Интерпретация гидродинамических исследований горизонтальных скважин низкопроницаемых коллекторов в прогнозирующих моделях на Верхнеченском нефтегазоконденсатном месторождении (Иркутская область)

ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………………………………………….. 14
ГЛАВА 1. ТРАДИЦИОННЫЕ И СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
КРИВОЙ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПО ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ …………….. 17
1.1. Традиционные методы прогнозирования недовосстановленого участка КВД ……….. 17
1.2. Современные методы прогнозирования недовосстновленного участка КВД и оценки
пластовых давлений на основе интегрированных моделей с учетом априорной информации
……………………………………………………………………………………………………………………………………. 23
ГЛАВА 2. АДАПТИВНЫЙ МЕТОД, МОДЕЛИ, АЛГОРИТМЫ ПРОГНОЗА КВД И ОЦЕНКИ
ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ НА ОСНОВЕ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ИСФМ ……………………….. 41
2.1. Адаптивный метод идентификации роста забойного давления на КВД на основе
нестационарных ИСФМ ………………………………………………………………………………………………. 41
2.3. Модели и алгоритмы прогнозирования забойного давления КВД и оценки пластовых
давлений на основе нелинейных ИСФМ с переменными параметрами ………………………….. 45
ГЛАВА 3. АДАПТИВНЫЙ МЕТОД ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ……………………………………………………… 48
3.1. Метод интегрированных моделей интерпретации гидродинамических исследований
скважин по КВД. ………………………………………………………………………………………………………….. 48
3.2. Метод адаптивной интерпретации гидродинамических исследований по КВД. ……. 51
3.3. Адаптивная интерпретация кривой восстановления давления горизонтальных
скважин нефтяных месторождений с диагностикой потоков………………………………………….. 55
ГЛАВА 4. АНАЛИЗ ТОЧНОСТИ ПРОНОЗА НЕДОВОССТАНОВЛЕННОГО УЧАСТКА КВД
ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН И ОЦЕНКИ ЛАТЕРАЛЬНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПО
ПРОМЫСЛОВЫМ ДАННЫМ …………………………………………………………………………………………. 62
4.1. Анализ точности проноза недовосстановленного участка КВД горизонтальных
скважин и оценки латеральной проницаемости по промысловым данным Скважина №1.. 63
4.2. Анализ точности проноза недовосстановленного участка КВД горизонтальных скважин и
оценки латеральной проницаемости по промысловым данным Скважина №2 …………………… 72
5. ФИНАСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ ………………………………………………………………………………………………… 81
5.1. Классификация рисков нефтегазодобывающих предприятий ………………………………….. 82
5.2. Методический подход к оценке рисков …………………………………………………………………… 83
6. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ ……………………………………………………………………….. 99
5.2. Безопасность жизнедеятельности, природопользование и охрана окружающей среды
при разработке …………………………………………………………………………………………………………… 102
СПИСОК ПУБЛИКАЦИЙ ……………………………………………………………………………………………… 116
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ …………………………………………………………… 117

1.Рамазанов А. Ш., Нагимов В. М., Ахметов Р. К. Температурное поле в
пласте с учетом термодинамических эффектов при работе скважины с
переменным дебитом // Нефтегазовое дело. – 2013. – №1. – С. 527-538.
2.Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное
обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и
газовых скважин. – М.; Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. –
896 c.
3.Joshi S.D. Horizontal well technology. – Oklahoma: PenWell Publ. comp.,
1991. – 381 p.
4.Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г. Гидродинамические
исследования скважин и методы обработки результатов измерений. – М.: ОАО
«ВНИИОЭНГ», 2000. – 228 с.
5.Kuchuk F.J., Onur M., Hollaender F. Pressure transient formation and well
testing: Convolution, Deconvolution and Nonline Estimation. – Amsterdam: Elsevier,
Developments in Petroleum Science, 2010. – 389 p.
6.Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test
interpretation // Society of Petroleum Engineers. – 1984. – № 12777. – P. 293–302.
7.СергеевВ.Л.Системныеосновыуправленияпроцессами
нефтегазодобычи– Томск: Изд-во Томского политехнического университета,
2013. – 144 с.
8.Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин
методами регуляризации / М.Х. Хайруллин, Р.С. Хисамов, М.Н. Шамшиев, Р.Г.
Фархуллин. – М.; Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»;
Институт компьютерных исследований , 2006. – 172 с.
9.Гидродинамическийигеофизическиймониторингразработки
сложнопостроенных месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И.
Кременецкий, Д.Н. Гуляев, С.И. Мельников, И.С. Каешков, Н.А. Морозовский //
Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 9. – С. 68–72.
10. Сергеев В.Л. Интегрированные системы идентификации. Томский
политехнический университет. – Томск: Изд-во Томского политехнического
университета, 2011. – 198 с.
11. Гаврилов К.С., Сергеев В.Л. Адаптивная интерпретация нестационарных
гидродинамических исследований скважин в системе «пласт–скважина»
методом интегрированных моделей // Известия Томского политехнического
университета. – 2012. – Т. 321. – № 5. – С. 72–75.
12. Kuchuk F.J., Carter R.G., Atestaran L. Deconvolution of wellbore pressure and
flow rate // Society of Petroleum Engineers. – 1990. – № 16394. – P. 53–59.
13. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач. – М.:
Наука,1979.- 392 с.14. 16. Соколов В.А. Синергетическое моделирование
разработки нефтяных месторождений нелинейными отображениями //
Нефтегазовое дело. – 2009. – Т. 7. – № 1. С. 155-166.
15. Кориков А.М., Сергеев В.Л., Севостьянов, Д.В. Сергеев П.В., Аниканов
А.С. Технология проектирования адаптивной системы идентификации и
прогноза производственных процессов в условиях неопределенности //
Доклады ТУСУР. – 2011. – № 2(24),часть 2. С. 189-194.
16. Сергеев В.Л., Квесько Б.Б., Севостьянов Д.В. Интегрированные системы
идентификации для мониторинга и управления разработкой нефтяных
месторождений // в кн: Геология, разработка и эксплуатация нефтяных
месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. – М.: Изд-во «Нефть и газ»,
2007. – С. 159–169.
17. Апарцин А.С. Неклассические уравнения Вольтерра I рода. Теория и
численные методы. – Новосибирск: Наука, 1999. – 193 c.
18. Васин В.В., Скорик Г.Г. Решение задачи деконволюции в общей
постановке // Труды Института математики и механики УрО РАН. – 2016. – Т.
22. – № 2. – С. 79–90.
19. Сергеев В.Л., Ву К.Д. Адаптивная интерпретации гидродинамических
исследований с учетом влияния ствола скважины // Известия Томского
политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2016. – Т. 327. – №
9. – C. 70–77.
20. Сергеев В.Л., Ву К.Д. К оптимизации адаптивных алгоритмов
идентификации и интерпретации гидродинамических исследований с учетом
влияния ствола скважины // Доклады ТУСУРа. – март 2016. – № 1 (39). – C. 98–
102.
21. Гаврилов К.С., Сергеев В.Л. Адаптивная интерпретация нестационарных
гидродинамических исследований скважин в системе «пласт–скважина»
методом интегрированных моделей // Известия Томского политехнического
университета. – 2012. – Т. 321. – № 5. – С. 72–75.
22. Иванов В.К., Васин В.В., Танана В.П. Теория линейных некорректных
задач и её приложения. – М.: Наука, 1978
23. Пантелеев А.В., Летова Т.А. Методы оптимизации в примерах и задачах. –
СПб.: Изд-во «Лань», 2015. – 512 с.
24. Сергеев В.magnetic sensor for turbogenerator diagnostics // Journal of
Siberian Federal
25. Л., Донг Ван Хоанг. Адаптивная интерпретация гидродинамических
исследований горизонтальных скважин с идентификацией псевдорадиального
потока // Известия Томского политехнического университета. – 2017. – Т. 328. –
№ 10. – С. 67–73