Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений рд 153-39. 0-109-01

Скачать 1.86 Mb.

Название	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений рд 153-39. 0-109-01
страница	14/14
Тип	Методические указания

rykovodstvo.ru > Руководство эксплуатация > Методические указания

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

(рекомендуемое)
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН И ИХ ОСОБЕННОСТИ
С целью получения данных, необходимых для подсчета запасов, составления технологических схем разработки месторождения по каждой разведочной скважине проводится комплекс исследовательских работ по опробованию и испытанию всех вскрытых продуктивных (нефтегазоносных) пластов.

При опробовании вскрытых пластов устанавливают их нефтегазоносность в процессе бурения скважин с помощью опробователей на кабеле или испытателей пластов на трубах (ИПТ) путем отбора и анализа проб пластовых флюидов.

Под испытанием разведочных скважин понимается комплекс работ, проводимых в процессе бурения или в эксплуатационной колонне с целью установления основных промысловых параметров: дебит скважины, газовый фактор, забойные и пластовые давления, температура, коэффициент продуктивности скважины, проницаемость и гидропроводность пласта, состав и физико-химические свойства пластовых флюидов.

Продуктивность и геолого-физические характеристики пластов определяются путем выполнения в ходе испытания скважины гидродинамических исследований методами установившихся и неустановившихся отборов.

Под установившимися отборами (установившимся режимом работы) подразумевается работа скважины на штуцере с постоянными забойным и устьевыми давлениями, а также постоянным (установившимся) дебитом скважины.

Под неустановившимся режимом фильтрации подразумевается восстановление забойного давления до пластового (т.е. статического или динамического) при закрытой скважине.

Метод гидродинамического исследования с помощью ИПТ - экспресс-метод - основан на прослеживании восстановления давления в интервале испытания после кратковременного дренирования последнего. Он предназначен для испытания перспективных объектов в открытом стволе скважины в процессе бурения с помощью комплекта испытательных инструментов, спускаемых в скважину на бурильных трубах.

Спуск ИПТ производят после полного или частичного вскрытия объекта бурением и подъема долота. После испытания объекта поднимают ИПТ из скважины и продолжают бурение.

Цикл собственно испытания объекта ИПТ состоит из двух периодов (притока и восстановления давления).

Стандартным испытанием скважин ИПТ является испытание двухцикловое. Первый - вспомогательный, сравнительно непродолжительный цикл и второй - основной.

Снижение противодавления на пласт, изменение забойного давления на притоке, характер восстановления пластового давления фиксируются во времени глубинными регистрирующими манометрами, установленными под пакером и в трубах над ИПТ.

При гидродинамических исследованиях перспективного интервала методом ИПТ решаются следующие основные задачи [62]:

1. Обнаружение коллектора, имеющего продуктивность промышленного значения.

2. Обнаружение в коллекторе нефтегазонасыщения.

3. Оценка промышленной значимости нефтегазонасыщения коллектора в данной скважине.

4. Определение гидродинамических характеристик продуктивного пласта.

При отрицательном результате по любой из предыдущих задач необходимость решения последующих задач отсутствует. В соответствии со статистикой решение первой задачи необходимо для всего объема испытаний; второй - только для половины. Третья задача решается для 20-30% испытаний; четвертая - только для 7-15% испытаний.

При проведении гидродинамических исследований разведочных скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами, решают только одну, последнюю задачу - определяют гидродинамические характеристики продуктивного пласта и исходные данные для его разработки.

Продолжительность освоения, отработки и исследования продуктивных пластов в разведочной скважине гидродинамическими методами определяются величиной проницаемости коллекторов и эффективной мощности пласта.

Под отработкой скважины понимается работа флюидом через штуцер до стабилизации устьевых и забойных давлений и дебита.

Различают два основных типа объектов в разведочной скважине в зависимости от интенсивности притока и качества пластового флюида: нефтяные фонтанирующие и нефтяные не фонтанирующие.

При получении фонтанирующего притока нефти скважина пускается в работу, минуя трапную установку, в коллектор на сбросовый амбар. Как правило, скважина отрабатывается в течение 1.5-2 ч на 6-8-мм штуцере с последующим переходом на 5-мм штуцер. На этом штуцере скважина отрабатывается до полной очистки забоя от механических примесей и воды, после чего скважина считается подготовленной к выполнению гидродинамических исследований.

Отработка скважины производится на 4-5 режимах прямым ходом и в одном оптимальном режиме - обратным ходом, с которого снимается кривая восстановления забойного давления (КВД). Необходимость отработки скважины на нескольких режимах обуславливается получением качественных индикаторной диаграммы и КВД.

Определяющим признаком отработки скважины (установившийся режим) является постоянство дебита и забойного давления. Замеры забойного давления производятся один-два раза в сутки, периодичность замеров устьевых давлений - 3 ч, дебитов - 1 сут. Замер дебита жидкости производится в течение не менее 4-х часов.

В процессе отработки скважины замеряются также загрязнение нефти, температура ее на устье, поверхностный газовый фактор, содержание воды в нефти и их плотности. На минимальном штуцере отбираются глубинные пробы нефти в (45) пробоотборники (две пробы нефти пробные и три рабочие) и проба газа сепарации в контейнер.

Перед снятием КВД замеряют распределение давлений и температуры по стволу скважины (через 250 м).

Продолжительность непрерывной регистрации КВД составляет не менее 24 ч. Для медленно восстанавливающихся забойных давлений интервалы между замерами увеличивают до 1 сут.

Для пульсирующих низкодебитных скважин производятся возможные замеры по стволу скважины и на забое только на одном режиме с последующим снятием кривой нарастания забойного давления. Перед пуском в эксплуатацию производят выдержку скважины с целью замера пластового давления в течение 24 ч.

При получении фонтанирующего притока нефти с водой скважину отрабатывают в сбросовый амбар до полной очистки забоя. После этого скважину переводят на оптимальный штуцер и отрабатывают через трапную установку до постоянства дебитов нефти и воды. При этом выполняется такой же комплекс работ, как и для нефтяных фонтанирующих объектов.

По результатам отработки решается вопрос о дальнейших работах по исследованию данного объекта: отработка на штуцерах других размеров, прекращение испытания, проведение изоляционных работ и т.д.

Отбор глубинных проб пластовых флюидов и замер пластового давления производятся в этом случае в обязательном порядке.

Испытание разведочной скважины считается законченным, если по всем интервалам (пластам), назначенным к испытанию, получены результаты, которые позволяют дать качественную характеристику содержимого пласта и определить основные его газодинамические характеристики, а отсутствие притока подтверждается комплексным изучением геолого-физического материала.

Для получения исходной информации о давлениях и температурах в последние годы успешно используются глубинные электронные термоманометры нового поколения (кварцевого, напряженного типов) ведущих зарубежных фирм ("KUSTER", "GEOSERVICES" и др.) и отечественного производства ("МИКОН", "БашНИПИнефть", УГНТУ и др.). Высокая точность и чувствительность глубинных приборов, возможность непрерывно фиксировать процессы в стволе и на забое скважины в течение 20-30 суток в условиях высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 150°С), хорошие эксплуатационные характеристики значительно расширяют возможности гидродинамических методов исследования объектов поисково-разведочного бурения.

Для обработки и интерпретации результатов ГДИС хорошо зарекомендовал себя пакет прикладных программ W.I.S.E. (Wellsit Interpretation Software and Equipment programs), разработанный французской фирмой GEOSERVICES.

Пакет программ многофункциональный и состоит из семи частей (пунктов меню). "Pressure Survey Report" - первый подготовительный пункт меню, позволяющий перенести данные (время, давление, температуру) из памяти электронного манометра в файл. Здесь же формируется и выдается выходная форма отчета.

Основной анализ производится в разделе "Interpretation" известными графоаналитическими методами: Хорнера, суперпозиции, M.D.H. и др. На дисплее автоматически рисуется преобразованный график КВД в координатах время/давление. Передвижением курсора определяется прямолинейный участок, по которому вычисляются параметры пласта: гидропроводность, проницаемость, показатель скин-фактора, начальное пластовое давление. Удобный сервис позволяет быстро и наглядно проводить анализ данных.

Посредством пункта меню "Unit Edit" предоставляется возможность пользования международной системой измерения.

Оставшиеся пункты главного меню: "W.I.S.E. Utilities", "SYSTEM Configuration", "Help Screens" и "Files Management" предназначены для изменения конфигурации компьютера, экспорту и импорту файлов и других технических возможностей.
ПРИЛОЖЕНИЕ Д

(информационное)
БИБЛИОГРАФИЯ
1. Закон "О недрах" // Собрание законодательства Российской Федерации. № 10, 1995.

2. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Миннефтепром. М., 1987.

3. РД-39-100-91. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений / Миннефтегазпром. ВНИИ. М., 1991. 540с.

4. Правила геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах. М.: МПР РФ, Минтопэнерго РФ, 1999. 67 с.

5. РД 153-390-047-00. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: Минтопэнерго РФ, 2000. 130 с.

5а. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 155-39-007-96. Минтопэнерго РФ. М.: ВНИИнефть, 1996.

6. РД 153-39-007-96. Дополнения к "Регламенту составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений". Технико-экономическое обоснование поисков, разведки и разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на условиях Соглашения о разделе продукции (ТЭО СРП).

7. РД 39-9-489-80. Руководство по комплексу термогидродинамических исследований при внутрипластовом горении.

8. РД 39-4-699-82. Руководство по применению комплекса геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений.

9. РД 39-0148290-201-85. Методическое руководство по применению комплекса гидродинамических, гидрохимических, физико-химических и промыслово-геофизических исследований для контроля разработки нефтяных месторождений при тепловых методах воздействия на пласт.

10. РД 39-0147035-212-87. Временное руководство по определению забойного и пластового давления в скважинах механизированного фонда по данным измерений устьевого давления, динамического и статического уровней и давления у приема насоса.

11. РД 39-0147035-234-88. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложно построенных залежей.

12. РД 39-4-1010-84. Методическое руководство по операционной обработке результатов испытания поисково-разведочных скважин пластоиспытателем на трубах. ВолгоградНИПИнефть, 1984. 47 с.

13. Методическое пособие по испытанию эксплуатационных и разведочных скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами. М.: МНП, Недра, 1976. 55 с.

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

15. Алиев З.С., Хабибуллин Р.А., Панкин Н.А. Анализ результатов исследований газовых скважин Ямбургского ГКМ и Заполярного ГНКМ (Рекомендации по оптимальному объему и методам исследования). Казань: Изд-во КГТУ, 1999. 140 с.

16. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 131 с.

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

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

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

20. Бродский П.А., Фионов А.И., Тальков В.В. Опробование пластов приборами на кабеле. М.: Недра, 1974.

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

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

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

24. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан, А.Ф. Богомолова, В.А. Максимов и др. М.: Гостоптехиздат, 1962. 271 с.

25. Временное руководство по гидродинамическим исследованиям трещиновато-пористых коллекторов. М.: ВНИИ, 1977.

26. Габдуллин Т.Г. Оперативное исследование скважин. М.: Недра, 1981. 213 с.

27. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений / Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, Р.Г. Фахруллин и др. Москва: ОАО ВНИИОЭНГ, 1999. 227 с.

28. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.

29. Горбунов А.Л. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981. 237 с.

30. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. М.: Недра, 1975. 167 с.

31. Дияшев Р.Н. Совместная разработка нефтяных пластов. М.: Недра, 1984. 208 с.

32. Закиров И.С. Уточнение модели пласта по фактическим данным разработки месторождения. "Геология нефти и газа", № 11, 1997.

33. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Сатурн, 1998. 628 с.

34. Инструкция по гидродинамическим методам исследования пластов и скважин. РД 39-3-593-81. М.: ВНИИ, 1982.

35. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с.

36. Интерпретатор-M. Программное обеспечение по комплексной автоматизированной интерпретации данных кривых восстановления давления в скважинах. М.: Минтопэнерго РФ, ВНИПИморнефтегаз, 1996. 25 с.

37. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинкой барометрии в промысловой геофизике. М.: Минобразования РФ, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997. 229 с.

38. Исследование малодебитных скважин в России / Хасан Акрам, С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, И.Р. Дияшев, У. Джон Ли, А.Н. Шандрыгин. Нефтегазовое обозрение. Шлюмберже, Весна 1999. Т. 4. № 1.С. 4-13.

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

40. Капцанов Б.С. Диагностирование фильтрационных моделей по КВД на основе детерминированных моментов //Сб. тр. ВНИИ: Интенсификация добычи нефти. М.: ВНИИ, 1980, вып. 3.

41. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Марьенко Н.Н. Информационная автоматизированная система промыслово-геофизического контроля за разработкой нефтяных и газовых месторождений "ГЕККОН". М.: ГАНГ им. акад. И.М. Губкина, Ин-т геофизики, 1998. 104 с.

42. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений: Проблемы моделирования: Пер. с англ. М.: Недра, 1979. 303 с.

43. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. 200 с.

44. Капцанов Б.С., Фогельсон В.Б. Обработка результатов гидродинамических исследований скважин методом детерминированных моментов. Азерб. нефт. хоз-во. 1987. № 7.

45. Аметов И.М. и др. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов. Добыча нефти: Сб. Науч. тр. ВНИИ. М., 1977. № 61.

46. Кульпин Л.Г. и др. Оценка необходимого времени работы скважин при замере восстановления давления в пластах, осложненных границами. Техника и технология создания подземных хранилищ газа в пористых средах: Сб. науч. тр. ВНИИгаз. М., 1987.

47. Кульпин Л.Г., Басович И.Б., Капцанов Б.С. Методические основы и принципы построения методического обеспечения комплексной обработки результатов гидродинамических исследований скважин на ЭВМ. В кн. "Проблемы освоения морских нефтяных и газовых месторождений". М.: ВНИИОЭНГ, 1990.

48. Левченко В.С., Левченко И.Ю., КозловаЛ.В. Оценка фазового состояния пластового продукта по данным гидродинамических исследований. Волгоград, "Проблемы освоения нефтегазовых месторождений Нижнего Поволжья", вып. 57, 2000 г.

49. Левченко И.Ю. Об особенностях применения производных давления для анализа KBД. Труды научно-технической конференции "Geopetrol-2000". Закопане 25-28.09.2000. Краков 2000. Нефтегазовый горный институт. С. 553-557.

50. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Наука, 1997. 397 с.

51. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: Недра. Бизнесцентр, 2000. 516 с.

52. Методика, техника и технология проведения нестационарных исследований скважин и пластов месторождений неньютоновских нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде, М.Н. Галлямов, Р.Г. Шагиев и др. Уфа: МНП СССР, объединение "Башнефть", 1976. 61 с.

53. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды и моделирование сплошных систем. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа.: ГИЛЕМ, 1999. 464 с.

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

55. Наказная Л.Г. Фильтрация жидкости и газа в трещиноватых коллекторах. М.: Наука, 1972. 184 с.

56. Научно-методические материалы I - XIII школ-семинаров "Современные гидродинамические методы исследования скважин: разборы реальных ситуаций" (Москва, Сургут, Пермь, Альметьевск, Губкинский, Радужный, Урай, Оренбург, Бузулук) - 1998-2001 г., в рамках деятельности "Клуба исследователей скважин" Кафедры "Нефтегазовый бизнес" Академии народного хозяйства при Правительстве РФ.

57. Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. ОСТ 39-235-89.

58. Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития / Авторский коллектив под общ. ред. Ю.К. Шафранника. М.: ТОО "Рарогъ", 1996. 204 с.

59. Особенности разработки месторождений неньютоновских нефтей / А.Х. Мирзаджанзаде. З.М. Ахмедов, В.А. Алиев и др. М., 1971. 115 с. (Темат. науч.-техн. обзор ВНИИОЭНГ. Сер. "Добыча").

60. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М.: Недра, 1980. 224 с.

61. Программа для определения гидродинамических характеристик скважин / Reasons, версия - 4 (разработчик Ивлиев И.В.) Пермь: ПермНИПИнефть, 1990- 1998. 18 с.

62. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г. Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.) М.: Минтопэнерго РФ, ОАО "ВНИИОЭНГ", 1999. 404 с.

63. Программа "LAURA". Версия 7. Инструкция для пользователя. ВНИИнефть им. акад. А.П. Крылова, Москва, 1996. 63 с.

64. Промыслово-геологическое обеспечение систем добычи газа / А.И. Гриценко, А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов и др. М.: Недра, 1992. 368 с.

65. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояния, проблемы и пути решения (материалы совещания г. Альметьевск, сентябрь 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ, 1996. 588 с.

66. Резванов Р.А., Закиров С.Н. Геофизические исследования скважин и информационное обеспечение проектов разработки месторождений углеводородов. Нефтяное хозяйство, № 2, 1998.

67. Руководство по гидродинамическим исследованиям водонагнетательных и водяных скважин, оборудованных НКТ, с регистрацией изменений устьевого давления или уровня. РД 39-9-67-78. М.: ВНИИ, 1978.

68. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М.: Наука, 1995. 523 с.

69. Сборник сметных норм времени на испытания нефтяных, газовых, газоконденсатных гидрогеологических объектов в разведочных, опорных, параметрических, поисковых скважинах и освоение объектов в эксплуатационных скважинах. М.: МНП, ВНИИОЭНГ, 1985. 31 с.

70. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти / Под общ. ред. Ш.К. Гиматудинова, т. I. М.: Недра, 1983. 455 с., т. П. Проектирование разработки, 1983. 463 с.

71. Сургучев М.Л., Фурсов А.Я., Талдыкин К.С. Методика обоснования требований к изученности параметров для проектирования разработки месторождений // Нефтяное хозяйство, 1979. № 12.

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

73. Требования к исследованиям для подсчета запасов и проектированию разработки месторождений / В.Е. Гавура, А.Я. Фурсов, М.Н. Кочетков и др. // Нефтяное хозяйство, 1988. № 7.

74. Фрагменты разработки морских месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, Н.А. Алиев, Х.Б. Юсуфзаде и др. Баку: Изд-во "ЕЛМ", 1997. 408 с.

75. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. 369 с.

76. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. 286 с.

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

78. Шагиев P.P. Конкурентные преимущества в нефтегазовом бизнесе на примере гидрогазодинамических исследований скважин и пластов (научно-технический обзор) / Акад. нар. хоз-ва при Правительстве РФ. М., 1995. 39 с. Деп. в ИНИОН РАН, № 51347.

79. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография. В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995. Ч. 1. 586 с.; Ч. 2. 495 с.

80. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. 467 с.

81. Эконамидис М.Д., Нолыпе К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты / Пер. с англ. под ред. А.И. Булатова. Краснодар, 1992. Ч. 1 и 2.

82. Al-Khalifah A-J.A., Aziz К., Home R.N. A new approach to multiphase Well test analisis/ Paper SPE 16743 presented at the 62-nd Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Тех., Sept. 27-30, 1987.

83. Anraku Т., Home R.N. Discrimination between reservoir models in well-test analysis // SPE FE. 1995. June. P. 114-121.

84. Botto G., Ghetto G. Using downhole pressure gauges in hostile deep wells, Villafortuna - Trecate field // JPT. 1994. July. P. 594-598.

85. Bourdet D. el al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil. 1983. May. P. 95-106.

86. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE. 1984. 12777.

87. Brown K.E. The Technology of artificial Lift Methods. Vol. 4. Perm Well Publishing Company, Tulsa, Okla, 1984.

88. Camacho R.G., Raghavan R. Inflow perfomance relation-ships for solution-gas-drive reservoirs. Paper SPE 16204 presented at the production Operation Symposium, Oklahoma City, Okla., March 8-10, 1987.

89. Da Prat G. Well test analysis for fractured reservoir evalution. Amsterdam: Elsevier, 1990. 210 p.

90. EarlougherR.S. Advances in well test //Monogr. Ser. Soc. Petrol. Eng. Dallas. 1977. Vol. 5. P. 264.

91. Fetkovich M.J. The isochronal Testing of oil wells. Paper SPE 4529 presented at the 48-th Annual fall Meeting, Las-Vegas, New., Sept. 30 - Oct. 3, 1973.

92. Foster G.A., Wong D.W., Asgarpour S., Cinco-Ley H. Interference test analysis in limited reservoirs using the pressure derivative approach: Field example // JCPT. 1996. Jan. P. 25-30.

93. Martin J.C. Simlified Equation of Flow in gas-drive reservoirs and the Theoretical foundation of Multiphase pressure buildup analisis. Trans. AIME, 1959. Vol. 216. P. 309-311.

94. Mattar L., Zaoral K. The primary pressure derivative (PPD) - a new diagnostic tool in well test interpretation // JCPT. 1992. Vol. 31. № 4. P. 63-70.

95. Matthews C.S., Russel D.G. Pressure buildup and flow tests in wells. Dallas, 1967. 172 p. (AIME. Monogr. ser. SPE).

96. Muskat M., Meres M.W. The flow of Heterogeneous fluids through porous media. Physics (sept. 1936) 7. P. 346-363.

97. Perrine R.L. Analysis of pressure Buildup Curves. Drill and Prad., API (1956) 216. P. 482-509.

98. Satter A., Thakur G.S. "Integrated petroleum reservoir management". Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1994. 335 p.

99. Thakur G.S., Saner A. "Integrated Waterflood Asset Management" // Pennwell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma, 1998. 402 p.

100. Theory and practice of the testing of gas wells. 3rd ed. publ. Calgary, 1978. (Energy Resources and Conservation Board; ERCB-75-34).

101. Wycoff R.D., Botset H.G. The flow of Gas-Liquid Mixtures through unconsolidated sends. Physics (sept. 1936) P. 325-345.

102. Стандарты Евро-Азиатского геофизического общества (ЕАГО) на "Геофизические исследования и работы в скважинах. Геофизические исследования разрезов скважин. Каротаж" (СТ ЕАГО-046-01). М.: 1998 и "Контроль технического состояния скважин" (СТ ЕАГО-045-01). М., 1998.

103. Порядок разработки, согласования и утверждения отраслевых нормативных документов. РД 153-00.0-003-99. Утвержден Минэнергетики России 11.11.2000 г., № 99.

104. Костюченко С.В., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд. НТЛ. 2000. 246 с.

105. Daviau F. Interprétation des Essais de Puits. Les Méthodes Nouvelles. Édition Techip, IFF, Paris, 1986, hh. 173.

106. Sabet MA. Well test analysis. Gulf Publishing Company. Houston, 1991. 460 p.

107. Bourdarot G. Essais de puits: Méthodes d'interpretation. Édition technip, Paris, 1996. 350 p.

108. Home R. Modern well test analysis. A computer-aided approach. Second edition. Petroway, inc. Polo Alto, California, 2000. 257 p.

109. Иванова M.M. Динамика добычи нефти из залежей. М.: Недра, 1976. 247 с.

Руководитель ФГУ "Экспертнефтегаз" Минэнерго России	В.Ф. Базив
Заведующий кафедрой "Нефтегазовый бизнес" Академии народного хозяйства при Правительстве РФ	P.P. Шагиев
Руководитель темы	Р.Г. Шагиев
СОГЛАСОВАНО:
Заместитель министра энергетики Российской Федерации	В.В. Шелепов
Руководитель Департамента разработки и лицензирования месторождений Минэнерго России	А.Ю. Коршунов
Начальник Управления научно-технического прогресса Минэнерго России	П.П. Безруких

Ключевые слова: информационное обеспечение, гидродинамические (пьезометрические) исследования скважин, геофизические исследования скважин, геохимические исследования скважин, комплексирование, этапность, кривые падения, гидропрослушивание, программные комплексы

Содержание
1. Область применения

2. Нормативные ссылки.

3. Определения

4. Сокращения, термины и условные обозначения

5. Назначение и задачи Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений

6. Назначение методов комплексного изучения геолого-геофизических характеристик нефтегазовых месторождений, их особенности и применение

6.1. Задачи комплексных методов исследования скважин

6.2. Геофизические методы

6.3. Гидродинамические методы исследования скважин

6.4. Геохимические методы исследований

6.5. Особенности параметров пласта, определенных по данным различных методов исследований, и их использование

7. Опыт комплексных исследований скважин на всех этапах "жизни" месторождений

8. Методические основы комплексирования изучения геолого-геофизических характеристик нефтяных и нефтегазовых месторождений

9. Задачи, решаемые с помощью комплексных методов на различных этапах геолого-физического изучения месторождений

9.1. Этапы изучения месторождений

9.2. Обязательные комплексы для решения геологических задач на этапе поисков и разведки залежей

9.3. Задачи гидродинамических, геофизических и геохимических исследований на стадиях опытно-промышленной и промышленной разработок месторождения

10. Обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин на стадии разведки и освоения нефтегазовых залежей

10.1. Освоение и очистка

10.2. Гидродинамические исследования

11. Обязательные комплексы геофизических, гидродинамических и геохимических исследований скважин на этапах опытно-промышленной и промышленной разработок

12. Требования к качеству и объемам комплексированных методов исследования нефтяных месторождений

ПРИЛОЖЕНИЕ А. Теоретические и методические основы гидродинамических исследований скважин и пластов со сложными траекториями нестационарных течений (горизонтальных и условно вертикальных скважин)

ПРИЛОЖЕНИЕ Б. Гидродинамические методы исследований низкопроницаемых коллекторов

ПРИЛОЖЕНИЕ В. Принципы изучения особенностей зон дренирования скважин гидродинамическими методами исследования

ПРИЛОЖЕНИЕ Г. Гидродинамические исследования нефтяных разведочных скважин и их особенности

ПРИЛОЖЕНИЕ Д. Библиография

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14

	Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... Разработан Федеральным государственным учреждением "Экспертнефтегаз" Министерства энергетики Российской Федерации и Кафедрой "Нефтегазовый...		Согласовано Генеральный директор ОАО «Саратовнефтегаз» Исследование нефтяных объектов согласно рд 153-39. 0-109-01 (Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических...
	Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и... Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ приборами на кабеле в нефтяных и газовых скважинах		Техническое задание на поставку геофизической лаборатории с набором... Общие требования: поставка геофизической лаборатории с набором скважинных геофизических приборов для выполнения геофизических исследований...
	Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием...		Методические указания по выполнению внеаудиторных самостоятельных... И. В. Федоренко, преподаватель спецдисциплин огбпоу «Томский политехнический техникум»
	Методические указания к лабораторным занятиям по дисциплинам «Методика... Методические указания разработаны кандидатом геолого-минералогических наук, доцентом кафедры месторождений полезных ископаемых Н....		1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений
	Методические указания по выполнению выпускных квалификационных работ... Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования		Методические указания n 2001/109 Методические указания предназначены для врачей и лаборантов спк и лечебно-профилактических учреждений, а также всех специалистов...
	Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной... Методические указания для выполнения практических работ по общепрофессиональной дисциплине являются частью программы подготовки специалистов...		Методические указания к выполнению курсового проекта по дисциплине... «Вторичное вскрытие продуктивных пластов» для магистрантов, обучающихся по направлению 21. 04. 01 «Нефтегазовое дело», профиль программы...
	О взаимоотношениях заказчика и подрядчика при производстве геофизических Заказчика и Подрядчика при производстве гирс» (далее «Положение») предусмотрены требования по организации выполнения геофизических...		Методические рекомендации По организации внеаудиторной самостоятельной... «Информатика» разработаны в соответствии с Федеральными государственными образовательными стандартами среднего профессионального...
	Методические указания для студентов по выполнению курсовой работы... Методические указания составлены в соответствии с Федеральными государственными требованиями к минимуму содержания и уровню подготовки...		Методические указания при разработке Настоящие методические указания устанавливают технические нормы носящие рекомендательный характер при разработке газовых и газоконденсатных...

Похожие: