Оценка и прогнозирование показателей структурной неоднородности терригенных коллекторов по данным промыслово-гидродинамических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Булгаков, Сергей Александрович

• Булгаков, Сергей Александрович
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Булгаков, Сергей Александрович

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИДЕНТИФИКАЦИОННЫЕ ЗАДАЧИ ТЕОРИИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ И ИХ ПРИЛОЖЕНИЕ К ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН (ГДИС)

1.1. Гидродинамические исследования на нестационарном режиме

1.2. Математические модели нестационарной фильтрации флюида в пласте-

коллекторе

Выводы к главе 1

ГЛАВА 2. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРЕЩИНОВАТЫХ ЗОН В ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

2.1. Геологическое обоснование феномена трещиноватости терригенных пластов на примере Западно-Коммунарского месторождения

2.2. Исследование пластов пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом

2.3. Диагностирование структурной неоднородности терригенных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин

2.3.1. Учёт постпритока в скважинах

2.3.2. Диагностирование типа коллектора

2.3.3. Обоснование репрезентативности метода детерминированных моментов давления (ДМД)

2.3.4. Дискриминация гидродинамических моделей методом ДМД

Выводы к главе 2

ГЛАВА 3. ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИ

РАЗРАБОТКЕ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Выводы к главе 3

ГЛАВА 4. АКТУАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО

МОДЕЛИРОВАНИЯ И РАСЧЁТА ЭФФЕКТИВНОСТИ МЕТОДОВ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

4.1. Обоснование параметров для построения 3D гидродинамической модели

терригенного пласта по данным гидродинамических

исследований скважин

4.2. Переинтерпретация данных ГДИС с учётом изменений абсолютной и относительной фазовой проницаемости пласта

4.3. Нейросетевая оценка конечного коэффициента извлечения нефти

4.4. Оценка эффективности регулирования разработки с учётом

изменений свойств терригенного пласта в пространстве и динамике

4.4.1 Анализ работы скважин

4.4.2. Анализ истории разработки

Выводы к главе 4

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

терригенного девона месторождений Самарской области

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Акт о внедрении научных положений и выводов в ООО

«СамараНИПИнефть»

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Справка об использовании материалов диссертации в учебном процессе

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка и прогнозирование показателей структурной неоднородности терригенных коллекторов по данным промыслово-гидродинамических исследований»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность диссертационной работы

Вместе с развитием нефтегазовой отрасли углубляются представления об особенностях функционирования взаимосвязанных, сложно организованных элементов управляемой системы «пласт-скважина». Этому способствует развитие и распространение различных методов исследования пластов: комплексов геофизических и гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Достоверность полученных результатов испытаний во многом зависит от методик обработки исходных данных и от того, насколько подобранная при интерпретации модель пласта адекватна реальной геолого-промысловой ситуации. Отсутствие качественных оценок типа коллектора и недостаточность исследований зачастую приводят к ошибкам в определениях продуктивности и проницаемости, что в свою очередь отрицательно влияет на выбор системы разработки и геолого-технических мероприятий (ГТМ).

Рациональная разработка нефтяных месторождений в настоящее время неразрывно связана с построением трёхмерных гидродинамических моделей фильтрации жидкости в пласте. Получение математической модели, корректно описывающей тип фильтрации, невозможно без комплексного учёта геологических и промысловых данных, включая их обновление.

Важную роль играет совершенствование методик интерпретации данных ГДИС, развитие комплексного подхода к исследованию фильтрации и уточнение математического аппарата для оценки эффективности извлечения нефти из пласта. Всё вместе это позволит детализировать представления о разрабатываемых эксплуатационных объектах и создавать достоверные фильтрационные модели месторождений, что является актуальной задачей для развития нефтегазовой отрасли России.

При выполнении диссертационной работы автор опирался на научные труды отечественных и зарубежных учёных, внесших значительный вклад в развитие теории и практики гидродинамических исследований скважин с учётом макронеоднородности пластов и свойств нефти, таких как: И.М.

Аметов, Г.И. Баренблатт, К.С. Бузинов, С.Г. Вольпин, А.Т. Горбунов, Т.Д. Голфт-Рахт, Е.И. Даниэл, С.Н. Закиров, В.А. Иктисанов, И.М. Индрупский, А.И. Ипатов, Б.С. Капцанов, М.И. Кременецкий, Р.Н. Крылов, Г.А. Максимович, А.Х. Мирзаджанзаде, И.Т. Мищенко, Ю.М. Молокович, A.B. Петухов, Е.М. Смехов, М.М. Хасанов, P.C. Хисамов, И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Р.Г. Шагиев, В.Н. Щелкачёв, L.P Dake, A.B. Dyes, R.C. Jr. Earlougher, A.C. Gringarten, D.R. Horner, C.A. Hutchinson, C.C. Miller, M. Musket и многих других. Из мирового опыта известны яркие примеры российских и зарубежных месторождений с трещиноватыми, в том числе, песчаными коллекторами: Ярегское, Ухтинское, Киркук, Агаджари, Гавар. С их исследованием и разработкой связано становление научных представлений о трещиноватых и трещиновато-пористых резервуарах.

Цель диссертационной работы

Определение типа фильтрации и показателей структурной неоднородности терригенных песчаных коллекторов (на примере месторождений Самарской области).

Идея диссертационной работы

Структурная неоднородность терригенных песчаных коллекторов может быть связана с трещиноватостью, которая оказывает влияние на распределение их свойств в пространстве и динамике, диагностируется с помощью комплексной интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и промысловых данных, требует адекватного математического учёта, что в итоге должно способствовать совершенствованию процессов моделирования разработки и эксплуатации залежей нефти.

Задачи исследований

1. Систематизировать современные представления о фильтрационных моделях пластов с двойным типом пустотного пространства, способах решения идентификационных задач теории нестационарной фильтрации в приложении к интерпретации данных ГДИС.

2. Выполнить концептуальное обоснование трещиноватости терригенных

пластов-коллекторов верхнего девона ряда месторождений Самарской области.

3. Идентифицировать модель фильтрации жидкостей в терригенных пластах с помощью альтернативных экспресс-методов.

4. Выполнить анализ эффективной проницаемости в прискважинной зоне пласта при изменении водонасыщенности и пластового давления.

5. Изучить проблемы проектирования разработки залежей нефти в терригенных пластах верхнего девона и усовершенствовать метод оценки коэффициента извлечения нефти (КИН) с применением нелинейных алгоритмов оптимизации (алгоритма нейронной сети).

Методы исследований

В работе использованы компьютерные методы параметрической интерпретации данных гидродинамических исследований скважин и пространственно-распределённой информации о пластах, реализуемые в прикладных пакетах программ Saphir, Mat lab, Delphi, Eclipse; вероятностно-статистические методы систематизации и обработки промысловых данных; метод искусственных нейронных сетей.

Научная новизна работы

1. По данным гидродинамических исследований и результатам эксплуатации скважин диагностировано наличие развитой трещиноватости в терригенных песчаных коллекторах верхнего девона Самарской области и доказано их влияние на разработку.

2. На основе кибернетической модели нейросети (F. Rosenblatt, 1957 г.) создана трёхслойная модель нейронной сети, позволяющая с высокой точностью определять конечный коэффициент извлечения нефти по залежам верхнего терригенного девона.

3. Установлен и математически описан факт снижения эффективной проницаемости в прискважинных зонах коллекторов, связанный с изменением текущей водонасыщенности и абсолютной проницаемости ввиду падения пластового давления.

4. Обоснованы параметры для построения ЗБ гидродинамической модели терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью и расчёта эффективности методов, направленных на увеличение степени выработки запасов после длительной эксплуатации нефтяных залежей.

Защищаемые научные положения

1. Альтернативные способы интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и показателей их эксплуатации позволяют диагностировать феномен трещиноватости терригенных пластов и обосновывать параметры для построения адекватной гидродинамической модели.

