизонтальных скважин при освоении нефтяных месторождений, является фильтрация многофазного многокомпонентного флюида в неоднородной много-

слойпой пористой среде с учетом параметра анизотропии, геометрии зоны дренирования, капиллярных и гравитационных сил, изменения свойств пористой среды и флюидов ОТ давления И Других (gôKiOpOB.

Геометрия линий тока в вертикальной скважине имеет более простую к достоверную с точки зрения постановки задач фильтрации форм}', по сравнению с геометрией притока к горизонтальной скважине. Это означает, что достоверность определения параметров пласта приближенными методами даже для однородных пластов, вскрытых горизонтальной скважиной, уступает достоверности определения по данным исследования вертикальных скважин.

К проблеме определения производительности горизонтальных газовых и га-зоконденсатных скважин л параметров пласта по результатам их исследования при стационарных режимах посвящено весьма ограниченное число научных публикаций. В такой постановке эта проблема, которая могла быть использована широким кругом специалистов, занятых исследованием и эксплуатацией горизонтальных га-зозых и газоконденсатных скважин, изучена в основном в работе З.С. Алиева и В.В. Шеремета, а также в работах В.А. Черных. Прежде всего следует отметить, что эти работы так же, как и работы, косвящешше горизонтальным нефтяным скважинам, отличаются постановкой задачи фильтрации газа к горизонтальному стволу и геометрической формой зоны, дренируемой горизонтальной скважиной.

В отличие от большинства имеющихся постановок, посвященных притоку газа к горизонтальной скважине в работе З.С. Алиева и В.В. Шеремета, связь между градиентом давления и скоростью фильтрации была принята так же, как и в вертикальной сквакине, нелинейной. В этой работе при не^шяеймом законе фильтрации газа к горизонтальной скважине для полосообразной модели однородного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, были рассмотрены следующие задачи: о протоке газа к горизонтальной скважине симметрично и асимметрично расположенной относительно кровли и подошвы пласта, а также контуров питания, о влиянии несовершенства вскрытия в плане волосообразного пласта на производительность таких скважин. Основное преимущество полученных ими решений заключается в замене пространственной трехмерной фильтрации газа к горизонтальной скважине - двухмерной.

Анатиз исследований, посвященных горизонтальным нефтяным и газовым скважинам и получение информации по ним, показал, что, хота выполнено значительное количество работ, вопросы их применимости при вскрытии горизонтальными скважинами однородных и многослойных неоднородных пластов оказались неизученными и требуют дальнейшего исследования.

Работы, посвященные вопросам получения информации о параметрах пласта и скважины по результатам исследования горизонтальных нефтяных и газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, малочисленны и степень достоверности предложенных методов ие установлена. Такое состояние изученности проблем получения информации о параметрах нефтяных и газовых месторождений при их освоении горизонтальными скважинами является основанием для поисков приближенными и точными методами при решении этой проблемы.

Вторая глава посвящена определению забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах различной конструкции. В действующих в настоящее время регламентирующих документах и инструкциях отсутствуют аналитические мех-оды определения забойных давлений в наклонных и горизонтальных скважинах.

Методика определения забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах зависит от различных факторов: в частности, от конструкции, профиля ствола, состава добываемой продукции, структуры потока и др.

На практике встречаются три типа горизонтальных скважш: в частности, с большим К>300 м, средним 40<К<100 м и малым 4<К<6 м радиусом кривизны. Для наклонных и отмеченных трех типов горизонтальных скважин методы определения забойного давления зависят не только от профиля таких скваажн, но и от диаметра, длины фонтанных труб в них.

При разработке методов определения забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах использованы теоретические основы движения газа и газокондеисатной смеси по вертикальным, наклонпым и горизонтальным трубам, выполненные в работах Адамова Г.А., Алиева З.С., Коротаева Ю.П., Точигина А.А., Семенова Н.И., Мамаева В.А., Одишария Г.Э., Власенко А.П., Во-ловодоваА.В. и др..

В большинстве работ, посвященных притоку нефти к горизонтальной скважине, потери давления при ее движении яо горизоилшшюй части ствола скважины не учитываются. Если для нефтяных скважин из-за низкой скорости движения жидкости по столу пренебрежение потерями давления допустимо, то для горизонтальных газовых скважин неучет потерь давления может привести к весьма существенным ошибкам при определении показателей их работы.

В настоящее время не имеется методики определения забойного давления Р3 горизонтальной газовой скважины, как это сделано для вертикальных. В дассерта-ции разработаны приближенные методы определения забойного давления Р3 для горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин различной конструкции. Эти методы одобрены ОАО ГАЗПРОМ и изданы как методическое руководство для использования в отрасли.

По предложенным методам проведены расчеты забойного давления Р3 дм различных конструкций горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин. О характере изменения забойного давления можно судить по результатам, приведенным в табл. 1 при различных дебетах скважин и диаметрах фонтанных труб.

Разработка методов определения забойного давления в горизонтальной скважине в затрубном пространстве, у башмака фонтанных труб к у торца горизонтальной скважины имеет существенное значение, так как в этих точках велика вероятность разрушения призабойдой зоны, образования песчаных и жидкостных пробок, обводнения скважин.

Третья глава посвящена возможности определения с использованием предложенных аналитических зависимостей и параметров однородных и неоднородных пластов, вскрытых горизонтальными газовыми скважинами, а также изучению влияния различных факторов на параметры пласта, определяемые по результатам исследования горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации.

Проведенные исследования показали, что основные трудности "точного" определения параметров неоднородных пластов, вскрытых горизонтальной екзажа-ной, связаны с влиянием различных геодого-твхннческих фзкторов.

Таблица 1.

<3 IV Рз.6. Р« ДР| ДР2 ЛР3 ДР4

м тыс.м^/сут МПа М№ МПа МПа МПа МПа МПа МПа МПа

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

ЕИХ1524 200 И.54335 11.6115 П.69497 11.69501 11.69689 0.06815 0.08327 0.00010 0.00198

<НШ62 500 12.93056 13.0529 13.50646 13.50700 13.51706 0.12238 0.45273 0.00054 0.0106

1^=1000 750 14.73960 14.9263 15.80297 15.80401 15.82324 0.18667 0.87498 0.00104 0.02027

Ь,=500 1000 16.93432 17.1929 18.53276 18.53276 18.56351 0.25855 1.33719 0.00157 0.03075

2000 27.61375 28.1929 31.64718 31.64718 31.72635 0.57919 3.44900 0.00406 0.07917

П=0.1524~ 200 11.38601 11.4476 11.48538 11.48549 11.48894 0.06163 0.03772 0.00010 0.00356

£1=0.0889 500 12.03373 12.1217 12.34204 12.34264 12.36260 0.08794 0.21995 0.00060 0.02055

1,-1000 750 12.93311 13.0556 13.50979 13.51102 13.55178 0.12248 0.45336 0.00122 0.04199

Ь,=*500 1000 14.08951 14.2537 14.98405 14.98600 15.05101 0.16423 0.72896 0.00195 0.06696

2000 20.25168 20.6121 22.60702 22.61227 22.78710 0.36040 1.99094 0.00525 0.18008

ГМК 1524 200 11.32172 11.3807 11.39957 11.39968 11.40728 0.05895 0.01885 0.00010 0.00770

а=о.шб 500 11.64984 11.7224 11.83621 11.83683 11.88237 0.07251 0,11361 0.00062 0.04616

1>:юоо 750 12.12035 12.2117 12.45547 12.45681 12.55361 0.09136 0.24333 0.00133 0.09814

1000 12.74765 12.8632 13.27075 13.27297 13.43351 0.11552 0.40681 0.00221 0.16275

2000 16.37927 16.6201 17.85280 17.85280 18.32402 0.24083 1.22373 0.00654 0.47776

IX». 1524 200 11.29240 11.3501 И.36030 11.36041 11.38407 0.05773 0.01019 0.00010 0.02376

<1=0.1143 500 11.47096 11.5361 11.59863 11.59927 11.74305 0.06516 0.06223 0.00064 0.14442

1^=1000 750 11.73122 11.8070 11.94377 11.94517 12..25637 0.07582 0.13654 0.00139 0.31259

Ьг-5Ю 1000 12.08540 12.1754 12.40974 12.41212 12.93865 0.08998 0.23393 0.00237 0.52891

2000 14.26321 14.4335 15.20348 15.20348 16.86001 0.17029 0.76852 0.00768 1.65652

( где 1'э Рзл, Р3 е., Рад, Раз., ЛРь ЛРг, АР3, ДР4 забойные давления соответственно на глубине Н„ у пачала горизонтального

ствола, у башмака фонтанных труб, у конца горизонтального ствола (у дна скважины) и у входа горизонтального ствола в продуктивный пласт (под пакером) и разность давлений Рхп.-Р3.в.> Рз.б.-Рз.п.> Ргд-Рэ.«.. Рм-Р^с.)

Прежде всего это относится к отсутствию информации об их степени участия в общем дебите скважины, измеренном на устье, с использованием которого определяются параметры пласта, а также к отсутствию информации о фазовых проницае-мостях по отдельным пропласткам. Кроме того, неизвестна степень участия в процессе фильтрации невскрытых скважиной пропласткоа, геометрия дренируемой зоны горизонтальной скважшш.

Качество определения параметров пласта по результатам исследования горизонтальных газовых скважин зависит от точности постановки задачи фильтрации к горизонтальному стволу и движению потока по нему. Без учета влияния движения газа по горизонтальному стволу, имеющему значительную длину, параметры пласта определяются неточно.

