Теоретические основы термогидродинамических методов исследования нефтяных пластов тема автореферата и диссертации по физике, 01.04.14 ВАК РФ

На правах рукописи

РАМАЗАНОВ АЙРАТ ШАЙХУЛЛИНОВИЧ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

01.04.14 - Теплофизика и теоретическая

теплотехника 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА -2004

Работа выполнена на кафедре геофизики Башкирского государственного университета

Научный консультант:

доктор технических наук, профессор Валиуллин РА.

Официальные оппоненты:

доктор физико-математических наук, профессор Лежнин С.И.

доктор физико-математических наук, профессор Шагапов В.Ш.

доктор технических наук, профессор Кнеллер Л.Е.

Ведущая организация: СургутНИПИнефть ОАО «Сургутнефтегаз»

Защита состоится 29 декабря 2004 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.013.04 при Башкирском государственном университете по адресу: 450074, г.Уфа, ул.Фрунзе, 32, физфак, ауд. 216

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Башкирского государственного университета

Автореферат разослан ноября 2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор физ.-мат. наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Одним из условий рациональной эксплуатации нефтяных залежей является эффективное геофизическое и гидродинамическое сопровождение на этапах освоения и эксплуатации скважин.

Важное место в комплексе методов при этом занимают термогидродинамические методы исследования, основанные на измерении давления, расхода и температуры в стволе скважины.

Термогидродинамические исследования в скважине делятся на два вида, основанных на:

- регистрации изменения параметров по глубине вдоль ствола скважины;

- регистрации изменения параметров во времени на фиксированной глубине ствола скважины.

Первая технология относится к обычным геофизическим исследованиям. Термогидродинамические исследования по второй технологии связаны с зондированием пласта, по их данным определяют параметры эксплуатируемых нефтяных пластов. Обычно при этом в качестве информативных параметров рассматривается пара зависимостей при постоянном третьем параметре: связь между расходом и давлением для изотермической фильтрации (ГДИ - гидродинамические исследования), изменение во времени температуры и давления при постоянном дебите (термогидродинамическое зондирование пласта по Чекалюку Э.Б.).

Применение ГДИ для зондирования пластов общеизвестно. Изменения в ГДИ в последние годы произошли, главным образом, в регистрации и обработке информации: используются цифровые манометры, автоматизирована обработка данных. Существующие в этой области проблемы связаны с тем, что в практике исследований скважин заметно увеличился объем новой информации, обрабатываемой как данные ГДИ. Это, прежде всего, большие объемы временных зависимостей термогидродинамических полей, зарегистрированных при освоении скважин по различным технологиям (с применением компрессора, сваба или струйного насоса). Эти исследования нельзя отнести к стандартным (или специальным) ГДИ, они имеют свои особенности, которые необходимо учитывать при обработке данных.

Термометрия является одним из самых информативных методов при решении задач диагностики состояния пластов и скважины. В высокочувствительной термометрии (или термометрии действующих скважин) используется изменение температуры, обусловленное термодинамическими эффектами при движении флюида в пласте и стволе скважины, поэтому регистрируемое температурное поле обусловлено конкретной гидродина-

РОС НАЦИОНАЛЬНАЯ ММЯОТККА

мической ситуацией в пласте и скважине и не может анализироваться в отрыве от полей давления и расхода. Несмотря на значительные объемы теоретических и практических исследований, основной объем термометрии на практике был связан, в первую очередь, с контролем технического состояния скважины. При исследовании перфорированных пластов термометрия использовалась лишь для выявления работающих пластов, границ интервалов притока и - в отдельных благоприятных случаях - для определения интервалов притока нефти и воды.

Низкая эффективность термометрии при определении эксплуатационных характеристик пласта имеет объективные причины, связанные с влиянием на регистрируемое в скважине температурное поле многих факторов и недостаточной теоретической изученностью термогидродинамических полей в пласте для переходных режимов, характерных пуску, остановке и освоению скважин.

Метод термогидродинамического зондирования Э.Б.Чекалюка в силу ряда причин не нашел широкого применения на практике. Поэтому актуальной в плане изучения пластов остается оценка возможностей зондирования призабойной зоны пласта по данным термогидродинамических исследований для различных режимов работы скважины и при освоении скважин.

В реальных системах разработки нефтяных месторождений используется вытеснение нефти из пласта водой. В связи с этим необходимо изучить особенности формирования температурного поля при вытеснении нефти водой. Особый практический интерес представляет оценка возможности раннего диагностирования приближения фронта нагнетаемых вод к добывающей скважине на основе мониторинга температурных изменений.

Весьма актуальными в последние годы стали вопросы изучения нефтяных пластов на основе мониторинга температурных полей в связи с началом применения в скважинной термометрии распределенных температурных датчиков на основе волоконно-оптических линий связи.

Теоретические основы скважинной и термогидродинамических методов исследования пластов разработаны для случая однофазной фильтрации флюида в пласте. Дня реальных процессов фильтрации в нефтяных пластах более адекватной является модель многофазной неизотермической фильтрации нефти, воды и газа. Многофазная фильтрация в пласте с фазовыми переходами встречается при исследовании нефтенасыщенных пластов с давлением насыщения, близким к пластовому давлению, а также при освоении и испытании пластов со снижением забойного давления ниже давления насыщения. Анализ материалов скважинных исследований показывает, что ранее разработанные методики исследований и интерпретации

данных термогидродинамических исследований однофазных потоков для случаев разгазирования нефти в пласте напрямую использованы быть не могут.

Из вышеизложенного следует, что на практике возникла реальная необходимость в развитии и совершенствовании теоретических основ термогидродинамических методов исследования нефтяных пластов.

Цель работы - повышение эффективности термогидродинамических исследований нефтяных пластов за счет создания и развития теоретических основ термогидродинамических методов, научно-обоснованных методик исследований и алгоритмов обработки данных.

Основные задачи:

1. Анализ состояния теоретических и практических исследований термогидродинамических полей нефтяных пластов при эксплуатации и освоении скважин по различным технологиям.

2. Исследование возможности использования известных стандартных и разработка новых алгоритмов для определения параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин.

3. Разработка и исследование математических моделей термогидродинамических полей в нефтяных пластах для различных краевых условий, характерных пуску, остановке и освоению скважин:

исследование вклада различных физических процессов в температурное поле пласта при неустановившейся однофазной фильтрации сла-босжимаемой жидкости для переходных режимов после пуска в эксплуатацию, остановки и освоения скважины;

исследование особенностей формирования температурного поля в пласте при вытеснении нефти водой;

исследование особенностей термогидродинамических полей при фильтрации в пласте газированной нефти;

постановка и решение обратных задач об определении параметров пласта и призабойной зоны по результатам исследования термогидродинамических полей в скважинах.

4. Разработка технологий термогидродинамических исследований харак-

теристик нефтяных пластов после пуска, остановки и при освоении

скважин.

Итогом результатов работы должны стать научное обоснование технологий скважинных исследований и система автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований пластов с алгоритмами обработки данных.

Объект и предмет исследования.

Объект исследований - нефтяной пласт.

Необходимо определить его характеристики в процессе освоения и эксплуатации скважины: работающие толщины, интервалы притока нефти и воды, пластовые давление и температура, фазовые дебиты, фактический и потенциальный коэффициенты продуктивности, скин-фактор пласта и его составляющие. Для отдельной оценки составляющих скин-фактора необходимо определить гидропроводность пласта и призабойной зоны, радиус призабойной зоны, качество вторичного вскрытия пласта.

Предмет исследований - термогидродинамические поля в нефтяных пластах при освоении и эксплуатации скважин и оценка возможности определения по ним эксплуатационных характеристик пластов. Для решения поставленных задач необходимо исследовать термогидродинамические поля в пластах, насыщенных нефтью и водой, при вытеснении из пласта нефти водой, для забойных давлений выше и ниже давления насыщения нефти газом.

Методы исследования. Аналитическое и численное исследование математических моделей; скважинные эксперименты; анализ и обобщение практических материалов термогидродинамических исследований при освоении скважин по различным технологиям; анализ отечественных и зарубежных публикаций.

Научная новизна:

1. Разработана обобщенная математическая модель нестационарного поля давления в радиально-неоднородном пласте с учетом влияния процессов в скважине, характерных для гидродинамических исследований по технологиям КВД (кривых восстановления давления) и КВУ (кривых восстановления уровня) при освоении нефтяных скважин, и на их основе созданы диалоговые программы расчета модельных данных ГДИ на ЭВМ.

2. Показано, что основные особенности температурных полей,

обусловленных баротермическим эффектом при однофазной фильтрации жидкости, при вытеснении нефти водой и при фильтрации газированной нефти, могут быть исследованы на моделях без учета процесса теплопроводности.

3. Теоретическими исследованиями обнаружено и объяснено явление инверсии дроссельных температурных аномалий в пласте в интервалах притока нефти и воды. Определены условия, при которых инверсия температурных аномалий наблюдается в стволе скважины после смешивания потоков.

4. Разработаны и исследованы математические модели нестационарных термогидродинамических полей в пористой среде при вытеснении нефти водой. Показано, что из-за различия подвижностей воды и нефти приближение фронта воды к выходу из пористой среды приводит к искажению темпа изменения температуры, характерного для однофазной фильтрации нефти.

5. Разработаны математические модели термогидродинамических полей при фильтрации газированной нефти к скважине с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. На основе аналитических решений для стационарных полей получены оценки условий наблюдения в скважине положительных и отрицательных температурных аномалий. На численных моделях показана возможность наблюдения для малых времен отрицательных температурных аномалий при газовых факторах, меньших инверсных.

6. Показана возможность определения параметров призабойной зоны пласта по данным термогидродинамических исследований при освоении и эксплуатации скважин с постоянным забойным давлением.

Основные положения и результаты, выносимые на защиту;

1. Использование классических алгоритмов КВД-КВУ для обработки данных ГДИ при освоении нефтяных скважин имеет ограничения, обусловленные тем, что на достоверность определяемых параметров пласта влияют условия возмущения при освоении скважины, неадекватные принятым в математических моделях этих алгоритмов.

2. Установленные закономерности термогидродинамических полей в нефтяных пластах при однофазной фильтрации жидкости, при вытеснении нефти водой, при снижении забойного давления ниже давления насыщения и разработанные на их основе технологии определения эксплуатационных характеристик пластов.

3. Теоретическое обоснование возможности зондирования приза-бойной зоны пласта по данным термогидродинамических исследований в

скважине с постоянным забойным давлением после ее пуска в эксплуатацию или при ее освоении.

4. Система автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований пластов.

Практическая ценность работы.

Диалоговая компьютерная программа на основе решения прямых задач для уравнения пьезопроводности с краевыми условиями, характерными для освоения и испытания нефтяных пластов по различным технологиям, позволяет получать теоретические (модельные) данные ГДИ. Она используется при обработке и интерпретации данных ГДИ и при тестировании различных компьютерных программ обработки данных.

Результаты теоретических исследований термогидродинамических полей способствуют повышению достоверности определения эксплуатационных характеристик нефтяных пластов в условиях однофазного и многофазного потоков. Диалоговые компьютерные программы (т.н. калькуляторы), созданные на основе разработанных математических моделей прямых задач подземной термогидродинамики, могут быть использованы на практике при планировании скважинных исследований, интерпретации данных и при обучении студентов и специалистов.

Разработанная под руководством автора автоматизированная система обработки данных термогидродинамических исследований пластов облегчает обработку данных и позволяет повысить эффективность определения параметров пласта.

В конечном итоге, применение результатов теоретических исследований, использование разработанных технологий и системы автоматизированной обработки данных позволяют повысить эффективность термогидродинамических исследований нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин.

Реализация в промышленности.

Разработанные технологии термогидродинамических исследований нефтяных пластов в настоящее время внедрены в основных нефтедобывающих районах страны или обоснованы теоретически и готовы для опытно-промышленного опробования.

Для обеспечения внедрения результатов исследований автором и при его непосредственном участии подготовлены и переданы в геофизические предприятия методические руководства: «Оценка качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов по комплексу геофизиче-

ских и гидродинамических исследований» (Уфа, ВНИИНПГ, 1989г.), «Руководство по методике исследований и интерпретации данных геофизических исследований действующих скважин Талинского нефтяного месторождения» (Нягань, 1991г.), «Диагностика состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами» (Повх, КУГР, 1998г.), «Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики скважин» (Бугульма, 2000г.), «Методическое руководство по работе в системе «Гидрозонд» и описание алгоритмов» (Уфа, 2000 г.).

Полученные результаты использовались автором при проведении занятий на школах-семинарах для работников геофизических и нефтедобывающих предприятий (Нефтекамск - 1975,1997; Октябрьский - 1976, 1997; Дюртюли - 1981; Бугульма - 1982, 1998; Уфа - 1985, 1998 - 2003; Москва, ВДНХ СССР - 1985; Когалым - 1986, 1997; Нягань - 1989; Отрадный- 1989; Радужный - 1994; Сургут-1995,2004; Актюбинск-1996,2002; Чернушка - 2000, Урай, Покачи, Повх -2001; Алматы - 2002).

За разработку и внедрение новых способов скважинной термометрии автор награжден бронзовой медалью ВДНХ СССР.

Автоматизированная система обработки данных Тидрозонд" используется на геофизических предприятиях основных нефтедобывающих регионов России и Казахстана (Башнефтегеофизика, Татнефтегеофизика, Когалымнефтегеофизика, Нижневартовскнефтегеофизика, Сургутнефтеге-офизика, Ноябрьскнефтегазгеофизика, Оренбурггеофизика, Казпромгеофи-зика и др.).

Математические модели термогидродинамических полей использованы в модуле геофизического калькулятора автоматизированной системы "Прайм", разработанной на кафедре геофизики БашГУ.

Полученные результаты использованы в спецкурсах и методических пособиях при подготовке студентов на кафедре геофизики Башгосу-ниверситета.

Апробация работы.

Основные результаты работы представлялись и обсуждались на научно- технических советах ОАО Башнефтегеофизика (1976-1998гг.), Управления Запсибнефтегеофизика (1977- 1979гг.), ОАО Красноленинск-нефтегеофизика (1989-1992гг.), ВНИГИК (1981-1985гг.); на 1-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Миннефтепро-ма (Краснодар, 1980г.); на 14-ой конференции молодых исследователей Института теплофизики СО АН СССР (Новосибирск, 1981г.); на 2-й Всесоюзной конференции по проблемам горной теплофизики (Ленинград, 1981г.); на 14-м Всесоюзном семинаре по гидродинамическим и промысло-

во - геофизическим методам исследования скважин (Гомель, 1983г.); на Всесоюзном семинаре «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации» (Москва, 1984); на научных конференциях КГУ (19781986гг.); на Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (Уфа, 1984 г.) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений" (Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.); на Всероссийской научной конференции «Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин (Краснокамск, 1992); на научно - практической конференции «Компьютерные технологии ГИС» (Тверь, 1996г.); на Международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (Москва, 1998 г.); на научно - технической конференции "Геофизические технологии 2000 года" (Оренбург, 1999г.); на международной геофизической конференции "300 лет горно - геологической службе России" (Санкт-Петербург, 2-6 окт. 2000г.); на Международной конференции «International Conference on Multiphase Systems, ICMS» (Уфа, 2000г.); на научном семинаре ВНИИЦ Неф-тегазтехнология под руководством профессора Хасанова М.М. (Уфа, 2002г.); на семинарах кафедры геофизики под руководством профессора Валиуллина Р.А. в период 1986-2004гг.

Достоверность результатов исследований и научных выводов обеспечивается использованием при построении математических моделей методов сплошных и гетерогенных сред, использованием для аналитических исследований математических моделей известных методов матфизики, сравнением численных решений с тестовыми задачами, экспериментальными данными.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 55 научных работ, в том числе 2 монографии, 16 авторских свидетельств и 1 патент на изобретение. Материалы диссертации отражены в научных отчетах, переданных с 1976 по 2002 гг. в фонды БашГУ, БНГФ, Управления Запсибнеф-тегеофизика, ВНИГИК, ВНИИНПГ, КрасноленинскНГФ, ЕАГО и др.

Исходный материал. В основу диссертации положены результаты исследований, выполненных в различные годы на специализации «Геофизика» Башгосуниверситета по договорам со следующими предприятиями: Башнефтегеофизика (г.Уфа), ВНИИНПГ (г.Уфа), Башгеолком (г.Уфа), ВНИГИК (г.Тверь), Запсибнефтегеофизика (г.Тюмень), Красноленинск-нефтегеофизика (г. Нягань), Московский научный центр фирмы Шлюм-

берже. В диссертацию включены результаты, полученные лично автором, под его руководством и при его непосредственном участии.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Содержит 256 страниц, включая 105 рисунков. Список литературы содержит 250 наименований.

Благодарности.

Я с благодарностью вспоминаю моих учителей в университете и аспирантуре Дворкина И.Л. и Пудовкина М.А. Признателен своему первому научному руководителю Филиппову А.И., привившему интерес к математическому моделированию и определившему выбор тематики исследований. Я благодарен Валиуллину Р.А. за интересную совместную работу.

Признателен коллегам Буевичу А.С., Назарову В.Ф., Шарафутди-нову Р.Ф., Пацкову Л.Л., Пшеничнюку А.И., Ремееву И.С., Яруллину Р.К., Федотову В.Я., Сафаровой Г.К., Хабибуллину И.Л., Ковалевой Л.А., Булгаковой Г.Т., Вахитовой Г.Р., Абдуллину Р.А. за помощь и полезные обсуждения работы.

Большое положительное влияние на формирование диссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Чекалю-ком Э.Б., Непримеровым Н.Н., Марковым А.И., Саламатиным А.Н., Чугу-новым В.А., Костериным А.В., Волковым ЮА., Волковым И.К., Конюховым В.М., Егоровым А.Г., Резвановым Р.А., Кременецким М.И., Капыри-нымЮ.В., Кнеллером Л.Е., Шакировым Р.А., Пустовым В.В., Теслю-ком Е.В., Хасановым М.М., Адиевым Я.Р., Шиловым А.А., Кошляком В.А., Рябовым Б.М., Антоновым К.В., Булгаковым Р.Б., Белышевым Г.А., Шан-дрыгиным А.Н., Тертычным В.В.

Внедрение результатов работы на геофизических предприятиях было бы невозможно без помощи Усманова М.Г., Осипова A.M., Брехо-ваЛ.А., Галявича А.Ш., Дорофеева B.C., Нуретдинова Я.К., Аглиулли-на М.Я., Мухамадиева Р.С., Бикбулатова Б.М., Швецовой Л.Е., Поздее-ва Ж.А., Соковой К.И., Сорокиной ВА., Расторгуева В.Н., Закусило ГА., Осадчего В.М., Теленкова В.М., Саулея В. И., Лиховола Г.Д., Глебоче-вой Н.К., Ахметова К.Р., Азизова Ф.Ф., Романовой Т.Д.

Выражаю глубокую благодарность всем этим ученым и производственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных геофизических и нефтяных организаций, с которыми я с большим удовольствием сотрудничал в ходе работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении изложены обзор работ по теории и методике термогидродинамических исследований скважин, актуальность темы, цель, основные задачи исследований, предмет исследований, научная новизна, защищаемые положения и результаты.

Термогидродинамические методы применяются в комплексе обычных промыслово-геофизических исследований скважин и при зондировании пластов (см. рис.1).

рис.1 Термогидродинамические исследования скважин и пластов

Термогидродинамические исследования вдоль ствола скважины при освоении и эксплуатации скважин решают такие задачи определения эксплуатационных характеристик пласта, как выявление работающих пластов; определение границ интервалов притока; оценка состава флюида; определение интервалов притока нефти, воды и газа; определение дебита, обводненности; определение давления и температуры в пласте; определение коэффициента продуктивности. Практическому использованию термогидродинамических методов предшествовали работы по созданию сква-жинной аппаратуры, теоретических основ, методики исследований и ин-

терпретации.

Значительный вклад в науку и практику этой области внесли Ба-лакиров ЮА, БасинЯ.Н., Буевич А.С., Валиуллин Р.А., Гаттенбергер Ю.П., Гаврина Т.Г., Дахнов В.Н., Дворкин И.Л., Дьяконов Д.И., Зайцев В.М., Закусило Г.А., Капырин Ю.В., Карачинский В.Е., Кондрашкин В.Ф., Конюхов В.М., Кременецкий М.И., Лапук Б.Б., Лутков ВА, Марков А.И., Мирзаджанзаде А.Х., Мэрфи X., Назаров В.Ф., Непримеров Н.Н., Пацков Л.Л., Позин Л.З., Пудовкин М.А., Резванов Р.А., Розенберг М.Д., Салама-тин А.Н., Смит Р., Степанов А.Г., Стеффенсен П., Теслюк Е.В., Требин Г.Ф., Филиппов А.И., Чекалюк Э.Б., Шарафутдинов Р.Ф., Яковлев Б.А., Яруллин Р.К.и др.

На практике возникла необходимость в развитии и совершенствовании методов термогидродинамических исследований нефтяных пластов для алгоритмического обеспечения гидродинамических исследований при освоении скважин по современным технологиям, для случаев многофазных потоков (нефть, вода, газ) и разгазирования нефти в пласте, для контроля вытеснения нефти водой, для определения характеристик ближней зоны пласта при освоении и эксплуатации скважин.

Глава 1. Анализ термогидродинамических исследований скважин. Математические модели нестационарных термогидродинамических полей в нефтяных пластах.

Глава посвящена постановке проблемы. Приводятся примеры скважинных термогидродинамических исследований при освоении скважин свабированием, компрессированием и с использованием струйного насоса.

Объемы термогидродинамических исследований при освоении скважин значительны. Существует проблема с обработкой кривых изменения давления во времени. Анализ условий освоения и влияющих на поле давления в пласте и скважине процессов показывает, что ГДИ при освоении нефтяных скважин существенно отличаются от специальных гидродинамических исследований. Необходимо исследовать для их обработки возможность использования известных алгоритмов специальных ГДИ и разработать новые алгоритмы. Особенно это относится к обработке кривых притока, полученных по технологии КВУ.

Далее разрабатывается обобщенная математическая модель нестационарного поля давления в пласте для краевых условий, характерных освоению скважин по различным технологиям. Она включает уравнение пье-зопроводности для неоднородного по г пласта

¡5 - упругоемкость пласта, 1/Па; а- гидропроводность, м /Пас; пьезо-проводность пласта, м2/с; /„- время воздействия на пласт; <р(()- известное изменение забойного давления при возмущении пласта; С, - размерный емкостной параметр скважины (параметр ВСС), определяемый процессами в стволе скважины, м3/Па. Конкретный вид функции <р([') зависит от характера изменения давления на забое скважины в период возмущения до регистрации КП и КВД. Технологии КВД и КВУ отличаются значением параметра С,.

Задача решается численно методом конечных разностей. Она использована для расчета температурного поля при фильтрации слабосжи-маемой жидкости. Для генерирования модельных данных ГДИ на ее основе создана диалоговая компьютерная программа.

Проанализированы и конкретизированы основные уравнения термогидродинамики насыщенных пористых сред при однофазной фильтрации слабосжимаемой жидкости и многофазной фильтрации флюида с фазовыми переходами.

В аналитических моделях термогидродинамических полей для однофазного фильтрационного потока в пласте используется уравнение Э.Б. Чекалюка

— + €(^гаОГ+ Е8га(1Р)-г]П~ = 5/ от

а-АТ >

гдЯ =

С С

С1р1 - объемная теплоемкость насыщающей пласт жидкости, Дж/м3К;

С - объемная теплоемкость насыщенного жидкостью пласта, Дж/м3К; и - скорость фильтрации, м/с; е - коэффициент Джоуля-Томсона жидкости, К/Па; г] - адиабатический коэффициент жидкости, К/Па; т - пористость пласта; а-температуропроводность пласта, м2/с.

Для отдельного учета части температурного эффекта определен баротермический эффект как изменение температуры в насыщенной пористой среде, обусловленное изменением давления при отсутствии фазовых превращений.

Математическая постановка задачи для расчета температурного поля, обусловленного баротермическим эффектом, имеет вид

+ «(г,0- = -«(М) ^ + г,П Т(Х0) = /(г)

д1 аг с* сИ

и{г,Х) = си(г,Х) = -с* --р дг

с = сг£о П = тс. С,

При фильтрации в стационарном поле давления баротермический эффект тождественен эффекту Джоуля-Томсона дГ , . . дТ . ф(г) а дг аг

а при отсутствии фильтрации эффекту адиабатического расширения и сжатия

Я-ЧП&ГЛ-'

ЭХ дх

В численных моделях для расчета термогидродинамических полей в пласте с учетом упругости и теплопроводности использована система

дх \р ) и

+ = Лу(яуг) _аТ)+

Здесь р* - упругоемкость пласта; с, =(1 -т)р1с,- объемная теплоемкость скелета пласта; Л - теплопроводность пласта; а -.коэффициент термического расширения жидкости.

Излагается методика аналитического и численного решения прямых задач о температурном поле баротермического эффекта в заданном

нестационарном поле давления и расчета термогидродинамических полей на основе нелинейной системы уравнений термогидродинамики. В приближенных аналитических решениях используются распределения давления, полученные для модели жесткого пласта и методом последовательной смены стационарных состояний. Методика иллюстрируется расчетом плоскопараллельной фильтрации под действием постоянной депрессии. На примере исследования температурного поля баротермического эффекта при плоскопараллельной фильтрации под действием постоянного перепада давления показана возможность использования для описания нестационарного поля давления приближенных формул по модели последовательной смены стационарных состояний.

Глава 2. Исследование возможности определения параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин.

На основе разработанной математической модели нестационарного поля давления смоделированы кривые изменения забойного давления при освоении скважины по технологии КВУ и КВД. В качестве модели пласта взят ограниченный круговым контуром питания пласт, имеющий кольцевую прискважинную зону. Поставлены и решены обратные задачи об определении гидродинамических параметров пласта по данным ГДИ при освоении скважин. Анализ результатов обработки этих данных алгоритмами по методу линейной анаморфозы и методом подбора показал, следующее:

При использовании для обработки кривых притока модели жесткого пласта неучет сжимаемости пласта приводит к завышению коэффициента продуктивности до 25-30% и занижению значения пластового давления.

Проблема при использовании для обработки данных КВУ при освоении скважин методов ОДМ и Баренблатта связана с неизвестностью кривой изменения дебита жидкости из пласта в период времени воздействия на пласт. Опробование этих алгоритмов на модельных данных показало, что минимальная погрешность определения гидропроводности пласта этими методами достигается при аппроксимации кривой изменения дебита и забойного давления в период воздействия постоянными значениями, определяемыми по начальному участку кривой притока после прекращения воздействия на пласт. Значение скин - фактора, определенное таким образом, всегда оказывается ниже истинного значения на несколько единиц. Найденные значения скин-фактора и гидропроводности пласта предлагается использовать в качестве начального приближения в оптимизационном ал-

Исследование минимизируемого в оптимизационном алгоритме функционала невязки показало возможность определения методом подбора по кривым притока скин-фактора для заданного интервала изменения гидро-проводности пласта. Определить по кривым притока, полученным по технологии КВУ, по отдельности гидропроводность призабойной зоны и ее радиус невозможно. Причина этого - продолжающийся приток жидкости из пласта после прекращения воздействия на пласт.

Исследование функционала невязки на модельных КВД показало возможность определения параметров призабойной зоны (гидропроводности и радиуса) даже на «чистых» КВД лишь для радиусов призабойной зоны, составляющих несколько метров. В реальной ситуации КВД в благоприятный для определения этих параметров начальный период времени будет искажаться процессами в стволе скважины.

Ограничения гидродинамических методов при определении параметров прискважинной зоны пласта обусловлены объективными причинами (большая скорость зондирования пласта гидродинамическими методами и влияние процессов в стволе скважины) и свидетельствуют о необходимости применения других методов для определения этих параметров. В испытуемых пластах в дополнение к гидродинамическим необходимо анализировать и температурные поля.

Глава 3. Температурное поле пласта при однофазной неизотермической фильтрации слабосжимаемой жидкости с учетом термодинамических эффектов.

Исследованы температурные поля в нефтяных пластах при однофазной фильтрации слабосжимаемой жидкости. Результаты исследований имеют практическое значение для разработки методики термических и термогидродинамических исследований при освоении и при эксплуатации скважин.

1. При фильтрации жидкости в пласте неизбежны потери тепла за счет теплопроводных потоков в самой пористой среде и в окружающей ее непроницаемой среде. Получены оценки сверху и снизу влияния теплообмена с окружающими породами. В одном случае предполагается, что пласт на кровле и подошве контактирует с термостатом (с температурой, равной начальной пластовой), в другом случае - окружающие пласт породы движутся со скоростью конвективного переноса тепла в самом пласте. Для оценки вклада горизонтальной теплопроводности в температурное поле пласта решена задача

Ж-им^-^Дх, .У' N<-,/>0

дх дх 81

Вх 01

Получены оценочные выражения для толщины погранслоя в пласте, подверженного влиянию вертикальной теплопроводности, величины изменения температуры на границах пласта и в окружающих пласт горных породах. Анализ результатов расчетов показал возможность пренебрежения вертикальной и горизонтальной теплопроводностью в пласте при расчете температурных эффектов, обусловленных баротермическим эффектом.

2. В приближении модели жесткого пласта для описания поля давления в неоднородном пласте, вскрытом несовершенной скважиной, получено аналитическое решение задачи о нестационарном температурном поле баротермического эффекта. Анализ результатов расчетов показывает возможность термогидродинамического зондирования призабойной зоны пласта. Получены приближенные формулы и на их основе решены обратные задачи. Для оценки влияния сжимаемости пласта исследована численная модель температурного поля при притоке жидкости из неоднородного пласта в скважину с постоянным забойным давлением.

рис.2 Изменение температуры при притоке жидкости из радиально- неоднородного пласта. Аналитическое решение без учета сжимаемости и численный расчет для упругоемкости пласта 10"9и Ш1" Па'.

Показано, что неучет сжимаемости приводит к занижению расчетной величины изменения температуры за счет баротермического эффекта в

начальный период притока, а линеаризующие температуру преобразования искажает незначительно.

3. Зависимость от времени величины изменения температуры в пласте в интервалах притока воды и нефти имеет инверсионный характер.

т,к Г

г - - Ъ час

О 2 4 6 8 10

рис.3 Изменение температуры воды (кр I) и нефти (кр 2), обует, ленное дроссельным эффектом

Определены условия инверсии в пласте, получены формулы для оценки времени инверсии с учетом несовершенства скважины и неоднородности пласта. Разработаны модели для расчета распределения температуры в стволе скважины в интервалах притока воды и нефти. Разработан алгоритм прогноза времени инверсии дроссельных температурных аномалий с учетом смешивания потоков в стволе скважины.

4. Разработана и исследована математическая модель восстановления температуры нефтяного пласта после остановки скважины с учетом продолжающегося притока жидкости. Сравнение с экспериментальными данными показало, что она учитывает основные физические процессы, определяющие восстановление температуры. Расчеты показали, что различие в темпах изменения температуры в различных пластах в основном зависит от подвижности флюида в пласте. В результате этого в интервалах притока воды возможна инверсия температурной аномалии смешивания и после остановки скважины.

5. Изучено восстановление температуры после остановки длительное время эксплуатировавшейся скважины, после мгновенного снижения уровня и после ее кратковременной эксплуатации. Показано, что после ос-

тановки скважины температурная аномалия в течение некоторого времени может расти. Результаты расчетов по упрощенным моделям сравнены с численными решениями. Проведенные в данной главе исследования составляют теоретическую основу термогидродинамических исследований нефтяных пластов при однофазной фильтрации жидкости для переходных режимов, характерных освоению и эксплуатации скважины.

Глава 4. Нестационарные термогидродинамические поля в пласте при вытеснении нефти водой.

Разработаны и исследованы математические модели температурного поля баротермического эффекта при вытеснении из пористой нефти водой. Для приближения поршневого вытеснения задача о температурном поле для плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации решена аналитически методом характеристик. В рамках модели двухфазной фильтрации расчеты термогидродинамических полей выполнены численно. Исследуется влияние приближения фронта воды к добывающей скважине на температурное поле баротермического эффекта. Обсуждается возможность практического применения выявленных особенностей.

рис.4 Зависимость относительного изменения температуры на выходе из пористой среды при вытеснении нефти водой от доли вытесненного объема для различных отношений подвижности воды и нефти в пласте. 1- вытеснение воды водой; 2- вытеснение нефти нефтью.

В начальный период вытеснения формирование температурного поля баротермического эффекта происходит как в случае однофазной фильтра-

ции нефти. С приближением фронта вытеснения к выходу из пористой среды нарушается характерный для однофазной фильтрации темп изменения температуры. При вытеснении нефти более подвижной водой скорость изменения температуры нефти во времени увеличивается, а при вытеснении менее подвижной жидкостью - уменьшается. Диагностическим признаком приближения фронта вытесняющей воды к выходу из пористой среды (к скважине) в случае плоскопараллельного вытеснения является изменение со временем значения производной температуры по времени по сравнению с постоянным начальным значением, а в случае плоскорадиального вытеснения - значения производной температуры по логарифму времени (логарифмической производной). Исследование численной модели показало, что двухфазность фильтрации, теплообмен между пластом и окружающими породами, начальное обводнение пласта не нарушают выявленных на аналитической модели основных закономерностей в изменении температурного поля.

Глава 5. Исследование особенностей термогидродинамических полей в пласте при фильтрации газированной нефти.

В данной главе разработаны математические модели термогидродинамических полей в пористом пласте при фильтрации газированной нефти к скважине с забойным давлением ниже давления насыщения. Для стационарного случая получены аналитические решения.

«о

Р, ат

О 50 100 150 200

Рис. 5 Зависимость установившейся величины изменения температуры от давления для различных газовых факторов.

Для исследования нестационарных полей разработана численная модель неизотермической двухфазной фильтрации с фазовым переходом.

При численном исследовании использована следующая система уравнений:

- неразрывности для нефти

- сохранения суммарной массы жидкой и газовой фазы

~{тр& +трг&\)+с!п1{р& + р1у1) = О'

- обобщенный закон Дарси

- дополнительные соотношения

+ $2 — 19 Сц + С)2 = 11 С21 = ^ * ^22 =

-уравнение притока тепла + р1с182]Т+[1-т]рлсАт)^Л^щТл- рр&Т) =&*{£&асП) +

дР

Ц2(сг -с^Т+^Ха +»>(Р1СМ + Р&^Ъ^ЧЬРт +ЕгРг<Фг)^Р

Здесь - насыщенность / -й фазой; С,*- концентрация к-го компонента в /- й фазе; К, к: - абсолютная и относительная фазовая проницаемости; Х\г ' теплота фазового перехода при разгазировании, Дж/кг; ./;,?-интенсивность переноса массы при разгазировании, кг/м3с.

0 001 001 01 1 10 1 00 1 000 время, час

Рис.6 Результаты численного расчета изменения температуры в скважине во времени после снижения давления ниже давления насыщения (100ат). Шифр кривых - забойное давление, am: 1 -80, 2-50, 3 -25, 4-5.

В результате исследования моделей установлены закономерности

термогидродинамических полей в пласте при фильтрации газированной нефти. При длительной эксплуатации скважины с забойным давлением ниже давления насыщения установившаяся величина температурной аномалии на забое может быть положительной, отрицательной или она может отсутствовать. Для заданных термодинамических параметров фаз величина и знак температурной аномалии в скважине зависят от пластового давления, давления насыщения, забойного давления и от газового фактора. Основной вклад в отрицательную температурную аномалию вносит теплота разгазирования нефти. Дроссельным эффектом при фильрации выделившегося из нефти газа для перепадов давления в зоне разгазирования нефти до 25 ат можно пренебречь. Имеются критические значения газового фактора такие, что при газовых факторах, меньших критического на величине и характере зависимости от забойного давления изменения температуры на забое скважины не сказывается разгазирование нефти в пласте. При этом температурная аномалия на забое положительна и растет с уменьшением забойного давления как в случаях притока одной жидкости. При газовых факторах, больших критического, но меньших инверсного газового фактора, температурная аномалия на забое скважины положительна, но с уменьшением забойного давления она уменьшается. При газовых факторах, больших инверсного, температурная аномалия на забое скважины отрицательна и растет по абсолютной величине с уменьшением забойного давления. Наличие воды в пласте вместе с разгазирующейся нефтью уменьшает охлаждающее влияние эффекта разгазирования нефти. С ростом обводненности продукции увеличивается значение инверсного газового фактора. При обводненности более 60% отрицательные температурные аномалии за счет разгазирования нефти в пласте для реальных на практике газовых факторов и забойных давлений невозможны. В нестационарном поле давления после пуска скважины в работу, при скачкообразном снижении забойного давления ниже давления насыщения в скважине всегда наблюдается понижение температуры флюида. Вначале изменение температуры, в основном, обуславливается адиабатическим эффектом и теплотой разгазирования нефти. С увеличением времени растет вклад дроссельного разогрева жидкой фазы и дроссельного охлаждения газовой фазы. Возможен переход во времени от отрицательной аномалии, сложившейся в начальные моменты времени, к положительной. При плавном снижении давления на забое ниже давления насыщения, когда в течение некоторого времени скважина работает при забойных давлениях выше давления насыщения, температура в скважине первоначально повышается вследствие дроссельного разогрева жидкости, а после снижения давления ниже давления насыщения в зависимости от газового фактора наблюдается либо положи-

тельная аномалия, либо отрицательная. Даже если величина газового фактора в скважине ниже инверсного, для малых времен эксплуатации скважины на забое скважины в течение некоторого времени может наблюдаться отрицательная температурная аномалия.

Выявленные на математических моделях закономерности подтверждаются результатами скважинных исследований и использованы при разработке методики измерений и интерпретации термогидродинамических полей для процессов освоения и эксплуатации скважин с разгазированием нефти в пласте.

Глава 6. Технологии термогидродинамических исследований нефтяных пластов.

Глава посвящена разработке технологий определения характеристик нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин на основе результатов изучения термогидродинамических полей, приведенных в предыдущих главах. При этом осуществляется:

- определение параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин, т.е. по результатам анализа нестационарных полей давления и расхода в скважине при постоянной температуре в пласте. На практическом примере демонстрируется методика определения гидропроводности пласта и скин-фактора по кривым притока, реализованная в системе «Гидрозонд»;

- выявление интервалов притока воды и нефти в исследуемом пласте. В качестве информативных признаков используется инверсия во времени величины изменения температуры нефти и воды. Технология используется геофизическими предприятиями Башкирии и Западной Сибири;

- оценка характера насыщения исследуемых перфорированных пластов и состава притекающего флюида, основанная на регулировании процесса разгазирования нефти в пласте путем изменения давления в скважине. Данная технология была впервые опробована и внедрена при исследовании скважин Талинского месторождения в объединении Красноленинскнефте-геофизика. В настоящее время применяется В Башкирии и Западной Сибири;

термогидродинамическое зондирование путем регистрации температуры и объема отобранной жидкости во времени при постоянном давлении в скважине. Метод теоретически обоснован и готов для опробования в скважинных условиях. Он может быть использован при освоении скважин струйными насосами для зондирования ближней зоны;

диагностика приближения фронта вытесняющей воды к добывающей

скважине, основанная на мониторинге изменения температуры и производных температуры во времени. Эта технология так же обоснована теоретически и готова для экспериментального опробования.

Результаты теоретических исследований термогидродинамических полей использованы при научном обосновании методики исследований нефтяных пластов термогидродинамическими методами и методики интерпретации и обработки данных.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных исследований развиты теоретические основы методов термогидродинамических исследований нефтяных пластов.

Исследованы алгоритмы определения параметров пласта и приза-бойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин на основе разработанной математической модели, описывающей связь между давлением в скважине и расходом жидкости из пласта в условиях изотермической фильтрации.

Разработаны и исследованы математические модели прямых задач:

- о нестационарном температурном поле в неоднородном пласте при однофазной неизотермической фильтрации слабосжимаемой жидкости с учетом термодинамичеких эффектов;

- для расчета термогидродинамических полей в пласте при вытеснении нефти водой;

- для изучения особенностей термогидродинамических полей при притоке из пласта газированной нефти в скважину с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом.

На основе проведенных исследований разработаны научно обоснованные технологии для изучения нефтяных пластов термогидродинамическими методами в процессе освоения и эксплуатации скважин. Для автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований скважин разработана и внедрена система «Гидрозонд». Результаты исследований способствуют повышению эффективности использования термогидродинамических методов для изучения нефтяных пластов в процессе освоения и эксплуатации скважин.

Основные результаты проделанной работы заключаются в следующем:

1. На основе анализа практических материалов показано, что дан-

ные ГДИ, полученные при освоении скважин, существенно отличаются от данных специальных гидродинамических исследований. Использование стандартных алгоритмов обработки для определения гидродинамических параметров пласта в процессе освоения скважин имеет существенные ограничения. Разработана обобщенная математическая модель нестационарного поля давления в пласте и скважине при ее освоении, пригодная для генерирования модельных данных для различных технологий освоения скважин. Исследованиями на модельных данных показано, что по результатам ГДИ при освоении скважин можно определить скин-фактор пласта, являющийся интегральной характеристикой призабойной зоны пласта. Гидродинамические исследования лишь в некоторых благоприятных случаях позволяют определить отдельно гидропроводность и радиус призабойной зоны. Ограничения гидродинамических методов при определении параметров призабойной зоны пласта обусловлены объективными причинами (большая скорость зондирования пласта гидродинамическими методами и влияние процессов в стволе скважины) и свидетельствуют о необходимости применения других методов для определения этих параметров.

2. Для оценки возможности изучения нефтяных пластов на основе регистрации термогидродинамических полей в скважине при ее освоении и эксплуатации конкретизированы основные уравнения термогидродинамики насыщенных пористых сред при однофазной и многофазной фильтрации флюида. Дано определение баротермического эффекта и разработана методика аналитического и численного исследования температурных полей в пласте, обусловленных баротермическим эффектом.

3. Для оценок сверху и снизу влияния вертикальной и горизонтальной теплопроводности в пласте на температурное поле баротермиче-ского эффекта получены аналитические решения. Анализ результатов расчетов показал возможность пренебрежения теплопроводностью в пласте при расчете температурных полей, определены границы применимости математических моделей расчета баротермического эффекта при фильтрации жидкостей в нефтяных пластах.

4. На основе аналитических и численных решений задач о нестационарном температурном поле баротермического эффекта в неоднородном пласте показана возможность термогидродинамического зондирования призабойной зоны пласта. Решены обратные задачи об определении удельного дебита жидкости, скин-фактора, гидропроводности и радиуса приза-бойной зоны. Разработаны технологии определения этих параметров по результатам термогидродинамических исследований.

5. На основе теоретических исследований баротермического эффекта установлено, что зависимость от времени величины изменения тем-

пературы в пласте в интервалах притока воды и нефти имеет инверсионный характер. Определены условия инверсии в пласте, получены формулы для оценки времени инверсии с учетом несовершенства скважины и неоднородности пласта. Разработан алгоритм расчета времени инверсии температурных аномалий в стволе скважины с учетом смешивания потоков. Разработан способ выделения интервалов нефте- водопритоков в пласте.

6. Разработаны и исследованы аналитические и численные модели восстановления температуры нефтяного пласта с учетом продолжающегося притока жидкости после остановки добывающей скважины и для условий, характерных освоению скважин. Расчетами установлено, что различие в темпах изменения температуры в различных пластах в основном зависит от подвижности флюида в пласте, что может приводить к инверсии температурных аномалий после остановки скважины.

7. Разработаны и исследованы математические модели температурного поля, обусловленного баротермическим эффектом при вытеснении нефти водой. Для приближения поршневого вытеснения задача о температурном поле для плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации решена аналитически. В рамках модели двухфазной фильтрации расчеты термогидродинамических полей выполнены численно. Показано, что в начальный период вытеснения формирование температурного поля в добывающей скважине происходит как в случае однофазной фильтрации нефти, а с приближением фронта вытеснения характерный для однофазной фильтрации темп изменения температуры нарушается. Выявлены и исследованы диагностические признаки приближения фронта нагнетаемой воды к скважине. Показано, что двухфазность фильтрации, теплообмен между пластом и окружающими породами, начальное обводнение пласта не нарушают выявленных на аналитических моделях закономерностей в изменении температурного поля при вытеснении нефти. Дано обоснование возможности прогнозирования положения фронта воды на основе мониторинга изменения температуры и производных температуры в добывающей скважине.

8. Разработаны и исследованы математические модели термогидродинамических полей в пористом пласте при фильтрации газированной нефти, когда забойное давление снижается ниже давления насыщения нефти газом. Для стационарного случая получены аналитические решения, для исследования особенностей формирования температурного поля в скважине во времени разработана численная модель. В результате исследования моделей определены условия наблюдения в скважине отрицательных температурных аномалий вследствие разгазирования нефти в пласте, а также разработана технология оценки характера насыщения перфорированных

пластов, основанная на регулировании температурных аномалии путем изменения давления в скважине.

9. Разработаны технологии определения характеристик нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин, основанные на результатах исследования термогидродинамических полей:

- определение параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин;

- выявление интервалов притока воды и нефти в исследуемом пласте по инверсии во времени величины изменения температуры нефти и воды;

- технология оценки характера насыщения перфорированных пластов и состава притекающего флюида, основанная на регулировании процесса разгазирования нефти в пласте путем изменения давления в скважине.

- методика термогидродинамического зондирования пласта и призабойной зоны путем регистрации температуры и объема отобранной жидкости во времени при постоянном давлении в скважине;

-технология прогнозирования подхода фронта обводнения к добывающей скважине.

Всего по теме диссертации опубликовано 72 работы. Основное содержание работы отражено в следующих публикациях.

Монографии

1. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин / Изд-е Башкирск. госуд. ун-та. - Уфа, 1992. -168 с. (Соавтор: Валиуллин Р.А.).

2. Термометрия пластов с многофазными потоками / Изд-е Башкирск. госуд. ун-та. - Уфа, 1998.- 116с. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Шарафут-динов Р.Ф.).

Научные статьи

1. О восстановлении теплового поля пласта после прекращения дросселирования насыщающего флюида // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1976, - №5. - с.56-60. (Соавтор: Филиппов А.И.).

2. Изучение влияния теплопроводности на тепловое поле эффекта Джоуля - Томсона в пластовых условиях / В сб.: Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа. -Уфа, Башк. госуд. ун-т, 1976, с.79-88. (Соавторы: Филиппов А.И., Таюпов М.Н.).

3. К расчету теплового поля дроссельного элемента установки для изуче-

ния эффекта Джоуля-Томсона // ИФЖ, 1980, т.38, №2, с.318-324. (Соавтор: Филиппов А.И.).

4. Об одной математической модели теплового поля водонагнетательной скважины / В сб.: Физико- химическая гидродинамика.- Уфа: Изд-во Башк. ун-та, 1980, с.101-107. (Соавтор: Якин А. В).

5. Некоторые особенности температурного поля дросселирующей жидкости / Сб.: Гидродинамика и теплообмен в конденсированных средах. -Новосибирск: ИТФ СО АН СССР, 1981, - с. 95-100. (Соавтор: Филиппов А.И.).

6. К применению термометрии для исследования водонагнетательных скважин // Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1981, №2, с.58-62. (Соавтор: Филиппов А.И.).

7. Применение термометрии для выявления заколонной циркуляции жидкости в начальной стадии эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство, 1982, № 4, с.39-42. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Филиппов А.И.).

8. К теории термозондирования нефтяных пластов // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1982, №10, с.29-33. (Соавтор: Филиппов А.И.).

9. К теории восстановления температуры после остановки скважины / В сб.: Физико - химическая гидродинамика. - Уфа: Изд-во Башк. ун-та, 1983, с.128-135. (Соавторы: Филиппов А.И., Пудовкин М.А.).

10. Температурные поля при нестационарной фильтрации жидкости // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1983, № 4, с.175-178. (Соавтор: Филиппов А.И.).

11. Температурное поле при одномерной нестационарной фильтрации жидкости / В сб.: Физико - химическая гидродинамика. -Уфа: Изд-во Башк. ун-та, 1983, с. 122-127.

12. К формированию температурного поля в скважине при компрессорном освоении и опробовании / Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. - Уфа: Башк. госуд. ун-т, 1985, с.91-98. (Соавтор: Ва-лиуллин Р.А.).

13. Некоторые особенности температурного поля пласта при кратковременном нагнетании и отборе жидкости / Физико-химия и разработка нефтегазовых месторождений: Межвузовский сборник. - Уфа: Уфимский нефтяной ин-т, 1989, с.77-84. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Резва-нов Р.А.).

14. Определение нефте-водопритоков по результатам термических исследований в процессе освоения и опробования скважин // Нефтяное хозяйство, 1990, № 4, с.21-25. (Соавторы: Валиуллин РА, Рябов Б.М. и

др).

15. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в

пласте / Геофизические исследования в нефтяных скважинах: Тр. ВНИИНПГ. - Уфа, 1990, вып.20. (Соавтор: Валиуллин Р.А.).

16. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство, 1991, № 6, с.33-36. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Ша-рафутдинов Р.Ф. и др).

17. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды // Изв. АН СССР. МЖГ, 1992, № 3, с.104-109. (Соавторы: Шарафутди-нов Р.Ф., Халикова А.Г.).

18. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами // Механика жидкости и газа, 1994, № 6, с. 113-117. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф.).

19. Стационарное температурное поле при фильтрации газированной нефти // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1994, №1, с.113-116. (Соавтор: Тагиров И.Ф.).

20. Barotermal Effect in the Displacement of Oil From f Porous Medium // Fluid Dinamics, vol.2, №3,1993. (Co-authors: Sharafutdinov R.F., Khalik-ova A.G.).

21. Steady Temperature Field Associated With the Flow of Gassy Oil a Porous Medium // Fluid Dinamics, vol.29, №1,1994. (Co-author Tagirov I.F.).

22. Barotermal Effect in three-phase flow throung a porous medium with phase transitions // Fluid Dinamics, 1994, vol.29, № 1. (Co-authors: Valiullin R.A., Sharafutdinov R.F.)

23. Стационарное температурное поле при совместной фильтрации воды и газированной нефти /Межвузов.сб.: Физико-химическая гидродинамика. - Уфа: Башк. госуд.унив-т, 1995. - с.69-76. (Соавтор: Валиева Н.Т.).

24. The system of automated geophysical well investigation data processing when controlling oil field development/ Transaction of 96 Intern. Symposium on Well Logging. -Petroleum Industry Press, Beijing, 1996, p.640-653. (Co-authors: Valiullin RA, Remeev I.S., Antonov K.V.)

25. Автоматизированная система обработки данных гидродинамического зондирования пластов «Гидрозонд» //НТВ Каротажник. - Тверь, 1997, вып.30, с.74-77. (Соавторы: Ремеев И.С., Гумеров И.Р. и др.).

26. Система «Прайм» для автоматизированной обработки данных ГИС при контроле за разработкой нефтяных месторождений // НТВ Каро-тажник. - Тверь, 1997, вып.30, с. 10-24.(Соавторы: Валиуллин Р.А., Ре-меев И.С. и др).

27. Автоматизированная обработка данных гидродинамических исследований пластов / Кафедре геофизики 35 лет. Сб. материалов, посвященный юбилею кафедры. -Уфа: Изд-е Башкирск. ун-та, 1999, с.81-98.

28. Математическая модель восстановления давления в пласте с учетом влияния скважины / В сб. статей научной конференции по научно-техническим программам Минобразования России. Часть 1 / Изд-е Башкирск. ун-та. - Уфа, 1999, с.97-101. (Соавтор: Гафурова И.А.).

29. Температурное поле нефтяного пласта при фильтрации газированной нефти и воды / Сб. докл. Межд. геофизической конф. «Геологической службе России 300 лет». - Санкт-Петербург, 2-6 октября 2000г., с.403-404.

30. Исследование алгоритмов обработки кривых притока малодебитных скважин // НТВ Каротажник. - Тверь, 2000г., вып.74, с.69-80.

31. Temperature Field of the Oil-Bearing Formation During the Filtration of Gas-Saturared Oil / Transaction of International Conference on Multiphase Systems, ICMS, Ufa, June 15-17,2000, p. 452-454.

32. Определение параметров призабойной зоны нефтяного пласта по данным термогидродинамических исследований в скважине / В материалах 8 Всероссийского съезда по теоретической и прикладной механике. -Пермь, 23-29 августа 2001 г, с.502-503. (Соавтор: Шакиров Р.А.).

33. К решению одной обратной задачи, связанной с оценкой параметров нефтяного пласта // Вычислительные технологии, 2001, т.6, №6, с.3-13. (Соавторы: Авдеев А.В., Лаврентьев-мл. М.М. и др.).

34. Численное решение одной обратной задачи подземной гидромеханики по определению параметров нефтяного пласта / Тр. межд. конф. "Recent Development in Applied Mathematics and Mechanics Theory, Experiment and Practice", CD-disc, Novosibirsk, Russia, 2001, 12р. (Соавторы: Авдеев А.В., Горюнов Э.В. и др.).

35. Temperature Investigation of Wells During their Development and Operation / Proceedings of the international Conference "The eartth's Thermal Field and Related research Methods", Moscow, June 17-20, 2002, p.286-290. (Co-authors: Valiullin RA, Nazarov V.F.).

36. Особенности гидродинамических исследований при освоении скважин // НТВ Каротажник. - Тверь, 2002, вып.94, с.13-19. (Соавторы: Валиул-лин Р.А., Осадчий В.М.).

37. Термические исследования скважин в условиях многофазного потока/ Сб. докладов Второго Китайско - Российского научного симпозиума по геофизическим исследованиям скважин. - Шанхай, 2-5 ноября 2003г, с. 188-191. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф.).

38. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами // Нефтяное хозяйство, 2004, №2. (Соавторы: Валиуллин РА, Шарафутдинов Р.Ф. и др).

39. Интерпретация данных термических исследований скважин на основе

использования результатов математического моделирования тепловых процессов // НТВ Каротажник. - Тверь, 2004г., вып.118-119, с.215-222. (Соавторы: Валиуллин РА, Шарафутдинов Р.Ф. и др).

ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. А.С. 665082 СССР. Способ определения затрубного движения жидкости. (Соавтор: Филиппов А.И.) - Опубл. БИ № 20,1979.

2. А.С. 672333 СССР. Способ термометрии действующих нефтяных скважин. - Опубл. БИ № 25,1979.

3. А.С. 777557 СССР. Способ определения коэффициента Джоуля-Томсона флюидов. (Соавтор: Филиппов А.И.) - Опубл. БИ № 41,1980.

4. А.С. 796399 СССР. Способ оценки характера насыщенности пласта. (Соавторы: Дворкин И.Л., Филиппов А.И. и др.) - Опубл. БИ № 41, 1980.

5. А.С. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины. (Соавторы: Буевич А.С, Валиуллин Р.А. и др.) - Опубл. БИ № 16, 1982.

6. А.С. 1055865 СССР. Способ исследования действующих нефтяных скважин. (Соавторы: Пацков Л.Л., Филиппов А.И. и др.) - Опубл. БИ № 43,1983.

7. А.С. 1104249 СССР. Способ определения негерметичности заколонно-го пространства скважины. (Соавторы: Дворкин И.Л., Халиков ГА. и

' др.)-Опубл БИ№7, 1984.

8. А.С. 1160013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Буевич А.С. и др.) - Опубл. БИ №21,1985.

9. А.С. 1182161 СССР. Способ определения заколонного движения жидкости в добывающей скважине. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Закусило ГА. и др.) Опубл. БИ№ 36,1985.

10. А.С. 1323916 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Т. и др.) - Опубл. БИ № 26,1986.

11. А.С. 1346776 СССР. Способ выделения обводненных коллекторов в нефтяной скважине. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Федотов В.Я. и др.) -Опубл. БИ№ 39,1987.

12. A.G. 1364706 СССР. Способ термометрических исследований скважин. (Соавторы: Валиуллин РА., Филиппов А.И. и др.) - Опубл. БИ № 1, 1988.

13. А.С. 1506097 СССР. Способ контроля технического состояния подзем-

ного оборудования скважин. (Соавторы: Валиуллин РА, Федотов В.Я. и др.) - Опубл. БИ№ 33,1989.

14. А.С. 1573155. Способ определения заколонных перетоков в нагнетательных скважинах. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Парфенов А.И.) -Опубл. БИ№ 43,1992.

15. А.С. 1776780. Способ исследования продуктивных пластов (Соавторы: Валиуллин РА., Шарафутдинов Р.Ф. и др.) - Опубл. БИ № 43,1992.

16. А.С. 1788225 СССР. Способ выделения нефтяныхн и обводненных пластов в действующей скважине. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф. и др.) - Опубл. БИ № 2,1993.

17. Патент РФ № 2194160. Способ активной термометрии действующих скважин. (Соавторы: Валиуллин Р. А., Шарафутдинов Р.Ф. и др.) -2002.

Методические разработки

1. Оценка качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов по комплексу геофизических и гидродинамических исследований. -Уфа, ВНИИНПГ, 1989. - 219с. (Соавторы: Кошляк В А, Рябов Б.М. и др.)

2. Руководство по методике исследований и интерпретации данных геофизических исследований действующих скважин Талинского нефтяного месторождения. - Нягань, 1991, -80с. (Соавторы: Валиуллин РА; Филиппов А.И. и др.)

3. Диагностика состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами. Методические рекомендации. - Повх, КУГР, 1998. -240с. (Соавторы: Валиуллин РА, Яруллин Р.К. и др.)

4. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики скважин. Методические рекомендации по исследованию и интерпретации. - Бугульма, 2000. - 235с. (Соавторы: Валиуллин Р.А., Назаров В.Ф. и др.)

5. Инструкция по работе в системе «Гидрозонд», и описание алгоритмов. - Уфа, 2000. - 95с. (Соавтор: Абдуллин Р.А.)

РОС. НАЦИОНАЛЬНА* I «ММИОТ1КА [

САтйг ]

Рамазанов Айрат Шайхуллинович

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Лицензия на издательскую деятельность ЛР№ 021319 от 05.01.99г.

Подписано в печать 26.11.2004 г. Бумага офсетная. Формат 60x84/16. Гарнитура Times. Отпечатано на ризографе. Усл. печ. л. 2,07. Уч.-изд. л. 1,99. Тираж 100 экз. Заказ 837.

Редакционно-издательский отдел Башкирского государственногоуниверситета 450074,РЕ,г.Уфа,ул.Фрунзе, 32.

Отпечатано намножительномучастке Башкирского государственногоуниверситета 450а74~Р£г*Уфа,.ул. Фрунзе, 32.

>2 5 0 4 0

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. АНАЛИЗ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН. МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕСТАЦИОНАРНЫХ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В НЕФТЯНЫХ ПЛАСТАХ

1.1 Анализ практических материалов исследований термогидродинамических полей для современных технологий освоения нефтяных скважин.

1.2 Математическая модель нестационарного поля давления в пласте и скважине при ее освоении

1.3 Основные уравнения неизотермической фильтрации флюида в пласте.

1.4 Баротермический эффект в насыщенной пористой среде

1.5 Методика расчета баротермического эффекта

1.6 Баротермический эффект при плоскопараллельной фильтрации жидкости под действием постоянной депрессии.

1.7 Выводы

Глава 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПО ДАННЫМ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ ОСВОЕНИИ СКВАЖИН

2.1 Обработка кривых притока алгоритмами модели жесткого пласта.

2.2 Определение параметров пласта по кривой притока по модели упругого пласта методом линейной анаморфозы.

2.3 Исследование алгоритмов обработки данных ГДИ методом подбора.

2.4 Выводы.

Глава 3. ТЕМПЕРАТУРНОЕ ПОЛЕ ПЛАСТА ПРИ ОДНОФАЗНОЙ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ ФИЛЬТРАЦИИ СЛАБОСЖИМАЕМОЙ ЖИДКОСТИ С УЧЕТОМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИХ ЭФФЕКТОВ

3.1 Оценка вклада продольной и вертикальной теплопроводности в температурное поле пласта.

3.2 Температурное поле нефтяного пласта, обусловленное баротермическим эффектом.

3.3 Явление инверсии во времени температурных аномалий в интервалах притока воды и нефти.

3.4 Определение условий наблюдения инверсии в стволе скважины.

3.5 Температурное поле в пласте после остановки скважины.

3.6 Выводы.

Глава 4. НЕСТАЦИОНАРНЫЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ПОЛЯ В ПЛАСТЕ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ

4.1 Аналитическая модель для режима плоскопараллельной фильтрации

4.2 Численная модель плоскопараллельного вытеснения.

4.3 Аналитическая модель для плоскорадиального поршневого вытеснения.

4.4 Численная модель плоскорадиального вытеснения.

4.5 Выводы.

Глава 5. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В ПЛАСТЕ ПРИ ФИЛЬТРАЦИИ ГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ

5.1 Стационарное дроссельное температурное поле при двухфазной фильтрации.

5.2 Стационарные термогидродинамические поля в пласте при притоке в скважину газированной нефти.

5.3 Стационарное температурное поле при совместном притоке воды и разгазирующейся нефти.

5.4 Нестационарные термогидродинамические поля при фильтрации в пласте газированной нефти.

5.5 Выводы.

Глава 6. ТЕХНОЛОГИИ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ

6.1 Определение параметров пласта по данным гидродинамических исследований при освоении скважин.

6.2 Определение интервалов нефте- и водопритоков пласта по инверсии дроссельной температурной аномалии.

6.3 Методика термогидродинамических исследований при разга-зировании нефти в пласте.

6.4 Термогидродинамическое зондирование пласта и призабойной зоны.

6.5 Прогноз подхода фронта нагнетаемой воды к добывающей скважине.

6.6 Выводы.

Одним из условий рациональной эксплуатации нефтяных залежей является эффективное геофизическое и гидродинамическое сопровождение на этапах освоения и эксплуатации скважин. Решаемыми при этом задачами являются: определение эксплуатационных характеристик продуктивного пласта; контроль технического состояния скважин; контроль за работой насосно-подъемного оборудования.

Самая актуальная из этих задач на сегодняшний день - определение эксплуатационных характеристик пласта. Важное место в комплексе геофизических методов при этом занимают термогидродинамические исследования, основанные на измерении давления, расхода и температуры в стволе скважины.

Термогидродинамические исследования в скважине делятся на два вида, основанных на: регистрации параметров вдоль ствола скважины; регистрации изменения параметров во времени на определенной глубине ствола скважины.

Первая технология исследований относится к обычным геофизическим исследованиям. Измерение распределения температуры, давления и расхода жидкости вдоль ствола скважины входит в обязательный комплекс геофизических методов исследования скважин в процессе их освоения и эксплуатации. По результатам этих исследований решают следующие задачи определения эксплуатационных характеристик пласта:

- выявление работающих пластов;

- определение границ интервалов притока;

- оценка состава флюида, определения интервалов притока нефти, воды и газа;

- определение дебита, обводненности;

- определение энергетических параметров пласта, пластового давления и пластовой температуры;

- определение коэффициента продуктивности пласта. Термогидродинамические исследования по второй технологии используют для зондирования пласта. Особая информационная ценность этих исследований обусловлена тем, что по их данным определяют параметры эксплуатируемых нефтяных пластов. Обычно при этом в качестве информативных параметров рассматривается пара зависимостей при постоянном третьем параметре: связь между расходом и давлением для изотермической фильтрации (ГДИ — гидродинамические исследования), изменением во времени температуры и давления при постоянном расходе (термогидродинамическое зондирование пласта по Э.Б. Чекалюку). По временным зависимостям давления и расхода, давления, температуры и расхода в скважине на основе решения соответствующих обратных задач определяют параметры пласта и призабойной зоны.

Применение ГДИ для зондирования пластов общеизвестно. Большой вклад в развитие метода в разные годы внесли Баренблатт Г.И., Басниев К.С., Борисов Ю.П., Бузинов С.Н., Вольпин С.Г., Каменецкий С.Г., Крылов А.П., Кульпин Л.Г., Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Умрихин И.Д., Чар-ный И.А., Чекалюк Э.Б., Шагиев Р.Г., Gringarten А.С., Bourdet D.P., Eaurlou-her C.R., Economiedes M, Horner R.N., Muskat M, Ramey HJ. и др. Разработаны методы решения прямых и обратных задач подземной гидромеханики, имеется большое количество алгоритмов обработки данных [30, 31, 34, 53, 61, 104, 120, 173, 209, 213 и др.]. Изменения здесь в последние годы произошли, в основном, в регистрации и обработке информации. Для регистрации кривых изменения давления используются дистанционные и автономные цифровые манометры [213,193]. Разработаны системы автоматизированной обработки данных [112, 101, 61, 141, 152 и др.]. Существующие в этой области проблемы связаны с тем, что в практике промыслово - геофизических исследований скважин в последние годы заметно увеличился объем новой информации, обрабатываемой как данные ГДИ. Это, прежде всего, большие объемы временных зависимостей термогидродинамических полей, зарегистрированных при освоении скважин по технологиям КВД (кривых восстановления давления) и КВУ (кривых восстановления уровня) с применением компрессора, сваба или струйного насоса [125]. Эти исследования нельзя отнести к стандартным (или специальным) ГДИ, они имеют свои особенности, которые необходимо учитывать при обработке данных, что важно для обеспечения достоверности получаемых результатов и повышения эффективности исследований [100, 148]. Необходимо, прежде всего, исследовать применимость для обработки этих данных классических алгоритмов ГДИ и разработать новые алгоритмы обработки, учитывающие специфические условия освоения скважины. Таким образом, в связи с большими объемами исследований, проблема определения гидродинамических параметров пласта (гидропроводности и скин-фактора) и параметров призабойной зоны (гидропроводность и радиус призабойной зоны) по данным термогидродинамических исследований при освоении скважин имеет особую актуальность.

Скважинная барометрия, измерение давления в скважине, сравнительно недавно стала обычным методом в комплексе промыслово-геофизических. Данные барометрии, кроме прямого определения давления в скважине, используются для расчета плотности флюида, расхода, идентификации процессов в пласте, режима работы скважины и др. [81, 100]. Знание забойного давления и характера его изменения во времени особенно важно при интерпретации данных термометрии.

Термометрия является одним из самых информативных методов при решении задач диагностики состояния пластов и скважины [38, 39, 64 - 69, 76, 86, 92, 92 - 103, 118, 121, 130, 186, 208 и др.]. Первые измерения температуры в скважинах были выполнены в начале двадцатого века профессором Д.В. Голубятниковым [64, 69]. В области теории температурных полей при фильтрации флюидов в пористой среде с учетом термодинамических эффектов первые исследования выполнены Б.Б. Лапуком. В 1940 году им были опубликованы 3 статьи об изменении температуры пласта при фильтрации в пласте сырой нефти, газа и газированной нефти [105-107]. Он рассматривал стационарную фильтрацию жидкости и газа в пористых горизонтальных пластах как дроссельный (изоэнтальпийный) процесс, т.е. показал, что установившееся изменение температуры флюида обуславливается проявлением эффекта Джоуля-Томсона. Вследствие малости величины температурных изменений, по результатам своих исследований Б.Б.Лапук сделал вывод о допустимости изотермической фильтрации нефти и газа в подземных коллекторах.

Однако развитие техники скважинных измерений, методов исследования скважин и пластов к 60-м годам позволило сделать доступными для изучения температурные аномалии величиной порядка десятых долей градуса. Толчком к более глубокому изучению температурных явлений в нефтяных пластах послужили теоретические и экспериментальные работы Э.Б.Чекалюка [207, 208]. Им впервые было получено уравнение сохранения энергии для потока сжимаемой жидкости в пористой среде с учётом термодинамических эффектов, которое легло в основу практически всех дальнейших исследований в теории термометрии скважин [85, 208]. Возможность регистрации и использования температурных аномалий, обусловленных термодинамическими эффектами при фильтрации нефти в пласте, было подтверждено В.Ф.Кондрашкиным, Г.В.Кострюковым, А.Х.Фаткуллиным экспериментальными исследованиями на Ромашкинском месторождении [93,

97, 98]. В дальнейшем, в период 1960-1970 годов, исследованиями Ю.В.Капырина, А.И.Маркова, Н.Н.Непримерова, Л.З.Позина, М.Д. Розенбер-га, Е.В.Теслюка, Г.Ф.Требина и др. были разработаны основы теории и методики термометрии скважин, определён круг основных геолого-промысловых задач, решаемых термометрией [86, 121, 130, 176].

Фактически с этого периода начинается развитие, так называемой высокочувствительной термометрии (или термометрии действующих скважин). В 1978 году в промышленности появляется малогабаритный термометр СТЛ-28 (А.С.Буевич, И.Л.Дворкин и др.). Большой вклад в развитие скважинной термометрии на этапе опытно - промышленного опробования метода (после 1970 года) внесли Я.Н.Басин, А.Г.Степанов, Б.М.Бикбулатов, М.А.Дубина, Г.А.Закусило, В.Н.Расторгуев, В.П.Толстолыткин, Л.Е.Швецова, А.С.Буевич, И.Л.Дворкин, В.С.Дорофеев, В.М.Коханчиков, Ю.Н.Кухаренко, А.И.Филлипов.

В середине 80-х годов получает развитие в теоретическом и методическом плане новое направление в скважинной термометрии - термометрия скважин при их освоении и опробовании после бурения и капитального ремонта (И.Л.Дворкин, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов). Информативность этих исследований основана на использовании нестационарных полей, обусловленных переходными режимами работы скважины. Обосновывается необходимость комплексных термогидродинамических исследований. В скважинной термометрии регистрируются и анализируются температурные аномалии, обусловленные термодинамическими эффектами при движении флюида в пласте и в скважине. Поэтому, даже если анализируется только температурное поле, ясно, что оно обусловлено конкретной гидродинамической ситуацией в пласте и скважине, и не может интерпретироваться в отрыве от полей давления и расхода. Анализ результатов термических исследований показал, что при интерпретации нестационарных термограмм, в первую очередь, необходимы данные барометрии [14, 37, 40, 140, 186].

Развитие термометрии в России осуществлялось в рамках нескольких научных групп, находящихся в МИНХ и ГП, КГУ, ВНИЯГГ, БашГУ, ВНИИ-нефть и опытно-методических (тематических) партий в производственных геофизических предприятиях. Разработаны теоретические и методические основы метода, определен круг решаемых задач [39, 65, 102, 134, 186,].

Основной задачей в теории скважинной термометрии является прямая задача о температурном поле при фильтрации флюида в пласте для заданного режима эксплуатации скважины. Э.Б.Чекалюком она решена для однофазной адиабатической фильтрации жидкости и газа в режиме заданного постоянного дебита жидкости из пористого пласта [207]. В результате решения задачи была установлена связь между изменением температуры во времени в скважине T(t) и распределением давления в пласте p(r,t), что послужило теоретической основой разработанного им метода термодинамического зондирования пластов. Правильнее будет назвать его методом термогидродинамического зондирования, т.к. он основан на регистрации изменения во времени температуры и давления в скважине при постоянном дебите жидкости из пласта.

В.М.Зайцевым основная задача была распространена на случай стационарной фильтрации жидкости в трещиновато-пористой среде [73,74]. А.И.Филипповым учтён процесс теплопроводности в пласте и теплоотдачи в окружающую среду при стационарной фильтрации жидкости [185]. В.Е. Карачинский получил приближенные формулы для термогидродинамического зондирования пластов при переменном дебите после пуска скважины [88, 89] Работы B.C. Бойко, В.М. Дорошенко, Г.Д. Савенкова, О.М. Чарыева посвящены исследованию установившихся температурных полей с учетом разга-зирования и других фазовых превращений при фильтрации нефти в пласте [166, 204-206]. Из работ по лабораторному экспериментальному исследованию температурных явлений при фильтрации жидкости в пористой среде можно отметить работы Ю.А. Балакирева, Ю.В. Капырина, О.Г.Лиманского, В.Н. Петухова, Г.Ф. Требина, Р. Эседуллаева и др. [19, 179, 180, 217].

В зарубежной литературе первые работы, посвященные учету и использованию при термогидродинамических исследованиях скважин изменения температуры потока в пласте и стволе скважины за счет термодинамических эффектов, появились в начале 70-х годов [221, 222, 224, 229, 233, 237, 244]. Как отмечает Paul Е. Wages [233], первыми были Smith

R.C. и Steffensen P.J., которые подняли вопрос о необходимости учета при к термометрии нагнетательных скважин дроссельного разогрева закачиваемой в пласт воды [244]. Они показали необходимость учета эффекта Джоуля - Томсона при интерпретации термограмм в тех случаях, когда температура закачиваемой воды близка к пластовой температуре, особенно, при анализе термограмм после прекращения закачки воды в скважину. В [222] исследовано влияние эффекта Джоуля - Томсона при закачке газа в пласт. Отмечается, что доминирующая роль эффекта дросселирования сказывается в распределении температуры вблизи скважины. В работе [221] Ahluwalla J.S., Wilkes J.O. исследовали механизм изменения температуры газа в пласте и в стволе скважины. Показано значительное влияние эффекта Джоуля — Томсона на температуру газа в пласте вблизи скважины, что является следствием больших градиентов давления. Здесь также обсуждается вопрос о влиянии изменения температуры газа на процесс восстановления давления после остановки скважины. В работе [224] Dias S.G., Bannwart А.С., Serra K.V. исследовали влияние изменения температуры газа в пласте за счет эффекта Джоуля - Томсона на нестационарное поле давления при гидродинамических испытаниях скважин. В работе [237] Rajiv Sagar, Dale R. Doty, Zelimir Schmidt исследовали распределение температуры газо-жидкостного потока в стволе скважины с учетом эффекта Джоуля - Томсона. По результатам исследований сделан вывод о значительном влиянии на величину и знак температурных изменений в скважине весовой доли газа в смеси.

Несмотря на значительные объемы теоретических и практических исследований, к началу работ по теме диссертации (середина 80-х годов) основной объем применения термометрии на практике был связан, прежде всего, с контролем технического состояния скважины. При исследовании перфорированных пластов термометрия использовалась лишь для выявления работающих пластов, границ интервалов притока и - в отдельных благоприятных случаях - для определения интервалов притока нефти и воды.

Низкая эффективность термометрии при определении эксплуатационных характеристик пласта имеет объективные причины, связанные с влиянием на регистрируемое в скважине температурное поле многих факторов и недостаточной теоретической изученностью термогидродинамических полей в пласте для переходных режимов, характерных пуску, остановке и освоению скважин.

Метод термогидродинамического зондирования Э.Б. Чекалюка не нашел широкого применения на практике по причине отсутствия аппаратуры, сложности обеспечения постоянного дебита жидкости из пласта и длительности исследований. В настоящее время в арсенале геофизиков и нефтяников имеется целый набор автономной аппаратуры, предназначенной для длительной (до нескольких месяцев) регистрации давления и температуры в скважине [193]. Длительность регистрации может быть сокращена, если ограничиться определением параметров призабойной зоны. Поэтому актуальной, в плане изучения пластов, остается оценка возможностей зондирования призабойной зоны по данным термогидродинамических исследований для режимов работы скважины, отличных от режима постоянного дебита, и при освоении скважин.

В реальных системах разработки нефтяных месторождений используется вытеснение нефти из пласта водой. В связи с этим необходимо изучить особенности формирования температурного поля при вытеснении нефти водой. Особый практический интерес представляет оценка возможности раннего диагностирования приближения фронта нагнетаемых вод к добывающей скважине на основе мониторинга температурных изменений.

Особенно актуальными в последние годы стали вопросы изучения нефтяных пластов на основе мониторинга температурных полей в связи с началом применения в скважинной термометрии распределенных температурных датчиков на основе волоконно-оптических линий связи [230-232].

Теоретические основы термометрии, теоретическое обоснование термогидродинамических методов исследования пластов разработаны, в основном, для случая однофазной фильтрации флюида в пласте. Для реальных процессов фильтрации в нефтяных пластах более адекватной будет модель многофазной неизотермической фильтрации нефти, воды и газа. Фильтрация флюидов в пласте сопровождается изменением температуры не только за счет баротермического эффекта, но и за счет теплоты фазовых переходов при разгазировании пластовых жидкостей. В большинстве случаев практика нефтедобычи имеет дело с многофазными потоками. Многофазная фильтрация в пласте с фазовыми переходами встречается при исследовании нефте-насыщенных пластов с давлением насыщения, близким к пластовому давлению, а также при освоении и испытании пластов со снижением забойного давления ниже давления насыщения. Анализ материалов скважинных исследований показывает, что ранее разработанные методики исследований и интерпретации данных термогидродинамических исследований однофазных потоков для случаев разгазирования нефти в пласте напрямую использованы быть не могут.

Учитывая вышесказанное можно сказать, что на практике возникла реальная необходимость в развитии и совершенствовании теоретических основ термогидродинамических методов исследования нефтяных пластов.

Цель работы.

Повышение эффективности термогидродинамических исследований нефтяных пластов за счет создания и развития теоретических основ термогидродинамических методов, научно-обоснованных методик исследований и алгоритмов обработки данных. Основные задачи:

1. Анализ состояния теоретических и практических исследований термогидродинамических полей нефтяных пластов при эксплуатации и освоении скважин по различным технологиям.

2. Исследование возможности использования известных стандартных и разработка новых алгоритмов для определения параметров пласта и приза-бойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин.

3. Разработка и исследование математических моделей термогидродинамических полей в нефтяных пластах для различных краевых условий, характерных пуску, остановке и освоению скважин: исследование вклада различных физических процессов в температурное поле пласта при неустановившейся однофазной фильтрации слабосжимаемой жидкости для переходных режимов после пуска в эксплуатацию, остановки и освоения скважины; исследование особенностей формирования температурного поля в пласте при вытеснении нефти водой; исследование особенностей термогидродинамических полей при фильтрации в пласте газированной нефти; постановка и решение обратных задач об определении параметров пласта и призабойной зоны по результатам исследования

14 термогидродинамических полей в скважинах.

4. Разработка технологий термогидродинамических исследований характеристик нефтяных пластов после пуска, остановки и при освоении скважин.

Итогом результатов исследований должны стать научное обоснование технологий скважинных исследований, система автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований пластов с алгоритмами обработки данных. Объект и предмет исследования.

Объект исследований - нефтяной пласт.

Необходимо определить его характеристики в процессе освоения и эксплуатации скважины: работающие толщины, интервалы притока нефти и воды, пластовые давление и температура, фазовые дебиты, фактический и потенциальный коэффициенты продуктивности, скин-фактор пласта и его составляющие. Для отдельной оценки составляющих скин-фактора необходимо определить гидропроводность пласта и призабойной зоны, радиус при-забойной зоны, качество вторичного вскрытия пласта.

Предмет исследований - термогидродинамические поля в нефтяных пластах при освоении и эксплуатации скважин и оценка возможности определения по ним эксплуатационных характеристик пластов. Для решения поставленных задач необходимо исследовать термогидродинамические поля в пластах, насыщенных нефтью и водой, при вытеснении из пласта нефти водой, для забойных давлений выше и ниже давления насыщения нефти газом. Методы исследования. Аналитическое и численное исследование математических моделей; скважинные эксперименты; анализ и обобщение результатов термогидродинамических исследований при освоении скважин по различным технологиям; анализ отечественных и зарубежных публикаций.

Научная новизна:

1. Разработана обобщенная математическая модель нестационарного поля давления в радиально-неоднородном пласте с учетом влияния процессов в скважине, характерных для гидродинамических исследований по технологиям КВД (кривых восстановления давления) и КВУ (кривых восстановления уровня) при освоении нефтяных скважин, и на их основе созданы диалоговые программы расчета модельных данных ГДИ на ЭВМ.

2. Показано, что основные особенности температурных полей, обусловленных баротермическим эффектом при однофазной фильтрации жидкости, при вытеснении нефти водой и при фильтрации газированной нефти, могут быть исследованы на моделях без учета процесса теплопроводности.

3. Теоретическими исследованиями обнаружено и объяснено явление инверсии дроссельных температурных аномалий в пласте в интервалах притока нефти и воды. Определены условия, при которых инверсия температурных аномалий наблюдается в стволе скважины после смешивания потоков.

4. Разработаны и исследованы математические модели нестационарных термогидродинамических полей в пористой среде при вытеснении нефти водой. Показано, что из-за различия подвижностей воды и нефти приближение фронта воды к выходу из пористой среды приводит к искажению темпа изменения температуры, характерного для однофазной фильтрации нефти.

5. Разработаны математические модели термогидродинамических полей при фильтрации газированной нефти к скважине с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом. На основе аналитических решений для стационарных полей получены оценки условий наблюдения в скважине положительных и отрицательных температурных аномалий. На численных моделях показана возможность наблюдения для малых времен отрицательных температурных аномалий при газовых факторах, меньших инверсных.

6. Показана возможность определения параметров призабойной зоны пласта по данным термогидродинамических исследований при освоении и эксплуатации скважин с постоянным забойным давлением. Основные положения и результаты, выносимые на защиту:

1. Использование классических алгоритмов КВД-КВУ для обработки данных ГДИ при освоении нефтяных скважин имеет ограничения, обусловленные тем, что на достоверность определяемых параметров пласта влияют условия возмущения при освоении скважины, неадекватные принятым в математических моделях этих алгоритмов.

2. Установленные закономерности термогидродинамических полей в нефтяных пластах при однофазной фильтрации жидкости, при вытеснении нефти водой, при снижении забойного давления ниже давления насыщения и разработанные на их основе технологии определения эксплуатационных характеристик пластов.

3. Теоретическое обоснование возможности зондирования призабойной зоны пласта по данным термогидродинамических исследований в скважине с постоянным забойным давлением после ее пуска в эксплуатацию или при ее освоении.

4. Система автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований пластов.

Практическая ценность работы.

Диалоговая компьютерная программа на основе решения прямых задач для уравнения пьезопроводности с краевыми условиями, характерными для освоения и испытания нефтяных пластов по различным технологиям, позволяет получать теоретические (модельные) данные ГДИ. Она используется при обработке и интерпретации данных ГДИ и при тестировании различных компьютерных программ обработки данных.

Результаты теоретических исследований термогидродинамических полей способствуют повышению достоверности определения эксплуатационных характеристик нефтяных пластов в условиях однофазного и многофазного потоков. Диалоговые компьютерные программы (т.н. калькуляторы), созданные на основе разработанных математических моделей прямых задач подземной термогидродинамики, могут быть использованы на практике при планировании скважинных исследований, интерпретации данных и при обучении студентов и специалистов.

Разработанная под руководством автора автоматизированная система обработки данных термогидродинамических исследований пластов облегчает обработку данных и позволяет повысить эффективность определения параметров пласта.

В конечном итоге, применение результатов теоретических исследований, использование разработанных технологий и системы автоматизированной обработки данных позволяют повысить эффективность термогидродинамических исследований нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин.

Реализация в промышленности

Разработанные технологии термогидродинамических исследований нефтяных пластов в настоящее время внедрены в основных нефтедобывающих районах страны или обоснованы теоретически и готовы для опытно-промышленного опробования.

Для обеспечения внедрения результатов исследований автором и при его непосредственном участии подготовлены и переданы в геофизические предприятия методические руководства: «Оценка качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов по комплексу геофизических и гидродинамических исследований» (Уфа, ВНИИНПГ, 1989г.), «Руководство по методике исследований и интерпретации данных геофизических исследований действующих скважин Талинского нефтяного месторождения» (Нягань, 1991г.), «Диагностика состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами» (Повх, КУГР, 1998г.), «Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики скважин» (Бугульма, 2000г.), «Методическое руководство по работе в системе «Гидрозонд» и описание алгоритмов» (Уфа, 2000 г.).

Полученные результаты использовались автором при проведении занятий на школах-семинарах для работников геофизических и нефтедобывающих предприятий (Нефтекамск - 1975,1997; Октябрьский - 1976, 1997; Дюр-тюли - 1981; Бугульма - 1982, 1998; Уфа - 1985, 1998 - 2003; Москва, ВДНХ СССР - 1985; Когалым - 1986, 1997; Нягань - 1989; Отрадный - 1989; Радужный - 1994; Сургут- 1995, 2004; Актюбинск -1996, 2002; Чернушка -2000, Урай, Покачи, Повх -2001; Алматы - 2002). ч

За разработку и внедрение новых способов скважинной термометрии автор награжден бронзовой медалью ВДНХ СССР.

Автоматизированная система обработки данных "Гидрозонд" используется на геофизических предприятиях основных нефтедобывающих регионов России и Казахстана (Башнефтегеофизика, Татнефтегеофизика, Кога-лымнефтегеофизика, Нижневартовскнефтегеофизика, Сургутнефтегеофизи-ка, Ноябрьскнефтегазгеофизика, Оренбурггеофизика, Казпромгеофизика и др.).

Математические модели термогидродинамических полей использованы в модуле геофизического калькулятора автоматизированной системы "Прайм", разработанной на кафедре геофизики БашГУ.

Полученные результаты использованы в спецкурсах и методических пособиях при подготовке студентов на кафедре геофизики Башгосуниверси-тета.

Апробация работы.

Основные результаты работы представлялись и обсуждались на научно- технических советах ОАО Башнефтегеофизика (1976-1998гг.), Управления Запсибнефтегеофизика (1977- 1979гг.), ОАО Красноленинскнефтегео-физика (1989 -1992гг.), ВНИГИК (1981-1985гг.); на 1-ой научно-технической конференции молодых ученых и специалистов Миннефтепрома (Краснодар, 1980г.); на 14-ой конференции молодых исследователей Института теплофизики СО АН СССР (Новосибирск, 1981г.); на 2-й Всесоюзной конференции по проблемам горной теплофизики (Ленинград, 1981г.); на 14-м Всесоюзном семинаре по гидродинамическим и промыслово - геофизическим методам исследования скважин (Гомель, 1983г.); на Всесоюзном семинаре «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации» (Москва, 1984); на научных конференциях КГУ (1978-1986гг.); на Всесоюзных семинарах "Состояние и перспективы развития геофизических исследований скважин" (Уфа, 1984 г.) и "Геофизические и гидродинамические методы исследования действующих скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений" (Москва, ВДНХ СССР, 1984 г.); на Всероссийской научной конференции «Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин (Краснокамск, 1992); на научно - практической конференции «Компьютерные технологии ГИС» (Тверь, 1996г.); на Международной конференции и выставке по геофизическим исследованиям скважин (Москва, 1998 г.); на научно - технической конференции "Геофизические технологии 2000 года" (Оренбург, 1999г.); на международной геофизической конференции "300 лет горно - геологической службе России" (Санкт-Петербург, 2-6 окт. 2000г.); на Международной конференции «International Conference on Multiphase Systems, ICMS» (Уфа, 2000г.); на научном семинаре ВНИИЦ Нефтегазтехнология под руководством профессора Хаса-нова М.М. (Уфа, 2002г.); на семинарах кафедры геофизики под руководством профессора Валиуллина Р.А. в период 1986-2004гг.

Достоверность результатов исследований и научных выводов обеспечивается использованием при построении математических моделей методов сплошных и гетерогенных сред, использованием для аналитических исследований математических моделей известных методов матфизики, сравнением численных решений с тестовыми задачами, экспериментальными данными.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 55 научных работ, в том числе 2 монографии, 16 авторских свидетельств и 1 патент на изобретение. Материалы диссертации отражены в научных отчетах, переданных с 1976 по 2002 гг. в фонды БашГУ, БНГФ, Управления Запсибнефтегеофизика, ВНИГИК, ВНИИНПГ, КрасноленинскНГФ, ЕАГО и др.

Исходный материал. В основу диссертации положены результаты исследований, выполненных в различные годы на специализации «Геофизика» Башгосуниверситета по договорам со следующими предприятиями: Башнеф-тегеофизика (г.Уфа), ВНИИНПГ (г.Уфа), Башгеолком (г.Уфа), ВНИГИК (г.Тверь), Запсибнефтегеофизика (г.Тюмень), Красноленинскнефтегеофизика (г. Нягань), Московский научный центр фирмы Шлюмберже. В диссертацию включены результаты, полученные лично автором, под его руководством и при его непосредственном участии.

Структура и объем работы.

Работа состоит из введения, шести глав, заключения и списка литературы. Содержит 269 стр., включая 105 рисунков. Список литературы содержит 250 наименований.

Во введении изложены обзор работ по теории термогидродинамических исследований скважин, актуальность темы, цель, основные задачи исследований, предмет исследований, научная новизна, защищаемые положения и результаты.

Первая глава посвящена постановке проблемы. Приводятся примеры скважинных термогидродинамических исследований при освоении скважин свабированием, компрессированием и с использованием струйного насоса. Дано описание обобщенной математической модели нестационарного поля давления в пласте для краевых условий, характерных освоению скважин по различным технологиям. Проанализированы и конкретизированы основные уравнения термогидродинамики насыщенных пористых сред при однофазной фильтрации слабосжимаемой жидкости и многофазной фильтрации флюида с фазовыми переходами. Дается определение баротермиче-ского эффекта и излагается методика аналитического и численного решения прямых задач об изменении температуры нефтяного пласта вследствие проявления баротермического эффекта. Применение методики расчета иллюстрируется на примере плоскопараллельной фильтрации под действиеим постоянной депрессии. Итогом работ в первой главе являются постановка проблемы, основные уравнения и методика теоретического исследования термогидродинамических полей в нефтяных пластах.

Во второй главе на основе разработанной математической модели нестационарного поля давления смоделированы кривые изменения забойного давления при освоении скважины по технологиям КВУ и КВД. В качестве модели пласта взят ограниченный круговым контуром питания пласт, имеющий кольцевую призабойную зону. Поставлены и решены обратные задачи об определении параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин методом линейной анаморфозы и методом подбора. Показаны ограничения классических алгоритмов обработки при решении этих задач и сделан вывод о необходимости исследования в дополнение к гидродинамическим и температурных полей в испытуемых пластах.

В третьей главе исследованы температурные поля в нефтяных пластах при однофазной фильтрации слабосжимаемой жидкости. Получены оценки сверху и снизу влияния теплообмена с окружающими породами. Для оценки вклада горизонтальной теплопроводности в температурное поле пласта рассматривается задача о температурном поле в теплопроводящей среде с учетом теплопроводности, конвекции и термодинамических эффектов. Получены аналитические решения этих задач и на их основе оценены границы применимости моделей расчета баротермического эффекта. Исследовано формирование температурного поля при притоке жидкости в скважину с постоянным забойным давлением из неоднородного пласта. Получены приближенные формулы для термогидродинамического зондирования пласта и призабойной зоны. Для оценки влияния сжимаемости пласта на температурное поле исследована численная модель. Исследуется явление инверсии во времени температурных аномалий в интервалах притока нефти и воды. Определены условия инверсии в пласте, получены формулы для оценки времени инверсии с учетом несовершенства скважины и неоднородности пласта. Разработан алгоритм расчета времени инверсии дроссельных температурных аномалий с учетом смешивания потоков в стволе скважины. Исследуется восстановления температуры нефтяного пласта с учетом продолжающегося притока жидкости после мгновенного снижения уровня жидкости в скважине, после кратковременной и длительной эксплуатации скважины. Результаты расчетов по упрощенным моделям сравниваются с численными решениями. Проведенные в данной главе исследования составляют теоретическую основу термогидродинамических исследований нефтяных пластов при однофазной фильтрации жидкости для переходных режимов, характерных освоению и эксплутации скважины.

Четвертая глава посвящена исследованиютермогидродинамиче-ских полей в пласте при вытеснении нефти водой. Для приближения поршневого вытеснения задача о температурном поле для плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации решена аналитически методом характеристик. В рамках модели двухфазной фильтрации расчеты термогидродинамических полей выполнены численно. Исследуется влияние приближения фронта воды к добывающей скважине на температурное поле баротермического эффекта. Обсуждается возможность практического применения выявленных особенностей температурного поля.

В пятой главе разработаны математические модели термогидродинамических полей в пористом пласте при фильтрации газированной нефти к скважине с забойным давлением ниже давления насыщения. Для стационарного случая получены аналитические решения. Для исследования нестационарных полей разработана численная модель неизотермической двухфазной фильтрации с фазовым переходом. По результатам исследований выявлены закономерности в формировании температурного поля при разгазировании нефти в пласте. Обсуждаются пути практического использования выявленных закономерностей при разработке методики исследований и интерпретации термогидродинамических полей для процессов освоения и эксплуатации скважин с разгазированием нефти в пласте.

Шестая глава посвящена разработке технологий определения характеристик нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин, на основе результатов изучения термогидродинамических полей, приведенных в предыдущих главах:

- определение параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин, т.е. по результатам анализа нестационарных полей давления и расхода в скважине при постоянной температуре в пласте. На практическом примере демонстрируется методика определения гидропроводности пласта и скин-фактора по кривым притока, реализованная в системе «Гидрозонд»;

- выявление интервалов притока воды в исследуемом пласте. В качестве информативных признаков используется инверсия во времени величины изменения температуры нефти и воды. Приводится примеры сква-жинных исследований;

- технологии термогидродинамических исследований в скважинах с целью оценки характера насыщения исследуемых перфорированных пластов и состава притекающего флюида, основанные на регулировании процесса разгазпрованпя нефти в пласте путем изменения давления в скважине. Приводятся примеры скважинных исследований;

- термогидродинамическое зондирование путем регистрации температуры и объема отобранной жидкости во времени при постоянном давлении в скважине. Метод может быть использован и при освоении скважин струйными насосами для зондирования ближней зоны;

- диагностика приближения фронта вытесняющей воды к добывающей скважине, основанная на мониторинге изменения температуры и производных температуры во времени.

В заключении сформулированы основные выводы по работе. Благодарност и.

Я с благодарностью вспоминаю моих учителей в университете и аспирантуре Дворкина И.Л. и Пудовкина М.А. Признателен своему первому научному руководителю Филиппову А.И., привившему интерес к математическому моделированию и определившему выбор тематики исследований. Я благодарен Валиуллину Р.А. за интересную совместную работу.

Признателен коллегам Буевичу А.С., Назарову В.Ф., Шарафутдинову Р.Ф., Пацкову Л.Л., Пшеничнюку А.И., Ремееву И.С., Яруллину Р.К., Федотову В.Я., Сафаровой Г.К., Хабибуллину И.Л., Ковалевой Л.А., Булгаковой Г.Т., Вахитовой Г.Р., Абдуллину Р.А. за помощь и полезные обсуждения работы. В разработке системы «Гидрозонд» принимали активное участие Булгаков Р.Б. и Юсим Ю.М. Реализация программного обеспечения системы «Гидрозонд» выполнена Ремеевым И.С., Гумеровым И.Р. и Абдуллиным Р.А. под руководством автора. Разработка и исследование численных моделей неизотермической двухфазной фильтрации с разгазированием проведены Садретдиновым А.А. под руководством автора и Шарафутдинова Р.Ф.

Большое положительное влияние на формирование диссертационной работы оказали дискуссии и творческие контакты автора с Чекалюком Э.Б., Непримеровым Н.Н., Марковым А.И., Саламатиным А.Н., Чугуновым В.А.,

Костериным А.В., Волковым Ю.А., Волковым И.К., Конюховым В.М., Егоровым А.Г., Резвановым Р.А., Кременецким М.И., Капыриным Ю.В., Кнел-лером JI.E., Шакировым Р.А., Пустовым В.В., Теслюком Е.В., Хасано-вым М.М., Адиевым Я.Р., Шиловым А.А., Кошляком А.А., Рябовым Б.М., Антоновым К.В., Булгаковым Р.Б., Белышевым Г.А., Шандрыгиным А.Н., Тертычным В.В.

Внедрение результатов работы на геофизических предприятиях было бы невозможно без помощи Усманова М.Г., Осипова A.M., Брехова JI.A., Га-лявича А.Ш., Дорофеева B.C., Нуретдинова Я.К., Аглиуллина М.Я., Мухама-диева Р.С., Бикбулатова Б.М., Швецовой JI.E., Поздеева Ж.А., Соковой К.И., Сорокиной В.А., Расторгуева В.Н., Закусило Г.А., Осадчего В.М., Теленко-ваВ.М., Саулея В. И., Лиховола Г.Д., Глебочевой Н.К., Ахметова К.Р., Ази-зова Ф.Ф., Романовой Т.Д.

Выражаю глубокую благодарность всем этим ученым и производственникам, а также многим другим специалистам научных и производственных геофизических и нефтяных организаций, с которыми я с большим удовольствием сотрудничал в ходе работы.

Основные результаты проделанной работы заключаются в следующем: 1. На основе анализа практических материалов показано, что данные ГДИ, полученные при освоении скважин существенно отличаются от данных специальных гидродинамических исследований. Использование стандартных алгоритмов обработки для определения гидродинамических параметров пласта в процессе освоения скважин имеет существенные ограничения. Разработана унифицированная математическая модель нестационарного поля давления в пласте n скважине при ее освоении, пригодная для генерирования модельных данных для различных технологий освоения скважин. Исследованиями на модельных данных показано, что по результатам ГДИ при освоении скважин можно определить скин-фактор пласта, являющийся интегральной характеристикой призабойной зоны пласта. Гидродинамические исследования лишь в некоторых благоприятных случаях позволяют определить отдельно гидропроводность и радиус призабойной зоны. Ограничения гидродинамических методов при определении параметров призабойной зоны пласта обусловлены объективными причинами (большая скорость зондирования пласта гидродинамическими методами и влияние процессов в стволе скважины) и свидетельствуют о необходимости применения других методов для определения этих параметров.

2. Для оценки возможности изучения нефтяных пластов на основе регистрации термогидродинамических полей в скважине при ее освоении и эксплуатации конкретизированы основные уравнения термогидродинамики насыщенных пористых сред при однофазной и многофазной фильтрации флюида. Дано определение баротермического эффекта и разработана методика аналитического и численного исследования температурных полей в пласте, обусловленных баротермическим эффектом.

3. Для оценок сверху и снизу влияния вертикальной и горизонтальной теплопроводности в пласте на температурное поле баротермического эффекта получены аналитические решения. Анализ результатов расчетов показал возможность пренебрежения теплопроводностью в пласте при расчете температурных полей, определены границы применимости математических моделей расчета баротермического эффекта при фильтрации жидкостей в нефтяных пластах.

4. На основе аналитических и численных решений задач о нестационарном температурном поле баротермического эффекта в неоднородном пласте показана возможность термогидродинамического зондирования призабойной зоны пласта. Решены обратные задачи об определении удельного дебита жидкости, скин-фактора, гидропроводности и радиуса призабойной зоны.

5. На основе теоретических исследований баротермического эффекта установлено, что зависимость от времени величины изменения температуры в пласте в интервалах притока воды и нефти имеет инверсионный характер. Определены условия инверсии в пласте, получены формулы для оценки времени инверсии с учетом несовершенства скважины и неоднородности пласта. Разработан алгоритм расчета времени инверсии температурных аномалий в стволе скважины с учетом смешивания потоков. На основе исследований разработан способ выделения интервалов нефте- водопритоков в пласте.

6. Разработаны и исследованы аналитические и численные модели восстановления температуры нефтяного пласта с учетом продолжающегося притока жидкости после остановки добывающей скважины и для условий, характерных освоению скважин. Расчетами установлено, что различие в темпах изменения температуры в различных пластах, в основном, зависит от подвижности флюида в пласте и это может приводить к инверсии температурных аномалий после остановки скважины.

7. Разработаны и исследованы математические модели температурного поля, обусловленного баротермическим эффектом при вытеснении нефти водой. Для приближения поршневого вытеснения задача о температурном поле для плоскопараллельной и плоскорадиальной фильтрации решена аналитически. В рамках модели двухфазной фильтрации расчеты термогидродинамических полей выполнены численно. Показано, что в начальный период вытеснения формирование температурного поля в добывающей скважине происходит как в случае однофазной фильтрации нефти, а с приближением фронта вытеснения характерный для однофазной фильтрации темп изменения температуры нарушается. Выявлены и исследованы диагностические признаки приближения фронта нагнетаемой воды к скважине. Показано, что двухфазность фильтрации, теплообмен между пластом и окружающими породами, начальное обводнение пласта не нарушают выявленных на аналитических моделях закономерностей в изменении температурного поля при вытеснении нефти. Дано обоснование возможности прогнозирования положения фронта вытесняющей воды на основе мониторинга изменения температуры и производных температуры в добывающей скважине.

8. Разработаны и исследованы математические модели термогидродинамических полей в пористом пласте при фильтрации газированной нефти, когда забойное давление снижается ниже давления насыщения нефти газом. Для стационарного случая получены аналитические решения, для исследования особенностей формирования температурного поля в скважине во времени разработана численная модель неизотермической двухфазной фильтрации с фазовыми переходами. В результате исследования моделей показано, что:

- величина и знак температурной аномалии зависят от пластового давления, давления насыщения, забойного давления и от газового фактора;

- основной вклад в отрицательную температурную аномалию вносит теплота разгазирования нефти. Дроссельным эффектом при фильрации выделившегося из нефти газа для перепадов давления в зоне разгазирования нефти до 25 ат можно пренебречь;

- имеются критические значения газового фактора такие, что при газовых факторах, меньше критического, на величине и характере зависимости температуры от забойного давления не сказывается разгазирование нефти в пласте. При этом температурная аномалия положительна и растет с уменьшением забойного давления как в случаях однофазной фильтрации жидкости;

- при газовых факторах, больших критического, но меньших инверсного газового фактора, температурная аномалия на забое скважины положительна, но с уменьшением забойного давлкения она уменьшается',

- при газовых факторах, больших инверсного, температурная аномалия на забое скважины отрицательна и растет по абсолютной величине с уменьшением забойного давления;

- наличие воды в пласте вместе с разгазирующейся нефтью уменьшает влияние эффекта разгазирования нефти. С ростом обводненности продукции увеличивается значение инверсного газового фактора. При обводненности более 60% отрицательные температурные аномалии за счет разгазирования нефти в пласте для реальных на практике газовых факторов и забойных давлений не наблюдаются;

- в нестационарном поле давления после пуска скважины в работу с забойным давлением ниже давления насыщения вначале наблюдается понижение температуры, обусловленное адиабатическим эффектом и теплотой разгазирования нефти. С увеличением времени растет вклад дроссельного разогрева жидкой фазы и дроссельного охлаждения газовой фазы. Возможен переход во времени от отрицательной аномалии, сложившейся в начальные моменты времени, к положительной. В результате, даже если величина газового фактора в скважине ниже инверсного, для малых времен эксплуатации скважины на забое скважины в течение некоторого времени может наблюдаться отрицательная температурная аномалия.

На основе выявленных закономерностей разработана технология выделения нефтенасыщенных и водонасыщенных перфорированных пластов, основанная на регулировании температурных аномалий изменением давления в скважине.

7. Разработаны технологии определения характеристик нефтяных пластов при освоении и эксплуатации скважин, основанные на результатах исследования термогидродинамических полей:

- определение параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин. Для технологии КВУ при освоении скважин разработана методика определения гидропровод-ности пласта и скин-фактора;

- выявление интервалов притока воды в исследуемом пласте. В качестве информативных признаков используется инверсия во времени величины изменения температуры нефти и воды. Способ осуществляется путем замера серии термограмм после пуска скважины в эксплуатацию, после снижения уровня жидкости и вызова притока из пласта. Эта технология признана изобретением и используется на практике при освоении скважин;

- технология термогидродинамических исследований в скважине с целью оценки характера насыщения перфорированных пластов и состава притекающего флюида. В основе методики исследований - регулирование процесса разгазирования нефти в пласте путем изменения давления в скважине и регистрации величины изменения температуры притекающего в скважину флюида. Давление в скважине изменяют таким образом, чтобы был переход через давление насыщения нефти газом. Данная технология внедрена и используется при исследовании фонтанных скважин с большим газовым фактором и нефтяных скважин при их освоении. Установлено, что технология эффективна при обводненности продукции пласта менее 60-70%;

- методика термогидродинамического зондирования пласта и призабойной зоны путем регистрации температуры и объема отобранной жидкости во времени при постоянном давлении в скважине. Метод может быть использован в процессе освоения скважин струйными насосами;

- технология прогнозирования подхода фронта обводнения к добывающей скважине, основанная на выявленных особенностях термогидродинамических полей при вытеснении нефти водой. Метод может использоваться в системах с распределенными датчиками температуры и с применением обычных методов скважинной термометрии.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе выполненных исследований развиты теоретические основы методов термогидродинамических исследований нефтяных пластов.

Исследованы алгоритмы определения параметров пласта и призабойной зоны по данным гидродинамических исследований при освоении скважин на основе разработанной математической модели, описывающей связь между давлением в скважине и расходом жидкости из пласта в условиях изотермической фильтрации.

Разработаны и исследованы математические модели прямых задач: -о нестационарном температурном поле в неоднородном пласте при однофазной неизотермической фильтрации слабосжимаемой жидкости с учетом термодинамичеких эффектов;

-для расчета термогидродинамических полей в пласте при вытеснении нефти водой;

-для изучения особенностей термогидродинамических полей при притоке из пласта газированной нефти в скважину с забойным давлением ниже давления насыщения нефти газом.

На основе проведенных исследований разработаны научно обоснованные технологии для изучения нефтяных пластов термогидродинамическими методами в процессе освоения и эксплуатации скважин. Для автоматизированной обработки данных термогидродинамических исследований скважин разработана и внедрена система «Гидрозонд».

1. Авдеев А.В., Лаврентъев-мл. М.М., Горюнов Э.В. и др. К решению одной обратной задачи, связанной с оценкой параметров нефтяного пласта // Вычислительные технологии, 2001, т.6, №6, с.3-13.

2. Алишаев М.Г., Розенберг М.Д., Теслюк E.B Неизотермическая фильтрация при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1985. — 270 с.

3. Антропов В.Ф., Перегинец В.А., Шановский Я.В. Технологии исследования скважин и воздействия на прискважинную зону эжекторными установками типа УГИС // Нефтяное хозяйство, 2000, №1, с.41

4. Ареьиев Е.Г., Плынин В.В., Попов O.K., Штырлин В.Ф. Природа аномальных данных термогидродинамических исследований нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство, 2000, №3, с.41

5. А.С. 297769 СССР. Способ определения коэффициента текущей нефтеотдачи пласта /Закусило Г. А. Опубл. БИ № 10, 1971.

6. А.С. 641081 СССР. Способ послойного определения параметров проницаемых пластов /Десятков В.К, Марков А.И., Неткач А.Я. Опубл. БИ№ 1,1979.

7. А.С. 665082 СССР. Способ определения затрубного движения жидкости / Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш.- Опубл. в БИ № 20, 1979.

8. А.С. 672333 СССР. Способ термометрии действующих нефтяных скважин /А.Ш.Рамазанов Опубл. БИ № 25, 1979.

9. А.С.777557 СССР. Способ определения коэффициента Джоуля-Томсона флюидов / А.Ш.Рамазанов и А.И. Филиппов. Опубл. БИ № 41, 1980.

10. А.С. 924449 СССР. Способ контроля технического состояния скважины /А.С.Буевич, Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.И.Филиппов. Опубл. БИ № 16,1982.

11. А.С. 1055865 СССР. Способ исследования действующих нефтяных скважин /А.Ш.Рамазанов, Л.Л.Пацков, А.И.Филиппов, Р.А.Валиуллин. -Опубл. БИ № 43, 1983.

12. А.С.1160013 СССР. Способ исследования технического состояния скважины /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.С.Буевич и др. Опубл. БИ № 21,1985.

13. А.С. 1323916 СССР. Способ определения характера насыщенности пласта /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Т.Булгаков и др. Опубл. БИ № 26, 1987.

14. А.С. 1346776 СССР. Способ выделения обводненных коллекторов в нефтяной скважине /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, В.Я.Федотов и др. -Опубл. БИ № 39, 1987.

15. А.С. 1364706 СССР. Способ термометрических исследований скважин /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, А.И.Филиппов и др. Опубл. БИ № 1, 1988.

16. А.С. 1776780. Способ исследования продуктивных пластов /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов, Р.Ф.Шарафутдинов и др. Опубл. БИ № 43, 1992.

17. А.С. 1788225 СССР. Способ выделения нефтеносных и обводненных пластов в действующей скважине /Р.А.Валиуллин, А.Ш.Рамазанов и др. -Опубл. БИ № 2,1993.

18. Балакиров Ю.А. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи.- М.: Недра, 1970. -192с.

19. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. М.: Недра, 1972. 288 с.

20. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. 211 с.247

21. Васин Я.Н., Степанов А.Г., Крупский JI.3. Выявление интервалов обводнения в перфорированном нефтяном пласте методомвысокочувстви-тельной термометрии // Нефтегазовая геология и геофизика, 1971, № 7, с.31-36.

22. Васин Я.Н., Степанов А.Г., Тюкаев Ю.В. и др. Определение затрубной циркуляции методом высокочувствительной термометрии // Нефтяное хозяйство, 1969, № 10, с.30-32.

23. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. Учебник для вузов. М.: Недра, 1993. 416 с.

24. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов.- Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. — 480с.

25. Бубеев А.В., Фионов А.И., Бродский П.А. Способ гидродинамических исследований пластов / А.С.1105629. Опубл. БИ № 28, 1978.

26. Буевич А.С. Термические исследования действующих глубиннонасос-ных скважин через межтрубное пространство /Дис. . канд. техн. наук. -М.: МИНХ и ГП, 1978.

27. Буевич А.С., Коршиков Н.С. Тенденция развития аппаратурно-методического обеспечения ГИЭС // НТВ Каротажник, 1994, № 10.

28. Буевич А.С. Компьютеризованный аппаратурно-методический комплекс для геофизических исследований действующих скважин / Автореф. дис. . докт. техн. наук, Тверь, 1991.

29. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. -М.: Недра, 1973. 246 с.

30. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. -М.: Недра, 1984. -269 с.

31. Булгаков Р.Т. Исследование нестационарных температурных полей в зумпфе нефтяных скважин / Дис. . канд. физ.-мат. наук, Уфа, БашГУ, 1993.

32. Булгакова Г.Т. Неравновесные и нелинейные эффекты в процессах двухфазной фильтрации / Дис. .докт. физ.-мат. наук, Уфа, 2000.

33. Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта. М.: Недра, 1974.-232с.

34. Бутковсккий А.Г. Характеристики систем с распределенными параметрами (Справочное пособие). М.: Наука, 1979. -224с.

35. Бэд М., Фрост Н. Оценка продуктивности пород по данным термометрии скважин / В сб.: Промысловая геофизика. М.: Недра, 1970, с.207-213.

36. Валиуллин Р.А. Разработка методики исследований и интерпретации данных термометрии при компрессорном освоении и опробовании нефтяных скважин/ Дисс. . канд. техн. наук, М., 1987.

37. Валиуллин Р.А. Термические методы диагностики нефтяных пластов и скважин / Дис. . докт. техн. наук. Тверь, 1996.

38. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башк. госуд. унта, 1992. - 168 с.

39. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. К формированию температурного поля в скважине при компрессорном освоении и опробовании / Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник. Уфа: Изд-во Башк. госуд. ун-та, 1985. - с.91-98.

40. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте / Геофизические исследования в нефтяных скважинах: труды ВНИИНПГ. Уфа. - 1990, вып.20.

41. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С. Система информационного обеспечения промысловых ГИС «ПРАЙМ» / Вычислительные средства регистрации и интерпретации геофизических исследований скважин: Тез. докл. Всерос. научн. конф. -Уфа, 1992, с. 16-17.

42. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С. Система «Прайм» для автоматизации интерпретации результатов геофизических исследований скважин / Университеты России: Сб. докл. научн. конф. Уфа: Башк. го-суд. унив-т. - 1995, с. 142-145.

43. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф.и др. Особенности термометрии при выделении нефтяных пластов, эксплуатирующихся при забойном давлении ниже давления насыщения // Нефтяное хозяйство, 1991, №6, с.33-36.

44. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Баротермический эффект при трехфазной фильтрации с фазовыми переходами // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1994, № 5, с.113-117.

45. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками / Изд-во Башк. ун-та, Уфа, 1998. -115с.

46. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. и др. Определение работающих интервалов горизонтального ствола скважины термогидродинамическими методами // Нефтяное хозяйство, 2004, №2.

47. Валиуллин Р.А., Ремеев И.С., Рамазанов А.Ш'. и др. Система «Прайм» для автоматизированной обработки данных ГИС при контроле за разработкой нефтяных месторождений // НТВ «Каротажник», 1997, вып.30, с. 10-24.

48. Валиуллин Р.А., Рябов Б.М., Рамазанов А.Ш. и др. Определение нефте-водопритоков по результатам термических исследований в процессе освоения и опробования скважин // Нефтяное хозяйство, 1990,№ 4, с.21-25.

49. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш. и др. Интерпретация данных термических исследований скважин на основе использования результатов математического моделирования тепловых процессов //НТВ «Каротажник», вып.118-119, 2004г, с.215-222.

50. Василевский В.Н., Петров А.И. Исследования нефтяных пластов и скважин. -М.: Недра, 1973. -344 с.

51. Вахитов Г.Г., Гаттенбергер Ю.П., Лутков В.А. Геотермические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений. М.: Недра, 1984. -240 с.

52. Волиев Ф.Г., Ибишов Б.Г., Эседулаев Р. Влияние температуры на показатели разработки нефтяных и газовых месторождений / В сб.: Особенности разработки нефтяных месторождений. Баку, 1981, с.58-64.

53. Гаврина Т.Е. Разработка усовершенствованной методики решения нестационарных задач термометрии нефтяных и газовых скважин / Дис. . канд. техн. наук. М., 1986.

54. Гаврина Т.Е., Чемоданов В.Е. Расчет теплового поля в системе коллектор вмещающие породы - скважина / В сб.: Нефть и газ. - М, 1976, с.30-32.

55. Гаджиев М.А. Способы оценки эксплуатационных качеств систем скважина-пласт // Нефтяное хозяйство, 2000 , № 4, с.22.

56. Гайворонский И.Н., Леоненко Г.Н., Замахаев B.C. Коллекторы нефти и газа Западной Сибири, их вскрытие и опробование. М.: ЗАО «Геоин-форммарк», 2000.- 364с.

57. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика / Под ред. Запорожца В.М. М.: Недра, 1983. -591с.

58. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фахруллин и др.-М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999. 227с.251

59. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 1982. - 312 с.

60. Градштейн КС., Рыжик ИМ. Таблицы интегралов, сумм, рядов и произведений / Изд. 5-е. — М.: Наука, 1971. -1108 с.

61. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. Гос-топтехиздат, 1952. - 252 с.

62. Дворкин И.Л., Буевич А.С., Филиппов А.И. и др. Термометрия действующих нефтяных скважин /Пособие по методике измерений и интерпретации. Деп. во ВНИИОЭНГ, 1976, № 305.

63. Дворкин И.Л., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Б. и др. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта // Нефтяное хозяйство, 1986, № 6, с.15-18.

64. Дворкин И.Л., Парфенов А.И., Буевич А.С. и др. Использование высокочувствительной термометрии для выделения интервалов затрубной циркуляции // Нефтяное хозяйство, 1974, № 12, с.43-46.

65. Дворкин И.Л., Филиппов А.И., Беляков С.И. О влиянии калориметрического смешивания различных жидкостей на распределение температуры в действующей скважине // Нефтяное хозяйство, 1975, № 4, с.43-46.

66. Дьяконов Д.И. Геотермия в нефтяной геологии. -М.: Гостоптехиздат, 1958.-32 с.

67. Диткин В.А., Прудников А.П. Справочник по операционному исчислению. М.: Высшая школа, 1965. - 466с.

68. Дорохов И.Н., Кафаров В.В., Нигматулин Р.И Общие уравнения движеIния многокомпонентных монодисперсных систем с химическими реакциями и процессами тепло- и массопереноса / Теоретические основы химической технологии, 1977, т.11, №2, с. 163-176.

69. Зайцев В.М. Некоторые вопросы теории тепловых процессов при движении жидкости в трещинных коллекторах // Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1970, № 1, с.73-76.

70. Зайцев В.М. Дроссельное температурное поле трещиноватого пласта при движении несжимаемой жидкости // Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1973, № 10, с.59-64.

71. Зазовский А.Ф. О неизотермическом вытеснении нефти водой из нетеп-лоизолированных пластов // Изв. АН СССР. МЖГ, 1983, №5, с.91-98.

72. Закусило Г.А. Способ определения коэффициента продуктивности пласта по данным термометрических исследований // Нефтяное хозяйство, 1972, № 5, с.51-54.

73. Закусило Г.А. и др. Применение методов термометрии для определения интервалов пластов обводненных нагнетаемой водой // Нефтяное хозяйство, 1974, № 2, с.41-44.

74. Зельдович Я.Б. Элементы математической физики. М.: Наука, 1973.

75. Золотарев П.П., Николаевский В.Н. Термодинамический анализ нестационарных процессов в насыщеннывх жидкостью и газом пористых средах. В кн.: Теория и практика добычи нефти. - М.: Недра, 1966, с.49-61.

76. Ибишов Б.Г. Температурные изменения в нестационарных процессах и их использование для оценки термогидродинамических характеристик в нефтегазодобыче / Дис. . канд. техн. наук.- Баку, 1982.

77. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной баро-метрии в промысловой геофизике. -М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997.229 с.

78. Исследование малодебитных скважин в России / Хасан Акрам, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, И.Р. Дияшев, У.Джон JIu, А.Н. Шандры-гин// Нефтегазовое обозрение, Весна 1999, с.4-13

79. Калиткин Н.Н. Численные методы. М.: Наука, 1978. - 512с.

80. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М., Степанов В.П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: -Недра, 1974. -224 с.

81. Каплан А.Г. Термогидродинамические работы И.А. Чарного. /В сб. научных трудов «Нефтегазовая гидромеханика», вып.228. -М.:МИНГ, 1991,с.173-178.

82. Капырин Ю.В., Требин Г.Ф., Позин JI.3. Использование температурных эффектов при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство, 1964, №3.

83. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основе детерминированных моментов / Сб. тр. ВНИИ: Интенсификация добычи нефти. М.: ВНИИ, 1980.

84. Карачинский В.Е. О нестационарной квазиодномерной фильтрации в неоднородном пласте // Известия АН СССР. Механика жидкости и газа, 1971, №3, с.139-147.

85. Карачинский В.Е. Методы геотермодинамики залежей газа и нефти. — М.: Недра, 1975. 168с.

86. Карслоу Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел.- М.: Наука, 1964.-487с.

87. Кнеллер JI.E. Интерпретация материалов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин на основе решения прямых и обратных задач / Дис. . докт. техн. наук. Тверь, 1992.

88. Кожевников Д.А. Радиоактивные и термические методы исследования скважин. М.: РИО МИНХиГП, 1977 г.

89. Кондрашкин В.Ф., Фаткуллин А.Х. Определение коэффициента Джоуля-Томсона для Ромашкинской нефти в промысловых условиях // Нефтепромысловое дело, 1974, № 9.

90. Конюхов В.М. Термогидродинамические эффекты в скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами / Дис. . канд. ф.-м. наук, Казань, 1987.

91. Конюхов В.М. Дисперсные потоки в нефтяных скважинах. Казань: Изд. Казан, ун-та, 1990. - 137 с.

92. Корн Г., Корн Т. Справочник по математике для научных работников и инженеров. М.: Наука, 1984. - 831 с.

93. Кострюков Г.В. Об изменении температуры газонефтяного потока в фонтанных скважинах // Татарская нефть. 1958, № 9, с.20-25.

94. Кострюков Г.В. Промысловые исследования тепловых процессов в нефтяных пластах и скважинах Ромашкинского месторождения / Дис. . канд. техн. наук.- М., 1963.

95. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии / Дис. . канд. техн. наук. М.: МИНХиГП, 1978.

96. Кременецкий М.И Результативность гидродинамико геофизических исследований эксплуатационных нефтяных и газовых скважин // Геофизика, 2001, №4, с.96-99.

97. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Маръенко Н.Н. Информационная автоматизированная система промыслово-геофизического контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений «ГЕККОН+». — М.: ИГ ГАНГ, 1998.- 108с.

98. Кременецкий М.И, Резванов Р.А. Физические основы термических методов исследования скважин. М.: РИО МИНХиГП, 1983.

99. Кулиев A.M., Азимов Э.Х., Касумов Н.В. и др. Способ определения давления насыщения нефти газом по данным термогидродинамических исследований скважин // Азерб. нефт. хоз-во, 1984, № 1, с.36-39.

100. Лапук Б.Б. О термодинамических процессах при движении газа в пористых пластах // Нефтяное хозяйство. 1940. - №3.

101. Лапук Б.Б. О температурных изменениях при движении сырой нефти в пористых пластах // Нефтяное хозяйство. 1940. - №4, 5.255

102. Лыков А.В. Теория теплопроводности. М.: Высшая школа, 1967.

103. Лыков А.В. Тепломассобмен. Справочник. М.: Энергия, 1978. - 479с.

104. Марков А.И., Непримеров Н.Н., Неткач А.Я. Методика проведения исследований по определению коэффициента Джоуля Томсона на забое нефтяных и газовых скважин / В.сб.: Вопросы экспериментальной гео-термологии. - Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1973, с.34-41.

105. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде (пер.с англ.). М.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.

106. Медведев А.И. Компьютерная система обработки результатов гидродинамических исследований в скважинах // Нефтяное хозяйство, 1997, № 4, с. 20-27 .

107. Методическое руководство по исследованию малодебитных фонтанирующих скважин и скважин, возбуждаемых компрессором /Лиховол Г.Д., Шевелев П.В., Саулей В.П. Нижневартовск, 1982. - 44 с.

108. Методическое руководство по определению параметров пласта и призабойной зоны по данным пластоиспытателя. -ВолгоградНИПИнефть, 1984. 33 с.

109. Мехтиев Ш.Ф., Мирзаджанзаде А.Х., Алиев С.А. Геотермические исследования нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1971. - 216 с.

110. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа.: ГИЛЕМ, 1999. - 464 с.

111. Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче. Системный анализ, диагноз, прогноз. М.: Наука, 1997. -254 с.

112. Назаров В.Ф. Термометрия нагнетательных скважин / Дис. . докт. техн. наук. Уфа, 2002.

113. Намиот А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине / Тр.ВНИИ, 1956, вып.8, с.400-412.

114. Непримеров Н.Н. Трехмерный анализ нефтеотдачи охлажденных пластов. Казань: Изд-во Казан, унив-та, 1978.121 .Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождениря. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1968.

115. Нигматулин Р.И. Основы механики гетерогенных сред.- М.:Наука, 1978.

116. Нигматулин Р.И. Динамика многофазных сред. В 2-х частях.- М.: Наука, 1987.

117. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. М.: Недра, 1977. - 239 с.

118. Осадчий В.М. Разработка технических средств и технологий свабирования скважин с геофизическим сопровождением / Автореф. дис. . канд. техн. наук, Уфа, 2004.

119. Патанкар С.В. Численные методы решения задач теплообмена и динамики жидкости / Пер. с англ. под ред. В.Д. Виленского.- М.: Энерго-атомиздат, 1984.

120. Патент РФ № 2194160 на изобретение «Способ активной термометрии действующих скважин (варианты)»/ Валиуллин Р., Шарафутдинов Р.Ф., Рамазанов А.Ш. и др., 2002.

121. Пилипец И.А. О возможности регулирования температурного режима пластов и скважин при их эксплуатации // Нефтяное хозяйство, 1973, № 4, с.37-40.

122. Пилипец И.А. Определение каверн в действующих скважинах термометрическим методом // Нефтяное хозяйство, 1974, № 5, с.43-46.

123. Позин JI.3. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1965. - 115с.

124. Позин JI.3., Дьяченко А.Г., Кременецкий М.И. Исследование качества цементирования скважины способами детальной термометрии // Изв. вузов. Нефть и газ, 1977, № 4, с.3-9.

125. Позин ИЗ., Широков В.Н. Методика определения работающих горизонтов в эксплуатационных скважинах по данным термометрии / Тр. МИНХи ГП. М.-.1977, вып. 119, с.193-207.

126. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975. - 234с.

127. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1977. - 166с.

128. Рамазанов А.Ш. Баротермический эффект при нестационарной фильтрации жидкости в пористой среде / Тез. докл. на Всес. семинаре «Современные проблемы и математические методы теории фильтрации». -М.: 1984, с.160-161.

129. Рамазанов А.Ш. Дроссельное температурнеое поле нефтяного пласта при эксплуатации скважины в режиме постоянной депрессии. Уфа, 14с. - Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 11 окт. 1982г., №957 нг-Д82.

130. Рамазанов А.Ш. Дроссельное температурное поле неоднородного нефтяного пласта. Уфа, 7с. - Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 28 окт. 1983г., №1033 нг-Д83.

131. Рамазанов А.Ш. Температурное поле при одномерной нестационарной фильтрации жидкости / В сб.: Физико химическая гидродинамика. -Уфа, 1983, с. 122-127.

132. Рамазанов А.Ш. К обоснованию упрощенных моделей расчета температурных эффектов при фильтрации жидкости.- Уфа, 12с. Рукопись деп. во ВИНИТИ 31 окт. 1984г., №7029-84 Деп.

133. Рамазанов А.Ш. Баротермический эффект при нестационарной фильтрации жидкости в нефтяных пластах/ Автореф. дис. . канд. ф.-м. наук, Казань. 1986.

134. Рамазанов А.Ш. Термогидродинамические методы при освоении и испытании нефтяных пластов / Тез. докл. междун. конф. «Новые высокие информационные технологии», г.Уфа, 8-11 июня 1999г.

135. Рамазанов А.Ш. Автоматизированная обработка данных гидродинами-ченских исследований пластов/ кафедре геофизики 35 лет / Сб. материалов, посвященный юбилею кафедры / Изд-е Башкирск. ун-та. —Уфа, 1999, с.81-98.

136. Рамазанов А.Ш. Температурное поле нефтяного пласта при фильтрации газированной нефти и воды / Сб. докл. Межд. геофизической конф. «Геологической службе России 300 лет». Санкт-Петербург, 2-6 октября 2000г., с.403-404.

137. Рамазанов A.U1. Исследование алгоритмов обработки кривых притока малодебитных скважин // НТВ «Каротажник», 2000, вып.74, с.69-80

138. Рамазанов А.Ш., Валиева Н.Т. Стационарное температурное поле при совместной фильтрации воды и газированной нефти / Межвузов.сб.: Физико-химическая гидродинамика. Уфа: Башк. госуд. унив-т, 1995. -с.69-76.

139. Рамазанов А.Ш., Валиуллин Р.А., Осадчий В.М. Особенности гидродинамических исследований при освоении скважин // НТВ «Каротажник», 2002, вып. 94, с.13-19.

140. Рамазанов А.Ш., Валиуллин Р.А., Филиппов А.И.Применение термометрии для выявления заколонной циркуляции жидкости в начальной стадии эксплуатации скважины // Нефтяное хозяйство, 1982, № 4, с.39-42.

141. Рамазанов А.Ш., Пудовкин М.А. О некоторых математических моделях теплового поля водонагнетательной скважины. Уфа, 55с.- Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 27 авг. 1979г., №681.

142. Рамазанов А.Ш., Ремеев И.С., Гумеров И.Р. и др. Автоматизированная система обработки данных гидродинамического зондирования пластов «Гидрозонд» //НТВ «Каротажник», 1997, вып.ЗО, с.74-77.

143. Рамазанов А.Ш., Тагиров И.Ф. Стационарное температурное поле при фильтрации газированной нефти // Известия РАН. Механика жидкости и газа, 1994, №1,с.113-116.

144. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. К расчету поля давления в пласте при глубиннонасосной эксплуатации скважин. -Уфа, -14с.- Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 25 апр. 1979, №584.

145. Рамазанов А.Ш. Филиппов А.И. Некоторые особенности температурного поля дросселирующей жидкости / Сб.: Гидродинамика и теплообмен в конденсированных средах. ИТФ СО АН СССР. Новосибирск, 1981, с.95-100.

146. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. К применению термометрии для исследования водонагнетательных скважин // Известия ВУЗов. Нефть и газ, 1981, №2, с.58-62.

147. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Некоторые особенности теплового поля пласта при неустановившейся фильтрации флюида / Тезисы докл. на 2 Всес. конф. «Проблемы горной теплофизики».- JL, 1981, с.169.

148. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И. Температурные поля при нестационарной фильтрации жидкости // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа, 1983, №4, с.175-178.

149. Рамазанов А.Ш., Филиппов А.И, Закусило Г.А. Изучение роли различных физических процессов в восстановлении температуры нефтяногопласта после остановки скважины.- Уфа, 7с.- Рукопись деп. во ВНИИОЭНГ 29 окт. 1976г., №329.

150. Рамазанов А.Ш., Якин А.В. Об одной математической модели теплового поля водонагнетательной скважины / В сб.: Физико- химическая гидродинамика.- Уфа: Изд-во Башк. ун-та, 1980, с. 101-107.

151. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. М.: Недра, 1982. - 368 с.

152. Рубинштейн Л.И. Температурные поля в нефтяных пластах. М.: Недра, 1971. -276с.

153. Руководство по комплексу термогидродинамических исследований при внутрипластовом горении. РД 39-9-489-80. -М.: ВНИИ, 1980.

154. Савенков Г.Д., Бойко B.C., Дорошенко В.М. Расчет температурных изменений в призабойной зоне пласта в зависимости от режима работы скважины // Нефтепромысловое дело, 1973, №10, с. 15-17.

155. Саламатин А.Н. Математические модели дисперсных потоков. — Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1987.- 172с.

156. Сальников В.Е. Геотермический режим Южного Урала. М.: Наука, 1984. - 88 с.

157. Самарский А.А. Введение в теорию разностных схем.- М.: Наука, 1971. -552с.

158. Степанов А.Г. Применение высокочувствительной термометрии в комплексе с ядерно-геофизическими методами для решения задач контроляза разработкой нефтяных месторождений /Дис. . канд. техн. наук. М.: ВНИИЯГГ, 1977.

159. Стрешинский К. А. Количественная оценка перетоков жидкости по за-колонному пространству по данным температурных исследований // Нефтепромысловое дело, 1977, № 12, с.18-19.

160. Сучков Б.М. Оценка влияния дроссельного эффекта на изменение температурного режима скважины // Нефтепромысловое дело, 1974, №9, с.38-41.

161. Сухоносов Г.Д. Испытание необсаженных скважин М.: Недра, 1992.

162. Сыртланов В.Р., Шагапов В.Ш. Фильтрация кипящей жидкости в пористой среде // ТВТ, 1994, т.32, №1, с.87-93.

163. Термозаводнение нефтяных месторождений. Некоторые вопросы тер-мики нефтегазовых месторождений / Под ред. Пудовкина М.А. Казань: Изд-во Казан, ун-та, 1971.-168с.

164. Теслюк Е.В., Розенберг М.Д., Капырин Ю.В., Требин Г.Ф. О неизотермической фильтрации многофазного потока и об учете термодинамических эффектов при разработке нефтяных месторождений / Тр. ВНИИ. М.: Недра, 1965, вып.42, с.281-294.

165. Тихонов А.Н., Самарский А.А. Уравнения математической физики. М.: Наука, 1972. - 735 с.

166. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В О величине дроссельного эффекта при фильтрации углеводородов на различных глубинах / Тр. ВНИИ. -М.: Недра, 1970, вып.37, с.56-58.

167. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Петухов В.Н. Экспериментальное изучение изменения температуры при дросселировании нефти / Тр. ВНИИ. -М.: Недра, 1974, вып.49.

168. Требин Г.Ф., Капырин Ю.В., Лиманский О.Г. Оценка температурной депрессии в призабойной зоне эксплуатационных скважиню / Тр. ВНИИ.-М.: Недра, 1978, вып. 64, с. 16-22.

169. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. М.: Недра, 1980. - 583с.

170. Упругий режим фильтрации и термодинамика пласта / Под. ред. Виноградова В.Н. -М.: Недра, 1972. 164с.

171. Усманов М.Г. О возможности применения высокочувствительной термометрии для исследования добывающих и разведочных скважин при дренировании компрессором // Нефтепромысловое дело, 1981, № 8, с.15-17.

172. Фаткуллин АХ., Кондрашкин В.Ф., Бровин Б.З. и др. Использование термометрии для решения нефтепромысловых задач // Нефтепромысловое дело, 1971, №3, с. 25-27.

173. Филиппов А.И. Решение некоторых задач нестационарного теплового поля дросселирующей в пористой среде жидкости / Автореф. дис. . канд. ф.-м. наук, Казань. 1978.

174. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов. Саратов: Изд-во Сарат. ун-та, 1989. - 116 с.

175. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов /Автореф. дис. . докт. техн. наук, Тюмень, 1991.

176. Филиппов А.И, Рамазанов А.Ш. О восстановлении теплового поля пласта после прекращения дросселирования насыщающего флюида // Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1976, №5, с.56-60.

177. Филиппов А.И, Рамазанов А.Ш. К теории термозондирования нефтяных пластов// Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1982, №10, с.29-33.

178. Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш. К расчету теплового поля дроссельного элемента установки для изучения эффекта Джоуля-Томсона // ИФЖ, 1980, т.38, №2, с.318-324.

179. Филиппов А.И, Рамазанов А.Ш., Пудовкин М.А. К теории восстановления температуры после остановки скважины / В сб.: Физико-химическая гидродинамика.- Уфа, Изд-во Башкир, ун-та, 1983, с. 128-135.

180. Филиппов А.И., Рамазанов А.Ш., Таюпов М.Н. Изучение влияния теплопроводности на тепловое поле эффекта ДжоуляТомсона в пластовых условиях / В сб.: Проблемы физики и гидродинамики нефти и газа.- Уфа, Изд-во Башкир.ун -та, 1976, с.79-88.

181. Федоров В.Н., Нестеренко М.Г., Мешков В.М. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин // НТВ Каротажник, 2001, вып.83, с.73-82.

182. Хабибуллин И.Л., Шарафутдинов Р.Ф. Об оценке теплоты растворения газов в жидкостях / Межвузовский науч. сб. Уфа, 1995, с. 144-146.

183. Хасанов М.М. Исследование устойчивости фильтрации жидкостей с зародышами газа / Изв. АН СССР. МЖГ, 1994, №2, с.66-72.

184. Хасанов М.М, Булгакова Г.Т. Неравновесные и нелинейные эффекты в процессах двухфазной фильтрации / ДАН, 1999, т.366, №6, с.768-770.

185. Хоминец Э.Д., Шановский Я.В., Лисовский В.Е. и др. Применение эжек-торного многофункционального пластоиспытателя при разведке и разработке нефтяных месторождений // НТВ «Каротажник», 1997, вып.37.

186. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов. М.: Недра, 1989. - 190 с.

187. ЧарныйИ.А. Подземная гидродинамика. М.: Гостехиздат, 1963. - 396 с.264

188. Чарный И. А. Нагревание призабойной зоны при закачке горячей жидкости в скважину // Нефтяное хозяйство, 1963. №№ 2,3. - с. 15-19, с. 14-19.

189. Чарыев О.М. О неизотермической фильтрации пластового флюида в пористой среде // Изв. Ан Туркм. ССР. Серия физико- технич. химич. и геол. наук, 1970, №5, с.40-47.

190. Чарыев О.М. О влиянии эндогенных физических процессов в потоке на его температурный режим в стволе скважины // Изв. АН Туркм. ССР. Серия физико- технич. химич. и геол. наук, 1970, № 6, с.27-34.

191. Чарыев О.М. Температурное поле призабойной зоны пласта при эксплуатации нефтегазовых скважин // Изв. Ан Туркм. ССР. Серия физико-технич. химич. и геол. наук, 1972, №6, с.58-63.

192. Чекалюк Э.Б. Температурный режим газонефтяного пласта / Тр. ВНИГНИ. -М.: 1958, вып. 12.

193. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта.- М.: Недра, 1965.- 238с.

194. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа.- М.: Гостехиз-дат, 1961. -236 с

195. Череменский Г.А. Геотермия. Л.:Недра , 1972. - 271 с.

196. Чемоданов В.Е. К интерпретации результатов исследования скважин в нестационарном режиме /В сб.:Нефть и газ. М.: 1974, с.26-27.

197. Шагапов В.111. О фильтрации газированной жидкости // ПМТФ, №5, 1993, с. 97-106.

198. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

199. Шалимов Б.В. Численное моделирование одномерной трехфазной фильтрации // Изв. АН СССР, МЖГ, 1975, №6, с.59-67.

200. Шарафутдинов Р.Ф. Нестационарный тепло- и массоперенос в нефте-насыщенных пористых средах / Дис. . докт. физ.-мат. наук. Уфа, 2000.

201. Шешуков А.И., Федоров В.Н., Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований // Нефтяное хозяйство, 2001, №5, с.64.

202. Эседуллаев Р. Тепловые эффекты при фильтрации газов и газоконден-сатных систем в пористой среде. Дис. . к.т.н. - Ашхабад, 1979.

203. Яруллин Р.К., Валиуллин Р.А., Федотов В.Я. Геотермические исследования простаивающих скважин // Геология, геофизика и полезные ископаемые Южного Урала и Приуралья. Уфа, 1991, с. 157-162.

204. Яковлев Б.А. Решение задач нефтяной геологии методами термометрии. М.:Недра, 1979. - 144 с.

205. Agarwal R.G., Carter R.D. and Pollock C.B. Evaluation and Performance Prediction of Low-Permeability Gas Wells Stimulated by Massive Hydraulic Fracturing // Journal of Petroleum Technology, March 1979, Vol. 31, N. 3, p. 362 372.

206. Ahluwalla J.S., Wilkes J.O. Wellbore Storage Effects in Transient Flow Testing of Gas Wells. paper SPE 17054, Oct., 1987.

207. Batesole E.C., Wilkes J.O. Thermal Effects in Ciclic of Storage Reservoirs. -paper SPE 16864, Sept., 1987.

208. Carnahan B.D. et al. Fiber Optic Temperature Monitoring Technology. paper SPE 54599, May 1999.

209. Dias S.G., Bannwart A.C., Serra K.V. Nonisothermal Unsteady Gas Flow in a Coupled Reservoir-Wellbore System. paper SPE 22676, Oct., 1991.

210. Garcia Rivera J. and Raghavan Rajagopal. Analysis of Short - Time Pressure Data Dominated by Wellbore Storage and Skin // JPT, May 1979, Vol. 31, N5, P. 623-631.

211. Gringarten Alain C. and Ramey Henry J. Jr. The Use of Source and Green's Function in Solving Unsteady Flow Problems in Reservoir. - SPE Journal, October 1973, Vol. 13, N5, P. 285 - 296.

212. Gringarten A.C., Ramey Jr. H.J., Raghavan R. Unsteady State Pressure Distributions Created by a Well With a Single Infinite - Conductivity Vertical Fracture / SPE Journal, August 1974, P. 347 - 360.

213. Gringarten A.C., Ramey Jr. H.J., Raghavan R. Applied Pressure Analysis for Fracture Wells // JPT 1975, Vol. 27, № 7, P. 887 892.

214. Hooker P.R., Brigham W.E. Temperature and Heat Transfer Along Buried Liquids Pipelines. paper SPE 6506, May, 1978.

215. Johnson D.O, Sugianto R., Mock P.H. Identification of Steam Breakthrough Intervals Using DTS Technology. This paper was prepared for presentation at the SPE Annual Technical Conference in San Antonio, Texas, 29 September - 2 Oktober 2002, SPE 77460.

216. Paul E. Wages. Interpretation of Postfracture Temperature Surveys.- paper SPE 11189, Sept., 1982.

217. Raghavan R. The Effect of Producing Time on Type Curve Analysis // JPT, June 1980, Vol. 32, № 6, P. 1053 1064.

218. Raghavan R., Hadinoto N. Analysis of Pressure Data for Fractured Wells: The Constant Pressure Outer Boundary / SPEJ, April 1978, P. 139 - 149.

219. Raghavan R., Reynolds Jr. A.C., Meng Hai Zui. Analysis of Pressure Buildup Data Following s Short Flow Period // JPT, April 1982, Vol. 34, № 4, P.904 - 916.

220. Rajiv Sagar, Dale R. Doty, Zelimir Schmidt. Predicting Temperature Profiles in a Rowing Well. paper SPE 19702, Nov., 1991; JPT (Jun. 1989), p.623-632.

221. Ramazanov A.Sh. Temperature Field of the Oil- Bearing Formation During the Filtration of Gassy Oil / Transaction of International Conference on Multiphase Systems, ICMS. Ufa, June 15-17, 2000.

222. Ramazanov A.Sh., Tagirov I.F. Steady Temperature Field Associated With the Flow of Gassy Oil a Porous Medium// Fluid Dinamics, vol.29, №1, 1994.

223. Ramazanov A.Sh., Sharafutdinov R.F., Khalikova A.G. Barotermal Effect in the Displacement of Oil From f Porous Medium// Fluid Dinamics, vol.2, №3, 1993.

224. Sage B.H., Lacey W. N. Thermodinamic properties of mixtures of Crude Oil and Natural Gas // Ind. a Eng. Chem., 1936, febr.

225. Settari Antonin, Cleary Michael P. Three Dimensional Simulation of Hydraulic Fracturing // JPT, July 1984, Vol. 36, № 8, P. 1177 - 1190.

226. Settari A., Ito Y., Jha K. Coupling of a fracture mechanics model and a thermal reservoir simulator for tar sands.- SPE Prod. Eng., Vol. 31, № 9 1990, P.20 27.

227. Steffensen P.J. and Smith R. C. The Importance of Joule-Thomson Heating (or Cooling) in Temperature Log Interpretation.- Paper SPE 4636 presented at the SPE 48 Annual Meeting, Las Vegas, Sept. Oct., 1973.

228. ToddM.R., O'Dell P.M., Hirasaki G.J. Methods for Increased Accuracy in Numerical Reservoir Simulators, SPE Journal, Dec. 1972, P.515 530.

229. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Sharafutdinov R.F. Barotermal Effect in three-phase flow throung a porous medium with phase transitions // Fluid Dinamics, 1994, vol.29, №1.

230. Valiullin R.A., Ramazanov A.Sh., Sharafutdinov R.F. A Research Into Thermal Field in Fluid-Saturated Porous Media. In Book of Abstracts 1 International Meeting on Applied Physics, Badajoz, Spain, October 13-18, 2003, p.963.

231. Williamson A.S., Chappelear J.E. Representing Wells in Numerical Reservoir Simulation / Part 1 Theory, Part 2 - Implementation. - SPE Journal, June 1981, p. 323-344.