2. Анализ параметров водонасыщенности и пластового давления, получаемых по промысловым данным, позволяет прогнозировать эффективную проницаемость в прискважинной зоне.

3. Модель трёхслойной нейронной сети позволяет более точно определять конечный коэффициент извлечения нефти для терригенных пластов с резко дифференцированной проницаемостью, реагирующей на изменения текущей водонасыщенности и пластового давления, чем существующие статистические модели.

4. Комплексный учёт распределений свойств терригенных пластов в пространстве и динамике позволит сформировать эффективную систему разработки залежей и выбрать методы, направленные на увеличение степени выработки запасов, с учётом продолжительности эксплуатации и степени истощения пласта.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими исследованиями, компьютерными расчётами с использованием современного программного обеспечения, анализом промысловой ситуации, контрольной переинтерпретацией данных ГДИС и воспроизводимостью полученных результатов, а также данными гидродинамического моделирования, выполненного с учётом рекомендаций автора и с его участием при составлении проектов разработки в ООО

«СамараНИПИнефть».

Практическое значение работы

1. Разработана и апробирована методика комплексного диагностирования характера фильтрации в пласте по промысловым данным и данным ГДИС.

2. Разработана и апробирована методика определения колебаний проницаемости с актуализацией данного показателя в гидродинамической модели.

3. Разработана и апробирована методика оценки коэффициента конечного нефтеизвлечения для пластов верхнего терригенного девона.

4. Материалы диссертационной работы использованы в промышленности для повышения качества проектов и эффективности разработки залежей нефти, а также в учебном процессе при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Разработка нефтяных месторождений», «Эксплуатация нефтяных скважин», «Подземная гидромеханика углеводородов» студентам, обучающимся по направлению «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации работы докладывались на 7 научно-практических конференциях, чтениях и семинарах, в т.ч. на XIII Международном симпозиуме имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых (г. Томск, ТПУ, 2009); IV Международной специализированной выставке «Нефтедобыча. Нефтепереработка. Химия» (г. Самара, ВЦ «Экспо-Волга», 2010); XXXVII Самарской областной студенческой научной конференции (г. Самара, СГАУ, 2011); VIII и IX Международной научно-практической конференции «Ашировские чтения» (п. Агой, СамГТУ, 2011, 2012); IV региональной научно-технической конференции молодых специалистов (г. Самара, ООО «СамараНИПИнефть», 2013); Российской технической нефтегазовой конференции и выставке SPE по разведке и добыче RO&G 14 (SPE, Москва, 2014).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 12 научных работ, в том числе 4 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России, и 1 монография в зарубежном издательстве.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка принятых сокращений, списка литературы, включающего 121 наименований, приложений на 21 страницах машинописного текста. Материал диссертации изложен на 184 страницах машинописного текста, включает 21 таблицу, 41 рисунок, 68 формул.

Благодарности

За помощь и содействие при выполнении работы автор выражает благодарность научному руководителю, к.т.н., доценту В.А. Ольховской, а также к.т.н. И.Г. Хамитову, к.х.н. В.В. Коновалову, к.г.-м.н. В.А. Колесникову, к.т.н. A.M. Зиновьеву, к.т.н. В.И. Попкову, к.г.-м.н. М.А. Булгакову, к.ф.-м.н. Р.Н. Галимову, A.A. Иванову, М.Н. Климину, А.Э. Воронину, Ю.М. Трошкову, И.И. Кирееву, Г.Д. Федорченко, всем специалистам ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Гипровостокнефть», ОАО «Самаранефтегаз», ЗАО «Зарубежнефть» и ФГБОУ ВПО «СамГТУ», чьи ценные советы и консультации способствовали успешному решению поставленных задач.

ГЛАВА 1. ИДЕНТИФИКАЦИОННЫЕ ЗАДАЧИ ТЕОРИИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ И ИХ ПРИЛОЖЕНИЕ К ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН (ГДИС)

Рациональная разработка нефтяных месторождений тесно связана с построением математических моделей фильтрации, адекватно описывающих движение жидкостей в пласте. В основе этих моделей лежат так называемые фильтрационные параметры (ФП) пласта, определяемые в промысловых условиях гидродинамическими методами, в частности, нестационарными. На этапе построения модели важно определить тип пласта-коллектора и фильтрации флюида, которые максимально учитывают стандартные, а также специфические фильтрационно-емкостные и физико-химические свойства. От того, насколько детально на данном этапе удастся описать фильтрацию в пласте, будет зависеть выбор системы разработки, точность последующих расчётов, планирование способов интенсификации добычи нефти. Важную роль в идентификации типа пласта-коллектора играют ГДИС. Методологически под идентификацией в дальнейшем будет подразумеваться установление тождественности процессов, протекающих в объекте исследований, какой либо известной модели, позволяющей получить достаточное (в рамках погрешности) математическое представление о реальности с помощью формул и логического описания, заложенных в ней, с учётом существующих допущений. Процедуре идентификации предшествует отбор значимых идентификационных признаков, или диагностических критериев, которые участвуют в сопоставлении и должны быть обоснованы результатами практических и теоретических экспериментов. При перестроении и адаптации гидродинамических моделей пластов целесообразно использовать данные параметрической интерпретации ГДИС. Так как в процессе разработки поле проницаемости изменяется под влиянием, в основном, техногенных факторов, возникает необходимость внесения корректировок в начальные значения проницаемостей, полученные зачастую из петрофизических зависимостей от пористости с использованием каротажного

материала. Если на ранних стадиях удалось диагностировать наличие в пласте-коллекторе трещиноватости, например, по данным ГДИС, акустического каротажа, непродольного вертикального сейсмического профилирования, индикаторным диаграммам, то исследование фильтрационных характеристик становится ещё более актуальным. Из-за неоднородности литологического состава пласта и толщины аквифера происходит неравномерное падение пластового давления, секторное ухудшение проницаемости пласта, связанное со смыканием макро- и микротрещин. Достоверность определения ФП пластов с помощью ГДИС зависит от способа регистрации данных и методики их интерпретации. Несмотря на довольно длительную историю существования методов ГДИС, до сих пор не решены многие проблемы, связанные как с технологией проведения исследований, включая регистрацию получаемых данных, так и с обработкой конечных результатов.

Существуют различные классификации типа коллекторов, основанные на лабораторных исследованиях керна и петрофизических данных. Однако следует иметь в виду, что в масштабах пласта наиболее важной и характерной особенностью будет резкая невыдержанность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) в пределах зоны дренирования. Для оценки фильтрации в нефтяном пласте важно использовать гидродинамические, промыслово-геофизические, полевые методы. Схема, предложенная К.И. Багринцевой, включает шесть основных типов коллекторов: каверно-поровый, поровый, трещинно-поровый, порово-трещинный, трещинный, каверно-трещинный. Н.П. Лебединцев вслед за Е.М Смеховым., Т.Д. Голфт-Рахтом и P.A. Нельсоном предлагает трещиноватые пласты делить на: трещиноватые с пустотностью, обусловленной только наличием трещин, и трещиноватые с двойной пустотностью, или сложным коллектором.

1.1. Гидродинамические исследования на нестационарном режиме

Проблема исследования нефтяных пластов крайне многогранна. Главным осложняющим фактором при создании методик интерпретации является то, что объект исследования находится за несколько сотен, а зачастую и тысяч метров

от исследователя. На результаты исследования существенно влияет качество предоставляемого интерпретаторам материала - кривых восстановления или падения давления (КВД, КПД) и кривых восстановления уровня (KBУ), а оно, в свою очередь, зависит от точности манометра, технического состояния скважины, человеческого фактора.

Гидродинамические исследования на нестационарном режиме, прежде всего, с получением КВД и КВУ широко и повсеместно начали применять достаточно давно с 40-х годов двадцатого века. Первое исследование было произведено гидрогеологами в США в 1935 году. С тех пор технология получения зависимостей восстановления давления от времени и методы интерпретации полученных графиков претерпели множество изменений и продолжают совершенствоваться.