Использование рекомендованных в работах З.С. Алиева и В.В. Шеремета, В.А. Черных и др., формул дня определения производительности горизонтальных газовых скважин для обработки результатов исследования и определения коэффициентов фильтрационного сопротивления при известных Р^,. Р, и р, было осуществлено путем создания геолого-математической модели фрагмента месторождения с однородными и неоднородными горизонтальными пластами и проведением математических экспериментов,

В принципе, приближенное решение для изучения изменчивости Р,и, Р^ и О и распределение забойного давления к дебита но длине горизонтального ствола возможно путем совместного решения уравнения движения газа по горизонтальному стволу и фильтрации газа к забою длиной Совместное решение этих уравнений предложены в работах перечисленных выше авторов. При этом подученные решения сказались либо неприемлемыми из-за неточности определяемых параметров, либо не практичностью конечных видов этих решений для инженерных расчетов

Поэтому в диссертации поставленная задача исследована двумя методами: 1. путем использования расчетных формул, не учитывающих потери давления вдоль горизонтального ствола, что равносильно принятию значения забойного давления вдоль горизонтального ствола - постоянным. Расчеты, проведенные во

1Л«иу ни *Л ¿VI VГlЧ^.ГЦU П Ю1\>. ЯЛ / Ч/^1 X

давленая не превышают АР^О.1 МПа, если б горизонтальной части ствола от сух-

стауют фонтанные трубы. Кроме того, технология определения параметров пласта по результатам исследования при стационарных режимах фильтрации обуславливает возможность пренебрежения величиной ДР, так как исследования проводягся при дебетах, меньших 2000 тыс. и^/суг. 2. путем совместного численного решения этих уравнений в точной постановке, учитывающей: потери давления по горизонтальному стволу, распределение давления и дебита по его длине, конструкцию скважины. При этом была использована программа, разработанная проф. Б.Е. Сомовым.

Следовательно, наиболее актуальной задачей в настоящее время является необходимость разработки простых, но достаточно точных методов определения параметров пласта по результатам исследования при стационарных режимах фильтрации горизонтальной скважины.

Прежде всего следует отметить, что созданная программа отличается универсальностью. Она вкшочает в себя все типы месторождений, встречаемых в природе: газовые, газоконденсашые, газонефтяные к нефтяные с наличием подошвенной и краевой воды; все типы скважин - вертикальные, горизонтальные, наклонные и многоствольные; неоднородности залежи по координатам х, у, т, действующие силы: динамические, гравитационные и капиллярные; изменения свойств пористой среды, газа, нефти, конденсата и воды от давления и температуры; проницаемости по фазам, насыщенности пористой среда газом, нефтью и водой и т.д.

Теоретической основой программы являются уравнения многофазной, многомерной и нестационарной фильтрации в пористой среде, описывающие этот процесс и имеющие вид:

где к-чисдо компонентов, к=1,2,3........к.

Система (1) дополняется следующими соотношениями:

к а

где а-число фаз.

Пусть система состоят из трех компонентов к—3 и из трех фаз и—3. При э гои предполагается известными следующие зависимости:

ра=р(р«); к = KpJ; т<, = Цра); К = k(s,);

к2 =k(SI,S3);, k3 = k(S,); I'-P^P^S^-P^P^S,), (3)

В уравнениях (1) и (2) к'нт'- соответственно проницаемость и пористость пласта в точке с координатами х, у, z. Величины Ра,ра- к0, цц, $„, и £а - соответственно давление, шютносгь, относительная фазовая проницаемость, вязкость, насыщенность и доля к-го компонента в а-ой фазе.

Каждая из приведенных выше зависимостей параметров от давления и насыщенности должна быть выражена исходя из состава и свойств пористой среды и флюидов. Производительность источника ( стока) k-ro компонента, моделирующего скважину, определяется формулой:

При проведении математических экспериментов рассматривались фрагменты залежей в полосообразпой форме со следующими размерами: дайна 350 м, ширина 350 м, толщина 72 м, в ряде случаев с целью изучения влияния радиуса Rt и подтока воды на определяемые параметры пласта, изменялась ширина с 350 до 700 м и толщина пласта с 72 до 112 м. При численном решении задачи с использованием геолого-математической модели в силу симметрии была использована половина зоны, дренируемой горизонтальной скважиной. Поэтому для сравнения результатов приблнжешюго и численного решений использовался удвоенный дебит горизонтальной скважины.

Одной из основных задач использования геолого-математических моделей фрагментов залежи была проверка приемлемости предложенных в работах З.С. Алиева и В.В. Шеремета, В.А. Черных методов для определения параметров пласта при обработке результатов исследования горизонтальных газовых скважин при стационарных режимах фильтрации.

Для проверки пригодности приведенных методов был выбран вариант, максимально близкий к постановке задачи, принятый при получении приближенных решений. Таким является вариант V-03i, когда горизонтальная скважина совершенная по степени вскрывает однородный волосообразный изотропный пласт с проницаемостью к=0.08 мжмг, L=Lc,„-350 м, состоящий из ггяти проинаетков с одинаковыми фильтрационными свойствами. Скважина расположена симметрично

1S

относительно кровли а подошвы пласта. Результаты расчетов, которые приведены в табл. 2, коэффициента проницаемости, показали пригодность формул, предложенных З.С. Алиевым ИВ.В. Шереметом, при вскрытия однородных пластов горизонтальной скважиной для определения параметров пласта.

Таблица!.

Рш Р, Q ДР* 2-0 (ЛР2-СУ0 С А В к Прим.

Вар мш МШ Т.М» сут мш2 з т.м сут МПа^т т.м МПа1 МЛз2сут --Ч3 MlbW {т.м3}3" мкм*

24.15 24.09 351.5 2.99 703 0.00468 -0.3 0.0046S 2-Ю'7 0.03

24.01 23.88 634 6.08 1268 0.00503 L=350м

v-03i 23.61 23.29 1409 15.15 2818 0.00548 k„-0.0S

23.19 22.63 2219 25.52 4+38 0.00582 V=1

22.38 21.27 3S08 48.45 7616 0.0064«

Это означает, что по величине коэффициента "А", определяемого из графика зависимости AP"Vq or q, вычисленное значение проницаемости к совпадает с принятым к„ при моделировании. Поэтому предложенные формулы могут быть использованы дня определения параметров однородного изотропного пласта по данным исследования горизонтальных скважин.

Для изучения влияния несовершенства горизонтальной скважины на тара-метры пласта, определяемые по результатам исследования на стационарных режимах фильтрации, полученные на геолого-матсматической модели, был рассмотрен вариант V-01L когда горизонтальный ствол скважины длиной 00 м, вскрывает однородный изотропный полосообразный пласт длиной L=350 м. Коэффициент проницаемости пласта равен k^O.OS мкм2. Вводя ряд обозначений:

Q Qt " E~V

где Ql - дебит совершенной по степени вскрытия горизонтальной скважины; Q/-дебит несовершенной скважины; L и / длина соответствегшо: совершенной и несовершенной скважины. Вследствие этого уравнение притока газа к несовершенной горизонтальной скважине примет следующий вид:

где

P^-P^A-Q.+B-Q,2.

(б) (7)

Результаты расчетов представлены в табл. 4, где вычисленное значение проницаемости к совпадает с принятым к„ гдда моделировании.

Таблица 3.

№ р А ни Р, 0 АР2 О, (ЛРг-С);'0 С А В V Прим, 1

Вар мш МЛа т.м* суг МПаг т.м МПагсут МПа'суг МПа'сут2 Ст^мт мкм2 1

у-ОП 24.18 24.07 287.9 5.31 1097. 0.00458 0.05 0.00460 2-Ю"7 0.08 Ь=100м Ь,=0.08 ¥=1 1,0=1.90 '1/1=3.5 |

24.09 23.89 483.1 9.45 1841. 0.00463

23.84 23.44 979.5 18.86 3733. 0.00465

23.59 22.98 1485 28.45 5660. 0.00463

23.34 22.50 1998 38.60 7616 0.00465

Все аналитические методы определения связи между дебитом горизонтальной скважины и параметрами пласта получены для однородных изотропных пластов, Попытки учета анизотропии пласта сделаны в классической форме через уменынетше толщины пласта путем умножения ее на параметр анизотропии v. В настоящее время параметр анизотропии V определяется по результатам исследования па нестационарных режимах исследования. По предложенным в работе формулам рассчитаны коэффициента проницаемости однородного анизотропного пласта, которые представлены в табл. 4.

В варианте У-071 при определении коэффициента проницаемости в качестве толщины принята толщина, равная v•h=0.1•72 =7.2 м. Вычисленное значение коэффициента проницаемости к превышает на 200 % с принятым км при моделировании. Для нахождения истинного коэффициента проницаемости к, совпадающего со значением км, заложенным в модель, необходимо принимать Кь~155 м ( табл. 5), так как распространение зоны возмущения скважины по ширине не дошло до контура питания (это подтверждается на фрагменте геолого-маггематкческой залежи).

Таблица 4.

№ Рущ Р, а ДР2 2-0 (ЛР^-СУО С А В к Прим.

Вар МШ МПа г.м- суг мшг суг МПЛут мшг МШ4суг тл?" МПа2сутг (т.мТ мкм2

\-06i 24.02 23.45 303.2 26.92 606.4 0.040 2.44 0.041 3-Ю"1 0.24 Ь=350и к,=0.08

23.81 22.85 508 45.02 1016 0.042

23.32 21.37 992.7 87.23 1985 0.043

22.88 20.01 1420 123.1 2840 0.042

22.16 17.62 2130 180.6 4260 0.042

В варианте У-ОЗВ рассмотрен случай, когда горизонтальная скважина для-ной 1^=350 м, вскрывает неоднородный пласт, состоящий из 5-и пропластков,

проницаемости которых равны к)=0.005; к2=0,02; кз=0.04; к4=0.06; к5=0.08 мкм2. Коэффициент проницаемости, определенный с использованием результатов исследования, полученных на геолого-математической модели, равен к=0.044 мкм2 (табл.6). Вследствие взаимодействия проплаетков, а в данном варианте параметр анизотропии равен рассчитанный коэффициент проницаемости можно опре-

-ьЬ1к2 4-Н3к3 + Ь4к4 +й5к5 _ Х^к,

Таблица 5.

делить из соотношения к =:

№ варианта Ь, м 12 32 52 72

К*, м Коэффициент проницаемости к, мкм2

\-06i 10 0.0297 0.0144 0.0970 0,0074

60 0.177 0.0850 0.0556 0.0416

150 0.4430 0.2110 0.1384 0.0103

350 1.032 0.4911 0.3224 0.2400

При 15 и Ь=72 ы, к~0.08 мкм2

Таблица 6.

