Технологии динамического мониторинга и регулирования притока при разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами
Введение. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
1 Основные положения и подходы к вопросам регулирования
разработки месторождений, разрабатываемых горизонтальными
стволами на основе динамического мониторинга промысловых
исследований . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
1.1 Мониторинг и методы исследования профилей притоков
горизонтальных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
1.2 Обобщение опыта различных существующих подходов к
динамическим технологиям исследований горизонтальных скважин. 17
1.3 Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью
трассерных индикаторов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2 Исследование влияния различных геолого-технических условий
разработки на профиль притока горизонтальной скважины и основные
закономерности поведения профиля ее притока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27
3 Разработка технологии оборудования горизонтальных скважин с
различными типами закачиваниями средствами динамического
мониторинга профиля притока . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
3.1 Методика применения и испытаний динамических технологий
построения многофазного профиля притока горизонтальной
нефтяной скважины с помощью трассерных индикаторов. . . . . . . . . . 43
3.2 Моделирование распространения пропанта с трассерными
индикаторами в трещине гидравлического разрыва пласта . . . . . . . . 56
3.3 Анализ применения и систематизация результатов
динамического профиля притока на примере ряда скважин . . . . . . . . 67
4 Разработка алгоритма мониторинга и принятия последовательных
решений по регулированию процесса выработки запасов УВ на основе
данных систем ДМПП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80
5 Апробация и внедрение алгоритмов регулирования процесса
выработки запасов на основании фактических данных динамического
мониторинга профилей притоков к горизонтальным скважинам . . . . . . 86
5.1 Геолого-промысловый анализ выработки запасов участка
кустов 24,25 Южно-Выинтойского месторождения . . . . . . . . . . . . . . 87
5.2 Геолого-промысловый анализ эксплуатации скважин и
выработки запасов в зоне дренирования на основе маркерных
исследований профилей притоков . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
5.2.1 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины
№ 1390Г 109 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108
5.2.2 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины
№ 1391Г 115. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114
5.2.3 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины
№ 1398Г 120. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 119
5.3 Обоснование мероприятий по регулированию системы
разработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126
5.4 Гидродинамическое моделирование процесса вытеснения с
применением технологии ВПП в нагнетательных скважинах. . . . . . 132
5.5 Результаты внедрения рекомендаций по регулированию
системы разработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 133
Основные выводы и рекомендации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137
Список использованной литературы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138
Во введении показана актуальность темы диссертации, изложены цель и
основные задачи исследования, способы их решения, научная новизна,
теоретическая и практическая значимость работы.
В первой главе исследована альтернатива внутрискважинным каротажным
операциям для определения: интервалов притока флюидов в скважину, положения
водонефтяного контакта (ВНК) и контроля за его перемещением, выделения
обводненных продуктивных пластов и оценки проведенных мероприятий по
повышению нефтеотдачи пласта. Существенным недостатком традиционных
методов исследования в горизонтальных стволах является возможность получения
забойных данных лишь во время прохода комплекса промыслово-геофизических
исследований (ПГИ) по стволу скважины. Нет возможности отслеживать динамику
работы интервалов ствола или ступеней МГРП в зависимости от изменений
режима работы насоса, депрессии, работы системы поддержания пластового
давления (ППД).
Таким образом, существует актуальная проблема разработки и применения
болееинформативныхтехнологиймониторингапрофилейпритоков
горизонтальных скважин, что может быть реализовано применением трассерных
методов. В последние годы в России и зарубежом проводятся опытные испытания
технологий динамического мониторинга профилей притоков, использующих
различные химические компоненты, например: натуральные флуорофоры, ДНК-
маркеры и трассерные элементы с квантовыми точками. В рамках данной работы
выполнена задача создания комплекса лабораторных исследований с целью
подтвердить заявленные характеристики всех компонентов технологии в
лабораторных и скважинных условиях от 20 до 150 °С и от 0 до 91 МПа.
Также, для валидации данных полученных в результате анализа проб
пластового флюида в периметре ПАО «Лукойл» и ПАО «Газпромнефть» были
проведенысравнительныеиспытаниятрассерныхтехнологийДМППс
традиционными комплексами ПГИ, включающими термо и влагометрию,
разнесенныерасходомерыиспектральнуюшумометрию.Сравнениес
традиционными методами ПГИ было проведено в четырех скважинах, при этом в
каждом случае была дана положительная оценка по сходимости.
Во второй главе исследовались геолого-технические факторы, влияющие на
профиль притока к горизонтальному стволу. Ключевой задачей на данном этапе
явилось выявление закономерностей поведения профиля притока горизонтальных
скважин в зависимости от геологических параметров пласта, технологических
режимов работы скважин, геометрии трещин МГРП, описание способов
выравнивания профилей притока, а также оценка результатов влияния профиля
притока на выработку запасов участка. Был создан набор базовых вариантов (см.
Таблицу1),предусматривающихфациальнуюнеоднородностьстроения
коллектора и параметры ГРП. Дополнительно рассмотрены варианты с наличием
зон неколлектора в пласте (Рисунок 1). Выбор данных вариантов определялся
следующими соображениями:
−учетом зональной неоднородности поля проницаемости коллектора;
−сопоставления технологической эффективности скважины с МГРП и без;
−изучение влияния направления трещины ГРП на эффективность разработки.
Таблица 1 – Описание базовых вариантов моделирования:
№ТипРасположение ГС
ГеологияГРП
вариантазалежипо пласту
1ОднородныйЧНЗПо центру пластаБез ГРП
2Русло по центру участкаЧНЗПо центру пластаБез ГРП
3Русло на границе участкаЧНЗПо центру пластаБез ГРП
4Неколлектор по центру участкаЧНЗПо центру пластаБез ГРП
5Неколлектор параллельно ГСЧНЗПо центру пластаБез ГРП
6Неколлектор «уголком»ЧНЗПо центру пластаБез ГРП
Продолжение Таблицы 1
7ОднородныйЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
8Русло по центру участкаЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
9Русло на границе участкаЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
10Неколлектор по центру участкаЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
11Неколлектор параллельно ГСЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
12Неколлектор «уголком»ЧНЗПо центру пластаГРП 90 град.
а) неколлектор по центру залежи; б) неколлектор параллельно ГС; в) неколлектор «уголком».
Рисунок 1 – Абсолютная проницаемость коллектора для различных вариантов
геологического строения
На Рисунке 2 представлены схемы ГРП для вариантов строения пласта с
зонами неколлектора. Показана схема размещения трещин ГРП относительно зон
неколлектора. В случае б) «неколлектор параллельно ГС» трещины ГРП рассекают
зону неколлектора. В случае в) «неколлектор «уголком» одна из трещин ГРП
находится в коллекторе в непосредственной близости от зоны неколлектора.
а) неколлектор по центру залежи; б) неколлектор параллельно ГС; в) неколлектор «уголком».
Рисунок 2 – Схемы ГРП для вариантов строения пласта с зонами неколлектора
В рамках исследования проведено моделирование замкнутого сектора пласта
прямоугольной формы в залежи маловязкой легкой нефти с коллекторами,
характеризующимисяпроницаемостьюот1,48×10-3 до19,74×10-3мкм2.
Рассматривалось подключение водоносного горизонта к нижней грани модели.
Фациальная неоднородность в строении пласта описывалась как неоднородность
поля проницаемости. Отработанные модели охватывают большую часть реально
случающихся на практике случаев, и являются представительным набором для
изучения процессов притока флюидов к горизонтальной скважине с ГРП.
Проведена оценка влияния абсолютной проницаемости пласта на профиль притока
флюидов к горизонтальному стволу, а также в целом на выработку запасов по
залежи.
Рассмотрены различные варианты проводки ствола в пласте: горизонтально
по центру пласта и по нисходящей траектории в пласте. Для каждого варианта был
проведен анализ профилей притока к скважине и построены зависимости
обводненности добываемой продукции от коэффициента неравномерности
притока жидкости, равный отношению стандартного отклонения в выборке
значений притока к ГС к ее среднеарифметическому значению:
2
√∑ =1( − )
=
где К – критерий неравномерности притока; X – среднеарифметическое значение
выборки; N – количество портов ГРП или количество расчетных ячеек
пересекаемых ГС в вариантах без ГРП.
Построеные зависимости коэффициента извлечения нефти от коэффициента
неравномерности притока пластовой жидкости к стволу и зависимости текущего
КИН от обводненности добываемой продукции представлены на Рисунке 3.
В результате проведенных исследований получены следующие основные
результаты. В области моделирования низкопроницаемых коллекторов показано,
что снижение проницаемости коллектора не приводит к качественному изменению
профиля притока жидкости к стволу горизонтальной скважины, изменяются
только масштабы времени. Установлено, что на профиль притока флюидов к
стволу горизонтальной скважины сильно влияет геологическое строение
коллектора залежи.
Рисунок 3 – Зависимости текущего КИН от критерия неравномерности притока жидкости, нефти
и обводненности к ГС для вариантов с ГРП
При росте обводненности неравномерность притока возрастает, что связано
с эффектом многофазной фильтрации. наиболее удаленной от нагнетательных
скважин. При расположении носочной части ствола возле зоны повышенной
проницаемостиснагнетательнымискважинаминаблюдаетсясильная
неоднородность профиля притока. В случаях наличия на участке зон неколлектора
неравномерность профиля притока к стволу возрастает. В зависимости от типа
расположения зон неколлектора относительно ствола скважины отличаются и
профили притока нефти при росте обводненности добываемой продукции. В
прилегающих к зонам неколлектора областях пласта сосредотачиваются
остаточные запасы нефти. Поэтому в ствол горизонтальной скважины при высокой
обводненности поступает нефть в основном из этих зон.
Следующим этапом исследовалось влияние изменения равномерности системы
воздействующих нагнетательных скважин на профиль притока к горизонтальной
скважине и выработку запасов нефти. Комбинации вариантов неравномерности
работы системы ППД отрабатывались моделированием работычетырех
окружающихнагнетательныхскважини,далее,последовательнымих
отключением в единичном и парном режимах.
Анализ результатов моделирования неравномерного воздействия со стороны
нагнетательных скважин показал изменение профиля притока пластовой жидкости
к горизонтальному стволу для всех исследуемых вариантов. Управление закачкой
воды позволяет наращивать или уменьшать интенсивность притока к разным
участкам ствола. Однако любая неравномерность воздействия приводит к
существенному ухудшению эффективности выработки запасов. При этом: 1)
снижается период безводной эксплуатации, 2) увеличивается доля запасов,
отбираемых при высокой обводненности добываемой продукции, 3) снижается
конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Представленное в работе
многообразие возможных вариантов воздействия на горизонтальную скважину с
ГРП или без него позволяет проделать обобщение полученных в работе
результатов.
Повариантным гидродинамическим моделированием определены значимые
геолого-технические факторы, влияющие на формирование характера работы
горизонтальной скважины, пробуренной в неоднородном терригенном коллекторе,
а также на темп выработки запасов нефти и коэффициент извлечения нефти.
Выработаны рекомендации по выравниванию профиля притока и снижению
обводненности интервалов горизонтального ствола, охватывающие многообразие
возможных реальных геологических и технологических условий применения
горизонтальных скважин в разработке нефтяных месторождений, при которых
возрастает эффективность системы заводнения и площадь дренирования
коллектора.
В третьей главе приведены результаты исследований, направленных на
разработку технологии оборудования горизонтальных скважин с различными
типами закачивания средствами динамического мониторинга профиля притока и
совершенствованияметодическихподходовпримененияииспытаний
динамическихтехнологийпостроениямногофазногопрофиляпритока
горизонтальной нефтяной скважины с помощью трассерных индикаторов.
Приведены результаты систематизации, анализа и мониторинга динамических
профилей притока горизонтальных скважин с ДМПП.
Показано, что применение технологии ДМПП позволяет проводить оценку
работы каждой трещины ГРП по нефти и воде. В дальнейшем полученная
информация использовалась для оптимизации различных технических решений по
заканчиванию скважин на ранних стадиях разработки месторождений, для
определения оптимальной длины горизонтального участка и количества стадий
МГРП, а также для управления работой скважин в режиме реального времени.
Кроме того, данная технология позволяет осуществлять оперативный контроль за
разработкой месторождения, выполнять комплексный анализ влияния МГРП на
выработку запасов участка пласта и планировать мероприятия для дополнительной
добычи нефти.
С целью регулирования разработки нефтяных месторождения разработана
методика построения динамического профиля притока горизонтального ствола
позволяющая кратно увеличить фонд исследуемых скважин, независимо от типа
их заканчивания. Разработан ряд практических рекомендаций, позволяющий
обеспечивать эксплуатацию скважин с большим охватом дренирования пласта. В
рамкахпоставленнойзадачиисследованийвыполненомоделирование
распространения маркированного пропанта в трещине гидравлического разрыва
пласта. Основной целью являлось исследование расположения, маркированного
пропанта в трещине ГРП с учетом свойств пласта и параметров обработки, а также
обоснованный выбор параметров стадий ГРП с маркированным пропантом для
увеличения точности регистрируемых данных. На первом этапе проведена
подготовка и разработка большого количества моделей ГРП, включающих в себя
варьирование геомеханических параметров пласта, ФЭС и коэффициента утечек
жидкости. На следующем этапе изучались различные структуры пласта: от
простой трехслойной модели «глина–песчаник–глина» до реальной многослойной
модели, с разными толщинами и различными литотипами пород: песчаником,
алевролитом, аргиллитом и глиной.
Разработаны различные планы проведения операции ГРП, включающие
варьирование планов обработки, расходов закачиваемой жидкости, массы
пропанта, вязкости жидкости, процентное содержание маркированного пропанта.
По результатам проведенного моделирования на базовых моделях с
варьированием планов обработки, геомеханических и фильтрационно-емкостных
параметров, а также с изменением параметров обработки получены следующие
зависимости:
1) при небольшой толщине пласта, подвергнутого гидравлическому разрыву
пласта,происходитравномерноепокрытиепризабойнойзоныпласта
полимернопокрытымпропантом-носителемтрассерныхиндикаторов,
обеспечивающим удовлетворительную точность регистрируемых данных;
2) с увеличением толщины пласта, а также при переходе от наклонно-
направленной скважины к горизонтальной, требуется разработка адресного
подхода к плану проведения операции ГРП;
3) с учетом данных, полученных по результату тестовых закачек, требуется как
пересмотр всего плана работ (для минимизации осложнений и размещения
плановой массы пропанта в пласте), так и график подачи маркированного
пропанта;
4) адресный подход к проведению операций ГРП с использованием
маркированного пропанта на примере проведенной операции МГРП на
субгоризонтальной скважине с различными ФЕС позволил, с одной стороны,
получить данные попрофилю притокаскважины без дополнительных
внутрискважинных операций, с другой – показал пути возможного развития
дизайнов ГРП на скважинах подобного типа.
Технология трассерного ДМПП скважин была апробирована на Имилорском,
Кочевском, Тевлино-Русскинском и Выинтойском месторождениях, находящихся
в эксплуатации ТПП «Повхнефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-
Западная Сибирь».
Таблица 2 – Характерные профили притока
Тип профиляЗона ствола с доминирующим
Изображение
притокапритоком
J-образныйПяточная
L-образныйНосочная
U-образныйНосочная и пяточная
A-образныйСрединная
При анализе режима работы системы ППД было установлено, что тип
профиля притока горизонтальных скважин коррелирует с расположением
нагнетательных скважин в районе окружения. По результатам мониторинга
характера работы более, чем 30 скважин было установлено, что профили притоков
изменяются с течением времени.
Классификация динамики работы интервалов скважин стало возможной
благодаря применению непрерывных динамических исследований во временном
горизонте до 5 лет, при этом обеспечено сокращение задействованного
оборудования и персонала, а также снижение операционных расходов.
В четвертой главе рассмотрены вопросы оперативного управления и
регулированияпроцессомразработки,методическогообоснованияи
последовательностипринятиякорректирующихрешенийпоповышению
эффективности выработки остаточных запасов углеводородов на основе данных
динамического мониторинга профиля притока.
На основе результатов ДМПП в различных геолого-технических условиях
разработан алгоритм принятия последовательных решений по регулированию
процесса выработки запасов углеводородов. Предлагаемая методика основана на
комплексном анализе результатов ДМПП и оперативного анализа результатов
определениястепенигидродинамическойсвязимеждудобывающимии
нагнетательными скважинами, интерференции между добывающими скважинами.
Предлагаемый алгоритм решения включает следующие основные этапы:
1) уточнение геологического строения участка пласта (литолого-фациальный
анализ, актуализация геологической и гидродинамической моделей, оценка
начальных и остаточных подвижных запасов нефти);
2) анализ текущего состояния разработки и выработки запасов (динамика
показателей разработки; анализ энергетического состояния пласта; анализ
эффективности системы заводнения, оценка степени гидродинамической связи
между скважинами по результатам динамического анализа временных рядов,
анализ причин обводнения скважин; разработка программы по повышению
эффективности системы ППД;
3) анализ причин изменения динамики профилей притоков, интерференции и
наличия единой гидродинамической системы;
4) гидродинамическоемоделированиепрогнозированияэффективности
мероприятий на основе построения актуализированной секторной модели участка
проведения ГТМ;
5) разработкакомплексарекомендацийдлярегулированияпроцесса
разработки.
На Рисунке 4 приведен алгоритм принятия решений по оптимизации системы
заводнения. Применение подхода комплексирования результатов ДМПП и
геолого-промыслового анализа открывает новые возможности для исследования и
оперативногопринятиярешенийпооптимизациисистемыразработки,
оптимизации работы добывающих и нагнетательных скважин, а также повышения
коэффициента извлечения нефти.
В пятой главе освещены результаты практической реализации алгоритмов
регулирования процесса выработки запасов на основании фактических данных
динамического мониторинга профилей притоков к горизонтальным скважинам на
нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Рисунок 4 – Схема приоритетных мероприятий по оптимизации системы заводнения
Практическое применение данных динамического профиля притока при
решении задачи регулирования процесса разработки рассмотрено на примере
кустов 24 и 25 Южно-Выинтойского месторождения, где целевое бурение
направлено на все более отдаленные и слабо изученные участки месторождения,
имеющие высокий потенциал для доразработки. Карта накопленных отборов
кустов 24 и 25 приведена на Рисунке 5.
В рамках поставленной задачи исследования были выполнены следующие
работы: на основе литолого-фациального анализа участка по электрометрическим
кривымГИСуточненогеологическоестроенияпластапоучасткам;
проанализированотекущеесостояниеразработки;выполненгеолого-
промысловыйанализвыработкизапасовуглеводородов,данаоценка
энергетического состояния пласта и эффективности применяемой системы ППД;
выполненанализрезультатовдинамическоготрассерного(маркерного)
мониторинга профиля притока горизонтальных скважин. На основе результатов
исследований разработан алгоритм принятия корректирующих решений по
оптимизации системы разработки и программы ГТМ для анализируемого участка.
Выполнено гидродинамическое моделирование процесса вытеснения на основе
технологии выравнивания профиля приемистости с прогнозом и обоснованием
показателей технологической эффективности.
Рисунок 5 – Карта накопленных отборов кустов 24 и 25 Южно-Выинтойского месторождения
Разработка участка ведется с середины 2018 года механизированным фондом
скважин. Действующий добывающий фонд представлен горизонтальными
скважинами в количестве 25, из которых 3 находятся в накоплении, 5
горизонтальных скважин добывающего фонда были оборудованы системами
ДМПП с 6-ю интервалами в каждой скважине. На каждой из скважин проводилось
от 6 до 8 исследований профиля притока к горизонтальному стволу селективно по
углеводородной и водной фазам.
На участке кустов 24 и 25 частично реализовано внутриконтурное очаговое
заводнение. С августа 2019 года по рассматриваемый период уровень добычи
нефти снизился до уровня 9,6 тыс. т.
Анализ результатов проведенных гидродинамических исследований в 2018 –
2021 годов показал снижения пластового давления преимущественно в зонах
отборов скважин куста 24. На основе сопоставления результатов четырех методов
оценки эффективности реализованной системы ППД (пофазной динамике
изменений профиля притока к стволу, подтвержденной статистическим методом
ранговойкорреляцииСпирмена,оценкойнаправленийлинийтокаи
многофакторного анализа) определены следующие проблемы разработки:
– снижение дебитов нефти по причине ухудшения энергетического состояния
пласта в зонах отбора скважин ввиду отсутствия достаточного охвата заводнением.
– взаимовлияние/интерференция между добывающими горизонтальными
скважинами в условиях отсутствия должной компенсации отборов закачкой.
Также, было выявлено, что 3 скважины, оборудованные системами ДМПП
находятся в одной «дренируемой зоне» и взаимно влияют на работу портов МГРП
и на технологические показатели работы скважин. На Рисунке 6 приведены
результаты интерпретации результатов исследований профилей притоков к
горизонтальным скважинам.
Рисунок 6 – Выравнивание профиля притока по данным ДМПП скважины №1391Г путем ввода
в строй НС № 2156
С целью регулирования системы разработки предложен и осуществлен ряд
корректирующих мер по повышению выработки коллектора изменением
направления фильтрационных потоков, путем блокирования водопроводящих
высокопроницаемых интервалов со стороны нагнетательных скважин №№ 1394 и
2145 и созданием дополнительных очагов заводнения на участке расположения
горизонтальных скважин №№ 1390Г, 1450Г, 1391Г и 1398Г за счет введения на
первом этапе дополнительной нагнетательной скважины для компенсации отборов
жидкости и закачки воды и последующем регулирования отборов жидкости и
закачки воды по участку.
На основании данных, полученных с помощью систем ДМПП, подтверждено
увеличение выработки запасов нефти выравниванием профиля притока работой
портов с помощью применения меняющихся во времени полей давления в пласте
и перераспределения фильтрационных потоков пластового флюида закачкой
полимеросодержащих составов. В результате проведения работ по повышению
охвата пласта по разрезу при заводнении остановлен рост обводнения по участку и
снижены эксплуатационные затраты на добычу попутно добываемой воды. После
проведения ВПП, по участку наблюдается стабилизация обводненности на уровне
32 %.
За счет применения технологий выравнивания профиля притока была
снижена интенсивность падения добычи по участку в целом. Суммарный прирост
дебита нефти по участку варьируется от 10,85 т/сут до 14 т/сут. Суммарное
сокращение отборов воды составило 2600 т. Накопленная дополнительная добыча
нефти составила 1470 т за 7 месяцев с продолжающимся эффектом от внедрения
рекомендаций.
Основные выводы и рекомендации
Подтверждено ключевое отличие технологии ДМПП от традиционных
методов ГИС, заключающееся в возможности мониторинга работы портов в
скважиненапротяжениидлительногопериодавременидляпринятия
управленческих решений.
Исследовановлияниеразличныхгеолого-технологическихусловий
разработки на профиль притока горизонтальной скважины и установлены
основные закономерности поведения профиля притока к горизонтальной
скважине. Гидродинамическим моделированием определены значимые геолого-
техническиефакторы,влияющиенаформированиехарактераработы
горизонтальной скважины, пробуренной в неоднородном терригенном коллекторе,
а также на темп выработки запасов нефти и коэффициент извлечения нефти.
Произведена классификация профилей притоков горизонтальных скважин с
выявлением влияющих геолого-технических факторов, а также подтвержден
высоко динамичный характер работы интервалов илиступеней МГРП
горизонтального ствола.
Выработаны рекомендации по выравниванию профиля притока и снижению
обводненности интервалов горизонтального ствола, охватывающие многообразие
возможных реальных геологических и технологических условий применения
горизонтальных скважин в разработке нефтяных месторождений, при которых
возрастает эффективность системы заводнения и площадь дренирования
коллектора.
Разработан алгоритм мониторинга и принятия последовательных решений по
регулированию процесса выработки запасов углеводородов. Показано, что
применение комплексной методики с учетом результатов ДМПП позволяет
улучшить динамику показателей разработки не только на обводненном участке, но
и обоснованно принимать упреждающие превентивные меры, а также позволяет
снизить уровень геолого-технических неопределенностей при принятии решений.
По результатам апробации достигнуто превышение накопленной добычи над
проектными показателями на 3 %. На участках, где реализовывались рекомендации
по регулированию разработки сектора месторождения, достигнут прирост добычи
нефти в объёме 5,7 тыс тонн.
Актуальность работы
Истощение запасов разрабатываемых месторождений и высокая
обводненность добываемой продукции обуславливают необходимость ввода в
эксплуатацию месторождений со сложным геологическим строением,
требующих значительных инфраструктурных затрат. Рост доли
трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся высокой неоднородностью и
слабой согласованностью фильтрационно-емкостных свойств приводит к
необходимости применения все более сложных технологических методов
извлечения углеводородного сырья. Рациональная разработка нефтяных
месторождений требует эффективных методов регулирования процесса
выработки коллектора путем определения производительности интервалов
скважины в динамике, выявления факторов, влияющих на характер работы
интервала, а также корректирующих мер по повышению выработки
коллектора.
Традиционные подходы к промыслово-геофизическим исследованиям
не обеспечивают достаточной информативности ввиду отсутствия функции
мониторинга для отслеживания динамики работы стволов.
Научное обоснование методов и технологий, направленных на
обеспечение потока данных о системе «пласт–скважина» в динамике, является
актуальной задачей, обеспечивающей повышение выработки пластов.
Представленная работа посвящена решению проблемы отсутствия
оперативных данных о работе горизонтальных секций и повышению
релевантности геолого-гидродинамического моделирования и рекомендаций
по управлению фильтрационными потоками в пласте.
Цель работы
Совершенствование технологий и методов мониторинга, управления
разработкой и повышения эффективности выработки запасов месторождений
нефти с применением динамических технологий исследований профилей
притоков горизонтальных скважин.
Степень разработанности проблемы
Ключевые положения и подходы к вопросам регулирования разработки
месторождений, в том числе и разрабатываемых горизонтальными стволами,
представлены в научно-исследовательских, методических и аналитических
работах Д. Г. Антониади, Л. К. Алтуниной, В. А. Бадьянова, Р. Н. Бахтизина,
Д. В. Булыгина, М. Д. Валеева, И. В. Владимирова, В. Е. Гавуры, С. И. Грачева,
О. М. Ермилова, С. А. Жданова, Ю. В. Зейгмана, Ю. А. Котенева,
Р. Я. Кучумова, В. Д. Лысенко, С. П. Максимова, И. Т. Мищенко,
В. Ш. Мухаметшина, А. И. Пономарева, М. К. Рогачева, М. М. Саттарова,
М. Л. Сургучева, М. А. Токарева, К. М. Федорова, М. М. Хасанова,
Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, В. А. Швецова и многих других
видных ученых. Большой вклад в развитие технологий применения
многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальном стволе
внесли работы А. Н. Попова, Н. Н. Головкина, К. В. Руппенейта,
Ю. И. Либермана, И. А. Турчинова, Л. С. Гусева, Л. С. Лапидуса,
А. А. Брандта, В. М. Добрынина, Н. С. Тимофеева, Р. С. Яреймчука и др.
Исследованиями и внедрением новых подходов к регулированию
разработки месторождений также занимались научно-производственные
коллективы предприятий ООО “ЛУКОЙЛ-Инжиниринг”,
“КогалымНИПИнефть”, ООО «Газпромнефть-НТЦ» и др.
Основные задачи исследования
1 Разработать методики подтверждения рабочих характеристик
динамических технологий построения многофазного профиля притока
горизонтальной нефтяной скважины с помощью трассерных индикаторов
(маркеров) на основании комплекса лабораторных исследований.
2 Исследовать влияние различных геолого-технических условий
разработки на профиль притока горизонтальной скважины (ГС) и установить
основные закономерности поведения профиля ее притока.
3 Разработать технологию динамического мониторинга профиля
притока ГС с различными типами заканчивания.
4 Исследовать и классифицировать основные типы профиля притока
ГС.
5 Разработать алгоритм мониторинга и регулирования процесса
выработки запасов на основе динамической трассерной диагностики для
повышения качества трёхмерного геолого-гидродинамического
моделирования и управления выработкой коллектора.
6 Апробировать и внедрить алгоритмы регулирования процесса
выработки запасов на основании данных динамического мониторинга
профилей притоков ГС на нефтяных месторождениях-полигонах.
Объект и предмет исследования
Объектом исследований являются результаты динамического
мониторинга профиля притока горизонтальных скважин (ДМПП). Предметом
исследований является процесс разработки пласта с неоднородным
терригенным коллектором, вскрытым ГС с многостадийным гидроразрывом
пласта (МГРП).
Научная новизна
1 Разработан новый подход к заканчиванию скважины, позволяющий
размещать носитель маркированного материала в скважине и/или пласте для
динамического мониторинга профиля притока.
2 Классифицированы профили притоков ГС с выявлением влияющих
геолого-технических факторов, таких как: поле проницаемости коллектора и
его зональная и послойная неоднородность, наличие барьеров или зон
неколлекторов, расчлененность, вязкостная и плотностная неоднородности
пластовых флюидов, система разработки, наличие системы поддержания
пластового давления, режим разработки залежи, конструкция скважин, тип
закачиваемого агента, технологические режимы работы скважин.
3 Разработан алгоритм мониторинга и регулирования процесса
выработки запасов на основе динамической трассерной диагностики для
повышения качества трёхмерного геолого-гидродинамического
моделирования и принятия управленческих решений по выработке
коллектора.
1 Азиз Х. Математическое моделирование пластовых систем;
Пер. с англ. / Х. Азиз, Э. Сеттари.— М.: Недра, 1982.— 408 с.
2 Аксельрод С. М. Исследование профиля притока в горизонтальных
скважинах / С. М. Аксельрод // НТВ «Каротажник».— Тверь: Изд-во АИС.—
2005.— Вып. 5–6.— С. 301–335.
3 Алексеев А. Д. Опыт и перспективы применения современных
комплексов ГИС и ГДИС на месторождениях Салымской группы /
А. Д. Алексеев, А. А. Аниськин, Я. Е. Волокитин, М. С. Житный,
Д. А. Карнаух, А. В. Хабаров // Журнал “Инженерная практика”.— 2011.—
Вып. 11–12.
4 Алиев З. С. Исследование горизонтальных скважин / З. С. Алиев,
В. В. Бондаренко.— М.: Изд-во “Нефть и газ” РГУ нефти и газа
им. И. М. Губкина, 2004.— 300 с.
5 Алиев З. С. Определение производительности горизонтальных
газовых и газоконденсатных скважин / З. С. Алиев, В. В. Шеремет // ЭИ. Сер.
Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных
месторождений.— М.: ВНИИЭгазпром.— 1992.— Вып. 3.— 2010.
6 Бадалов Г. И. Контроль разработки нефтяных месторождений
геофизическими методами / Г. И. Бадалов.— М.: МИНГ, 1991.— 64 с.
7 Басин Я. Н. Геофизические исследования скважин на этапе
эксплуатации месторождений нефти и газа / Я. Н. Басин, Е. В. Грунис // НТВ
АИС Каротажник.— 1996.— № 25.— С. 11–15.
8 Басин Я. Н. Применение промыслово-геофизических методов для
контроля за разработкой нефтяных месторождений / Я. Н. Басин,
О. Л. Кузнецов, А. С. Петухов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1973.— 125 с.
9 Басин Я. Н. Высокочувствительная термометрия в комплексе с
ядерногеофизическимиметодамидляконтролязанефтяными
месторождениями Западной Сибири / Я. Н. Басин, А. Г. Степанов // Новые
методы и аппаратура ядерной геофизики, 1970.— 116 с.
10 Белоус В. Б. Новая технология мониторинга нефтяных скважин,
эксплуатирующих совместно несколько пластов / В. Б. Белоус, А. И. Ипатов,
Д. Н. Гуляев и др. // Нефтяное хозяйство.— 2006.— № 12.— С. 62–67.
11 БеляковН.В.Технологииинтегрированныхисследований
бурящихся горизонтальных скважин / Н. В. Беляков // НТВ «Каротажник».—
Тверь: Изд-во АИС.— 2005.— Вып. 5–6.— С. 92–96.
12 Борисов Ю. П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и
многозабойных скважин / Ю. П. Борисов и др.— М.: Недра, 1964.
13 Буянов А. В. Количественная оценка работы нагнетательных
горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом на основе
термометрии / А. В. Буянов // Геофизика.— 2018.— № 2.— С. 30–36.
14 Бузин П. В. Перспективы применения маркерных методов для
исследования горизонтальных скважин / П. В. Бузин, А. В. Гурьянов,
А. Ю. Каташов, К. Н. Овчинников и др. // Время Колтюбинга.— Время ГРП.—
2017.— № 3 (061).— С. 34–46.
15 Ваганов Л. А. Расчет оптимальной приемистости нагнетательных
скважин в условиях площадной системы заводнения / Л. А. Ваганов,
А. Ю. Сенцов, А. А. Анкудинов, Н. С. Полякова // Нефть и газ.— 2017.—
С. 63–67.
16 Валиуллин P. A. Методические рекомендации по диагностике
состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами /
P. A. Валиуллин, A. Ш. Рамазанов, Р. К. Яруллин, В. С. Назаров,
В. Я. Федотов.— ПОВХ, 1998.— 228 с.
17 ВалиуллинP.A.Термометриявкомплексесдругими
геофизическими методами для диагностики пластов и скважин: Методические
рекомендации / P. A. Валиуллин, А. Ш. Рамазанов, Р. К. Яруллин,
В. Ф. Назаров.— Уфа, 2000.— 154 с.
18 Валлиулин Р. А. Термические исследования при компрессорном
освоении нефтяных скважин / Р. А. Валлиулин, А. Ш. Рамазанов.— Уфа:
Изд-во Башкирского государственного университета, 1992.— 168 с.
19 Владимиров И. В. Определение профиля притока к полого
направленнойдобывающейскважинеприразличнойплотности
перфорационных отверстий на основе детальной математической модели /
И. В. Владимиров, И. И. Владимирова, О. П. Торопчин // Автоматизация,
телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.— 2010.— № 1.—
С. 30–33.
20 Владимиров И. В. Исследование условий эффективного применения
технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых
систем коллекторов / И. В. Владимиров, В. В. Литвин, С. Х. Абдульмянов,
Н. И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело.— 2010.— № 11.— С. 11–16.
21 Владимиров И. В. Оптимальные условия применения технологии
ГРП на горизонтальных стволах скважин / И. В. Владимиров, В. В. Литвин,
С. Х. Абдульмянов, Н. И. Хисамутдинов, В. Ш. Шаисламов // Геология,
геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2010.—
№ 11.— С. 54–58.
22 Владимиров И. В. Профиль притока к полого направленной
добывающей скважине с ГРП / И. В. Владимиров, В. Ш. Шаисламов,
Е. В. Пицюра, В. А. Лепихин, Д. А. Кравец // Нефтепромысловое дело.—
2011.— № 1.— С. 4–6.
23 Горбачев Ю. И. Геофизические методы контроля за разработкой
нефтегазовых месторождений / Ю. И. Горбачев, А. И. Ипатов.— М.: ГАНГ,
1996.— 130 с.
24 Гурьянов А. В. Диагностика и мониторинг притоков скважин с
помощью трассеров на квантовых точках / А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов,
К. Н. Овчинников // Время колтюбинга.— 2017.— № 2 (60).— С. 42–51.
25 Дахнов В. Н. Термические исследования скважин / В. Н. Дахнов,
Д. И. Дьяконов.— М.: Гостоптехиздат, 1952.— 252 с.
26 Дворкин И. Л. Термические способы исследования скважин в
процессе их освоения, опробования и капитального ремонта / И. Л. Дворкин,
Р. А. Валиуллин, Р. Б. Булгаков, Ф. Г. Загидуллина, А. М. Байков,
Н. В. Демин // Нефтяное хозяйство.— 1986.— С. 15–18.
27 Добрынин В. М. Интерпретация результатов геофизических
исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред.
В. М. Добрынина.— М.: Недра, 1988.— 476 с.
28 Ипатов А. Комплексная распределенная система постоянного
мониторинга горизонтальных скважин. Опыт Новопортовского НГКМ /
А. Ипатов, М. Кременецкий, Е. Панарина и др. // SPE_187769-RU, 2017.—
22 с.
29 Ипатов А. И. Геофизический и гидродинамический контроль
разработки месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременец-
кий.— Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010.— 780 с.
30 Ипатов А. И. Мониторинг и регулирование разработки залежей с
использованием ОРЭ и оборудования «smart well», адаптация систем ОРЭ к
задачам по контролю разработки // Инженерная практика.— 2012.— № 2.—
С. 16–25.
31 Ипатов А. И. Промыслово-геофизический контроль эксплуатации
горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных
стационарных измерительных систем / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий,
И. С. Каешков, А. В. Буянов // Нефтяное хозяйство.— 2016.— № 12.—
С. 69–71.
32 ИпатовА.И.Долговременныймониторингпромысловых
параметров как знаковое направление развития современных ГДИС /
А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий // Инженерная практика.— 2012.— № 9.—
С. 4–8.
33 Ипатов А. И. Гидродинамический и геофизический мониторинг
разработки сложно построенных месторождений углеводородов / А. И. Ипатов,
М. И. Кременецкий, И. В. Каешков и др. // Нефтяное хозяйство.— 2015.—
№ 9.— С. 68–72.
34 Ипатов А.И. Опыт реализации технологии контроля притока и его
состава на технологическом режиме отбора при ОРЭ / А. И. Ипатов,
М. И. Кременецкий, С. И. Мельников и др. // Инженерная практика.— 2014.—
№ 1.— С. 42–47.
35 Пат. 2476670 РФ. Способ определения фильтрационных свойств
совместно работающих пластов / А. И. Ипатов, С. И. Мельников,
М. И. Кременецкий, Д. Н. Гуляев, заявл. 15.09.2011, опубликовано 27.02.2013.
36 Ипатов А. И. Информационная система мониторинга разработки
нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных
модулей / А. И. Ипатов, М. Ф. Нуриев, В. Б. Белоус // Нефтяное хозяйство.—
2009.— № 10.— С. 58–62.
37 Каешков И. С. Опыт эффективного мониторинга фонтанной
горизонтальнойнефтянойскважиныспомощьюраспределенной
оптоволоконной термометрии / И. С. Каешков, А. В. Буянов, Е. П. Фигура
и др. // НТВ «Каротажник».— 2017.— № 8(278).— С. 34–50.
38 Кашапов Д. В. Течение жидкости с проппантом в горизонтальной
скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта // Нефть.
Газ. Новации.— 2019.— № 7.— С. 62–66.
39 Кнеллер Л. Е. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных
скважин по данным ГИС / Л. Е. Кнеллер, Я. С. Гайфуллин, В. У. Рахматуллин,
К.В.Антонов//Геология,геофизикаиразработканефтяных
месторождений.— 1997.— № 12.
40 Кременецкий М. И. Развитие геофизического и гидродинамического
мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов
нефти / М. И. Кременецкий, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский и др. // Нефтяное
хозяйство.— 2014.— № 3.— С. 106–109.
41 Кременецкий М. И. Информационное обеспечение и технологии
гидродинамическогомоделирования нефтяныхигазовыхзалежей /
М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, Д. Н. Гуляев.— М.–Ижевск: Институт
компьютерных исследований, 2012.— 896 с.
42 Овчинников К. Н. Долговременный мониторинг профиля притока
газовой горизонтальной скважины после проведения МГРП посредством
маркерных полимерных технологий / К. Н. Овчинников, А. А. Белова,
А. В. Буянов и др. // Газовая промышленность.— 2020.— № 9(806).—
С. 86–94.
43 Овчинников К. Н. Моделирование распространения маркированного
проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта / К. Н. Овчинников,
А. В. Буянов, Е. А. Малявко, Д. В. Кашапов // Бурение и нефть.— 2020.—
№ 10.— С. 20–27.
44 Овчинников К. Н. Задачи разработки месторождений и бурения,
решаемые с помощью технологии маркерной диагностики профилей притоков
скважин / К. Н. Овчинников // Нефть. Газ. Новации.— 2019.— № 2.—
C. 71–77.
45 Овчинников К. Н. Новый подход к исследованию скважин:
Маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах /
К. Н. Овчинников, П. В. Бузин, К. М. Сапрыкина // Инженерная практика.—
2017.— № 12.— С. 82–88.
46 Овчинников К. Н. Исследование скважин до 20 раз в год, с
технологией динамического мониторинга профиля притока от компании
GEOSPLIT / К. Н. Овчинников // Деловой журнал Neftegaz.RU.— 2020.—
№ 9(105).— С. 86–89.
47 Овчинников К. Н. Диагностика и мониторинг притоков скважин с
помощью трассеров на квантовых точках / А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов,
К. Н. Овчинников // Время колтюбинга.— 2017.— № 2 (60).— С. 42–51.
48 Овчинников К. Н. Комплексный подход к эффективной разработке
месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока
горизонтальных скважин. / Д. А. Шестаков, М. М. Галиев, К. Н. Овчинников,
Е. А. Малявко // Территория «НЕФТЕГАЗ».— 2019.— № 6.— С. 64–71.
49 Овчинников К. Н. Маркерный мониторинг профиля и состава
притока в горизонтальных скважинах Средне-Назымского месторождения как
эффективный инструмент получения информации в условиях ТРИЗ /
В. Б. Карпов, А. А. Рязанов, Н. В. Паршин, К. Н. Овчинников, В. А. Лисс,
Е. А. Малявко // Журнал «Недропользование XXI век».— 2019.— № 6.—
С. 54–63.
50 Овчинников К. Н. Новый подход к исследованию скважин:
Маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах /
К. Н Овчинников, П. В. Бузин, К. М. Сапрыкина // Журнал “Инженерная
практика”. — 2017.— Вып. 12. — С. 82-88.
51 Овчинников К. Н. О технологии маркерного мониторинга. Система
позволяет принимать решения по оптимизации затрат при разработке
месторождений / М. Р. Дулкарнаев, А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов,
К. Н. Овчинников, В. А. Лисс, Е. А. Малявко // Журнал «Нефтегазовая
вертикаль». — 2020.— № 9–10. — С. 99-103.
52 ОвчинниковК.Н.Повышениеэффективностиразработки
месторождений с помощью технологий Big Data. / А. Ю. Каташов,
А. В. Гурьянов, Ю. А. Котенёв, К. Н. Овчинников, В. В. Киселёв // Журнал
«Недропользование XXI век».— 2019.— № 4.— С. 124–133.
53 Овчинников К. Н. Практическое применение технологии метода
флуоресцирующихмикросфервгоризонтальныхскважинах
Верхнесалымского месторождения: эффективность метода, технологии и
подхода / И. Л. Новиков, К. Н. Овчинников, А. Ю. Каташов // SPE-196835.
Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Октябрь 2019.
Moscow, Russia.
54 Овчинников К. Н. Системы маркерной диагностики и мониторинга
для эффективного управления разработкой месторождения / М. Р. Дулкарнаев,
К. Н Овчинников, Е. А. Малявко // Журнал «Инженерная практика». —
2018.— Вып. 11. — С. 40-47.
55 Овчинников К. Н. Современные технологии исследования профиля
притока в горизонтальных скважинах как инструмент цифровизации
месторождений нефти и газа / К. Н. Овчинников, И. Л. Новиков,
Е. А. Малявко // SPE-198358-RU. Российская нефтегазовая техническая
конференция SPE, 16-18 октября, 2019, Астана, Казахстан.
56 Овчинников К. Н. Геолого-промысловое обоснование регулирования
разработки Южно-Выинтойского месторождения на основе динамического
маркерного мониторинга горизонтальных скважин / К. Н. Овчинников,
М. Р. Дулкарнаев, А. Ю. Каташов, Е. А. Малявко и др. // Нефть, газ, новации.—
2020.— № 10.— С. 58–63.
57 Пат.2685600РФ,МПКЕ21В43/267.Способопределения
внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве
пласта / А. В. Гурьянов // Патентообладатель Общество с ограниченной
ответственностью«ГеоСплит»№2018126690,заявл.20.07.2018,
опубликовано 22.04.2019.
58 Колесникова А. А. Промыслово-геофизические исследования
горизонтальныхскважинпринизкомнестабильномпритоке/
А. А. Колесникова, М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, И. В. Коваленко,
В. С. Комаров, Г. М. Немирович // Нефтяное хозяйство.— 2016.— № 8.—
С. 84–88.
59 Проселков Е. Ю. Оценка предельной длины горизонтальной
скважины / Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков // НТЖ Нефтяное хозяйство.—
2004.— № 1.— С. 71–74.
60 Рудницкий C. В. Маркетинговое исследование российского рынка
мониторинга многостадийного ГРП / C. В. Рудницкий, С. В. Ананенко,
В. А. Кравец.— ООО «Эр Пи Ай Истерн Юроп», 2017.— 76 с.
61 Сaльниковa О. Л. Определение профиля и состава притока в
эксплуатационных горизонтальных скважинах / О. Л. Сaльниковa //
НТВ «Каротажник».— 2015.— № 256.— С. 65–78.
62 Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин.
Состояние и проблемы / А. Д. Савич // НТВ «Каротажник».— Тверь:
Изд-во АИС.— 2010.— Вып. 2.— С. 16–37.
63 ТелковМ.В.Обоснованиеисовершенствованиеметодов
фильтрационных сопротивлений, связанных с притоком жидкости и газа к
несовершенной скважине / М. В. Телков, Е. В. Колесник, С. И. Грачёв.—
М.: Изд-во Всероссийский научно-исследовательский институт организации,
управления и экономики нефтегазовой промышленности, 2008.— 64 с.
64 Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического
комплекса. Статистические данные по отраслям ТЭК: Отчет «Проведение
гидроразрыва пластов». — М., 2017.
65 Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического
комплекса. Статистические данные поотраслям ТЭК: Отчет «Скважины,
законченные строительством в горизонтальном бурении».— М., 2017.
66 Шестаков Д. А. Комплексный подход к эффективной разработке
месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока
горизонтальных скважин / Д. А. Шестаков, М. М. Галиев, К. Н. Овчинников,
Е. А. Малявко // Территория «НЕФТЕГАЗ».— 2019.— № 6.— C. 64–71.
67 ЯгафаровА.К.Исследованиемалодебитныхскважин/
А. К. Ягафаров, Г. А. Шлеин, В. К. Федорцов, С. Г. Горностаев.— Тюмень:
Изд-во Вектор-Бук, 2004.— 293 с.
68 Ягафаров А. К. Современные геофизические и гидродинамические
исследования нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / А. К. Ягафаров,
И. И. Клещенко, Д. В. Новосёлов.— Тюмень: ТюмГНГУ, 2013.— 140 c.
69 Яковлев Б. А. Решение задач нефтяной геологии методами
термометрии / Б. А. Яковлев.— М.: Недра, 1979.— 144 с.
70 Katashov А. Digital platform as a tool for efficient reservoir management.
First Break / A. Katashov, K. Ovchinnikov, D. Tatarinov, E. Malyavko.—
2021.— Vol. 39, Issue 7, Jul.— Р. 57–61.
71 Alivisatos Quantum dots as cellular probes / Alivisatos, et al. // Annu. Rev.
Biomed. Eng, 2005.— Р. 55–76.
72 Araya A. An Account of Decline-Type Curve Analysis of Vertical,
Fractured, and Horizontal Well Production Data, SPE 77690 / A. Araya,
E. Ozkan // SPE Annual Technical Conference and Exhibition.— San Antonio,
Texas.— 2002.
73 Arefyev S. Comparison of various tracer-based production logging
technologies application results in one well / S. Arefyev, V. Makienko, D.
Shestakov, M. Galiev, K. Ovchinnikov, E. Malyavko, I. Novikov // SPE Russian
Petroleum Technology Conference, Abstract, SPE-196829-MS.— 2018.
74 Barnes T. G. Passbands for acoustic transmission in an idealized drill
string / T. G. Barnes, B. R. Kirkwood // J. Acoust. Soc. Amer.— 1972.— Vol. 51,
№ 5.— Р. 1606–1608.
75 Basov A. Evolution of Horizontal Wells Production Logging Using
Markers, SPE-196830-MS / A. Basov, O. Bukov, D. Lazutkin, A. Olyunin,
V. Kuznetsov, V. Ipatov, T. Shevchuk, K. Saprykina, K. Ovchinnikov, I. Novikov //
SPE Russian Petroleum Technology Conference, 22–24 October, Moscow, Russia,
2019.
76 Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models /
D. Bourdet.— Amsterdam: Elsevier, 2002.— 439 p.
77 Breiman L. Random Forests / L. Breiman // Machine Learning.— 2001.—
45(1).— Р. 5–32. DOI:10.1023/A:1010933404324.
78 Brown G. A. Permanent Reservoir Monitoring Using Fiber Optic
Distributed Temperature Measurements, SPE-108791-DL / G. A. Brown // Society
of Petroleum Engineers, 2005.
79 Dulkarnaev M. The First Comprehensive Study of Tracer-Based
Technologies in Reservoir Conditions, SPE 192564-MS / M. Dulkarnaev,
K. Ovchinnikov, A. Gurianov, A. Anopov, E. Malyavko // SPE Russian Petroleum
Technology Conference, 22–24 October, Moscow, Russia, 16–18 October 2017.
80 Ekimov A. I. Quantum size effect in the optical spectra of semiconductor
micro-crystals / A. I. Ekimov, A. A. Onushchenko // Soviet Physics:
Semiconductors, 1982.— Р. 775–778.
81 Filev M. Technology for Determining the Inflow from Near and Far Zones
of Fractures During Hydraulic Fracturing by Chemical Tracers in a Production
Well / M . Filev, V. Soldatov, I. Novikov, J. Xu, K. Ovchinnikov, A. Belova,
A. Drobot // International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021.
Paper Number: IPTC-21357-MS.
82 Guryanov A. V. 2017. Production Logging Using Quantum Dot Tracers /
A. V. Guryanov, A. Yu. Katashov, K. N. Ovchinnikov // Coiled Tubing Times
Journal.— 2017.— No. 2 (60).— Р. 42–51.
83 Guryanov A. Application of Fluorescent Markers to Determine the
Formation Fluid Inflow After MFrac; Paper SPE 196776-MS / A. Guryanov,
R. Gazizov, E. Medvedev, K. Ovchinnikov, P. Buzin, A. Katashov // SPE Russian
Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, 22–24 October, 2019.
84 Guryanov A. Big Data in Field Development Projects, SPE-196862-MS /
A. Guryanov, A. Katashov, K. Ovchinnikov, K. Saprykina, I. Novikov,
E. Malyavko, , V. Kiselev // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018.
85 Joshi S. D. Angmentation of Well Productivity With Slant and
HorizontalWells / S. D. Joshi // J. of Petrol. Techn. June, 1988.— Р. 729–739.
86 Katashov A. Improving Field Development Efficiency Using Big Data
Technologies. Petroleum Geology XXI Century / A. Katashov, A. Guryanov,
V. Kiselev, K. Ovchinnikov, Yu. Kotenev.— 2019.— № 4.— Р. 124–133.
87 Kawasaki. Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new,
effective therapies for cancer / Kawasaki et al // Nanomedicine: Nanotechnology,
Biology, and Medicine.— 2005.— Vol. 1.— Р. 101–109.
88 Kremenetskiy M. I. Permanent Downhole Production Monitoring &
Well-testing of Commingled Production Reservoirs / M. I. Kremenetskiy,
A. I. Ipatov, A. V. Gorodnov, V. N. Chernoglazov // Paper SPE 138049 prepared for
presentation at the SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition.— Moscow,
Russia. 26–28 October, 2010.— 5 р.
89 Kremenetsky M. I. New way of individual evaluation of tight comingled
reservoirs / M. I. Kremenetsky, S. I. Melnikov, E. P. Panarina, V. V. Kokurina //
SPE Conference Paper.— 171254-MS.— 2014.— Р. 2–6.
90 Ovchinnikov K. Production logging in horizontal wells without well
intervention, SPE-187751-MS / K. Ovchinnikov, A. Gurianov, P. Buzin,
A. Katashov, O. Dubnov, R. Agishev // SPE Russian Petroleum Technology
Conference.— Moscow, Russia, October, 2017.
91 Shestakov D. An Integrated Approach to Efficient Development of Fields
using Intelligent Horizontal Wells Production Logging Technology / D. Shestakov,
M. Galiyev, K. Ovchinnikov, E. Malyavko // Oil and Gas Territory.— 2019.—
№ 6.— Р. 64–71.
92 Tabatabaei M. Fracture Stimulation Diagnostics in Horizontal Wells
Using DTS, SPE-148835-MS / M. Tabatabaei, D. Zhu // Presented at the Canadian
Unconventional Resources Conference.— Calgary, 15–17 November, 2011.
Публикации автора в научных журналах
- 03.00.00 Биологические науки
- 25.00.12 Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений
- 25.00.00 Науки о земле
- 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
- 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин
- 25.00.18 Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых
Помогаем с подготовкой сопроводительных документов
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
5 (22 отзыва)
4.9 (5 отзывов)
4.9 (66 отзывов)
4.9 (826 отзывов)
5 (20 отзывов)
5 (428 отзывов)
5 (145 отзывов)
5 (154 отзыва)
5 (8 отзывов)
