Improving the efficiency of the Pavlovskoye field development through the reconstruction of wells by drilling sidetracks (on the example of object T)

Abstract


The study was aimed at a comparative analysis of the exploitation efficiency of the Tournaisian reservoir by sidetracks and sidetracks with a horizontal ending in the Pavlovskoye field. One of the most effective technologies that allows to achieve an increase in the level of oil production in old fields (late stage of operation) and increase the oil recovery factor from the reservoirs, to return to operation oil wells that could not be returned to the existing fund by other methods is sidetracking. By drilling sidetracks, previously unused sections of the reservoir are introduced into development, as well as unconventional oil reserves, the extraction of which was not previously possible. The advantage of drilling sidetracks is that there is no need to build new communications. This reduces the cost of equipment and materials, reduces the negative impact on the environment. In addition, restoring an inactive well stock is 1.5-2.5 times cheaper than drilling new wells. The article analyzed the construction and operation of 54 sidetracks drilled for the Tournaisian object, 6 of them with a horizontal ending. The following issues of with sidetracks and sidetracks with a horizontal ending were considered: comparison of technological aspects of well construction; comparison of the well operation indicators dynamics; comparison of the initial filtration parameters of productive formations and analysis of their changes during the operation of wells. The result of the work was the conclusions on a comparative analysis of the exploitation of the Tournaisian reservoir by sidetracks and sidetracks with a horizontal ending. The results of the work were of practical importance and could be used in the production activities of oil and gas companies.

Full Text

Введение На сегодняшний день эксплуатация большинства месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» находится на завершающей стадии разработки. Уже ни один проектный документ на разработку месторождений не обходится без включения в варианты разработки зарезки боковых стволов. Путем бурения боковых стволов в разработку вводятся ранее не задействованные участки пласта, а также трудноизвлекаемые запасы нефти, добыча которых ранее не представлялась возможной. Как показал опыт эксплуатации месторождений, находящихся на поздней стадии, данная технология является одной из наиболее эффективных геолого-технических мероприятий (ГТМ), позволяющих продлить срок эксплуатации зрелых месторождений, повысить экономическую ценность данных активов [1, 2]. Анализ уровней добычи и ее распределение по ГТМ В период с 2006 по 2012 г. разработка турнейского объекта Павловского месторождения велась со значительным превышением проектных уровней отбора нефти (на 33-78 %) за счет бурения значительного количества боковых стволов в недренируемых зонах, а также проведения методов ПНП и ИДН в действующем добывающем фонде (рис. 1). Распределение дополнительной добычи нефти от ГТМ на Павловском месторождении (объекте С1t (Т)) следующее: бурение БС 562 тыс.т (37 %), ГРП 240 тыс. т (16 %), радиальное бурение 215 тыс. т (14 %), перфорационные методы 205 тыс. т (14 %), ремонтно-изоляционные методы 90 тыс. т (6 %), обработка призабойной зоны (ОПЗ) 183 тыс. т (12 %), перевод 11 тыс. т (1 %). В ходе выполненного анализа установлено, что существующая система разработки залежи требует корректировки. В этой ситуации достижение запланированных объемов добычи может быть достигнуто только путем регулирования этой системы. Приоритетными направлениями регулирования следует считать: 1) оптимизацию системы поддержания пластового давления; 2) увеличение производительности действующего добывающего фонда с целью интенсификации добычи. Сравнительный анализ технологии БС и БГС С учетом технического состояния скважин и высокой их обводненности приоритетным направлением интенсификации добычи следует рассматривать бурение боковых стволов [3]. Данный метод уже имеет значительный опыт практической реализации на данном и соседних месторождениях. Характерной особенностью Павловского месторождения является опыт бурения боковых стволов различной конструкции, в том числе с горизонтальным окончанием ствола. Рис. 1. Динамика уровней добычи нефти в период с 2006 по 2021 г. (Павловское месторождение, объект Т) Рис. 2. Фонд боковых стволов (Павловское месторождение, объект Т) Считается, что технология строительства условно вертикального либо наклонно направленного бокового ствола (БС) более проста и менее затратна, нежели технология строительств бокового ствола с горизонтальным окончанием (БГС), но, в свою очередь, скважины с БГС характеризуются большей производительностью за счет более высокого охвата пласта своим влиянием. Также технология бурения горизонтальных скважин в краевых частях карбонатных коллекторов позволяет решить проблему раннего обводнения и тем самым повысить эффективность разработки месторождения [4]. Все пробуренные на турнейской залежи Павловского месторождения боковые стволы условно можно разделить на три группы: 1. Боковые стволы с зенитным углом 0-49° (применение раствора на водной основе ББР-СКП-МГ). 2. Боковые стволы с зенитным углом 50-65° (применение раствора на водной основе МГБР-ПМГ). 3. Боковые стволы и боковые стволы с горизонтальным окончанием - зенитный угол 66-90° (применение раствора на углеводородной основе ИЭР). На рис. 2 представлено распределение пробуренных боковых стволов по этим группам. Из проведенного анализа следует, что первые две группы можно не разделять и рассматривать как одну группу, так как капитальные вложения и стоимость метра проходки у них примерно одинаковые. Боковые стволы с зенитным углом 66-77° отличаются от первых двух групп лишь стоимостью капитальных вложений, так как при бурении применяется раствор на углеводородной основе, что существенно удорожает стоимость строительства, данную группу необходимо сравнивать с последней группой (БГС), так как капитальные затраты у них будут примерно одинаковые. Бурение боковых стволов с горизонтальным окончанием проводилось в сравнительно давнем периоде, когда технологии бурения не были достаточно развиты, и данные, полученные при строительстве бокового ствола в наше время, могут существенно отличатся от ранее полученных результатов (бурение с LWD, применение долот PDC и растворов на углеводородной основе и т.д.). Существующие технологии для бурения скважин с горизонтальным окончанием позволили повысить экономическую актуальность строительства таких скважин, обеспечить более качественную выработку запасов за счет вскрытия нефтеносной части залежи с максимальной нефтенасыщенностью [5-23]. Сравнительная характеристика технологий строительства приведена в табл. 1. Сравнительный анализ боковых стволов показал, что с ростом зенитного угла увеличиваются их длины без значительного роста капитальных затрат. Существенное влияние на стоимость строительства боковых стволов оказывает применение растворов на углеводородной основе, что подтверждается стоимостью «метра проходки» и «капитальными вложениями» [23-33]. Технология бурения боковых стволов с горизонтальным окончанием по капитальным вложениям не сильно отличается от таковой с использованием боковых стволов по той причине, что при бурении применялись растворы на водной основе, также представленный перечень БГС был пробурен в период с 2008 по 2011 г., когда не применялись дорогостоящие методы проводки горизонтальных стволов, такие как телесистема LWD и растворы на углеводородной основе. Проведенные сравнения ранее осуществленных мероприятий с усовершенствованными технологиями показали, что технологии строительства скважин в данное время позволяют существенно сократить продолжительность бурения и крепления боковых стволов, а также исключить осложнения, связанные с устойчивостью стенок скважин [33-53]. Следующим этапом работы было сравнение характеристик показателей эксплуатации БС и БГС. а б Рис. 3. График эксплуатации скважины: а - №136_2 (БС, Павловское поднятие); б - №331_2 (БГС, Улыкское поднятие) Рис. 4. Кривая восстановления давления скважины № 331 от 15.01.2010 в координатах ПО SAPHIR Поскольку главной задачей любой скважины, в том числе где применяются БС и БГС, является обеспечение добычи нефти, в настоящем разделе выполнен сравнительный анализ добывающих показателей эксплуатации скважин с БС и БГС, их начальных величин, а также накопленных за прошедший период эксплуатации и динамики в этот период. Так, для анализа динамики дебитов после ввода скважин построены графики эксплуатации. На рис. 3 приведены типовые для скважин с БС и БГС такие графики. Как следует из анализа графиков, начальный дебит скважин с БС меньше, чем для скважин с БГС. Однако впоследствии дебиты скважин с БГС снижаются, причем более резко, чем для скважин с использованием БС. Подобная картина отмечена для всех проанализированных скважин. В связи с этим представляется целесообразным проанализировать и сопоставить и начальные, и накопленные показатели добычи для скважин с Таблица 1 Сравнительная характеристика технологий строительства № п/п Параметр Среднее значение для БС Среднее значение для БГС ЗУ (до 49°)* ЗУ (50-65°)** ЗУ (66-77°) (ЗУ 77°)*** 1 Длина, м 495,1/506,1 574,5/581,9 612,0 974,5 670,3 2 Продолжительность строительства, сут 25,16/25,58 27,69/28,03 29,71 34,1 54,3 3 Коммерческая скорость, м/ст, месс. 626,4/634,1 761,12/768,6 709,27 927,74 408,1 4 Капитальные вложения, руб. 26 831 182,41/ 26 166 454,98 25 594 672,46/ 25 565 100,23 31 606 748,57 51 458 244,95 28 328 624,96 5 Стоимость 1 м проходки, руб. 57 965,05/ 54 582,82 46 295,24/ 45 542,46 59214,0 52 897,39 42 677,94 Примечание: * - в числителе указаны значения с учетом БС с отбором керна (№ 81, 2075), в знаменателе - без них; ** - в числителе указаны значения с учетом БС с отбором керна (№ 150), в знаменателе - без него; *** - отнесены мероприятия, выполненные в 2018-2019 гг. (усовершенствованная технология). Таблица 2 Оценка начальных параметров работы боковых стволов и их изменение за период эксплуатации Параметр Значения для БС Значения для БГС Барановское Павловское Улыкское Южно-Павловское Среднее значение Барановское Павловское Улыкское Среднее значение Количество БС 1 23 13 12 49 2 3 1 6 Qн (начальный), т/сут 12,1 11,6 10,3 10,2 10,8 14 14,1 24,8 15,8 Qж (начальный), т/сут 16,7 14,2 13,1 12,7 13,4 43,5 18,6 26 28,1 Обводненность продукции, % 22,4 19,4 15,3 15,3 17,5 51,5 16,8 4 26,2 Qн (средний за период эксплуатации), т/сут 9,2 4,4 5,2 3,5 4,5 3,1 4,7 6,4 4,4 Qж (средний за период эксплуатации), т/сут 19,7 7,6 7,7 5,6 7,3 8,9 6,3 7,4 7,3 НДН накопленная добыча нефти (ΣQн), т 31799,8 13393,6 16005,8 10618,1 13782,6 7886,4 18813,8 27404,4 16603,1 период работы (t), мес. 114,9 106,6 101,6 104,3 104,9 86,0 135,7 146,1 120,9 ΣQн/t, т/мес. 276,7 125,6 157,5 101,8 131,4 91,7 138,6 187,6 137,4 Таблица 3 Фильтрационные характеристики пластов по данным гидродинамических исследований скважин Параметр Значения для БС Значения для БГС Барановское Павловское Улыкское Южно-Павловское Среднее значение Барановское Павловское Улыкское Среднее значение Проницаемость УЗП, мкм2 0,0765 0,0272 0,0365 0,0223 0,0295 0,1634 0,0198 0,0522 0,0731 Проницаемость ПЗП, мкм2 0,1711 0,0476 0,0541 0,043 0,0512 0,4086 0,0329 0,0767 0,1168 Пластовое давление, МПа 13,772 11,457 10,744 9,328 10,861 7,841 11,017 7,741 9,413 Скин-фактор -5,6 -4,17 -3,83 -4,5 -4,19 -3,75 -4 -4,6 -4,02 Коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа 3,55 2,01 3,15 2,25 2,39 5,94 1,94 5,43 3,44 применением БС и БГС, что выполнено в настоящей работе и отражено в табл. 2. Как следует из данных табл. 2, для скважин с БГС характерны, в среднем, более высокие начальные дебиты. Для обоснованного сравнения накопленных показателей с учетом различной продолжительности эксплуатации скважин в табл. 2 представлен такой параметр, как отношение накопленной добычи нефти к продолжительности работы скважины. По сути этот параметр характеризует среднюю добычу нефти за месяц эксплуатации. Применительно к рассматриваемым скважинам этот параметр принимает примерное одинаковое значение: 137,4 для скважин с БГС и 131,4 - для скважин с БС. Данный вывод ставит под сомнение эффективность строительства боковых стволов с горизонтальным окончанием, так как, очевидно, дебиты скважин с БГС изначально выше, но в дальнейшем они резко снижаются. И, в конечном счете, средняя месячная добыча приблизительно одинакова и для той, или для другой технологии. Вероятнее всего, такое изменение дебитов скважин связано с энергетическим состоянием участков залежи бурения БС. Поэтому представляется Таблица 4 Результаты интерпретации КВД Параметр № скважины 331 888 733 Дата ввода БГС 12.05.2009 30.10.2009 31.03.2008 Факт длина ГС 140 203 34 Начальный дебит жидкости, м3/сут 26,0 13,2 35,2 Дата исследования 15.01.2010 12.04.2018 26.07.2010 23.08.2017 27.06.2009 20.10.2015 Дебит жидкости, м3/сут 20,6 9,0 8,3 4,2 5,5 4,5 Пластовое давление, МПа 7,97 8,18 9,69 2,79 7,36 6,34 Проницаемость УЗП, мкм2 0,012 0,007 0,021 0,009 0,024 0,016 Скин-фактор -4,5 -1,0 -4,1 -3,9 -5,8 -1,4 Работающая длина ГС 140 135 209 202 - 35 Параметр № скважины 940 1047 2137 Дата ввода БГС 24.08.2009 08.05.2008 30.06.2009 Факт длина ГС 90 158 148 Начальный дебит жидкости, м3/сут 16,1 26,4 71,9 Дата исследования 18.01.2010 16.08.2018 24.07.2009 01.04.2017 26.12.2009 12.03.2016 Дебит жидкости, м3/сут 7,7 4,7 14,8 9,0 6,8 11,3 Пластовое давление, МПа 12,63 8,42 11,09 8,17 9,64 3,61 Проницаемость, мкм2 0,026 0,017 0,045 0,019 0,015 0,017 Скин-фактор -3,0 -3,5 -4,3 -4,6 -6,0 -1,0 Работающая длина ГС 99 96 149 158 145 144 целесообразным дальнейшая проверка данного предварительного вывода. В ходе выполненного ранее анализа установлено, что для скважин с БС и БГС характерны разные средние начальные дебиты. Поскольку причиной этого может быть не только разная конструкция, но и разные свойства коллектора, в табл. 3 представлены результаты интерпретаций первых после ввода кривых восстановления давления. Из данных табл. 3 видно, что фильтрационные характеристики у БГС лучше, что также подтверждается большими начальными дебитами по отношению к БС. Отмеченная ранее динамика дебитов для скважин с БГС, характеризующаяся резким их снижением в начальный период эксплуатации, также требует анализа. Так, можно выделить следующие вероятные причины резкого снижения дебитов по скважинам с БГС: 1) уменьшение фильтрационных параметров пласта, в том числе в призабойной зоне; 2) снижение работающей длины горизонтального участка ствола; 3) снижение энергетики пласта в зоне отбора скважины. Для выделения наиболее вероятной причины из вышеперечисленных по всем скважинам с БГС привлечены к анализу материалы гидродинамических исследований (первое после ввода БГС и последнее за рассматриваемый период). Материалы исследований специально интерпретированы в ПК ECRIN (модуль SAPHIR), что позволяет оценить работающую длину горизонтальной части ствола и фильтрационные параметры коллектора в зоне дренирования. В качестве примера на рис. 4 приведен диагностический график и результаты обработки первой после ввода кривой восстановления давления (от 15.01.2010) скважины № 331. Результаты интерпретации по остальным КВД, а также показатели эксплуатации скважин на даты исследований сведены в табл. 4. Как следует из представленных в табл. 4 данных, практически для всех скважин отмечается примерно постоянная работающая длина горизонтального участка ствола, соответствующая фактическому значению. При этом также следует отметить, что для многих скважин характерно достаточно существенное снижение пластового давления в процессе эксплуатации. Также в ходе интерпретации практически во всех случаях установлено соответствие графика КВД (см. рис. 4) так называемой модели «двойной пористости», что является признаком естественной трещиноватости коллектора. Как известно, особенностью трещиноватого коллектора является способность к деформациям пустотного пространства - уменьшению раскрытости трещин при снижении давления. Данная способность негативно влияет на продуктивные характеристики скважин. Очевидно, причиной резкого снижения дебитов скважин с БГС после ввода их в эксплуатацию являются деформации коллектора за счет снижения давления при увеличении отборов. Таким образом, эффективная работа скважин с БГС возможна при условии поддержания пластового давления на необходимом уровне за счет реализации на объекте разработки эффективной системы заводнения. Заключение 1. Строительство БС и БГС имеют существенное различие по капитальным затратам только в случае, если БС будет буриться с применением растворов на водной основе. 2. Начальный дебит БГС превышает БС практически в 1,5 раза, период работы с максимальным дебитом 16 месяцев (Qн = 9,6 т/сут.) по БГС и 18,4 месяца (Qн = 7,8 т/сут.) для БС, а при сравнении накопленной добычи нефти к периоду работы БС/БГС эти показатели имеют одинаковые значения. 3. Фильтрационные характеристики БГС лучше, чем у БС, однако это не сильно отражается на конечном результате эксплуатации (объеме добытой нефти). 4. Основной причиной резкого снижения дебитов по скважинам с БГС следует считать уменьшение фильтрационных характеристик коллектора, для которого установлен факт трещиноватости вследствие ухудшения энергетического состояния (уменьшения пластового давления). 5. Основной задачей эффективной эксплуатации скважин с БГС следует считать поддержание пластового давления в зоне ее влияния.

About the authors

Aleksandr V. Ivshin

Perm National Research Polytechnic University

Antov A. Ustinov

Perm National Research Polytechnic University; LUKOIL-Engineering LLC

References

  1. Применение новых технологических решений в области разработки на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / В.Л. Воеводкин, А.В. Распопов, Л.Н. Мужикова, С.А. Кондратьев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 12. - С. 104-106.
  2. Воеводкин В.Л., Окромелидзе Г.В. Развитие технологии строительства боковых стволов на месторождениях Пермского края // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 8. - С. 32-35.
  3. Гилязов Р.М. Совершенствование техники и технологии бурения боковых стволов: дисс. … д-ра техн. наук. - Уфа: УГНТУ, 1999. - 140 с.
  4. Хакимзянов И.Н. Опыт эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием на месторождениях Татарстана // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 1. - С. 82-84.
  5. Чернышов С.Е., Турбаков М.С., Крысин Н.И. Основные направления повышения эффективности строительства боковых стволов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 8. - С. 98-100.
  6. Внедрение технологии горизонтального бурения на карбонатных коллекторах месторождений АО «Зарубежнефть» / Р.Д. Багманов, Г.Д. Федорченко, И.С. Афанасьев, С.П. Аюшинов // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 6. - C. 82-86.
  7. Опыт проектирования и строительства многоствольных скважин / Г.В. Окромелидзе, Ю.В. Фефелов, С.В. Сунцов, С.И. Кучевасов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. - С. 54-55.
  8. Опыт строительства многоствольных скважин / Н.А. Лядова, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе, С.В. Сунцов, С.И. Кучевасов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. - С. 58-60.
  9. Хилл Д., Ним Э., Элиг-Экономайдес К. Бурение боковых стволов из существующих скважин дает новую жизнь старым месторождениям // Нефтяное образование. - 1997. - № 9. - С. 22-37.
  10. Чернышов С.Е., Крысин Н.И. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 24-28.
  11. Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений / ОАО «ВНИИОЭНГ». - М., 2011. - С. 253-256.
  12. Опыт бурения боковых стволов в девонских отложениях / Б.А. Растегаев, М.С. Гвоздь, А.В. Ульшин, Э.Р. Сахапова, В.Н. Кошелев // Нефть. Газ. Новации. - 2016. - № 3. - С. 23-26.
  13. Яраханова Д.Г., Кольчугин А.Н. Применение горизонтальных скважин в неоднородных карбонатных коллекторах на примере черепетских отложений юго-востока Республики Татарстан // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 6. - С. 87-89.
  14. Выработка остаточных запасов турнейского объекта разработки Лиственского месторождения / С.В. Выхристюк, К.В. Сафонов, К.В. Кудашов, А.А. Прудников // Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». - 2011. - № 24. - С. 26-29.
  15. Лядова Н.А., Яковлев Ю.А., Распопов А.В. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края. - М.: ВНИИОЭНГ, 2010. - C. 355.
  16. Результаты и перспективы развития геолого-разведочных работ в Пермском крае / С.С. Черепанов, А.Ю. Назаров, Е.В. Пятунина, Н.А. Лядова, И.С. Путилов, С.И. Соловьев // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 12. - С. 84-87.
  17. Бурение бокового ствола из скважины малого диаметра / К.А. Мещеряков, С.Е. Ильясов, Г.В. Окромелидзе, В.А. Яценко // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 8. - С. 45-47.
  18. Обоснование эффективности бурения боковых стволов с использованием многовариантного геолого-гидродинамического моделирования на основе геолого-промыслового анализа / М.А. Филатов, М.Ю. Рябчевских, А.Ю. Вишняков, М.А. Присяжнюк // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 9. - С. 34-37.
  19. Определение критериев выбора скважин-кандидатов для зарезки в них боковых стволов / Е.Н. Устькачкинцев, Р.Я. Хусаенов, Н.В. Макаров, К.М. Минаев, Р.А. Растегаев, А.Р. Мавлиев // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2. - С. 78-81.
  20. Токарева Т.В. Опыт и эффективность бурения, эксплуатации боковых стволов на завершающей стадии разработки нефтяных месторождений // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 2. - С. 457-468.
  21. Чернышов С.Е. Совершенствование технологии строительства дополнительных стволов из ранее пробуренных скважин // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. - С. 22-24.
  22. Щербаков А.А., Турбаков М.С., Дворецкас Р.В. Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи месторождений пермского Прикамья с трудноизвлекаемыми запасами // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 12. - С. 97-99.
  23. Щербаков А.В., Гречин Е.Г., Кузнецов В.Г. Изменение профиля наклонно-направленных скважин с целью последующего бурения бокового ствола // Нефтяное хозяйство. - 2020. - № 7. - С. 92-96.
  24. Бурение наклонных, горизонтальных и многозабойных скважин / А.С. Повалихин, А.Г. Калинин, К.М. Бастриков, К.М. Солодкий. - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2011. - 647 с.
  25. Опыт геологического сопровождения бурения скважин с горизонтальным заканчиванием на месторождениях Пермского края / В.Л. Воеводкин, Н.А. Лядова, А.В. Распопов, В.А. Барях, А.Ю. Минин // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 8. - С. 27-31.
  26. Воеводкин В.Л., Чертенков М.В. Новые технологии в компании «ЛУКОЙЛ»: от простого к сложному // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 8. - С. 62-66.
  27. Денисов С.Б., Евдокимов И.В., Сгибова Д.С. Обоснование выбора скважин для проведения геолого-технических мероприятий на основе критериального анализа // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 8. - С. 12-17.
  28. Совершенствование разработки малых нефтяных месторождений с высоковязкой нефтью с применением новых технологий (на примере Зюзеевского месторождения) / И.М. Бакиров, Р.Г. Рамазанов, С.В. Насыбуллина, Р.Т. Шакирова, Р.Р. Харитонов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 26-29.
  29. Хисамов Р.С. Новые технологии разработкии эксплуатации многопластовых месторождений // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 12. - С. 43-45.
  30. Алварадо В., Манрик Э. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Планирование и стратегии применения / пер. с англ. Фалафеева Б.Л. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2011. - 244 с.
  31. Распопов А.В., Казанцев А.С., Антонов Д.В. Влияние мониторинга разработки на повышение эффективности эксплуатации нефтяных месторождений Пермского края // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 6. - С. 58-61.
  32. Юшков И.Р. Опыт применения методов повышения извлечения нефти на месторождениях Пермского края // Научные исследования и инновации. - 2010. - Т. 4, № 1. - С. 44-50.
  33. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами / В.А. Байков, Р.М. Жданов, Т.И. Муллагалиев, Т.С. Усманов // Нефтегазовое дело. - 2011. - № 1. - С. 84-100.
  34. Борисов Ю.П., Пилотовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: «Недра», 1964.
  35. Орлов И.Р. Особенности применения технологии разработки горизонтальными скважинами для анизотропных коллекторов с наличием естественной трещиноватости // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 10.
  36. Сургучев М.Л., Колганов В.И., Гавура А.В. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. - М.: Недра, 1987.
  37. Бурение горизонтальных скважин методом забурки боковых стволов с сложных профиле-проложением через интервал неустойчивых аргиллитов Кошайской свиты на Самотлорском месторождении / А.Б. Харитонов, С. Погорелова, Е.В. Тихонов, С.Л. Сергеев, С. Андриарди // SPE 160672. - 2016.
  38. Повышение эффективности довыработки остаточных запасов нефти на завершающей стадии разработки месторождений / Т.Ф. Манапов, А.А. Ручкин, Е.В. Устюгова, А.Н. Леванов // SPE 161968.
  39. Tight Oil Field Development Optimization Based on Experience of Canadian Analogs. V.B. Karpov, N.V. Parshin, D.I. Sleptsov, Y.A. Golovatskiy, I.A. Ishimov // SPE-182572-MS. - 2016.
  40. Wellbore Instability: Causes and Consequenses Rudarsko-geology-Neft-sbornik. - Zagreb, 1997.
  41. SPE/IADC 148049 Using Intagraited Geomekhanical Stady to Resolve Expiriensive Welbore Instability problem while drilling Through Zubair Shale/Sand Sequence of Kuwait: A Case study. 24-28 October, Oman. Shaikh Abdul Azim, SPE, Pritish Muherjee, SPE, Salh Ali Al-Anezi, Al-Otadi and Badr Al-Saad, Kuwait Oil. - 2021.
  42. Nelson R.A. Geologic Analysis of Naturally Fractured Reservoirs. - Houston, TX: Gulf Professional Publishing, 2001.
  43. Paccaloni G., Tambini M. Advances in Matrix Stimulation Technology // SPE 20623. - 1983.
  44. A new set of type curves simplifies well test analysis / D. Bourdet [et al.] // World oil. - 1983. - May. - P. 95-106.
  45. Almajidi A.D. Applications of Horizontal Well. - Misan University, 2021. - P. 28.
  46. Horne R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach. - 2nd ed. - Palo Alto, CA: Petroway Inc., 2006.
  47. Xu Zhao. New Horizontal Well Completion Technologies and Research Prospects in China // Journal of Physics Conference Series. - 2019. - № 4. doi: 10.1088/1742-6596/1176/4/042069
  48. Best Practices - Direct Emulsion-Based Drilling Solution as a New Approach to Drilling in Mature Fields with Low Reservoir Pressure / S.A. Sokovnin, E.V. Tikhonov, A.B. Kharitonov [et al.] // SPE-176519-MS. - 2015.
  49. Practice and understanding of sidetracking horizontal drilling in old wells in Sulige Gas Field, NW China / ZHANG Jinwu, WANG Guoyong, HE Kai, YE Chenglin // PETROL. EXPLOR. DEVELOP. - 2019. - Vol. 46(2). - P. 384-392.
  50. Shuang L.I. Parameter optimization and application of sidetracking horizontal wells in low-permeability tight gas reservoir: A case study of Su-S Block in Sulige Gas Field // Unconventional Oil & Gas. - 2017. - Vol. 4(5). - P. 52-56.
  51. Guanghui Y.E., Chao ZHANG, Jinyuan LIU. Application method of slim hole slanting device in Sulige gas field // Drilling & Production Technology. - 2017. - Vol. 40(4). - P. 119-121.
  52. Water and gas distribution and its controlling factors of large scale tight sand gas: A case study of western Sulige gas field, Ordos Basin, NW China / MENG Dewei, J.I.A. Ailin, J.I. Guang [et al.] // Petroleum Exploration and Development. - 2016. - Vol. 43(4). - P. 607-614, 635.
  53. Xiaozhong WEI. Brief talk on sidetrack horizontal well technology in Sulige Gas Field old wells // Drilling & Production Technology. - 2016. - Vol. 39(1). - P. 23-25.

Statistics

Views

Abstract - 134

PDF (Russian) - 300

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2022 Ivshin A.V., Ustinov A.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies