CC BY
31РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276.1
В.А. Байков1; Р.Р. Муртазин1; В.А. Штинов1; Т.А. Киселева1; А.Ф. Мухаметов1; В.Н. Суртаев2, e-mail: [email protected]
1 ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, Россия).
2 ПАО «НК «Роснефть» (Москва, Россия).
Особенности моделирования производительности скважин низкопроницаемых газовых залежей
В статье рассмотрен опыт создания детальной секторной фильтрационной модели опытного участка низкопроницаемой газовой залежи одного из месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа.
Представлены результаты исследований кернового материала и геофизических и газодинамических исследований трех опытных скважин - вертикальной, горизонтальной с щелевым фильтром-хвостовиком и горизонтальной с хвостовиком под многостадийный гидроразрыв пласта. С учетом данных, полученных в ходе исследований се-номанской залежи Медвежьего месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ), установлены зависимости относительных фазовых проницаемостей (в системе «газ - вода») и их особенности для условий низкопроницаемого газового коллектора. По результатам исследования капиллярных характеристик, фильтрационно-емкостных свойств и естественной водонасыщенности керна рассчитана J-функция Леверетта и определен уровень газоводяного контакта. Построена секторная плоско-параллельная гидродинамическая модель опытного участка, адаптированная к результатам газодинамических исследований скважин.
Особенность модели состоит в том, что при ее построении использованы данные лабораторных исследований фильтрационно-емкостных свойств: открытой пористости и абсолютной проницаемости образцов керна с высокой плотностью отбора образцов и значений остаточной водонасыщенности. Результаты проведенных промыслово-гео-физических исследований скважин сопоставлены с результатами расчетов гидродинамической модели. Описанная модель и результаты расчетов нашли свое отражение в определении оптимальных типов заканчивания скважин в целях дальнейшего совершенствования подходов к разработке низкопроницаемых газовых залежей. По результатам исследования оформлен патент, в котором изложен способ размещения скважин с подстилаемой контурной водой, примененный при разработке технологической схемы опытно-промышленной разработки пластов ПК} и Т.
Ключевые слова: низкопроницаемая газовая залежь, секторная гидродинамическая модель, опытно-промышленные работы, Медвежье месторождение, функция Леверетта, относительная фазовая проницаемость, абсолютная проницаемость, открытая пористость, исследование керна, водонасыщенность.
V.A. Baikov1; R.R. Murtazin1; V.A. Shtinov1; T.A. Kiseleva1; A.F. Mukhametov1; V.N. Surtaev2, e-mail: [email protected]
1 RN-UfaNIPIneft LLC (Ufa, Russia).
2 Rosneft PJSC (Moscow, Russia).
Performance Modelling Features of Wells in Low Permeable Gas Deposits
The article analyzes some experience in the development of the detailed sector filtration model of the trial plot in the low permeable gas deposit of the Yamalo-Nenets autonomous region. The data of core examinations, as well as geophysical and hydrodynamic investigations in three test boreholes - vertical, horizontal with a slotted liner filter and horizontal with a liner for multistage hydrofrac - are presented. Given the data obtained from the Senoman deposit researches in Medvezhye gas field (Yamalo-Nenets autonomous region) effective relative permeability dependencies ("gas - water" system) and their peculiarities for low permeable gas reservoir are determined. Using research data of capillary description, permeability and porosity properties, natural core water saturation, the Leverette J-function was calculated and level of gas-water contact determined. The sector linearly and parallel hydrodynamic model of the trial plot is developed and adapted to hydrodynamic researches of wells. Specifics of the model lies in the laboratory data application of permeability and porosity studies while developing the model: open porosity and absolute permeability of core samples with high sampling concentration and residual water saturation. The data of development surveys are
48
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION
compared with the hydrodynamic model computations. The model described and data obtained have found their application in selection of well completion methods for further improved development of low permeable gas deposits. The surveys resulted in the patent issue stating the spacing pattern of wells with underlying edge water used in designing the pilot development flowchart of PKj and T formations.
Keywords: low permeable gas deposit, sector hydrodynamic model, pilot operations, Medvezhye field, Leverette function, effective relative permeability, absolute permeability, open porosity, core examination, water saturation.
♦
0 20 40 60 80 100
Водонасыщенность S^ % Water saturation S^ %
Факт J-функция Fact J-fuction
Рис. 1. Результаты замеров коэффициентов открытой пористости Кп и проницаемости Кпр по газу сухих образцов керна вертикальной скважины опытного участка залежи
Fig. 1. Assessment results of factors for open porosity Кп and permeability Кпр of gas from dry core samples of a vertical well in the test plot
Рис. 2. J-функция по результатам капиллярных исследований керна вертикальной скважины в пластовых условиях в зависимости от водонасыщенности SW
Fig. 2. J-function from capillary core investigations in a vertical well under in-situ conditions depending on water saturation SW
Основной целью разработки месторождений углеводородов является наиболее полное извлечение запасов при максимальной рентабельности. Для достижения этой цели используются современные технологии, в частности компьютерное моделирование. В то же время гидродинамическое моделирование применяется не только для решения проблем прогнозирования, контроля и управления процессом разработки пласта. Важнейшими сферами применения математического моделирования являются решение обратных задач по уточнению строения и свойств пласта путем воспроизведения истории разработки, изучение процессов вытеснения на керне и определение фазовых проницаемостей.
Широкие возможности для комплексного анализа различных факторов, доступность, быстрая обработка больших объемов информации делают гидродинамическое моделирование незаменимым средством для изучения и управления процессами, проходящими в нефтяных и газовых пластах. Развитие газового потенциала является одной из стратегических задач ПАО «НК «Роснефть». В течение последнего времени компания сделала ряд важных шагов в этом направлении, в числе которых - начало освоения одного из уникальных по своим запасам газа нефтегазоконденсатного месторождения. В связи с переходом основных разрабатываемых газовых месторождений территории Ямало-Ненецкого
автономного округа в стадию падающей добычи вопрос освоения месторождения приобретает особую актуальность. Однако опыт добычи газа из низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых залежей в промышленных масштабах в России отсутствует. Исследуемые низкопроницаемые залежи характеризуются низкими фильт-рационно-емкостными свойствами и высокой расчлененностью пласта, что делает малоэффективной их разработку традиционными способами. Коллекторы терригенные, отложения принадлежат к зонам опесчанивания регионально выдержанного глинистого пласта Т (турон), представленным газсалинской пачкой кузнецовской свиты. Для эффективной разработки объектов и достижения не-
Для цитирования (for citation):
Байков В.А., Муртазин Р.Р., Штинов В.А., Киселева Т.А., Мухаметов А.Ф., Суртаев В.Н. Особенности моделирования производительности скважин низкопроницаемых газовых залежей // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 5. С. 48-54.
Baikov V.A., Murtazin R.R., Shtinov V.A., Kiseleva T.A., Mukhametov A.F., Surtaev V.N. Performance Modelling Features of Wells in Low Permeable Gas Deposits. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 5, P. 48-54. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2018
49
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Относительная фазовая проницаемость, %, для ячейки с К= 1 мД Relative effective permeability, %, for cell with K= 1 mD
1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 Водонасыщенность, д. ед. Water saturation, unit fraction
1,0
Относительная фазовая проницаемость, %, для ячейки сК=5мД Relative effective permeability, %, for cell with K= 5 mD
1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0
0,4 0,5
0,6 0,7 0,8 0,9 Водонасыщенность, д. ед. Water saturation, unit fraction
~krW
1,0
a) a) б) b)
Рис. 3. Модельные относительные фазовые проницаемости для ячеек с абсолютной проницаемостью 1.10-3 мкм2 и 5.10-3 мкм2, где krG - относительная фазовая проницаемость по газу, krW - относительная фазовая проницаемость по воде
Fig. 3. Model relative effective permeabilities for cells of absolute permeability 140-3 mkm2 and 5.10-3 mkm2, where krG - relative effective permeability of gas, krW - relative effective permeability of water
обходимого уровня рентабельности при недостаточном объеме геолого-промысловых данных требуется формирование программы исследовательских, а также опытно-промышленных работ и применение инновационных научно обоснованных подходов к освоению.
ОПЫТ СОЗДАНИЯ ДЕТАЛЬНОЙ СЕКТОРНОЙ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ МОДЕЛИ
ПАО «НК Роснефть» в 2012-2014 гг. были проведены опытно-промышленные работы (ОПР), в ходе которых пробурены три опытные скважины - вертикальная, горизонтальная с щелевым фильтром-хвостовиком и горизонтальная с хвостовиком под многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП), осуществлены геофизические и газодинамические исследования скважин, определены продуктивные характеристики скважин, отобран и исследован кер-новый материал.
В 2013 г. произведен отбор керна в вертикальной скважине опытного участка по изолирующей технологии, линейный вынос керна составил 90 %. Лабораторные исследования керна по-
зволили изучить фильтрационно-ем-костные свойства (ФЕС), естественную водонасыщенность, геомеханические свойства отложений и в комплексе с расширенными геофизическими исследованиями уточнить петрофизическую модель. Результатом данных исследований стала разработка детальной секторной геологической и фильтрационной моделей, необходимых при проектировании гидравлического разрыва пласта и проводке горизонтальных скважин на опытном участке.
В данной статье рассматривается создание детальной секторной фильтрационной модели.
Вследствие хорошей корреляции кривых геофизических исследований вертикальной скважины опытного участка и соседних скважин модель пласта для пилотного участка принята плоско-параллельной, т. е. свойства пласта, полученные по результатам исследований керна и геофизических исследований вертикальной скважины, распространялись на весь опытный участок. Использовались результаты, полученные по данным лабораторных исследований ФЕС, определения коэффициентов
открытой пористости и абсолютной проницаемости образцов керна при плотности около 10 образцов на 1 м керна (339 слоев) и значения остаточной водонасыщенности, определенной при плотности около 1 образца на 1 м керна. Каждому слою по глубине соответствовала абсолютная проницаемость К и пористость ф одного образца керна (рис. 1).
Для насыщения модели была использована функция Леверетта J [1-3], полученная по капиллярным исследованиям керна в пластовых условиях (рис. 2):
где - водонасыщенность, д. ед.; а = 0,28; Ь = 1,4; 00 = -0,9. Водонасыщенность рассчитывается по следующему выражению:
Гк
(2)
где рс - капиллярное давление, Па; к - проницаемость, м2; <р - пористость, д. ед; 0 - угол смачивания, считаем 8 = 0. Поверхностное натяжения системы
50
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION
50
100
150
200
250
300
350
Номер ячейки по вертикали Cell No. along vertical
Рис. 4. Зависимость водонасыщенности по глубине: 5W* - связанная водонасыщенность (точка перегиба), 5W - расчетная водонасыщенность, 5W керн - естественная водонасыщенность (замеры по керну)
Fig. 4. Water saturation vs. depth: 5W* - bound water saturation (injection point), 5W - design water
saturation, 5W
■ natural water saturation (core measurements)
«газ - вода» при барометрических условиях пласта (11 МПа, 26 °С) составляет ст = 0,06 Н/м [4].
Фильтрационные эксперименты на керне в системе «газ - вода» показывают следующую особенность: фазовая проницаемость для газа снижается на порядок при повышении водонасыщенности керна всего на ~5 % относительно начальной, т. е. незначительное увеличение водонасыщенности приводит к резкому уменьшению эффективной проницаемости по газу [5-7]. Тангенс угла наклона начального участка кривой относительной проницаемости по газу (кге) достаточно высок, поэтому характер изменения начального участка кривой относительной фазовой проницаемости (ОФП)по газу с уменьшением проницаемости определить экспериментально сложнее. Значения остаточной водонасыщенности в образцах были получены методом вытеснения. В качестве вытесняющего агента в опытах использовался метан, пластовая вода была заменена водой с минерализацией 11 г/л. По результатам опытов максимальная ОФП (к^) по газу составила 0,162 д. ед. При использовании исходных ОФП значение эффективной проводимости пласта кНэфф, мД.м, не соответствовало дан-
Для создания модельных ОФП кривые были продолжены и аппроксимированы. Итоговые фазовые были заданы с помощью следующих функций:
= (6)
где К, М, N - константы, SWn - водонасыщенность, нормированная от 0 до 1:
5-5
14/
С = -V/ -ИГ (7)
-V -V
где SW** = 1 - SGCR = 0,85, где SGCR -максимальная (критическая) газонасыщенность, при которой относительная проницаемость газа равна нулю; 5^ - точка перегиба, рассчитанная для каждой ячейки по формуле:
5;= (i + o,i23)5;-о,1235;*,
(8)
ным газодинамических исследований (ГДИ). Тангенс угла наклона начального участка на кривой кгв достаточно велик, что приводит к тому, что при небольших ошибках в определении водонасыщенности (1-2 %) наблюдается резкое изменение относительной проницаемости газа. Истинные значения остаточной водонасыщенности не были определены экспериментально. Это произошло либо в силу недостаточного вытеснения воды перед проведением совместной фильтрации газоводяной смеси через образец керна, либо в силу недостаточности времени проведения эксперимента по вытеснению воды до значения остаточной водонасыщенности, вследствие чего критерий установившейся фильтрации газа, после которого не происходило выноса воды, недостаточен. Состояние установившейся фильтрации определяется по стабилизации показаний дифференциального манометра и замеров электрического сопротивления на рабочем участке образца. Для получения недостающей части ОФП в качестве аналога использовались ОФП сеноманской залежи Медвежьего месторождения (Ямало-Ненецкий АО), определенные на керновом материале с низкой проницаемостью порядка 5 мД.
где 5; = А.К-В - модификация полученной экспериментально петро-физической зависимости связанной водонасыщенности от абсолютной проницаемости по газу К, где А и В -константы.
В модели использовалось трехточечное масштабирование ОФП [8]. На рис. 3 представлен пример модельных ОФП после применения трехточечного масштабирования для ячеек с абсолютной проницаемостью 1.10-3(мкм)2 и 5.10-3(мкм)2.
Для согласования расчетной водонасыщенности с точками связанной воды петрофизическая зависимость, полученная экспериментально при проведении капиллярных исследований, была модифицирована, а в дальнейшем использована для масштабирования ОФП [8]. Результаты насыщения приведены на рис. 4.
В ходе газодинамических исследований скважин была осуществлена регистрация индикаторной диаграммы экспресс-методом и записана кривая восстановления давления (КВД) на всех трех скважинах. Сравнение показателей фактического забойного давления при проведении газодинамических исследований на вертикальной скважине с результатами расчетов на модели показали хорошую сходимость (рис. 5).
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 5 May 2018
51
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
aï
s з х
щ.
m q_
5 а
QJ О
О -С
« I
о о
VD ГО
го œ
с в «
1 ■ f
V
ч
ч
si \
V 1
Ч * Ч
О 2 4 6 8 10 12 14 16
Время, сут Time, days
- Модель - Фактическое забойное давление Model при газодинамическом исследовании
Actual, bottomhole pressure in hydrodynamic studies
Рис. 5. Динамика фактического и расчетного забойного давлений на вертикальной скважине при проведении газодинамического исследования
Fig. 5. Actual and design bottomhole pressure dynamics in a vertical well when conducting hydrodynamic studies
Таблица 1. Интенсивность притока газа в основные работающие интервалы Table 1. Gas conductivity of key circulating weUbore sections
№ интервала Section No. Интервал, м Section, m Интенсивность притока, % Gas conductivity, %
Результаты промысловых геофизических исследований Survey data Модель Model
I 1035,17-1045,65 85 73
II 1048,12-1053,72 5 6
III 1060,66-1074,00 10 21
Таблица 2. Интенсивность притока основных работающих интервалов горизонтальной скважины Table 2. Gas conductivity of key circulating horisontal weUbore sections
№ интервала Section No. Интервал, м Section, m Интенсивность притока, % Gas conductivity, %
Результаты промысловых геофизических исследований Survey data Модель Model
I 1035,17-1045.65 70 81
II 1048,12-1053,72 19 4
III 1060,66-1074,00 11 15
Значение уровня зеркала свободной воды (ЗСВ) подбиралось таким образом, чтобы добиться совпадения расчетных и фактических забойных давлений, полученных при проведении газодинамических исследований.
В целях определения работающих интервалов в вертикальной скважине были также проведены промысловые геофизические исследования (ПГИ), по результатам которых прослеживаются три интервала коллекторов (табл. 1):
основной приток газа идет с I интервала: I интервал - 85 %; II интервал - 5 %; III интервал - 10 %. Следует отметить, что результаты моделирования (ГДМ) достаточно хорошо согласуются с результатами промыслово-геофизических исследований.
В дальнейшем на вертикальной скважине проведен гидравлический разрыв пласта (ГРП), скважина освоена, проведены ГДИ. По результатам адаптации гидродинамического моделирования вертикальной скважины с ГРП к ГДИ получены полудлина и проводимость трещины ГРП.
На горизонтальной скважине также были проведены ГДИ и ПГИ. По результатам адаптации ГДМ для горизонтальной скважины с результатами ГДИ было получено хорошее совпадение расчетных и фактических данных при значении анизотропии проницаемости К/Кх = 0,06. В табл. 2 приведена интенсивность притока основных работающих интервалов горизонтальной скважины.
По данным ПГИ, прослеживаются три интервала коллекторов ГС: I интервал - 70 %; II интервал - 19 %; III интервал - 11 %. Следует также отметить, что данные ГДМ и результаты ПГИ по двум скважинам сопоставимы и из представленных данных видно, что основным интервалом притока является интервал I. На горизонтальной скважине с многостадийным ГРП (МГРП) были проведены ГДИ. Расчеты на модели горизонтальной скважины с МГРП и их сопоставление с результатами ГДИ показали хорошее совпадение расчетных и фактических данных.
Для проведения длительной эксплуатации опытных скважин и определения продуктивности на месторождении был построен газосборный коллектор от дожимной компрессорной станции (ДКС) до опытного участка. Был проведен прогнозный расчет пластовых давлений и дебитов на адаптированной гидродинамической модели на длительный период. На рис. 6 представлена динамика фактического и расчетного забойного давления работающих скважин опытного участка. Из представленных данных видно, что адаптированная
52
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
FIELD DEVELOPMENT AND EXPLOITATION
Л
\ v
s s ч M ♦ M
-
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Время, сут Time, days
Фактическое забойное давление вертикальной скважины с гидроразрывом пласта Actual bottomhole pressure of a vertical hydraulically fractured well
— Фактическое забойное давление горизонтальной скважины
Actual bottomhole pressure of a horizontal well
— Фактическое забойное давление горизонтальной скважины с гидроразрывом пласта
Actual bottomhole pressure of a horizontal hydraulically fractured well Расчет гидродинамического моделирования вертикальной скважины с гидроразрывом пласта Hydrodynamic simulation design of a vertical hydraulically fractured well Л Расчет гидродинамического моделирования горизонтальной скважины Hydrodynamic simulation of a horizontal well • Расчет гидродинамического моделирования горизонтальной скважины с гидроразрывом пласта Hydrodynamic simulation design of a horizontal hydraulically fractured well
Рис. 6. Фактическое и расчетное забойные давления вертикальной скважины, горизонтальной скважины и горизонтальной скважины с многостадийным гидроразрывом пласта при длительной эксплуатации
Fig. 6. Actual and design bottomhole pressures of a vertical well, horizontal well and horizontal well hydraulically multistage fractured in long development
по результатам ГДИ гидродинамическая модель хорошо описывает фактические данные длительной отработки.
Стандартные способы размещения скважин в чисто газовой области залежи не учитывают недренируемую площадь
газоносности. С уменьшением проницаемости породы пласта высота переходной зоны от уровня газоводяного
TERRITORIJA
ТЕРРИТОРИЯ
.AI N 1С > Ci AS
[гае 1
□iL and Gas Territory journal expands international cooperation and invites authors from different countries to publish scientific articles in English
Oil and Gas Territory journal is included in the list of Higher Attestation Commission, "the leading reviewed scientific journals and editions in which the basic scientific results of dissertations on competition of scientific degrees of doctor and candidate of sciences should be published".
General information about the journal:
http://neftegas.info/en/tng/
Main thematic sections:
http://neftegas.infD/en/tng/ab out-magazine/
Submission of manuscripts: [email protected], [email protected]
Founder
"Camelot Publishing" LLC
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Газ Недренируемый ^^ участок Вода Water |
Недренируемый
^^^^^^^^ участок залежи
Deposit
nondrainable zone
Уровень газоводяного контакта
Gas-water contait level
Внутренний контур газоносности
Gas base
Внешний контур газоносности
Gas top
Рис. 7. Схема газовой залежи с подстилающей контурной водой
Fig. 7. Gas deposit outline with underlying edge water
контакта растет, площадь газоносной части залежи, охватываемая подвижной водой, увеличивается (рис. 7). На данном участке площади уменьшается
эффективная проницаемость скважин, увеличивается риск поступления воды к призабойной зоне. Полученная модель позволила решить задачу повышения эффективности размещения скважин низкопроницаемой газовой залежи в зонах с подстилающей контурной водой за счет определения местоположения участков с ненулевой эффективной газопроницаемостью, что нашло свое отражение в [9], где изложен способ размещения скважин с подстилаемой контурной водой, которая была применена при разработке технологической схемы опытно-промышленной разработки пластов ПК1 и Т одного из нефте-газоконденсатных месторождений.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Создана гидродинамическая модель опытного участка низкопроницаемой газовой залежи, в рамках которой достигнута хорошая сходимость с исходными данными лабораторных и промысловых исследований (ГДИ, ПГИ). При построении модели использованы следующие особенности:
• незначительное увеличение водона-сыщенности приводит к резкому уменьшению эффективной проницаемости по газу;
• каждому слою модели соответствуют пористость и проницаемость одного образца керна, т. е. геологические данные и ГИС для построения модели не использовались;
• для насыщения модели использовалась ^функция, полученная по капиллярным исследованиям в пластовых условиях, определен уровень ГВК. Проверка корректности разработанной гидродинамической модели показала ее хорошую сходимость с фактическими данными длительной эксплуатации скважин.