№ Рп Рз сг &Р2 2-9 (Д^-Суо С А В к Прим.

$ар МПа МПа ТЖ сут МПа* Т.М3 суг МПа2=;т МПа.* МПа'стт Т.М МПа'суг2 ' <г.мТ МКМ2

24.17 24.07 327.4 4.78 654.8 0.0085 -0.9 0.008. 3-Ю"7 0.044 Ь=350м,

24.05 23.87 569.4 8.77 П39 0.0085 к 1=0.003

Ш 23.75 23.31 1192 20.52 2384 0.0090 .к г=0.02

23.48 22.74 1800 34.16 3600 0.0097 к 3=0.04

22.92 21.61 2923 58.29 5846 0.0101 к 4=0.0« к 5-0.08

Возможность и точность определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и соответственно параметров пласта по данным исследования горизонтальных скважин существенно зависит от используемой величины забойного давления. Как правило горизонтальные скважины имеют большую производительность. Влияние потерь давления в горизонтальной части ствола на икгерпретацшо результатов исследования будет особенно существенным при незначительной депрессии на пласт в скважинах с высокой производительностью. В таких случаях потери давления в стволе будут сопоставимы с величиной депрессии ва пласт. По результатам гидродинамических исследований, полученных на геолого-математической модели, были определены коэффициенты проницаемости.

При определении коэффициента проницаемости необходимо в качестве забойного давления даю данного фрагмента геолого-математической модели и отсутствии НКТ в горизонтальном участке принимать давление у начала горизонтального ствола

На результаты определения параметров пласта влияет и величина используемого пластового давления. Физическая сущность метода установившихся отборов требует соблюдения условия полной стабилизации давления и дебита скважины на режимах исследования и восстановления давления между режимами. Однако опыт исследования как вертикальных, так и горизонтальных скважин показывает, что практически часто эти условия не соблюдаются из-за невыполнения усдовия изохронности процесса исследования. При обработке результатов исследования как правило неизвестны размеры зоны распространения возмущения скважины при ее пуске и работе на режиме исследования от нескольких минут до нескольких суток в зависимости от параметров пласта.

Аналитически определить распределение пластового давленая в целесообразном пласте, вскрытым частично или полностью горизонтальной скважиной, невозможно. Поэтому единственно возможным вариантом изучения этого вопроса остается использование геолого-математической модели фрагмента газовой залежи, вскрытой горизонтальной скважинок. Обработка результатов исследования осуществлялась ш средневзвешенным и текущим пластовым давлениям. Но даже и эта давления не гарантируют качественной жггерпретацни результатов исследования, так как достоверность определяемых параметров пласта зависит от использованной величины расстояния до контура питания, на котором имеется постоянное пластовое давление по всему периметру. Использование средневзвешенного давления по сравнению с текущим пластовым, для определения проницаемости пласта может уменьшить искомое значение коэффициента проницаемости на 17.5 % (с к-0.08 мш2 до к-Ю.066 мкм2 для варианта У-ОЗЬ/). Однако использование значения величины текущего пластового давления связано с продолжительностью работы скважины на режиме. Поэтому одним из основных условий технологии исследования горизонтальных скважин является продолжительность работы на режиме исследования,

Дня выяснения влияния на определяемые параметры пласта продолжительности исследования на режимах горизонтальной скважины, вскрывшей однородные изотропные и анизотропные, неоднородные многослойные пласты, были проведены математические эксперименты на созданной модели. Практически для всех вариантов на какой-то момент времени происходит некоторая стабилизация среднесуточного дебита газа. По результатам исследования для оценки елияния продолжительности работы скважины рассчитаны параметры пласта. В момент пуска скважины 1=0.1 суток для варианта \'-(Ш параметры пласта, определяемые по результатам исследования, оказываются завышенными по сравнению с коэффициентом проницаемости, заложенным в модель на 109 % (к=0.168 мкм2). При продолжительности исследования 1=3 суток коэффициент проницаемости, определяемый по результатам исследования, также оказатись завышенными на 7 % (к=0.08б мкм2). Поэтому в качестве эталонных были приняты во всех вариантах результаты исследования на 6 сутки.

В целом всего было исследовано 24 варианта для выявления пригодности предложенных формул и их аналогов, полученных для различных случаев, связанных с расположением горизонтального ствола относительно кровли и подошвы пласта; несовершенством по вскрытию колосообразного пласта по его длине; влиянием на величину определяемых параметров пласта, параметра анизотропии V; неоднородности залежи по толщине. Были исследованы также количественная оценка распределения забойного, пластового давлений и дебита газа в процессе исследования, потерь давления по стволу горизонтальной скважины и возможность принятия постоянными величии пластового и забойного давления по длине горизонтального ствола, продолжительность исследования па режимах для определения параметров пласта.

Четвертая глава посвящена нзучешоо возможности качественного определения проницаемости пласта различными методами с учетом дегазации нефти и прорыва газа из газовой шапки к забою горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей однородные и неоднородные пласты. Возможная область применения приближенных методов, полученных для определения дебита горизонтальной нефтяной скв2экины к плйстс», 5ылз. »12 т2к25*5 лутбм "ксл^ккогс

решеяоя уравнения фильтрации нефти к горизонтальной скважине, ее движения по

горизонтальному стволу и сопоставления результатов точного и приближенных решений.

Изложенный в третьей главе метод решения многомерной, многофазной и нестационарной фильтрации а пористой среде был использован и для оценки показателей разработки фрагмента реального нефтяного месторождения и определения параметров пласта по данным квазистационарной фильтрации нефти в неоднородных пластах, вскрытых горизонтальной скважиной в условиях изменяющихся фазовых проницаемостей.

Для определения степени пригодности предложенных для однородных изотропных пластов методов определения производительности горизонтальных скважин выбрано 6 наиболее час! о встречаемых в литературе работ. Все методы, за исключением метода, предложенного В.В. Шеремет, предусматривают симметричное расположение горизонтального ствола на площади дренирования.

Из структуры формул для определения производительности горизонтальной нефтяной скважины видно, что в нее входят три основных параметра геометрии зоны дренирования: толщина пласта h (проплаегков на многослойных месторождениях), длина горизонтального ствола Loa., ( по некоторым методам и длина дренируемой полосы L) я радиус контура питания R^. Причем, под понятием радиуса контура питания разные исследователи подразумевают разные геометрические величины зоны дренирования. В принципе, без использования геолого-математических моделей при вскрытии многослойных высоко- и низкопронвдае-мых проплае гков горизонтальной скважиной невозможно с приемлемой точностью установить радиус "контура" питания дренируемой зоны. Используя без знания истинной величины Rt только геометрические параметры расположения горизонтальных скважин, измеренный дебит и депрессию на пласт, можно очень существенно ошибаться при определении проницаемости по данным испытания таких скважин.

Сложность проблемы определения параметров пласта в условиях разгазнро-вания нефти в пртаабойной зоне и прорыва газа из газовой шапки через перфорированный нефтенасыщенный интервал к забою связана с тем, что процесс фильтрации при Риа; .^Рш.каг становится многофазным во времени. Это связано с тем, что при пуске горизонтальной скважины происходит процесс разгазирозанкя, а в по-

следствия и прорыв газа из газовой шапки в ствол скважины, что негативно отражается на достоверности определения параметров пласта по результатам исследования.

При моделировании фрагментов газонефтяного месторождения было рассмотрено 25 вариантов. Приведены 2 характерных варианта: фрагменты залежи без газовой шапки (У-03пЬ) и с газовой шапкой (У-03д>). Приняты следующие допущения: полосообразный пласт полностью вскрыт горизонтальной скважиной длиной 1-^=350 м, параметр анизотропии коэффициент проницаемости к=0.1 мкм2. Для получения достоверной информации о параметрах газонефтяного пласта, вскрытого при депрессия ДР=0.254 МПа (рис. ] а, кривая 1), скважину необходимо исследовать на 15 сутки до наступления сравтггельной стабилизации. В противном случае коэффициент проницаемости определенный по приближенным методам дает завышенные результаты к=0.1353-0.184 мкм2 (табл. 7). При депрессии АР=0.508 МПа скважину следует исследовать для нахождения истинных параметров пласта, в интервале 15-20 суток от начала работы (рис. 1 а, кривая 2). При ДР=1.557 МПа (рис. 1 а, кривая 3) из-за депрессии на пласт происходит быстрое разгазировшше, что приводит к снижению фазовой проницаемости. Поэтому наиболее достоверную информацию о параметрах пласта в этих условиях можно получить в интервале 5-15 суток.

Если горизонтальная скважина вскрывает пласт с газовой шапкой, то в процессе ее работы происходит разгазированне жидкости, а в последующем и прорыв газа из газовой шапки. Время прорыва газа зависит от толщины пласта и создаваемой депрессии на пласт.

При ДР= 0,254 МПа (рис. 1 б, кривая 1) оптимальный период исследования наступает на 30-41 сутки от начала работа скважины, так как раньше этого срока на получаемые результаты влияет только процесс разгазировашм и коэффициент проницаемости, определенный по приближенным методам, равен к=0.1438-0.196 мкм2.

При депрессии АР=1.557 МПа (рис. 1 б, кривая 3) скважина должна быть исследована на 10 сутки от начала работы. Позднее этого срока в ствол горизонталь-

Рис. 1. Изменение во времени дебита скважины при различных режимах а - вариант У-ОЗпЬ, б - вариант У-ОЗдр.

ной скважины прорывается газ из газовой ¡палки, в результате величина проницаемости оказывается заниженной: к=0.050 ш!.

Проведенные исследования указывают на необходимость учета влияния процесса разгазирования и прорыва газа при определении параметров пласта Сроки исследования горизонтальной скважины зависят от величины ДР, количества растворенного газа, толщины газонефтенасьпцающих зон, вскрытия (в плане) пласта скважиной, расположения горизонтального ствола скважины относительно кровли газонефтеносной зоны и т.д.

Таблица 7.

№ №№ Время Р, ДР С С=2-(?/ЛР Цроннцасмость к, мхм2 Прим.

!эр рек суг. мгь МПа т/сут т суг-МПа по [II по [2] по 13] по [4]

13пЬ 1 1 10.9 1.19 324.4 271.42 0.157 0.185 0.185 0.135 М50м Ь=0.1 мкм2 У=1

5 10.76 1.42 290.9 204.17 0.118 0.139 0.139 0.102

15 10.81 1.44 251.7 174.73 0.101 0.119 0.119 0.087

2 1 9.95 2.18 579.7 265.5 0.153 10.180 0.181 0.132

5 9.86 2.43 463 190.17 0.110 0.129 0.129 0.095

15 10.24 2.12 324 152.48 0.088 0.104 0,104 0.076

20 10.34 2.01 299.3 149.03 0.086 0.101 0.101 0.743

3 1 8.85 3.32 828.8 249.4 0.144 0.169 0.170 0.124

5 9.13 3.25 537.8 165.5 0.096 0.112 0.113 0.083

15 9.15 3.37 503.6 149.4 0.086 0.102 0.102 0.075

}№ 1 1 10.97 1.13 329.4 288.4 0.166 0.196 0Л96 0.144 1.-350 м кН).1 мкм2 у=1

40 1098 1.07 216.8 197,7 0.114 0.134 0.134 0.098

47 11.24 0.93 143.9 172.5 0.099 0.117 0.117 0.086

2 1 10.05 2.05 584.3 284.6 0.164 0.194 0.194 0.142

20 10.40 1.69 327.7 294.3 0.112 0.132 0.132 0.097

30 10.51 1.57 276 175.5 0.101 0.119 0.119 0.087

39 10.56 1.54 240.3 156.67 0.090 0.107 0.107 0.078

3 1 8.96 3.15 846.5 268.7 0.155 0.115 0.099 0.066 0.058 0.183 0.136 0.117 0.079 0.069 0.183 0.136 0.117 0.079 0.069 0.134 0.100 0.085 0.058 0.050

10 9.38 2.72 544.4 200

20 9.38 2.73 468.5 171.8

30 9.22 2.91 337.6 115.9

39 9.25 2.95 298.1 101.2

( коэффициенты проницаемости определены по методике [I] -Джоши С.Д., [2]-

Жиже Ф., [3]-Борисова Ю.П.,[4] -ШереметаВ.В.)

Выводы

Анализ современного состояния исследования горизонтальных скважин показал, что к настоящему времени практически не изучены вопросы определения

термобарических параметров горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, не предложены технологии исследования и методика обработки газогидродинамических исследований таких скважин при стационарных режимах фильтрации. Не разработаны теоретические основы и методика исследования горизонтальных нефтяных и газовых скважин с целью определения параметров многослойных неоднородных изотропных и анизотропных пластов.

Проведенные в диссертации исследования позволили:

1. Разработать приближенные аналитические методы определения забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах различной конструкции. По предложенным методам проведены расчеты распределения забойных давлений горизонтальных скважин, оборудованных фонтанными трубами и без них, при наличии и отсутствии жидкости в потоке газа. Полученные результаты, показывают, что при наличии жидкости в продукции горизонтальных скважин потери давления по стволу увеличиваются и зависят от газового фактора таких скважин. В зависимости от длины и диамегра обсадных колонн и фонтанных труб зги потери могут быть существенными и отразиться на качестве обработки результатов исследования горизонтальных скважин.

2. Установить ■возможность использования расчетных формул З.С. Алиева н В.В. Шеремета для определения параметров однородных изотропных и анизотропных волосообразных пластов, полностью или частично вскрытых горизонтальной скважиной. Достоверность этой методики проверена с помощью точных численных решений и сопоставления результатов приближенных и точных решений при идентичных исходных данных.

Для определения параметров однородных изотропных и анизотропных плд-стов, вскрываемых горизонтальными газовыми скважинами, по результатам их исследования на стационарных режимах фильтрации необходимо знать реальные размеры зоны, дренируемой горизонтальной скважиной, и соответствующие размеры контура дренируемой зоны - Дь

При вскрьггии неоднородных многослойных пластов горизонтальной газовой скважиной, для определения параметров пласта по результатам исследования на стационарных режимах фильтрации необходимо знать радиус контура питания К*,

толщину каждого пропластка в отдельности, параметр анизотропии каждого из них.

Установлено влияние различных факторов на достоверность определения параметров пласта по результатам исследования горизонтальных газовых скважин: 5 частности, параметра анизотропии, изменения пластового и забойного давлений вдоль горизо1гтального ствола, неоднородности залежи, продолжительность исследования на режимах, вскрытия пласта скважиной, расположения горизонтального ;твола.

3. Проанализированы наиболее часто используемые методы определился тронзводятельностн горизонтальных нефтяных скважин, вскрывших однородные тласты с целью возможности их использования для определения параметров пла-. ;та. Установлено, что разработанные для однородных пластов аналитические методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин базируются на задаютых заранее формах границы зоны дренирования, а при нарушении »отношения размеров этих зон предложенные методы становятся неприемлемы-ш. Проверка достоверности этих методов осуществлена точным численным реше-щем с использованием геолого-математических моделей фрагментов различных ■гесторождений.

■Установлено, что приемлемых простых аналитических методов определения фоизводш ельаости горизонтальных скважин, вскрывших многослойные неодно-юдные пласты, следовательно я параметров пласта по результатам их иссяедова-1ня в настоящее время нет. Поэтом)' была создана модель фрагмента мкогослой-шх нефтяных месторождений, и на базе результатов исследования скважин, раз-1аботана методика интерпретации результатов исследования горизонтальной сква-ганы. В результате численного решения задачи притока газа установлено влияние [араметра анизотропии, вскрытия пласта, расположения ствола по толщине пласта, ¡родолжителыюсти исследования, геометрических параметров дренируемой зоны: I, Ьс I., ^ и т.д. на величину проницаемости, определяемую по данным нсследо-ания горизонтальных нефтяных скважин. Разработана технология получения ис-одной информации о работе горизонтальной нефтяной скважины с учетом неод-:ородности залежи, параметра анизотропии , капиллррнмх и гравитацношшх сил, сследовательности залегания пропластков, их вскрытия и т.д.

Выявлена продолжительность исследования горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации, вскрывшей газонефтяную залежь. Проведенные исследования указывают на необходимость учета влияния процесса разгазиро-Еацкя а прорыва газа при определении параметров пласта. Сроки исследования горизонтальной скважины зависят от количества растворенного газа, величины ДР, вскршия (в плане) пласта скважиной, толщины гагонефтенаешцакядих зон, расположения горизонтального ствола скважины относительно кровли газонефтеносной зоны, коэффициента анизотропии. На примере реального месторождения установлено, чго продолжительность стабилизации дебита нефти в условиях разгази-рования на дднном месторождении составляет 15-20 суток, а вследствие прорыва газа из газовой шапки 5-10 суток. При этом стабилизированные дебеты составляют от начального соответственно 60 % и 65 %.Такне снижения начального дебита нефти связаны с изменением фазовой проницаемости нефти » процессе разгазиро-вания и прорыва верхнего газа и изменением геометрических размеров зоны дренирования и зоны двухфазной фильтрации во времени.

Содержание диссертации отражено в следующих работах:

1. Алиев 3. С., Сомов Б. Е., Каратаев Ж. Г. Влияние степени вскрытия волосообразных неоднородных пластов на производительность горизонтальных скважин. // Вопросы методологии к новых технологий разработки месторождений природного газа. Ч.2.- М.: ВНИИГаз, 1996. с. 40.

2. Никитин Б. А., Басниев К. С., Алиев 3. С-, Грон В.Г., Каратаев Ж.Г. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. - М.: ИРЦ "Газпром", 1997. 30 с.

3. Никитин Б. А., Баснкез К. С., Алиев 3. С., Сомов Б.Е., Каратаев Ж.Г. Определение параметров газонефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной. И Газовая промышленность.-1997.- № 10. с.18-20.

4. Никитин Б. А., Басниев К. С., Алиев 3. С., Грон В.Г., Каратаев Ж.Г. Методика определения забойного давления в горизонтальней газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке гааа жидкостк.-М.: ИРЦ 'Тазпром", 1998. 32 с.

5. Amies 3.C., Каратаев ЖТ. Влияние забойного давления горизонтальных скважин па результаты исследования при стационарных режимах исследования. П Материалы Научно-технической конференции "Проблемы разработки газовых и газоконденсагпшх месторождении" 12-15 ноября 1996 г. Москва.

6. Баениев КС., Алиев З.С., Сомов Б.Е., Культом Н.М., Каратаев Ж.Г. Определение параметров неоднородных многослойных пластов, вскрытых горизонтальной скважиной, по результатам исследования при стационарных режимах с использованием геолого-математическпх моделей. // Материалы Научно-технической конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России". 22-24 января 1997 г. Москва.

7. Каратаев Ж..Г. Определение параметров многослойных пластов, вскрытых горизонтальной скважиной, по результатам исследования яри стационарных режимах фильтрации. // Материалы П-й Всероссийской конференции молодых учетах, спе-даалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности". 30 сентября-2 октября 1997 г. Москва.

8. Каратаев Ж.Г. Определение забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. И Материалы П-й Всероссийской конференции молодых ученых, ;педиалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые ехнологии в газовой промышленности'1.30 сентября-2 октября 1997 г. Москва

9. Баениев К.С., Стреяьченко В.В., Алиев З.С., Сомов Б.В., Каратаев Ж.Г. Опре-¡аленяе параметров неоднородных нефтяных и газоылх пластов, вскрытых гори-онтапышми скважинамн. // Материалы П-го Международного семинара Горизонталыще скважины". 27-28 ноября 1997 г. Москва.

10. Баениев К.С., Алиев З.С., Стрельченко В.В., Сомов Б.Е., Каратаев Ж.Г. Оледенение производительности горизонтальной скважины и параметров пласта, по езультатам исследования. // Материалы il-го Международного семинара Горизонтальные скваяданы". 27-2S ноября 1997 г. Москва.

Соискатель

Ж.Г. Каратаев