Исследование течения флюида к горизонтальной скважине

Аннотация


В последнее время необходимо отметить присутствие негативной динамики по ухудшению структуры запасов вновь открытых месторождений, и уже большая часть последних классифицируется как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненные наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок. Разбуривание трудноизвлекаемых запасов месторождений происходит горизонтальными скважинами. Это обусловлено в первую очередь тем, что именно горизонтальные скважины позволяют многократно увеличить площадь фильтрации флюида за счет возрастания области дренирования, благодаря обширному контакту горизонтального участка скважины с породой, позволяя многократно увеличить дебит скважины. Обобщая вышесказанное, горизонтальные скважины применяют для разработки месторождений со следующими параметрами: месторождения с тонкой нефтенасыщенной оторочкой (до 15 м), с газовой шапкой и подошвенной водой; месторождения тяжелой нефти, с вязкостью более 30 мПа·с; месторождения с низкой проницаемостью коллектора (менее 0,002 мкм2). В данных условиях фильтрация флюида не может быть описана линейным законом Дарси. В условиях существования высоковязкой нефти и низкопроницаемого коллектора определяется некий начальный градиент давления, обусловленный реологическими свойствами фильтрующейся жидкости и высокими значениями коэффициента поверхностного трения. В условиях тонкой нефтяной оторочки и повышенного газового фактора наблюдаются предельные скорости фильтрации за счет режима растворенного газа, и приток флюида описывается нелинейным законом. Одним из основных параметров при составлении технико-экономической оценки залежи является дебит каждой отдельно взятой горизонтальной скважины. Аналитические методы расчета дебита горизонтальной скважины показывают высокую погрешность. Предлагается по-новому взглянуть на проблему определения прогнозного дебита горизонтальной скважины, используя известные подходы к решению данного вопроса. Довольно затруднительно достоверно прогнозировать параметры эксплуатации залежей: производительность горизонтальных скважин, полученная при помощи современных гидродинамических стимуляторов, оказывается недостоверной, что в конечном итоге приводит к формированию недостаточно рациональной системы разработки, и возникающие осложнения при эксплуатации в промысловых условиях приходится устранять за счет значительных объемов материальных и трудовых ресурсов. Таким образом, разработка методик, способствующих получению достоверного расчета добычи, является актуальной задачей нефтедобывающей отрасли.


Полный текст

Введение Моделирование течений флюидов вблизи горизонтальных скважин является довольно сложной задачей. Для корректного отображения процесса фильтрации необходимо в первую очередь получить формулы, адекватно описывающие процессы течения вблизи конкретной скважины. Вопросом построения моделей течения в прискважинной области вплотную занимался D.W Peaceman [1, 2]. В его работах предполагалось, что течение в прискважинной области строго радиальное, вводится понятие «эффективного» радиуса скважины. Давление на забое скважины заменяется «эффективным» давлением, которое соответствует «эффективному» радиусу. Однако в работах [1, 2] была показана неприменимость расчетной методики D.W. Peaceman для практики. Интересный подход к моделированию фильтрации вблизи горизонтальных скважин был предложен в работах D.K. Babu [3, 4]. В этих исследованиях рассматривалась задача для пласта в целом, и не было привязки к скважине. И D.W Peaceman, и D.K. Babu свои теории основывали на линейном законе фильтрации Дарси, однако данный закон фильтрации применим для определенного диапазона скоростей. Оценкой производительности горизонтальных скважин занимались такие ученые, как: А.М. Григорян [5], В.П. Пилатовский [6-8], П.Я. Полубаринова-Кочина [9], Л.С. Лейбензон [10], В.П. Табаков [11-14], Ю.П. Борисов [15], L.P. Stockman [16], F.M. Giger [17, 18], S.D. Joshi [19, 20], G.I. Renard, J.M. Dupuy [21, 22], D.K. Babu [3, 4], В.В Шеремет [23] и др. [24-45]. Во всех работах были сделаны следующие допущения: 1) пласт считался изотропным (в некоторых случаях вводилась вертикальная анизотропия); 2) пластовая жидкость полагалась несжимаемой с постоянной вязкостью; 3) фильтрация флюида подчиняется линейному закону фильтрации Дарси; 4) нефтяная залежь представляет собой круговой цилиндр с постоянной высотой с естественным режимом питания; 5) режим фильтрации стационарный; 6) трение в скважине не учитывается. Для возможности отдельного учета притока флюида для оценки притока флюида в ствол горизонтальной скважины реального месторождения (с многофазным течением) авторы используют поправку на относительную фазовую проницаемость для каждого флюида в отдельности. Определение дебита горизонтальной скважины, симметрично расположенной относительно кровли и подошвы пласта Первоначально Ю.П. Борисов и В.П. Табаков [11-15] сформулировали перед собой следующую задачу: требовалось определить дебит горизонтальной скважины длиной L, расположенной в пласте толщиной h симметрично относительно кровли и подошвы пласта (рис. 1), контур питания скважины имеет радиус Ref, давление на контуре питания - Pef, с абсолютной проницаемостью пласта k, динамическая вязкость дренируемой жидкости m, давление на забое скважины Pw, приведенный радиус скважины rw. Согласно их исследованиям, дебит горизонтальной скважины выражается формулой: (1) Рис. 1. Схема расположения симметричного ствола горизонтальной скважины по толщине пласта С физической точки зрения первое слагаемое в знаменателе отражает внешнее фильтрационное сопротивление, второе - внутреннее сопротивление скважины. Данная формула основана на предположении, что контур питания горизонтальной скважины предполагается круговым и не зависит от ее длины. С учетом того, что F.M. Giger [17, 18] выдвинул предположение, согласно которому контур питания горизонтальной скважины носит эллипсообразный, а не круговой характер, он представил свою формулу для расчета дебита горизонтальной скважины в следующем виде: (2) где Rk - размер большой полуоси эллипса, представляющей контур питания. S.D. Joshi [19, 20] предположил, что есть большая полуось эллипса, аналогичного по площади кругу с радиусом дренирования Ref, и получил следующее выражение: (3) где (4) - это большая полуось эллипса. Для анизотропного пласта S.D. Joshi [19, 20] была предложена следующая формула для определения дебита горизонтальной скважины: (5) где - коэффициент анизотропии; kr - проницаемость пласта в горизонтальном направлении; kb - проницаемость по вертикали. В работах G.I. Renard, J.M. Dupuy [19, 20] была предложена следующая формула для расчета дебита горизонтальной скважины: (6) где x=2a/L, а параметр a вычисляется по формуле (4). Для учета анизотропии они также ввели в формулу (6) параметр анизотропии пласта β=√(kr/kb) (7) где rw’ = (1+β)rw/2β. Следует отметить, что формулы (1)-(4) и (6) можно применять и в случае анизотропных пластов, если выполняются следующие условия [11-15]: ·длина скважины много больше толщины пласта (L>>h), · половина длины горизонтальной скважины меньше, чем 90 % от радиуса контура питания (L/2<0,9Ref), · длина скважины больше произведения коэффициента анизотропии на толщину пласта (L>bh). И.А. Чарный [24] предложил следующую формулу в случае, когда горизонтальный ствол скважины расположен симметрично относительно кровли и подошвы полосообразного пласта: (8) где k - проницаемость пласта; h - толщина пласта; rw - радиус скважины; Pef, Pw - давления на контуре питания и на забое скважины; μ - вязкость нефти; L - длина скважины; Н - расстояние от скважины до границы пласта. Дебит нефти горизонтальной скважины, симметрично расположенной относительно кровли и подошвы пласта, согласно [24, 25] определяется следующим выражением: (9) где B - объемный коэффициент нефти; ∆P=Pef - Pw - перепад давления. А.М. Пирвердян [25], дополнив условия задачи двумя условиями: одна граница Ref = Ref1 непроницаема и вертикальная компонента скорости vy = 0, а вторая граница Ref = Ref2 проницаема и давление на проницаемой границе равно Pef2, получил следующее уравнение: (10) где a - расстояние от оси горизонтального ствола до кровли. При симметричном расположении горизонтального ствола по толщине a = h/2. В основном И.А. Чарный [24] и А.М. Пирвердян [25] занимались исследованиями притока жидкости к горизонтальным скважинам, расположенным именно в полосообразной залежи, соответственно результат расчета будет существенно ниже фактического. Определение дебита горизонтальной скважины, расположенной асимметрично относительно кровли и подошвы пласта В работах З.С. Алиева, В.В. Бондаренко, Б.Е. Сомова, и В.В. Шеремета [23, 26, 27] рассматривалась горизонтальная скважина, полностью вскрывшая пласт. Рис. 2. Асимметричное расположение ствола горизонтальной скважины по отношению к кровле и подошве полосообразного пласта Пласт однородный и полосообразный. Варьировалось расположение данной скважины относительно кровли и подошвы пласта. В данных работах рассматривалась зона фильтрации, которая разбивалась на две части, в каждой из которых вблизи ствола толщина пласта считается функцией радиуса, т.е. h = h(rw) (рис. 2). Для асимметричного расположения скважины в этих работах была предложена следующая формула: (11) где h - толщина пласта; hi = (h - h2) - rw - толщина пласта за вычетом радиуса скважины. Для учета влияния анизотропии в формулу (11) для изотропного пласта аналогично формулам (5) и (7) необходимо ввести параметр анизотропии Тогда формула для дебита горизонтальной скважины в анизотропном случае будет следующей: (12) Случай симметричного расположения горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы пласта с разными давлениями на контурах питания рассмотрен в работах В.П. Пилатовского [7, 8]. Если Pef1 = Pef2 = Pef и ствол скважины симметричен относительно контуров питания, то: (13) где a = h/2. Существует также абсолютно иной подход для определения производительности горизонтальной скважины. Он заключается в разделении области фильтрации на внешнюю и внутреннюю зоны. При этом моделирование потока зависит от зон фильтрации: внешняя зона описывается плоским двумерным потоком, в котором фильтрация условно происходит в горизонтальной плоскости; внутренняя зона характеризуется как трехмерный поток, зона дренирования - эллипсоид вращения, имитирующий горизонтальной ствол с радиусом rw. Данный подход в своих работах был детально описан В.П. Меркуловым [28-30] и имеет следующий вид: (14) В случае асимметричного расположения ствола скважины относительно центра зоны дренирования на расстояние δ зависимость (14), согласно В.П. Меркулову [28-30], будет следующей: (15) где L - длина горизонтального ствола; a=0,5L+2h - большая полуось эллипса; b = (2Lh+4h2)1/2 - малая полуось эллипса; c=0,5L - фокусное расстояние; rw - радиус скважины, характеризующий зону радиального по отношению к горизонтальному стволу потока; λ = ƒ(α, ω) где α = L/2h, ω = δ/h, δ - эксцентриситет асимметричного расположения оси горизонтального ствола по толщине. В условиях круглого анизотропного пласта В.П. Меркуловым [29] предложено находить дебит горизонтальной скважины по формуле (16) где a*=0,5L+2βh; b*=(2Lβh+4h2)0,5; c*=0,5L; λ*=ƒ(a*), где a*= L*/2h, в данных условиях L*=L. В своих работах S.D. Joshi [19, 20] также разделял поток на зоны, но прежде чем определять зависимость дебита горизонтальной скважины Q от депрессии ∆P, он предложил найти сумму фильтрационных сопротивлений, возникающих при течении флюида в названных плоскостях. Смещение ствола горизонтальной скважины относительно кровли и подошвы пласта учитывает параметр λδ, характеризующий расстояние от ствола до условного центра: (17) С учетом анизотропии: (18) G.I. Renard и J.M. Dupuy в своих работах [21, 22] предложили формулу для дебита короткой горизонтальной скважины, т.е. в случае, если длина скважины L меньше толщины пласта h : (19) Рис. 3. Горизонтальная скважина в прямоугольном нефтяном пласте Рис. 4. Схема условного расположения горизонтальной скважины в пласте: 1 - симметричное; 2 - асимметричное Рис. 5. Авиловское газонефтяное месторождение С учетом анизотропии эту формулу они представили как: (20) где X=a/0,5L, rw’ = (1+β)rw/2β. В работе В.Д. Лысенко [31] получено уравнение для определения дебита горизонтальной скважины (рис. 3), условно расположенной в прямоугольном нефтяном пласте длиной 2L, длина скважины равна ширине нефтяного пласта 2σ, толщина пласта h : (21) Здесь L - расстояние от скважины с давлением P = Рw до контура питания с давлением P=Рef ; 2σ - ширина пласта; lg - длина горизонтального ствола; rw - радиус скважины. Таблица 1 Исходные данные для расчета дебита горизонтальных скважин для Авиловского газонефтяного месторождения Параметр Единица измерения Номер скважины 7 8 111 112 113 114 117 Рпл МПа 21 21 21 21 21 21 21 Рз МПа 20 20 20 20 20 20 20 Перепад давления Па 1000000 Нефтенасыщенная толщина h м 2 1,5 1,4 2 0,8 1,3 1,2 h1 м 1 1 1 1 0,4 1 1 h2 м 1 0,5 0,4 1 0,4 0,3 0,2 Rc м 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 0,073 Rk м 298 442 371 685 398 442 521 L м 123 257 243 293 466 287 384 Вязкость нефти в пл. усл, Па·с 0,000551 воды в пл. усл, Па·с 0,000816 газа в пл. усл, Па·с 0,0000211 Пористость д.ед. 0,195 Плотность в пласт усл. нефти, кг/м3 698 воды, кг/м3 1120 газа, кг/м3 0,981 Объемный коэффициент нефть 1,364 вода 1,0014 Сжимаемость, 10-4, 1/МПа нефть 19,2 вода 4,35 Газосодержание нефти м3/т 147,7 Анизотропия 0,72 Н м 500 Проницаемость к, мД (10-3 мкм2) абс 80 фазовая нефть 6,983 фазовая газ 0,551 фазовая вода 12,29 при следующей концентрации Доли флюидов в потоке: 25 % нефти, 25 % воды, 50 % газа Таблица 2 Результаты расчета дебита горизонтальных скважин по классическим формулам Номер формулы Скважина № 7 8 111 112 113 114 117 Факт 67,0 70,0 75,0 70,0 78,0 71,0 75,0 1 479,4 426,3 424,1 490,0 357,9 392,3 389,6 2 486,2 432,5 432,1 494,5 389,7 399,2 398,6 3 479,4 426,3 424,0 489,9 356,9 392,3 389,5 6 479,4 426,3 424,0 489,9 356,9 392,3 389,5 7 480,8 426,8 424,6 490,6 357,0 392,6 389,7 8 293,5 148,5 165,2 127,8 88,0 128,8 100,8 9 105,6 111,8 117,5 109,7 120,2 108,2 113,5 10 0,4 0,3 0,2 0,4 0,1 0,2 0,2 11 14,2 13,9 13,8 14,7 17,8 11,5 10,3 12 64,0 91,4 103,3 66,3 192,7 102,9 117,4 13 5,5 -5,6 4,0 -2,3 4,0 6,3 20,7 14 54,1 52,5 52,6 53,6 49,7 51,4 51,1 15 54,1 52,5 52,6 53,6 49,7 51,4 51,1 16 140,4 127,3 127,6 140,7 113,6 119,3 119,3 17 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 18 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 19 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 20 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Погрешность 1 -615,5 -509,1 -465,5 -599,9 -358,9 -452,6 -419,5 Погрешность 2 -625,7 -517,9 -476,1 -606,4 -399,6 -462,3 -431,5 Погрешность 3 -615,5 -509,0 -465,4 -599,9 -357,5 -452,5 -419,3 Погрешность 6 -615,5 -509,0 -465,4 -599,9 -357,5 -452,5 -419,3 Погрешность 7 -617,7 -509,7 -466,1 -600,8 -357,7 -453,0 -419,6 Погрешность 8 -338,0 -112,2 -120,2 -82,6 -12,8 -81,3 -34,5 Погрешность 9 -57,6 -59,7 -56,7 -56,7 -54,1 -52,5 -51,3 Погрешность 1 99,5 99,6 99,7 99,5 99,8 99,7 99,7 Погрешность 11 78,8 80,1 81,6 79,0 77,2 83,8 86,3 Погрешность 12 4,5 -30,6 -37,8 5,3 -147,1 -44,9 -56,5 Погрешность.13 91,8 108,1 94,6 103,3 94,8 91,1 72,4 Погрешность 14 19,3 25,0 29,9 23,4 36,3 27,7 31,9 Погрешность 15 19,3 25,0 29,9 23,4 36,3 27,7 31,9 Погрешность 16 -109,5 -81,9 -70,1 -101,0 -45,6 -68,0 -59,1 Погрешность 17 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Погрешность 18 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Погрешность 19 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Погрешность 20 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 Зависимость производительности горизонтальной скважины от асимметричного ее расположения относительно контуров питания пласта Данная проблема была очень хорошо освещена в работах З.С. Алиева, Б.Е. Сомова, В.В. Бондаренко, Б.А. Никитина, К.С. Басниева и др. [26, 27, 32]. Для соответствующих условий описывалось асимметричное расположение скважины по отношению к контурам пласта (рис. 4). Результаты численного решения уравнения трехмерной нестационарной фильтрации показали, что асимметричное расположение скважины по толщине однородного пласта значительно снижает производительность горизонтальной скважины. С увеличением толщины коллектора возрастают и потери дебита скважины в зависимости от коэффициента асимметрии. Максимальная производительность скважины достигается в условиях симметричного расположения ствола - как относительно контуров питания, так и относительно кровли и подошвы пласта. Попробуем применить данные формулы (1)-(20) для Авиловского месторождения (рис. 5). Промышленная нефтегазоносность Авиловского месторождения приурочена к песчаникам бобриковского горизонта (пласт С1bb) визейского яруса нижнекаменноугольной системы. Выявлена одна газонефтяная залежь. В отложениях выявлена одна массивная, неполнопластовая, подстилаемая водой газонефтяная залежь. Пласт сложен песчаниками. Тип коллектора - поровый. Физико-химические свойства нефти и растворенного газа изучены по семи глубинным пробам нефти из семи скважин и 16 поверхностным пробам из семи скважин. Нефть особо легкая по плотности, незначительной вязкости, парафинистая, малосернистая, малосмолистая. Физико-химические свойства газа газовой шапки и конденсата изучены по трем пробам из двух скважин. Газ газовой шапки метановый, полужирный, плотность газа по воздуху - 0,800, содержание сероводорода - 1,540 % моль. Исходные данные для расчета дебита горизонтальных скважин представлены в табл. 1. Проведем расчет дебитов гаризонтальных скважин, используя классические формулы (1)-(20), результаты расчетов и исходные данные сведем в табл. 2. Заключение В результате анализа полученной информации выявлено, что на производительность горизонтальной скважины влияют следующие параметры: - расположение скважины относительно толщины пласта и относительно контуров зоны дренирования (симметричное и асимметричное); - качество вскрытия продуктивного интервала; - профиль ствола скважины, в частности горизонтальной части; - конструктивные особенности скважины; - потери давления, приходящиеся на горизонтальную часть скважины; - фильтрационно-емкостные свойства пласта; - число портов МГРП (если есть) и др. При этом все формулы, представленные в работе, разработаны для стационарного притока жидкости, фильтрация флюида происходит в изотропном коллекторе (встречается поправка на вертикальную анизотропию), кровля и подошва пласта непроницаемые, жидкость несжимаемая, все скважины с идеально прямым горизонтальным стволом. Помимо прочего все представленные выше формулы базируются на линейном законе фильтрации Дарси, существуют различия в определении геометрии зоны дренирования скважины, и, как следствие, это ограничивает зону применения данных математических моделей. Большая погрешность в расчетах обусловлена наличием высокого газового фактора; на скважинах Авиловского месторождения газовый фактор изменялся в пределах от 200 до 15 000 м3/т. Что приводит к режиму естественного газлифта и переходу от ламинарного к турбулентному течению. Соответственно, говорить о линейной фильтрации в условиях данного газонефтяного месторождения не представляется возможным.

Об авторах

Оксана Николаевна Шевченко

ООО Газпром «ВНИИГАЗ»

Автор, ответственный за переписку.
Email: real_ity@mail.ru
Россия, 142717, Московская область, пос. Развилка, Проектируемый пр. № 5537, вл15с1

заместитель начальника лаборатории геолого-технологического моделирования месторождения полуострова Ямал (суша)

Список литературы

  1. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressure in numerical reservoir simulation // SPE Journal. - 1978. - Vol. 18, № 3. - P. 183-194. doi: 10.2118/6893-PA
  2. Peaceman D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulation // SPE Paper 21217. - 1991. - № 2. doi: 10.2118/21217-PA
  3. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of horizontal wells // SPE. - 1834. - 1988.
  4. The relation between wellblock and wellbore pressures in numerical simulation of horizontal wells - general formulas for arbitrary well locations in grids / D.K. Babu, A.S. Odeh, A.J. Al-Khalifa, R.C. McCann // SPE Paper 20161. - 1989. - June. doi: 10.2118/20161-PA
  5. Григорян А.М. Вскрытие пластов многозабойными и горизонтальными скважинами. - М.: Недра, 1969. - 200 с.
  6. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964. - 154 с.
  7. Пилатовский В.П. К вопросу о разработке овальных нефтяных месторождений. Определение дебитов и забойных давлений эллиптических батарей. - М.: Гостоптехиздат, 1956. - Вып. 8. - С. 114-141.
  8. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальные пласты // Подземная гидромеханика и разработка нефтяных месторождений. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - Вып. 32. - С. 29-57.
  9. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПММ. - 1956. - Т. ХХ, вып. 1. - С. 95-108.
  10. Табаков В.П. Определение дебита и эффективности многозабойной скважины в слоистом пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - № 10.
  11. Табаков В.П. Приток жидкости к батарее наклонных скважин в слоистом пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1960. - № 10.
  12. Табаков В.П. Определение дебитов кустов скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - № 13.
  13. Табаков В.П. О притоке нефти к многозабойным скважинам в плоском пласте // Научно-технический сборник по добыче нефти. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - № 13.
  14. Басниев С.К., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.
  15. Stockman L.P. Horizontal drilling restores well which had been abandoned 17 years // Oil and Gas Journal. - 1945. - Vol. 44, № 22.
  16. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs // SPE 13710. - 1985. doi: 10.2118/13710-MS
  17. Giger F.M., Reiss L.H., Jourdan A.P. The reservoir engineering aspects of horizontal drilling // SPE 13024. - 1984.
  18. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // Journal of Petroleum Technology. - 1988. - Vol. 40, № 6. - P. 729-739. doi: 10.2118/15375-PA
  19. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. - Tulsa, OK: Pennwell Publishing Company, 1991. - 535 p.
  20. Renard G.I., Dupuy J.M. Influence of formation damage on the flow efficiency of horizontal wells // SPE Paper 19414. - 1990. - February.
  21. Renard G.I., Dupuy J.M. Formation damage effects on horizontal-well flow efficiency // Journal of Petroleum Technology. - 1991. - Vol. 43, № 7. - P. 786-869. doi: 10.2118/19414-PA
  22. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты.- М.: Недра, 1995. - 143 с.
  23. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. - М. - Л.: Гостехиздат, 1948. - 196 с.
  24. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. - М.: Недра, 1982. - 210 с.
  25. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов. - М.: Нефть и газ, 2001. - 167 с.
  26. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин. - М.: Нефть и газ, 2004. - 300 с.
  27. Меркулов В.П. Фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности // Известия вузов. Нефть и газ. - 1958. - № 1. - С. 15-17.
  28. Меркулов В.П. Экспериментальное исследование фильтрации к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности // Известия вузов. Нефть и газ. - 1958. - № 3. - С. 24-29.
  29. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1958. - № 6. - С. 51-56.
  30. Лысенко В.Д. Проблемы разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 7. - С. 19-24.
  31. Разработка методов определения производительности горизонтальных скважин и параметров неоднородных многослойных пластов по результатам их исследования / Б.А. Никитин, К.С. Басниев, З.С. Алиев [и др.] // Сб. докл. РАО «Газпром». - СПб., 1997.
  32. Абдулвагабов А.И. О режимах движения жидкостей и газов в пористой среде // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1961. - № 2. - C. 8-13.
  33. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 407 с.
  34. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993. - 416 с.
  35. Басниев С.К., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 544 с.
  36. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2010. - 536 с.
  37. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазовой фильтрации «Техсхема» // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. - С. 38-42.
  38. Проектирование разработки и создание постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтегазовых месторождений с использованием комплекса программ «Техсхема» / Ю.Е. Батурин, В.П. Майер, Е.А. Дегтянников [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2003. - № 4. - С. 61-64.
  39. Постоянно действующие геолого-математические модели месторождений. Задачи, возможности, технологии / Д.Н. Болотник, Е.С. Макарова, А.В. Рыбников [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 3. - С. 7-10.
  40. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / ред. У. Лайонз, Г. Плизг - СПб.: Профессия, 2009. - 952 с.
  41. Хамидуллин М.Р. Численное моделирование притока однофазной жидкости к горизонтальной скважине с трещинами многостадийного гидроразрыва пласта // Ученые записки Казанского университета. Серия: Физико-математические науки. - 2016. - Т. 158. - Кн. 2. - С. 287-301.
  42. Хакимзянов И.Н. Совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением горизонтальных скважин на основе математического моделирования: автореф. дис. … канд. техн. наук: 25.00.17. - Бугульма, 2002. - 24 с.
  43. Wang Xiaodong, Li Guanghe, Wang Fei. Productivity analysis of horizontal wells intercepted by multiple finite-conductivity fractures // Petroleum Science. - 2010. - Vol. 7, № 3. - P. 367-371. doi: 10.1007/s12182-010-0079-8
  44. Well test interpretation model on power-law non-linear percolation pattern in low-permeability reservoirs / Shun Liu, Feng-Rui Han, Kai Zhang, Ze-Wei Tang // SPE 132271. - 2010. doi: 10.2118/132271-MS
  45. Жучков С.Ю., Каневская Р.Д. Опыт моделирования и оценки эффективности горизонтальных скважин с трещинами гидрооразрыва на Верхне-Шапшинском месторождении // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7. - С. 92-96.

Статистика

Просмотры

Аннотация - 429

PDF (Russian) - 255

PDF (English) - 135

Ссылки

  • Ссылки не определены.

© Шевченко О.Н., 2021

Данный сайт использует cookie-файлы

Продолжая использовать наш сайт, вы даете согласие на обработку файлов cookie, которые обеспечивают правильную работу сайта.

О куки-файлах