Методики интерпретации КВД, их особенности и пути развития рассматривались в трудах признанных отечественных и зарубежных специалистов-нефтяников. Наиболее серьёзные работы выполнены под руководством и с участием таких учёных, как Г.И. Баренблатт, К.С. Бузинов, С.Г. Вольпин, Р.Н. Крылов, А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.М. Молокович, И.А. Чарный, Э.Б. Чекалюк, Р.Г. Шагиев, В.Н. Щелкачёв [10, 17, 18, 20, 27, 35, 60, 61, 63, 64, 65, 92, 94, 97, 98]. Среди зарубежных специалистов можно особо выделить труды L.P Dake, A.B. Dyes, R.C. Jr. Earlougher, A.C. Gringarten, D.R. Horner, C.A. Hutchinson, C.C. Miller, M. Musket [20, 27, 41, 99, 104, 105, 107, 108, 110, 113].

Следует оговорить, что расшифровка и обозначения параметров в уравнениях, приведённых в настоящей главе, соответствуют первоисточникам и, как правило, являются общепризнанными.

Основой для разработки методов интерпретации данных неустановившихся процессов фильтрации в скважину флюида является дифференциальное уравнение линейной теории упругого режима фильтрации -уравнение пьезопроводности (1.1):

дх2 X df

Это уравнение выведено на основе уравнений неразрывности, закона Дарси, уравнения состояния пористой среды и насыщающей жидкости с некоторыми допущениями, а именно:

- процесс фильтрации изотермический;

- режим пласта упругий, в пласте движется однородная ньютоновская жидкость по линейному закону фильтрации Дарси;

- пористая среда однородна и изотропна по проницаемости;

- силы инерции и гравитации не учитываются.

Методология исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации зародилась в работах М. Musket (1935-1936 гг., статьи «An approximate theory of water-coning in oil production», «The flow of heterogeneous fluids through porous media») и начала интенсивно развиваться с момента выхода публикаций учёных - специалистов по испытанию пластов С.С. Miller, A.B. Dyes, С.A. Hutchinson (методика MDH, 1950 год, основы описаны в труде «The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom hole pressure build up characteristics»), а также работ D.R. Horner (так называемый метод Хорнера, или метод «прямолинейной анаморфозы КВД-КПД плоскорадиального потока в бесконечном однородном пласте при упругом режиме фильтрации», 1951 год, основы описаны в труде «Pressure Build-up in wells»). Недостатком этих методик была низкая точность расчётов, которая обусловлена наличием целого ряда исходных допущений, необходимостью построения графиков и работы с ними, а также пренебрежение многими особенностями нестационарной фильтрации. К числу последних можно отнести неньютоновские свойства нефти, трещиноватость, анизотропию и строение пласта, сложную геометрию фильтрационного потока, композитный характер скин-эффекта, влияние эффекта «постпритока» в скважину и некоторые другие. Позже графоаналитические методы были усовершенствованы, введены различные дополнительные коэффициенты, учитывающие, к примеру, влияние

«постпритока» (R.E. Gladfelter, Г.В. Щербаков) [20, 103] или неоднородность пласта в прискважинной зоне (Г.И. Баренблатт) [10, 103].

В 1960-е годы появился ряд альтернативных методик обработки КВД (Р. Pollard), группа аналитических, интегральных методов (Ю.П. Борисов, Г.И. Баренблатт, А.П. Крылов, И.А. Чарный) [14, 27, 99]. Указанные методы были строго гидродинамически обоснованы и имели большую точность, чем им предшествующие. Однако они требовали громоздких математических расчётов.

В период 1960-1980 гг. инженеры-нефтяники занимались изучением и усовершенствованием существующих методик, внося дополнительные поправки в виде коэффициентов, генерировали диагностические параметры и расширяли объём рассчитываемых неизвестных характеристик пласта.

Настоящий прорыв в создании методик интерпретации результатов ГДИС был совершён с появлением и повсеместным распространением в конце 1960-х годов операционного метода, имеющего преимущество перед прочими при изучении нестационарных процессов фильтрации в неоднородных пластах, который был основан на решении уравнения Фурье. На практике он представлял собой палетки универсальных кривых ГДИС. Исследователи совмещали типовые кривые с результатами снятия КВД и получали искомые характеристики фильтрационных потоков и пластов, такие как внешний размер области дренирования, тип коллектора, проницаемость, гидропроводность и другие.

Одним из эффективных «нетрадиционных» методов интерпретации КВД явился метод детерминированных моментов давлений (ДМД). Он основан на формализованном математическом анализе интегральных характеристик КВД. Собственно детерминированным моментом забойного давления pc(t) п-го порядка называется выражение (1.2):

ОО Т оо

Mn = 1 [рпч ~ Pc(t)\t"dt = \[рпл - pc(t)\tndt + \[рпп - pc(t)]t"dt =

о о г

= ){рп«-рЛ0\-tndt + AM„. (1.2)

о

Метод впервые был освещен в 1977-1980 годах в статьях И.М. Аметова, Б.С. Капцанова, А.И. Горковенко [47]. Его отличительной особенностью является то, что предлагаемый математический аппарат позволяет сгенерировать диагностический признак для выбора адекватной фильтрационной модели интерпретации KB Д.

E.G. Woods (1970 г.) изучал изменение давления при исследовании двухслойного пласта импульсным методом. Он рассматривал слоистые пласты с перетоками и без, а также их комбинацию. Им была рассмотрена возможность сочетания исследования одиночных скважин импульсными методами и дебитометрией при расчёте параметров двухслойных пластов, гидродинамически связанных между собой только через ствол скважины.

В 1983 г. был совершён второй значимый прорыв в методиках интерпретации КВД. Группой французских специалистов (D. Bourdet, J.A. Ayoub, Y.M. Pirar) было предложено использовать производную давления для анализа КПД-КВД. Данный прорыв стал возможен в связи с мощным развитием вычислительной техники и отличался высокой точностью и широким спектром рассчитываемых параметров. Одновременно расширялась область применения ГДИС: началась разработка методик для исследования горизонтальных скважин, пластов с высоковязкой нефтью и др.

На современном этапе можно выделить два главных направления развития теории ГДИС: создание метода деконволюции и «площадные интерпретации», когда анализируется материал по результатам исследования большого количества скважин, эксплуатирующих один пласт, причём условия эксперимента можно создавать искусственно. Например, можно специально закачать в добывающую скважину воду, а затем, создав депрессию на пласт и снимая КВД, получить данные для расчёта коэффициента вытеснения и относительных проницаемостей для дренируемого флюида [44]. Эти данные позволяют получить ценнейшие сведения при построении 3D моделей пластов, а также выйти на новый информационный уровень представлений о строении коллекторов.

1.2. Математические модели нестационарной фильтрации флюида в

пласте-коллекторе

При выборе стратегии разработки того или иного перспективного объекта в настоящее время принято пользоваться гидродинамическими моделями. Важно, чтобы математическое описание процессов, заложенное в модели, наиболее полно отражало нюансы реальной пластовой системы. В этой связи первостепенную роль играют промысловые исследования скважин, дающие наиболее информативное описание параметров пласта. При проведении процедур интерпретации требуется придерживаться определённой последовательности действий. На первом этапе нужно оценить качество результатов ГДИС, в первую очередь - точность регистрации данных (давление, температура, дебит). Определяется соответствие выполненных работ существующей технологии. На втором этапе выполняется предварительная обработка - сглаживание кривых, отсеивание заведомо некачественной информации. Количественной интерпретации предшествует этап качественного анализа данных. Для наглядности строят графики поведения давления, обычно в функциональных шкалах (например, в двойном логарифмическом масштабе). По характерным особенностям можно подобрать наиболее вероятную модель процесса дренирования, выявить интервалы, где преобладают конкретные режимы течения флюида (радиальный, билинейный, линейный, сферический). Далее осуществляется количественная интерпретация, состоящая в сопоставлении результатов измерений и теоретических расчётов в рамках выбранной для интерпретации модели. Часто бывает, что интерпретация результатов неоднозначна. Одна и та же кривая изменения давления во времени может соответствовать разным моделям пласта. Поэтому для выбора наиболее вероятной модели (в симуляторе обработки данных ГДИС) необходима априорная информация о строении пласта, выполненных мероприятиях по воздействию на пласт, свойствах флюида и пр.

Ниже рассмотрены существующие математические модели фильтрации флюида в пласте и определена модель, наиболее приемлемая для учёта влияния сверхпроводимых зон.

Под «сверхпроводимыми зонами» в пласте-коллекторе (или же «сверхпроницаемыми») в настоящей работе понимается участок коллектора, который характеризуется кратно большими параметрами проницаемости и пьезопроводности, чем в соседних зонах (десятки мкм ). Это явление обусловлено наличием выраженной сети трещин, обеспечивающих лучшие, по сравнению с прочими зонами пласта, условия фильтрации флюида и подверженных деформации из-за перераспределения поля давления.

Для сравнительного анализа были выбраны:

• модель В.Н. Щелкачёва;

• модель С.А. Христиановича;

• модель релаксационного поведения жидкости (М.Ю. Молокович);

• модель Г.И. Баренблатта;

• двухслойная модель трещиновато-пористой среды;

• модель Полларда;

• модель Уоррена-Рута;

• модель блочной самоорганизации (В.И. Попков).

Основные модели нестационарной фильтрации и связанные с ними характерные особенности течения жидкости в окрестности одиночной вертикальной скважины рассматривались в изотермических условиях при следующих предположениях о пористой среде и жидкости, заполняющей её:

1) коллектор изотропный, слабосжимаемый и однородный по проницаемости;

2) жидкость капельно-сжимаемая, однородная и постоянной вязкости;

3) пласт горизонтальный, бесконечный и постоянной толщины;

4) фильтрация плоскорадиальная, причём пласт на бесконечности предполагается невозмущенным. Тогда в полярной системе координат с

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Булгаков, Сергей Александрович, 2014 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абасов, М.Т. О влиянии пластового давления на изменение фильтрационно-емкостных свойств терригенных пород-коллекторов в процессе разработки месторождений нефти и газа [Электронный ресурс] / Р.Д. Джеваншир, A.A. Иманов // Геология нефти и газа. - 1997. - №5. -Режим доступа: http://geolib.narod.ru/ Journals/ OilGasGeo/ 1997/ 05/ Stat/ 06/ stat06.html.

2. Агзамов, A.A. Статистическая обработка результатов исследований влияния природных и техногенных факторов на продуктивные характеристики скважин в процессе их эксплуатации [Электронный ресурс] / A.A. Агмазов, H.H. Махмудов. - 2009. - Режим доступа: http://www.pegas.bsu.edu.ru/ file.php/ 1/ moddata/ .../ Agzamov_Normurodov_statja.doc.

3. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари. - М.: Недра, 1982. - 407 с.

4. Амелин, И.Д. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений / И.Д. Амелин, P.C. Андриясов, Ш.К. Гиматудинов. -М.: Недра, 1978.-356 с.

5. Анализ динамических потоков. - KAPPA. - 2009. - вып. 4.10.01.

6. Андреев, В.В. Справочник по добыче нефти / В.В. Андреев, K.P. Уразаков, В.У. Далимов. - М.: Недра, 2000. - 374 с.

7. Аширов, К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья / К.Б. Аширов. - М.: Недра, 1965.- 171 с.

8. Аширов, К.Б. Реальные пути научно-технического прогресса в нефтедобывающей отрасли / К.Б. Аширов, П.А. Анисимов, В.М. Нарушев // История, достижения и проблемы геологического изучения Самарской области: сб. науч. тр. - Самара, 2000. - С. 353-355.

9. Багринцева, К.И. Трещиноватость осадочных пород / Г.И. Багринцева - М.: Недра, 1982. - 256 с.

10. Баренблатт, Г.И. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик - М.: Недра, 1984. - - 3-е изд. испр. - 288 с.

11. Басович, И.Б. Выбор фильтрационной модели по данным гидродинамических исследований скважин / И.Б. Басович, Б.С. Капцанов Б.С. // Нефтяное хозяйство. - 1980. - № 3. - С. 30-33.

12. Басович, И.Б. Методологические основы и принципы построения математического и программного обеспечения комплексной обработки результатов гидродинамических исследований скважин на ЭВМ / И.Б. Басович, Л.Г. Капцанов, Л.Г. Кульпин, Д.Л. Кульпин / Тр. Ин-та ВНИПИморнефтегаз. - 1990. - Вып. 3. - С. 50-52.

13. Басниев, К.С. Нефтегазовая гидромеханика / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев, Т.Д. Розенберг. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 408 с.

14. Бойко, B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений /

B.C. Бойко. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

15. Белоновская, Л.Г. Трещиноватость горных пород и разработанные во ВНИГРИ основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа [Электронный ресурс] / Л.Г. Белоновская // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2006. - №1. - Режим доступа: www.ngtp.ru/rub/10/04.pdf

16. Блехман, В. Методика моделирования трещиноватых терригенных коллекторов в Западной Сибири [Электронный ресурс] / В. Блехман, М. Кренов, Л. Шмарьян // Геология. Геофизика. - 2007. - №6. - С.26-30. - Режим доступа: http://www.slb.ru/userfiles/DCS_TT_2007_8.pdf

17. Бузинов, С.Н. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. - М.: Недра, 1973. - 246 с.

18. Бузинов, С.Н. Исследования нефтяных и газовых скважин и пластов / С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин. - М.: Недра, 1984. - 270 с.

19. Буевич, Ю.А. Структурно-механические свойства и фильтрация в упругом трещиновато-пористом пласте / Ю.А. Буевич // Инженерно-физический журнал. - 1984. - Т.4. - № 4. - С. 593-600.

20. Булгаков, С.А. Актуальные тенденции развития методик и технологий ГДИС / С.А. Булгаков // Ашировские чтения : сб. трудов XI международ, науч.-тех. конф. / Самарский политехнический ун-т. - Самара, 2014.-Том II. - С. 94-98.

21. Булгаков, С.А. Анализ колебаний эффективной проницаемости /

C.А. Булгаков // Ашировские чтения : сб. трудов IX международ, науч.-тех.

22. Булгаков, С.А. Взаимосвязь разломно-блоковой тектоники кристаллического фундамента и структур осадочного чехла на примере Самарского Поволжья / С.А. Булгаков, JI.A. Марченкова // Проблемы геологии и освоения недр : сборник статей молодых ученых и студентов / Томский политехнический университет. - Томск, 2009. - С. 377-378.

23. Булгаков, С.А. Диагностирование фактора трещиноватости в терригенном пласте по геологическим данным и результатам ГДИ / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская // Нефть. Газ. Новации. - 2010. - № 4. - С 6-9.

24. Булгаков, С.А. Исследование пластов Пашийского горизонта вероятностно-статистическим экспресс-методом [Электронный ресурс] / С.А. Булгаков // электр. науч. жур. Нефтегазовое дело. - 2011. - № 2. - С. 222-231. -Режим доступа: http://www.ogbus.ru/ authors/ Bulgakov/ Bulgakov_l.pdf.

25. Булгаков, С.А. Нейросетевая методика оценки конечного коэффициента извлечения нефти [Электронный ресурс] / С.А. Булгаков // электр. науч. жур. Нефтегазовое дело. - 2013. - № 1. - С. 59-70. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/ authors/ Bulgakov/ Bulgakov_2.pdf.

26. Булгаков, С.А. Особенности роли тектонического фактора в формировании геологических структур на территории Самарского Поволжья / С.А. Булгаков, JI.A. Марченкова // XXXVI Самарская областная студенческая научная конференция, посвященная 90-летию В.П. Лукачёва : сборник тезисов докладов студентов. - 2010. - С. 23.