Полученная модель позволила решить задачу повышения эффективности размещения скважин низкопроницаемой газовой залежи в зонах с подстилающей контурной водой за счет учета недрени-руемой площади газоносности, которые не учитываются в стандартных способах размещения скважин в чисто газовой зоне залежи [9].
References:
1. Amyx J.W., Bass-Jr. D.M., Whiting R.L. Petroleum Reservoir Engineering. 1st edition, New York, McGraw-Hill Co., 1960. 610 p.
2. YermiLov O.M., Remizov V.V., Shirkovskiy A.I., Chugunov L.S. Petrophysics, Production and Underground Gas Storage. Moscow, Nauka, 1996. 541 p. (In Russian)
3. Gimatudinov Sh.K., Shirkovskiy A.I. Petrophysics. Moscow, Trading and Publishing House ALyans LLC, 2005, 311 p. (In Russian)
4. Brill J.P., Mukherjee H. Multiphase Flow in Wells. Richardson, Texas, 1999, 384 p.
5. Le D.H., Hoang H.N., Mahadevan J. Gas Recovery from Tight Sands: Impact of Capillarity. SPE 119585-PA. https://doi.org/10.2118/119585-PA
6. Junjia F., Haimin Zh., Shaobo L., Keyu L., et aL. Gas-water Two phases Flow Characterization and its Influencing Factors in Low Permeability Tight Sandstone. Unconventional Resources Technology Conference, P. 2665-2671. doi:10.1190/urtec2013-278
7. Byrners A.P., Castle J.W. Petrophysics of Low-permeability Medina Sandstone, Northwestern Pennsylvania, Appalachian Basin. The Log Analyst, No. 39 (4), P. 36-46.
8. Specifications of the SchLumberger ECLIPSE simulator [Electronic source]. Access mode: http://sis.sLb.ru/products/ecLipse/ (access date: May 18, 2018). (In Russian)
9. A Spacing Pattern of WeLLs in Low Permeable Deposits with Underlying Edge Water - patent No. 2015132812/03 P$. MnK7 E21B43/30. Authors -Murtazin R.R., KoLonskikh A.V., ZhiLko Ye.Yu., Mukhametov A.F. Applicant and patentee - Rosneft OJSC. Published November 10, 2016, BuL. No. 31. (In Russian)
Литература:
1. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта / Пер. с англ. М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.
2. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. 541 с.
3. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. 311 с.
4. Брилл Дж. П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. М.: Ин-т комп. иссл., 2006. 384 с.
5. Le D.H., Hoang H.N., Mahadevan J. Gas Recovery from Tight Sands: Impact of Capillarity. SPE 119585-PA. https://doi.org/10.2118/119585-PA
6. Junjia F., Haimin Zh., Shaobo L., Keyu L., et al. Gas-water Two phases Flow Characterization and its Influencing Factors in Low Permeability Tight Sandstone. Unconventional Resources Technology Conference, P. 2665-2671. doi:10.1190/urtec2013-278
7. Byrners A.P., Castle J.W. Petrophysics of Low-permeability Medina Sandstone, Northwestern Pennsylvania, Appalachian Basin. The Log Analyst, No. 39 (4), P. 36-46.
8. Техническое описание к симулятору Schlumberger ECLIPSE [Электронный источник]. Режим доступа: http://sis.s1b.ru/products/ec1ipse/ (дата обращения: 18.05.2018).
9. Способ размещения скважин в низкопроницаемых залежах с подстилающей контурной водой: пат. 2015132812/03 РФ. МПК7 E21B43/30 / Муртазин Р.Р., Колонских А.В., Жилко Е.Ю., Мухаметов А.Ф.; заявитель и патентообладатель - ОАО «НК «Роснефть». Опубл. 10.11.2016, Бюл. № 31.
54
№ 5 май 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
