АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

На скв. №2017 Советского месторождения пробурен горизонтальный ствол на пласт АВ₁ длиной 235 м. Интервал перфорации составляет от 1785 до 2020 м. По данным ГИС эффективная длина ствола и толщина пласта составляют 87 и 10,4 м соответственно. Скважина эксплуатировалась глубинно-насосным способом. Дебит варьировался в диапазоне 35- 76 м³/сут и в среднем составлял 55,5 м³/сут.

При работе скважины периодически замерялись статические и динамические уровни, а так же было проведено снятие кривой восстановления давления. Данные результатов исследований приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Результаты исследования скв. № 2017

При построении индикаторной линии было выявлено, что она имеет прямолинейный вид и коэффициент продуктивности h_г составляет 0,95. Следовательно, при обработке результатов исследований путем применения криволинейной зависимости в расчетах будет увеличиваться погрешность. Данный факт подтверждается путем анализа зависимостей построенных для криволинейных и прямолинейных индикаторных линий при одинаковых условиях в зависимости от величин коэффициента продуктивности и объемного коэффициента нефти.

Обработка индикаторной диаграммы позволяет определить коэффициент продуктивности скважины и его зависимость от забойного давления. При построении индикаторной диаграммы в координатах дебит - забойное давление прямолинейная диаграмма пересекает ось давлений в точке с давлением, равным пластовому. Коэффициент продуктивности является интегральным параметром. Он определяется как фильтрационными характеристиками пласта, так и состоянием призабойной зоны скважины.

Зависимости были построены при R_к = 400 м, r_с = 0,1 м, а С_г = -5,08 (результат обработки программным продуктом) и приведены на рис. 2.1 и 2.2. Коэффициенты h_г и В₀ изменяются в реальных диапазонах 0,05-0,96 и 0,30-0,95, соответственно.

Рис. 2.1. Зависимость гидропроводности от коэффициента продуктивности и объемного коэффициента нефти (прямолинейная индикаторная линия)

Из данных зависимостей видно, что распределения прямолинейной и криволинейной гидропроводности сравнительно близки и повторяют характер распределения друг друга. Но по расчетным данным, при неправильности выбора вида индикаторной линии (в нашем случае прямолинейная индикаторная линия), погрешность в среднем составляет около 6,1%. Заметим, что данная погрешность обусловлена расчетными формулами, используемыми в алгоритмах обработки прямолинейной и криволинейной индикаторной линии. Формулы для обработки криволинейных индикаторных линий были выведены с учетом нарушения линейности закона фильтрации (закона Дарси).

Рис. 2.2. Зависимость гидропроводности от коэффициента продуктивности и объемного коэффициента нефти (криволинейная индикаторная линия)

Из рисунка видно, что зависимость гидропроводности пласта от коэффициента продуктивности h_г и объемного коэффициента нефти В₀ имеет прямолинейный характер и не зависит от вида индикаторной линии.

В методике Евченко В.С. представлены расчетные формулы для расчета значения пьезопроводности в различных характерных точках по результатам гидропрослушивания. Построенные зависимости пьезопроводности от значений координат х, у (координаты заданной удаленной точки пласта), в диапазонах 1 - 19 и 2 - 20 м соответственно, от длины скважины а, в диапазоне 120 - 300 м, и коэффициента a, в диапазоне 0,40 - 0,72, указывают на одинаковый характер распределения прямолинейного вида (рис. 2.3-2.6).

Зависимости были построены при а = 235, a = 0,9, x = 5, y = 2.

Как видно из рис. 2.3 -2.6 значения пьезопроводности полученные в точках перегиба и начала реагирования близки между собой, а в точках касания и максимума значительно отличаются.

Наиболее близкими к истинным значениям характеризуется результат расчета пьезопроводности, полученный по расчетной формуле в точке перегиба. Данный факт объясняется тем, что точка перегиба характеризует прекращение действия закона фильтрации на давление реагирующей скважины. Так же данная точка является точкой перехода с одного режима работы скважины на другой режим.

В среднем превышение результатов расчетов в точке начала реагирования над результатами в точке перегиба составляет 8,3%, отставание расчетов в точках касания и максимума составляют 85,8% и 65,6% соответственно. Полученный разброс данных объясняется влиянием режимов работы скважины.

При сравнении зависимостей гидропроводности и пьезопроводности от рассчитанных параметров х и у, в диапазонах 1 - 19 и 2 - 20 м соответственно, от длины ствола скважины а, в диапазоне 120 - 300 м, и коэффициента a, в диапазоне 0,40 - 0,72, рассчитываемого по формуле (1.20), выявлены прямолинейные зависимости пьезопроводности æ (рис. 2.7) и нарушение прямолинейной зависимости гидропроводности (рис. 2.8).

Данные зависимости строились при условиях, что в = 0 (отрезок отсекаемый на оси ординат), tgq = tg(82°) (угол наклона к оси абсцисс), а = 235, a = 0,9, æ = 400 см²/с, x = 5, y = 2. Так как рассматривался один пример, то и выбор одинаковых значений некоторых показателей объясняется необходимостью сравнения результатов расчетов по различным методам.

При увеличении значений координат х и у, а как следствие этого и удалении от центра горизонтального ствола, происходит уменьшение гидропроводности пласта. Зависимость гидропроводности от значений у линейна и оказывает малое влияние, так как рассматриваются характеристики горизонтальной скважины. Зависимость гидропроводности от значений x нелинейная. Это объясняется особенностями горизонтальных стволов скважин, имеющих отличие от вертикальных скважин.

Рис. 2.3. Зависимость пьезопроводности от значений x, y, а и a в точке перегиба

Рис. 2.4. Зависимость пьезопроводности от значений x, y, а и a в точке начала реагирования

Рис. 2.5. Зависимость пьезопроводности от значений x, y, а и a в точке касания

Рис. 2.6. Зависимость пьезопроводности от значений x, y, а и a в точке максимума

Рис. 2.7. Зависимость гидро- и пьезопроводностей от координат x и y

Рис. 2.8. Зависимость гидро- и пьезопроводностей от a и a

При увеличении отдаленности от центра горизонтального ствола наблюдается криволинейный характер понижения гидропроводности, не имеющий четкой функции распределения. Данное искажение объясняется изменением давления по длине горизонтального ствола, установившимся уровнем давления на окончании горизонтального ствола, возможным превышением скин-фактора, свойствами извлекаемого углеводорода и так далее.

Зависимости гидропроводности от a и a характеризуются более сильным воздействием, чем х и у. Увеличение значения длины горизонтального ствола на 24% приводит к уменьшению гидропроводности на 0,43%. Это объяснимо ухудшением гидродинамических показателей пласта и скважины в связи с отдаленностью от области дренирования скважины, и, как следствие этого, к утере возможности влияния на характеристики, имеющимися способами, с ожидаемым результатом. Поэтому чаще всего затраты на мероприятия по повышению продуктивности горизонтального ствола скважины не окупаются. Так же, стоит отметить, что варьирование величиной длины горизонтального ствола представляется наиболее легким способом по сравнению с варьированием значения поправочного коэффициента a.

Зависимость пьезопроводности от длины горизонтального ствола a и поправочного коэффициента a характеризуется прямолинейной зависимостью. Данной зависимостью можно воспользоваться при проведении обработки результатов аналогичного месторождения индикаторным методом.

Значения координат х и у, заданной точки пласта, длины горизонтального ствола a, поправочного коэффициента a взаимосвязаны, так как коэффициент a рассчитывается по значениям х, у и a, а точкой отсчета координат х и у является середина горизонтального ствола. Поэтому самое значительное влияние на значения гидро- и пьезопроводностей оказывает величина длины горизонтального ствола скважины (при увеличении а на 24% гидро- и пьезопроводности изменяются на (0,1% и 11,8% соответственно).

Распределение пьезопроводности, определенной интегральным методом, можно сравнить с распределениями пьезопроводности в характерных точках реагирующей скважины. Характер распределения соответствует описанным ранее распределениям. Результаты, полученные по интегральному методу, наиболее близки к реальным.

По результатам сравнения зависимости пьезопроводности, полученной по методу эталонных кривых, дифференциальному и интегральному методам (рис. 2.9), видна близость результатов дифференциального и интегрального методов. Значение пьезопроводности, определенное по методу эталонных кривых, в 1,3 раза превышает истинное. При этом распределения пьезопроводностей каждого из методов имеют схожий прямолинейный характер.

Объяснением характера изменения пьезопроводности, приведенной на рис. 2.9 (а) и (б) служат те же причины, что и для интегрального метода. Сравнение зависимостей можно считать обоснованным, так как они строились при одинаковых условиях и одинаковых диапазонах изменения характеристических показателей (координат x и y).

а)

в)

б)

Рис. 2.9. Зависимость пьезопроводности от координат x и y

Результаты определения гидропроводности по интегральному методу так же являются наиболее точными. Сравнение с другими методами не представляется возможным, так как параметры, характеризующие методы при определении гидропроводности отсутствуют. Следовательно, для расчета пьезопроводности и гидропроводности горизонтальных скважин по данным гидропрослушивания рекомендуется использовать интегральный метод.

Для определения наиболее точного метода обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин методом КВД были построены зависимости результатов определения пьезопроводности от значений а и ξ. Данные зависимости приведены на рис. 2.10.

а)

б)

в)

Рис. 2.10.Зависимость пьезопроводности от а и ξ:

а) метод эталонных кривых, б) дифференциальный метод,

в) интегральный метод

Показано, что результаты обработки, полученные по методу эталонных кривых, в среднем в 6,5 раз меньше, чем полученные по дифференциальному и интегральному методам. Значения пьезопроводности, определенные по дифференциальному и интегральному методам практически совпадают.

Путем некоторых преобразований можно показать, что значения гидропроводности, определенные по дифференциальному и интегральному методам будут равны друг другу при условии равенства или .

Значения гидро- и пьезопроводности, определенные по дифференциальному методу, наиболее близки к реальным. Сравнение значений гидропроводности с другими методами не представляется возможным, так как параметры характеризующие методы при определении гидропроводности отсутствуют. Следовательно, для расчета пьезопроводности и гидропроводности горизонтальных скважин по данным гидропрослушивания рекомендуется использовать интегральный метод.

Рис. 2.11. Зависимость гидропроводности от длины горизонтального ствола а и поправочного коэффициента ξ

На рис. 2.11 приведены зависимости гидро- и пьезопроводности, определенные по интегральному методу, от величины значений длины горизонтального ствола а и поправочного коэффициента ξ. Данные зависимости имеют прямолинейный характер относительно показателя ξ. Увеличение значения ξ на 0,004% приводит к увеличению гидропроводности на 0,015% и уменьшению пьезопроводности на 23,63%.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Алиев З.С., Шеремет В.В Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. – М.: Недра, 1995, 125 c.

2. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.И. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. – М.: Недра, 1964, 364 с.

3. Бурение горизонтальных скважин. // Новости нефтяной техники, 1946, №3 С. 14-16.

4. Григорян А.М. Многозабойное вскрытие пластов. // Нефтяник, 1956, №7, С. 10-11

5. Меркулов В.П. Фильтрация к горизонтальной скважине конечной длины в пласте конечной мощности. // Известия вузов, Нефть и газ, 1958, №1, С. 15-17.

6. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1960, №2, С. 51-56.

7. Меркулов В.П., Сургучев М.Л. Определение дебита и эффективности наклонных скважин. // Нефтяное хозяйство, 1988, №8, С. 23-28

8. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, №11, С. 31-34.

9. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт.// Труды ВНИИ по добыче нефти, вып.32, 1961, С.26-29.

10. Пилатовский В.П. К задаче о неустановившемся притоке грунтовых вод к дрене в слое бесконечной глубины. // Изв. АН СССР. ОТН.1958, №7, С. 46-47.

11. Пилатовский В.П. Основы гидромеханики тонкого пласта. – М.: Недра, 1967, 246 .с

12. Пирвердян А.М. О фильтрации жидкости к горизонтальной скважине. // Труды АзНИИ по добыче нефти, вып.3, 1956, 154 с.

13. Пирвердян А.М. Физика и гидравлика нефтяного пласта. – М.: Недра, 1982, 180с.

14. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. // Прикладная математика и механика, т. ХХ, АН СССР, 1952, 319 с.

15. Полубаринова-Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. – М.: ГИТЛ, 1952, 215 с.

16. Табаков В.П. Определение дебитов кустов, скважин, оканчивающихся горизонтальными участками стволов в плоском пласте. – М.: Гостоптехиздат, 1961, 115 с.

17. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. – М.: Гостоптехиздат, 1949, 124 с.

18. Чарный И.А. О предельных дебитах и депрессиях в водоплавающих и подгазовых нефтяных месторождениях. // Труды совещания по НИР в области вторичных методов добычи нефти. Баку.: Изд. АН АзССР, 1953, С.5-12.

19. Чулков Н.А. Исследование притока воды к шахтным колодцам с лучевыми фильтрами. Кандидатская диссертация, 1961, 209 с.

20. Щелкачев В.Н. Основы подземной нефтяной гидравлики. – М.: Гостоптехиздат, 1945, 278 с.

21. Щелкачев В.Н. Форсированный отбор жидкости как метод интенсификации добычи нефти. – М.: Гостоптехиздат, 1946, 168 с.

22. Щуров В.И. Усовершенствование электрической модели при решении гидродинамических задач, Фонды ВНИИ. Отчет по теме 43, 1952, С. 11-16.

23. Алиев З.С. Исследование горизонтальных скважин. Москва: издательство «Нефть и газ», 2004, 125 с.

24. Азис Х., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. М.: Недра, 1982, 408 с.

25. Басниев К.С., Дмитриев Н.М. Подземная гидромеханика. М.: Ижевск, 2005, 186 с.

26. Борисов Ю.П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964, 154 с.

27. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности. НТС ВНИИ, 1962, Вып. 16, 82 с.

28. Брехунцов А.М. и др. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004, 290 с.

29. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтяных месторождений системой горизонтальных скважин. М.: Недра, 2001, 89 с.

30. Будников В.Ф. Основы технологии горизонтальной скважины. Краснодар: «Советская Кубань», 2003, 72 с.

31. Евченко В.С. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами. М.: Недра, 1986, 150 с.

32. Economaides M.J., McLennan J.D. Performance and stimulation of horizontal wells. World oil. V.208, № 6, 1989, С. 41-45.

33. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. Москва: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001, 66 с.

34. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. «Нефтепромысловое дело», № 1, 1997, C. 12-14.

35. Лысенко В.Д. К расчёту дебита горизонтальных скважин. «Нефтепромысловое дело», № 7, 1997, С. 4-8.

36. Лысенко В.Д. Формула дебита вертикально-горизонтальной скважины на многослойном нефтяном пласте. «Нефтепромысловое дело», № 8, 1997, С.6-8.

37. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к оди­ночной горизонтальной многозабойной скважине в анизотропном пласте. «Нефтяное хозяйство», №1, 1994, С. 29-30.

38. Никитин Б.А., Григулецкий В.Г. Стационарный приток нефти к оди­ночной горизонтальной скважине в анизотропном пласте. «Нефтяное хозяйство», №8, 1992, С. 9-10.

39. Телков А.П., Грачев С.И. и др. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. Тюмень, ООО НИПИКБС-Т, 2001,460с.

40. Пирвердян А.М. Фильтрация к горизонтальной скважине. АЗНИИ ДН, № 3, 1956, 130 с.

41. Сенкевич Н.Г. Теоретические аспекты разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Тюмень, 2001, 97 с.

42. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов. ПМТФ АН СССР, №1, 1962, С. 6-7.

43. Folefac A.N. Modeling of horizontal well.// Тезисы докладов на пятом Европейском симпозиуме по повышению нефтеотдачи. Будапешт, 1989, С. 683-684.

44. Телков А.П. Подземная гидродинамика. Уфа, 1974, 120 с.

45. Черных В.А. Уравнение притока газа к горизонтальной скважине. «Газовая промышленность», № 10, 1992, С. 15-19

46. Шеремет В.В., Алиев З.С. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995, 84 с.

47. Бриллиант С.Г., Курашов А.В. Первая горизонтальная
скважина в Куйбышевской области. ЦВТИ, Куйбышев, 1959, 366 с.

48. Брагин В.А., Орел В.Е., Челпанов П.И. Разработка залежи нефти на Южно-Карской площади многозабойными скважинами. Нефт. Хоз., № 2, 1961, 40с.

49. Борисов Ю. П., Табаков В. П. Расчет взаимодействия ба­тарей наклонных и многозабойных скважин в слоистом пласте. НТС по добыче нефти, № 15, М.: Гостоптехиздат, 1961, 40 с.

50. Грей З., Метьюз Г.Б. Функции Бесселя и их приложения к физике и механике. ИЛ, 1953, 212 с.

51. Григорян А.М., Коваленко К.И. Многозабойное бурение. Нефт. хоз., № 4, 1953, 40 с.

52. Григорян А.М. Многозабойное вскрытие пластов в Бориславле. Нефтяник, № 10, 1957, 30 с.

53. Денисовский И.Д., Иваницкий Е.И. Опыт применения многозабойного бурения на промыслах Борислава. Бюллетень научно-техн. информации и обмена опытом, № 2, Краснодар, 1958.

54. Закс С.А. Основы горного дела и шахтной добычи. М.: Гостехиздат, 1954, 360 с.

55. Ионесян Р.А. О рационализации метода замера скважин со стволами, выходящими на горизонталь. Нефт. хоз., № 11, 1955, 40 с.

56. Pressure analysis for horizontal wells. SPE Forination evalution, 1988, P. 716-724

57. Roland N. Horne. Modern well test analysis. A computer-aided approach, 2002, 227 р.

58. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями. Труды КуйбышевНИИ нефтяной промышленности, вып. 2, 1960, 70 с.

59. Ованосов Г.П. К вопросу о разработке рифовых месторождений. Нефт. хоз., № 7, 1956, 43 с.

60. Панов М.П., Иваницкая Б.А. Бурение многозабойных скважин в Бориславнефти. Нефт. хоз., № 4, 1957, 41 с.

61. Пирвердян А.М. Нефтяная подземная гидравлика. Азнефтеиздат, 1956, 219 с.

62. Панов М.П., Иваницкая Е.А. Эффективность бурения
многозабойных скважин в Бориславнефти. Бюллетень научно-техн. информации ГОСИНТИ, XII, № 36, 1957, 14 с.

63. Рыжик И.М., Градштейн И.С. Таблицы интегралов, сумм и произведений. Изд. 3-е, ГИТТЛ, 1954, 67 с.

64. Табаков В.П. О притоке к наклонной скважине в слоистом пласте и ее эффективности. НТС но добыче нефти, № 11, М.: Гостоптехиздат, 1961, 167 с.

65. Табаков В.П. Об учете интерференции батареи кустов скважин
с горизонтальными или пологонаклонными забоями. НTC по добыче нефти, № 15, М.: Гостоптехиздат, 1961, 130 с.

66. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Издательство «Нефть и газ РГУ нефти и газа им. Губкина», 2004, 300 с.

67. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964, 198 с.

68. Вахитов Г.Г. и др. Освоение месторождений с помощью многоза­бойных горизонтально-разветвленных скважин. Сб. "Исследования в облас­ти технологии и техники добычи нефти". М.: ВНИИ, 1976, № 54, С. 3-14.

69. Европейцев Р.К. О строительстве в Западной Сибири пер­вой горизонтальной скважины. «Нефтепромысловое хозяйство», 1986, № 12, С. 8-12.

70. Использование горизонтальных скважин при смешивающем вытеснении нефти. «Нефтепромысловое дело» (зарубежный опыт), 1986, № 14, С. 6-8.

71. Кочина И.Н. Приток к несовершенной галерее. ГТТН, Тр. МНИ, 1975, № 20, С. 5-8.

72. Леви Б.И., Темнов ГН., Евченко В.С., Санкин В.М. Примене­ние горизонтальных скважин на месторождениях ПО «Красноленинскнефтегаз». Обзор инф. Сер. «Нефтепромысловое дело»- М.,: ВНИИОЭНГ, 1993, 69 с.

73. Мукминов Р.А. Предельный безводный дебит галереи, дрени­рующей пласт с непроницаемым пропластком. Нефтегазовая подземная гидродинамика. М.: Недра, № 79, 54с.

74. Сучков Б.М. Горизонтальные скважины. – Москва-Ижевск: НИЦ ''Регулярная и хаотическая динамика'', 2006, 424 с.

75. Телков А.П., Федорцов В.К. Приток к несовершенной скважине и выбор плотности перфорации. Управление гидродинамическими процес­сами при разведке и эксплуатации месторождений нефти. Тр. ЗапСибНИГНИ,1966, С. 61-68.

76. Аббасов З.Я. Методические указания по определению забойного давления в газовых и газоконденсатных скважинах по статическому давлению на устье, Баку: Элм, 1981, 99 с.

77. Алиев З.С., Зотов Г.А., Гриценко А.И., Ермилов О.М., Ремизов В.В. Руководство по исследованию скважин, М.: «Наука», 1995, 522 с.

78. Алиев З.С, Зотов Г.А. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, М.: «Недра», 1980, 299 с.

79. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П., Коротаев Ю.П. Технологический режим работы газовых скважин. М.: ВНИИЭГазпром,1984,43с.

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

81. Гильфанов М.А., Ершов С.Е., Кучеров Г.Г., Назаров А.В, Щукин А.Н. Математическое моделирование процесса исследований скважин на стационарных и нестационарных режимах. М: ООО «ИРЦ Газпром», 2003, 60 с.

82. Каналин В.Г. Геологическая интерпретация гидродинамических исследований скважин и пластов в Западной Сибири, Тюмень, 1987, 26 с.

83. Каталог видов гидродинамических исследований скважин ООО «Контроль Сервис», г. Нефтеюганск, 2003, 40 с.

84. Королев К.Б., Силкина Т.Н., Пугачев Е.В. Анализ применения адаптированного алгоритма пересчета забойного давления по данным устьевых замеров в скважинах механизированного фонда // Нефтяное хозяйство, 10/2006, С. 114-117

85. Коротаев Ю.П. О расчете технологических режимов эксплуатации и обработке результатов исследования скважин по степенной формуле. М.: ЭИ серии геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1992, С. 15-24

86. Куренков О.В. Гидродинамические методы исследования скважин за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1978, 54 с.

87. Оказание практических и методических услуг по исследованию скважин месторождений АООТ «Томскнефть» (исп. Медведский Р.И.), Тюмень: «ТюмГНГУ», 1996, 37 с.

88. Регламент гидродинамических исследований нефтедобывающих и водонагнетательных скважин на нефтяных и нефтегазовых месторождениях. М.: Юкос ЭП, 2002, 38 с.

89. Руководство по гидродинамическим исследованиям наклонных скважин (РД 39-1-856-83). Тюмень: «СибНИПИННП», 1983, 48 с.

90. Силов В.Ю., Мажар В.А. Особенности проведения гидродинамических исследований скважин на месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство, 12/2006, С. 70-72.

91. Справочник по добыче нефти (ред. Гиматудинов Ш.К.). М.: «Недра», 1974, 703 с.

92. Федорцов В.К. Практическое руководство по испытанию скважин. Тюмень: «СибНАЦ», 2007, 133 с.

93. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин. М.: ВНИИГАЗ, 1999, 127 с.

94. Черных В.А. Гидрогеомеханика нефтегазодобычи. М.: ВНИИГАЗ, 2001, 112 с.

95. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин, М.: «Монография», 2008, 460 с.

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

97. Эрлагер Роберт мл. Гидродинамические методы исследования скважин. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006, 512 с.

98. Aquilera R.G, Artindale J.S., Cordell G.M., Ng M.C., Nicholl G.W., Runions G.A. Horizontal Wells. Volume. GULF: 1991, 393 р.

99. Ehlig-Economides Ch.A, Hegeman P. Guidelines simplify well test interpretation. Oil and Gas J., 1994, P. 33-40

100. Grader A., Horne R. N. Interferencetesting: detecting an impermeable or compressible sub-region. SPE formation evaluation, 1988, P. 428-437

101. Granpesini J.F. Production technology for horizontal well tates new direction. World Oil, 1985, P. 46-48,50

102. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells. J. Pet Tech, 1995, P. 36-41