27. Булгаков, С.А. Оценка полей проницаемости [Электронный ресурс] / С.А. Булгаков. - LAMBERT Academic Pub-lishing, 2013. - 106 с. - Режим доступа : https://www.lap-publishing.com/ catalog/ details// store/ gb/ book/ 9783-659-48076-8/ Оценка-полей-проницаемости.

28. Булгаков, С.А. Повышение информативности гидродинамических исследований нефтяных скважин на основе метода ДМД / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2011. - №1. - С. 54-57.

29. Булгаков, С.А. Совершенствование процедуры интерпретации кривых восстановления давления при исследовании скважин / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений - 2010. - №10. - С. 47-50.

30. Булгаков, С.А. Уточнение гидродинамической модели пласта по результатам интерпретации КВД и актуализации истории разработки / С.А. Булгаков, В.А. Ольховская, И.И. Киреев // Ашировские чтения : сб. трудов VIII международ, науч.-тех. конф. / Самарский политехнический ун-т. -Самара, 2012. - Том I. - С. 104-110.

31. Вапник, В.Н. Восстановление зависимостей по эмпирическим данным / В.Н. Вапник. - М.: Наука, 1979. - 448 с.

32. Вахиров, Г.Г. Методическое руководство по диагностированию свойств пласта по данным гидродинамических исследований / Г.Г. Вахиров, А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов - М.: ВНИИнефть, 1983. - 46 с.

33. Вентцель, Е.С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология / Е.С. Вентцель. - М.: Наука, 1988. - 208 с.

34. Вершовский, В.Г. Зоны повышенной флюидопроводимости в нижнемеловых отложениях северо-востока Ставропольского края / В.Г. Вершовский, М.П. Голованов, М.П., Е. Г. Кулина // Геология нефти и газа. -2001. -№3,-С. 6-10.

35. Вольпин, С.Г. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России / С.Г. Вольпин, В.В. Лавров // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 6. - С. 66-68.

36. Вольпин, С.Г. TESTAR - пакет программ для обработки материалов гидродинамических исследований нефтегазоводоносных пластов / С.Г. Вольпин Ю.А. Мясников, Н.П. Ефимова, A.B. Свалов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 5. - С. 58-60.

37. Гилаев, Г.Г. Разработка нефтяных месторождений Самарской области / Г.Г. Гилаев, А.Ф. Исмагилов, А.Э. Манасян, И.Г. Хамитов, С.П. Папухин. - Самара: «Нефть.Газ.Новации», 2014. - 368 с.

38. Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт. - М.: Недра, 1986. - 608 с.

39. Горбань, А.Н. Нейронные сети на персональном компьютере / А.Н. Горбань, Д.А. Россиев. - Новосибирск: Наука, 1996. 276 с.

40. Давыдов, A.B. Обоснование оптимального числа скважин для проведения гидродинамических работ / A.B. Давыдов, О.В. Куренков // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. - С. 56-57.

42. Ефимов, А. Н. Порядковые статистики - их свойства и приложения / А.Н. Ефимов. - М.: Знание, 1980. - 64 с.

43. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов. -М.: Недра, 1998.-365 с.

44. Закиров, С.Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть 2. / С.Н. Закиров, И.М. Индрупский, Э.С. Закиров. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. - 484 с.

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

46. Ипатов, А.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий. - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2010. - 2-е изд. - 780 с.

47. Капцанов, Б.С. Особенности обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов / Б.С. Капцанов, И.М. Аметов, В.И. Бакарджиева, И.Б. Басович - М.: Тр. ВНИИ Добыча нефти. -1977. - Вып. №61 - С. 174-182.

48. Карнаухов, М.Л. Справочник по испытанию скважин / М.Л. Карнаухов, Н.Ф. Рязанцев. - М.: Недра, 1984. - 268 с.

49. Кудинов, В.И. Основы нефтегазопромыслового дела / В.И. Кудинов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, Удмуртский госунивеситет, 2004. - 720 с.

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

51. Кульпин, Л.Г. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов / Л. Г. Кульпин, Ю.А. Мясников. - М.: Недра, 1974.-200 с.

52. Куштанова, Г.Г. Обработка кривой восстановления давления с учётом притока [Электронный ресурс] / Г.Г. Куштанова // Нефтегазовое дело.

- 2006. - Режим доступа: http://ogbus.ru/ authors/ Kushtanova/ Kushtanoval .pdf.

53. Литвинов, А.Д. Промысловые исследования скважин / А.Д. Литвинов, А.Ф. Блинов - М.: Недра, 1964. - 301 с.

54. Мандрик, И.Э. Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов: автореф. дис. ... докт. техн. наук. / И.Э. Мандрик. - М., 2008. 48 с.

55. Медведский, Г.И. Об изменении давления в остановленной скважине пористо-трещиноватого коллектора / Г.И. Медведский // М.: Недра, НТС по добыче нефти, 1968,- № 34. - С. 51-65.

56. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. - РД-39-100-91, 1991. - 540 с.

57. Методологическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. - М.: ВНИИнефть, 1968. - 405 с.

58. Методическое руководство по расчету коэффициентов извлечения нефти из недр. - РД 39-0147035-214-86. - М.: Министерство нефтяной промышленности СССР, 1986. - 254 с.

59. Методическое указание по использованию двойной пустотности при моделировании конусообразования в полномасштабных моделях месторождения. - ОАО Роснефть. - Москва, 2010. - 40 с.

60. Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти / А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, A.M. Хасаев, В.И. Гусев. - М.: Недра, 1986. -382 с.

61. Мирзаджанзаде, А.Х. Моделирование процессов нефтегазодобычи. Нелинейность, неравновесность, неопределённость / А.Х. Мирзаджанзаде, М.М. Хасанов, Р.Н. Бахтизин. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 368 с.

62. Михайлов, H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон / H.H. Михайлов. - М.: Недра, 1996. - 339 с.

63. Молокович, Ю.М. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, Э.И. Сулейманов - Казань: «РегентЪ», 2000. - 156 с.

64. Молокович, Ю.М. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, A.A. Давлетшин, Г.Г. Куштанова. - Казань: Изд. «ДАС», 2000. - 203 с.

65. Муслимов, Р.Х. Интерпретация кривой восстановления давления на основе теории регуляризации / Р.Х. Муслимов, М.Х. Хайруллин, М.Н. Шамсиев, P.P. Гайнетдинов, Р.Г. Фархуллин // Нефтяное хозяйство. - 1999. -№ 11. - С. 19-20.

66. Николаевский, В.Н. Механика насыщенных пористых сред / В.Н. Николаевский, К.С. Басниев, А.Т. Горбунов, Г.А. Зотов - М.: Недра, 1970. -339 с.

67. Нефёдов, Н.В. Об аномальных кривых восстановления забойного давления в сложнопостроенных залежах высоковязких нефтей на примере месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» / Н.В. Нефёдов, A.B. Калмыков, А.Г. Егоров, А.Б. Мазо // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 3. - С. 37-39.

68. Отчёт о результатах проведения гидродинамических и физико-химических исследований. - ОАО «Волганефть», 2000.

69. Пересчёт запасов нефти, растворённого газа и сопутствующих компонентов, ТЭО КИН продуктивных пластов Западно-Коммунарского месторождения на основе геологического и гидродинамического моделирования. - ООО «СамараНИПИнефть», 2007 г.

70. Петухов, A.B. Методология изучения пространственной зональности трещинных коллекторов в связи с повышением эффективности поисков, разведки и разработки залежей нефти и газа : дис. ... докт. геол,-минер. наук /A.B. Петухов. - Ухта, 2003. - 389 с. - Режим доступа:

http://www.dissercat.com/content/metodologiya-izucheniya-prostranstvermoi-zonalnosti-treshchinnykh-kollektorov-v-svyazi-s-pov#ixzz3IUFwsOLr

71. Петухов, A.B. Оперативная оценка трещиноватости коллекторов Тимано-Печорской провинции вероятностно-статистическими методами / A.B. Петухов, М.Н. Никитин, Р.В. Уршуляк // Нефтяное хозяйство. - 2010. -№7.-С. 85-87.

72. Петухов, A.B. Повышение эффективности извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти в сложных коллекторах путем использования гелеобразующего состава на основе силиката натрия / A.B. Петухов, М.Н. Никитин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2011. - Т.6 - № 1. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/ rub/ 9/ 7 2011 .pdf.

73. Петухов, A.B. Степенной закон и принцип самоподобия при изучении трещиноватых нефтегазоносных коллекторов и гидродинамическом моделировании процесса разработки / A.B. Петухов, И.В. Шелепов, A.A. Петухов, А.И. Куклин // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2012. - Т.7 - № 2. - Режим доступа: http://www.ngtp.ru/ rub/ 3/ 33_2012.pdf.

74. Петухов, A.B. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / A.B. Петухов. -Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 202. -276 с.

75. Проект пробной эксплуатации Байкальского нефтяного месторождения / под. рук. C.B. Демина / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2013.

76. Проект пробной эксплуатации Западно-Широкинского нефтяного месторождения Самарской области / под. рук. C.B. Демина / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2011.

77. Проект пробной эксплуатации Падовского нефтяного месторождения Самарской области / под. рук. C.B. Демина / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2012.

78. Проект пробной эксплуатации Северо-Кожевского нефтяного месторождения Саратовской области/ под. рук. Ю.М. Трошкова / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2013.

79. Проект пробной эксплуатации Северо-Шиханского нефтяного месторождения Самарской области / под. рук. Ю.М. Трошкова / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2012.

80. Проект разработки Западно-Коммунарского месторождения Самарской области. - ООО «СамараНИПИнефть», 2009.

81. Рахматуллин, В.У. Об одной задаче восстановления давления / В.У. Рахматуллин, А.П Потапов // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 3. - С. 56-58.

82. Результаты обработки гидропрослушиванием по паре скважин: возмущающая - № 352, реагирующая - № 301, месторождение Булатовское. -ООО «Сиам-Мастер», 2006.

83. Ромм, Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород / Е.С. Ромм. - JL: Наука, Ленинградское отделение, 1985. - 240 с.

84. Рочев, А.Н. Фрактальный анализ динамики давления в скважинах / А.Н. Рочев, A.A. Мордвинов // XXX юбилейная научно-техническая конференция, посвященная 50-летию ПГТУ; сб. статей молодых учёных и студентов. - Пермь, 2003. - С.133-141.

85. Смехов, Е.М. Вторичная пористость горных пород коллекторов нефти и газа / Е.М. Смехов, Т.В. Дорофеева - JL: Недра, 1987. - 95 с.

86. Справочное руководство Eclipse 100. - Schlumberger GeoQuest, 2002.

87. Стрижов, И.Н. Добыча газа. / И.Н. Стрижов, И.Е. Ходанович - М.: Гостоптехиздат. - 1946. - 205 с.

88. Технологическая схема разработки Шиханского нефтяного месторождения Самарской области / под. рук. C.B. Демина / С.А. Булгаков и др. - ООО «СамараНИПИнефть», 2012.

89. Токарев, А.П. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин / А.П. Токарев, Е.М. Пьянкова // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 3. - С. 56-58.

90. Уолкотт Д. Разработка и управление месторождениями при заводнении / Д. Уолкотт - КЖОС-Schlumberger. - Москва, 2001. - 144 с.

91. Хасанов, М.М. Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах / М.М. Хасанов, Г.Т. Булгакова. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 288 с.

92. Хайруллин, М.Х. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации / М.Х. Хайруллин, P.C. Хисамов, М.Н. Шамсиев, Р.Г. Фархуллин. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. - 172 с.

93. Хайруллин, М.Х. Оценка состояния призабойной зоны вертикальной скважины в трещиновато-пористом пласте / М.Н. Шамсиев, П.Е. Морозов, А.И. Абдуллин, P.C. Хисамов, Н.З. Ахметов // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 11. - С. 110-111.

94. Хисамов, P.C. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / P.C. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фархуллин - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2000. — 228 с.

95. Хусаинов, А.Т. Оперативное прогнозирование показателей добычи нефти методами нейросетевого моделирования : автореф. дисс. ... канд. техн. наук / А.Т. Хусаинов. - Тюмень, 2013. - 23 с.

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

98. Щелкачёв, В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации / В.Н. Щелкачёв. - М.: Нефть и газ, 1995. - Ч. 2. - 493 с.

99. Эрлагер, Р. Гидродинамические методы исследования скважин / Р. Эрлагер. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. -512 с.

100. Языков, А.В. Анализ нелинейности системы скважина-резервуар при планировании гидродинамических исследований для применения метода деконволюции / А.В. Языков // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 2. - С. 104105.

101. Ясницкий, JI.H. Искусственный интеллект / JI.H. Ясницкий. - М.: БИНОМ, 2011. -240 с.

102. Baird, Т. Guide to Petroleum Product Blending / Т. Baird, Pennwell Pub. - 1989.- 124 p.

103. Bulgakov, S.A. Feasibility Evaluation of Perspective Geological Structures in Oil and Gas Production Regions with Highly Developed Infrastructure [Electronic resource] / S.A. Bulgakov, A.F. Ismagilov, I.G. Khamitov, Yu.M. Troshkov, G.D. Fedorchenko, A.E. Manasian // SPE Russian Oil and Gas Exploration & Production Technical Conference and Exhibition, SPE-171200-MS. - 2014. - Access mode: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-171200-MS

104. Bourdet, D. Determination of fissure volume and block size in fractured reservoirs by type-curve analysis / D. Bourdet, A.C. Gringarten // SPE 9293. -1980.-P. 1-20.

105. Bourdet, D., Use of Pressure Derivative in Well Test Interpretation / D. Bourdet, J.A. Ayoub, Y.M. Pirard // SPE Formation Evaluation. - 1989. - Vol. 4. -Number 2.-P. 293-302.

106. Buckley, S.E. Mechanism of Fluid Displacement in Sands / S.E. Buckley, M.C. Leverett. - AIME, 146(107), 1942.

107. Darcy, H. Les fontaines publiques de la ville de Dijon / H. Darcy. -Paris, 1856. - 72 p.

109. Hassanzadeh, H. Shape factor in the drawdown solution for well testing of dual-porosity systems / H. Hassanzadeh, M. Pooladi-Davish, S. Ataby // Advances in Water Resources. - 2009. - № 32. - P. 1652-1663.

110. Horner, D.R. Pressure Build-ups in Wells / D.R. Horner, Third World Pet. Cong., E.J. Brill. - Leiden, 1951. - P. 503-521.

111. Lim, K.T. Matrix-fracture transfer shape factors for dual-porosity simulators / K.T. Lim, K. Aziz // Journal of Petroleum Science and Engineering. -1995. -№ 13.-P. 169-178.

112. McCulloch, W. A logical calculus of the ideas immanent in nervous activity / W. McCulloch, W. Pitts // Bulletin of Mathematical Biophysics, 1943. 7:115. 100-133 p.

113. Miller, C.C. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom Hole Build up Characteristics / C.C. Miller, A.B. Dyes, C.A. Hutchinson // Journal of Petroleum Technology. - 1950. - № 4. - vol. 2. - P. 109-113.

114. Mora, C.A. Analysis and Verification of Dual Porosity and CBM Shape Factor / C.A. Mora, R.A. Wattenbarger // JCPT. - February 2009. - Volume 48. -№2.-P. 17-21.

115. Nelson, R.A. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs / R.A. Nelson. - Houston, Texas: Gulf Publishing. - 320 p.

116. Nikolaevskij, V.N. Mechanics of Porous and Fractured Media / V.N. Nikolaevskij. - Singapore: Word Scientific, 1990. - 472p.

117. Peter, R. Rose Risk Analysis and Management of Petroleum Exploration Ventures / R. Rose Peter. - AAPG, Oklahoma, Tulsa, 2001.

118. Popkov, V.I., Zatsepina S.V., Shakshin V.P. Geo-informatics of Multi-scale Solutions in Navier-Stokes Equations for Deformed Porous Space [Электронный ресурс] / V.I. Popkov, S.V. Zatsepina, V.P. Shakshin // Internation Mathematical Forum, Vol. 9. - 2014. - № 1, - P. 19-36. - Режим доступа: http://www.m-hikari.com/ imf/ imf-2014/ 1-4-2014/popkovIMFl-4-2014.pdf.

119. Ueda, Y. Investigation of the Shape Facctor in the Dual-Porosity Reservoir Simulator / Y. Ueda, S. Murata, Y. Watanabe // SPE 19469. - 1989. - P. 36-44.

120. Welge, H.J. A Simplified Method of Computing Oil Recovery by Gas or Water Drive / H.J. Welge. - AIME, 195, 91-98,1953.

121. Wolfsteiner, C. Approximate Model for Productivity of Nonconventional Wells in Heterogeneous Reservoirs / C. Wolfsteiner, L.J. Durlofsky, K. Aziz // SPE. - 2000. - Vol. 5. - № 2. - June. - P. 218-226.

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов терригенного девона месторождений Самарской области

Таблица 77.1

Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта Д-1 франского яруса (Д30 Островского месторождения

Параметры Единицы пласт Д-1 франского яруса

измерения (ДзО

Средняя глубина залегания кровли, м 2690

Тип залежи - пластовая сводовая

Тип коллектора - терригенный

Площадь нефтеносности тыс. м2 2435.4

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина м 7.1

Коэффициент пористости доли ед. 0.2

Коэффициент нефтенасыщенности пласта доли ед. 0.93

Коэффициент проницаемости мкм2 0.359

Коэффициент песчанистости дед. 0.86

Коэффициент расчленённости, ед. доли ед. 3.4

Начальная пластовая температура °С 69

Начальное пластовое давление МПа 27.2

Вязкость нефти в пластовых условиях мПас 3.2

Вязкость нефти в поверхностных условиях мПас 22.19

Плотность нефти в пластовых условиях т/м3 0.802

Плотность нефти в поверхностных условиях т/м3 0.866

Абсолютная отметка ВНК м -2529.7

Объёмный коэффициент нефти доли ед. 1.16

Пересчётный коэффициент нефти доли ед. 0.862

Содержание серы в нефти % 1.46

Содержание парафина в нефти % 4.6

Давление насыщения нефти МПа 7.49

Газосодержание нефти м3/т 47.8

Содержание сероводорода (в пластовой нефти) моль % отс.

Вязкость воды в пластовых условиях мПа-с 0.9

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1.1632

Плотность воды в поверхностных условиях т/м3 1.1937

Сжимаемость нефти 1/МПа-10"4 11.29

Сжимаемость воды 1/МПаЮ"4 2.24

Сжимаемость породы 1/МПа-10"4 5.123

Коэффициент продуктивности м3/сут/МПа 62.2

Коэффициент вытеснения нефти водой доли ед. 0.707

Параметры Пласт Д-1

Западный+ Центральный купол Восточный купол

Средняя глубина залегания кровли (абсолютная отметка), м 2770,2 (-2582,5) 2768,6 (-2580,8)

Тип залежи неполно-пластовая неполно-пластовая

Тип коллектора терригенный терригенный

Площадь нефтеносности, тыс.м2 4886 2833

Средняя общая толщина, м 21.7 23.4

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 10.4 10.7

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м - -

Коэффициент пористости, доли ед. 0.19 0.17

Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. 0.94 0.94

Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. 0.94 0.94

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.94 0.94

Коэффициент проницаемости, 103 мкм2 220 69

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.462 0.477

Коэффициент расчлененности, доли ед. 2.07 1.83

Начальная пластовая температура, °С 59 58

Начальное пластовое давление, МПа 30.5 30.5

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с 1.81 1.86

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0.752 0.745

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0.830 0.823

Абсолютная отметка ГНК, м - -

Абсолютная отметка ВНК, м -2602 - 2610 -2603-2607

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1.204 1.198

Содержание серы в нефти, % 0.88 0.96

Содержание парафина в нефти, % 6.00 4.57

Давление насыщения нефти газом, МПа 8.13 8.05

Газовый фактор, м3/т 69.7 66.9

Содержание сероводорода,% 0.00 0.00

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 0.96 0.96

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1.192 1.192

Средняя продуктивность, м3/сут-МПа 3.1 0.9

Сжимаемость, 1/МПа10"4

нефти 10.09 10.33

воды 4.20 4.20

породы 1.01 0.94

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0.618 0.560

Дмитриевского месторождения

Параметры Пласт Д1 Пласт ДП

1 участок 2 участок 3 участок

Средняя глубина залегания, м 2838 2838 2838 2867

Тип залежи пластовый, экранированный пластовый, экранированный пластовый, экранированный пластовый

Тип коллектора терри-генный терри-генный терри-генный перриген-ный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 1762,8 6225,2 20626,8 47742

Объём нефтеносности, тыс. м3 5195,2 13221,3 90758,8 475196

Средняя общая толщина, м 9,3 7,9 8,6 18,5

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5,3 3,1 5,3 10,8

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,9 2,1 4,4 10,0

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м - - - 4,6

Пористость, доли ед. 0,16 0,14 0,15 0,16

Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,93 0,90 0,93 0,93

Коэффициент проницаемости, мкм2 0,132 0,037 0,071 0,132

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,57 0,40 0,62 0,61

Коэффициент расчленённости, доли ед. 2,3 2,1 2,0 3,0

Начальная пластовая температура, °С 69 72 72 72

Начальное пластовое давление, МПа 33,20 33,20 33,20 33,20

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 0,94 0,62 0,62 0,73

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,736 0,685 0,685 0,695

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,834 0,821 0,821 0,823

Абсолютная отметка ВНК границы залежи, м -2797,1 -2807 -2821 -2837,0

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,301 1,459 1,459 1,392

Пересчётный коэффициент, доли ед. 0,769 0,685 0,685 0,718

Содержание серы в нефти, % 0,98 0,94 0,94 0,96

Содержание парафина в нефти, % 5,12 5,19 5,19 4,73

Давление насыщения нефти, МПа 12,53 14,98 14,98 13,36

Газосодержание нефти, м3/т 140,18 209,37 209,37 166,20

Газовый фактор, м3/т 125,73 188,22 188,22 149,08

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с 0,86 0,85 0,85 0,85

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,157 1,155 1,155 1,160

Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 1,187 1,187 1,187 1,192

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,643 0,580 0,619 0,643

Плотность газа по воздуху, доли ед. 0,976 0,962 0,962 0,991

Параметры Северо-Дмитриевский купол

Пласт Д1

Средняя глубина залегания, м 2890

Тип залежи пластовый, экранированный

Тип коллектора терригенный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 1404,4

Объём нефтеносности, тыс. м3 2272,4

Средняя общая толщина, м 4,2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 2,9

Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1,6

Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м -

Пористость, доли ед. 0,13

Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,91

Коэффициент проницаемости, мкм2 0,068

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,69

Коэффициент расчленённости, доли ед. 3,5

Начальная пластовая температура, °С 70

Начальное пластовое давление, МПа 32,4

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 1,90

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,788

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,852

Абсолютная отметка ВНК границы залежи, м -2835

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,176

Пересчётный коэффициент, доли ед. 0,850

Содержание серы в нефти, % 1,60

Содержание парафина в нефти, % 4,00

Давление насыщения нефти, МПа 11,05

Газосодержание нефти, м3/т 87,10

Газовый фактор, м3/т 76,22

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с 0,86

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,156

Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 1,187

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,609

Плотность газа по воздуху, доли ед. 0,955

Параметры Западно-Коммунарское поднятие

Пласт Д1 Пласт ДН Пласт ДШ

Основная залежь р-н р-н

скв 62 скв. 59

Средняя глубина залегания, м 3066 3066 3080 3099 3187

Тип залежи пласт. неполнопл. пл.лит.экр пласт. пласт.

Категория запасов ВС1 С2 С2 ВС1 ВС1

Тип коллектора терригенный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 3025 196 625 1837 6005

Средняя общая толщина, м 5,9 1,4 4,8 18,3 24,0

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 4,7 1,4 3,4 5,6 15,9

Коэффициент пористости, доли ед. 0,16 0,14 0,11 0,14 0,16

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0,92 0,82 0,92 0,87 0,88

Коэффициент проницаемости, 10~3мкм2 242 93,2 27,3 125,3 185,9

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,88 1,0 0,71 0,68 0,84

Коэффициент расчленённости, доли ед. 1,5 1,0 2,0 3,7 2,8

Начальная пластовая температура, °С 76 76 76 76 76

Начальное пластовое давление, МПа 33,60 33,60 33,60 35,24 36,20

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 3,27 3,27 3,27 1,66 1,07

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа с 20,64 20,64 20,64 7,64 4,68

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 0,794 0,794 0,794 0,742 0,754

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,859 0,859 0,859 0,841 0,811

Абсолютная отметка ВНК, м -29963001,2 -2990,5 -3029,6 -3017 -3112

-3019.9

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1,149 1,149 1,149 1,216 1,152

Содержание серы в нефти, % 1,58 1,58 1,58 0,87 0,82

Содержание парафина в нефти, % 4,59 4,59 4,59 3,45 5,21

Давление насыщения нефти, МПа 9,30 9,30 9,30 8,87 8,28

Газовый фактор, м3/т 58,06 58,06 58,06 75,16 60,1

Содержание сероводорода, % отс. отс. отс. 0,29 отс.

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 0,83 0,83 0,83 0,83 0,85

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,151 1,151 1,151 1,151 1,158

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,185 1,185 1,185 1,185 1,192

Сжимаемость, 1/МПа10"4

нефти 11,72 11,72 11,72 14,64 14,07

воды 2,25 2,25 2,25 2,25 2,25

породы 2,7 2.9 3,2 2.9 2,7

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,713 0,640 0,637 0,676 0,683

Коэффициент продуктивности, м3/сут-МПа 18,7 - - 8,4 33,4

Параметры Центральный купол Чаганского поднятия

Пласт Д1 Пласт ДП

р-он СКВ. 16 р-ОН СКВ. 152 р-он СКВ. 16 р-ОН СКВ. 21

Средняя глубина залегания, м 3042 3104 3072 3115

Тип залежи пластовый пласт, лит. экранир. пластовый

Категория запасов ВС1 ВС1 С2 ВС1

Тип коллектора терригенный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 635 109 179 171

Средняя общая толщина, м 7,1 10,2 2,4 3,4

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 4.2 м 4,2 2,4 3,4

Коэффициент пористости, доли ед. 0,18 0,130 0,19 0,14

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед 0,93 0,860 0,85 0,93

Коэффициент проницаемости, 10"3 мкм2 588 58 375 150

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,58 0,41 1,0 1,0

Коэффициент расчленённости, доли ед. 2,5 2,0 1,0 1,0

Начальная пластовая температура, °С 76 76 76 76

Начальное пластовое давление, МПа 33,60 33,6 35,24 35,24

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 2,15 2,15 2,44 2,44

Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа с 12,55 12,55 11,74 11,74

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м 3 0,732 0,732 0,767 0,767

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/мЗ 0,853 0,853 0,860 0,860

Абсолютная отметка ВНК, м -3018,2 - -3032.5 -3035

Объёмный коэффициент нефти, д.ед. 1,258 1,258 1,190 1,190

Содержание серы в нефти, % 1,04 1,04 1,31 1,31

Содержание парафина в нефти, % 4,79 4,79 14,20 14,20

Давление насыщения нефти, МПа 9,25 9,25 8,92 8,92

Газовый фактор, м3/т 73,69 73,69 75,55 66,23

Содержание сероводорода, % отс. отс. отс. отс.

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа с 0,83 0,83 0,83 0,83

Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,151 1,151 1,151 1,151

Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,185 1,185 1,185 1,185

Сжимаемость, 1/МПа10"4

нефти 12,83 12,83 13,28 13,28

воды 2,25 2,25 2,25 2,25

породы 2,55 2,55 2,53 2.9

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0,718 0,718 0,697 0,697

Коэффициент продуктивности, м3/сут-МПа 1,6 - - -

Параметры Кудиновское месторождение

Кудиновское поднятие Воронин- ское поднятие

Пласт ДГ Пласт Д1 Пласт ДП Пласт Д1

Средняя глубина залегания кровли, м 2937 2949 3017 2869

Тип залежи пластовая стратиграфии- чески и литологически ораниченная пластовая стратиграфии- чески ограниченная пластовая пластовая

Тип коллектора терригенный терригенный терригенный терригенный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 13327 12107 5682 685

Средняя общая толщина, м 10.0 15.4 14.8 8.1

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 5.6 12.6 6.8 5

Коэффициент пористости, доли ед. 0.16 0.16 0.15 0.15

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.93 0.93 0.90 0.90

Коэффициент рроницаемости, 10~3 мкм2 137 212 227 151

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.560 0.820 0.460 0.620

Коэффициент расчленённости, доли ед. 2.22 2.38 2.06 1.25

Начальная пластовая температура, °С 68 69 70 67

Начальное пластовое давление, МПа 33.0 33.0 33.0 30.9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 0.88 1.01 1.05 4.85

Плотность нефти в пластовых условиях, т/мЗ 0.751 0.748 0.752 0.821

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0.810 0.811 0.814 0.875

Абсолютная отметка ВНК, м -2885 -2885 -2885 -2733.7

Объёмный коэффициент нефти, доли ед. 1.172 1.176 1.178 1.107

Содержание серы в нефти, % 0.71 0.73 0.73 2.4

Содержание парафина в нефти, % 5.12 5.39 5.47 3.32

Давление насыщения нефти газом, МПа 8.60 8.18 8.46 7.48

Газовый фактор, м3/т 74.5 69.7 72.1 33.6

Содержание сероводорода, % 0 0 0 0

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа-с 0.93 0.93 0.93 0.88

Плотность воды

в пластовых условиях, т/м3 1.173 1.173 - 1.168

в поверхностных условиях, т/м3 1.194 1.194 1.175 1.190

Коэффициент продуктивности, м3/сут-МПа 3.1 11.2 11.7 5.5

Сжимаемость, 1/МПаТО"4

нефти 8.22 8.38 9.13 7.87

воды 3.94 4.80 4.80 4.77

породы 5.44 5.44 5.61 5.61

Коэффициент вытеснения, доли ед. 0.688 0.698 0.689 0.68

Кудиновского месторождения

Кудиновское месторождение

Параметры Западно-Кудиновское поднятие Мичуринское поднятие Лесное поднятие

Пласт ДГ Пласт ДГ Пласт Д1 Пласт Д1

Средняя глубина залегания кровли, м 2871 2940 2940 3026

пластовая пластовая

Тип залежи литологически ограниченная литологически ограниченная пластовая пластовая

Тип коллектора терригенный терригенный терригенный терригенный

Площадь нефтеносности, тыс. м2 655 934 82 535

Средняя общая толщина, м 4.2 12.2 2.3 5.8

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м 1.6 4.5 1.7 4.60

Коэффициент пористости, доли ед. 0.15 0.15 0.15 0.16

Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. 0.91 0.92 0.91 0.86

Коэффициент проницаемости, 10"3 мкм2 120 120 120 100

Коэффициент песчанистости, доли ед. 0.380 0.370 0.740 0.875

Коэффициент расчленённости, доли ед. 1.83 2.00 1.80 2.00

Начальная пластовая температура, °С 68 61 61 69

Начальное пластовое давление, МПа 33 30 30 33

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 0.88 4.39 4.39 1.01

Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0.751 0.833 0.833 0.748

Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0.810 0.873 0.873 0.813

Абсолютная отметка ВНК, м -2743.9 -2806.9 -2806.9 -2892.7