Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин: Науч. обоснование и создание автоматизир. системы "Геккон" тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 04.00.12, доктор технических наук Кременецкий, Михаил Израилевич

• Кременецкий, Михаил Израилевич
• доктор технических наук
• 1998

Оглавление диссертации доктор технических наук Кременецкий, Михаил Израилевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ КОНТРОЛЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ.

1.1 Методики и технологии ГИС-контроля.

1.2 Интерпретация материалов ГИС-контроля, основные понятия и определения.

1.3 Индивидуальная интерпретация ГИС-контроля в информационных геофизических системах.

1.4 Комплексная интерпретация ГИС-контроля в информационных геофизических системах.

1.5 Выводы.

2. РЕЗУЛЬТАТИВНОСТЬ ПРОМЫСЛОВО-ГЕОФИЗИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ ЗА ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗОНЕФТЯНЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТ

НЫХ СКВАЖИН.

2.1 Краткая характеристика системы и объектов ГИС-контроля.

2.2 ГИС- контроль в неработающих скважинах.

2.3 ГИС - контроль в эксплуатационных скважинах, работающих в стабильном режиме.

2.4 ГИС - контроль в эксплуатационных скважинах, работающих в циклическом режиме.

2.5 ГИС - контроль в эксплуатационных скважинах, работающих в нестационарном режиме.

2.6 ГИС - контроль скважин с циклическим нестационарным режимом эксплуатации.

2.7 Основные подходы к анализу информативности и критерии выбора оптимальной методики интерпретации результатов ГИС.

2.8 Выводы

3. НОВЫЕ ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДОВ ИЗУЧЕНИЯ

ПРИТОКА И СОСТАВА В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ.

3.1 Критерии информативности ГИС - контроля и возможности современного комплекса методов изучения приток - состава.

3.2 Усовершенствование нестационарных методов приток - состава в работающих газовых пластах.

3.3 Развитие нестационарных методов приток - состава в многофазных средах.

3.3.1 Выявление притока из газоносных пластов при наличии жидкости в стволе скважины.

3.3.2 Выявление поступления воды в ствол газовой скважины

3.4 Повышение информативности квазистационарной и нестационарной термобарорасходометрии в интервалах притока газа и жидкости.

3.4.1 Основные закономерности тепломассопереноса в скважине в интервалах притока.

3.4.2 Количественная обработка результатов измерений на квазистационарных режимах отбора (системы уравнений).

3.4.3 Количественная обработка результатов измерений на квазистационарных режимах отбора ( индикаторные диаграммы).

3.5 Новые возможности нестационарной барометрии при оценке параметров продуктивности малодебитных газонефтяных скважин

3.5.1 Обзор возможностей нестационарной барометрии при подъеме уровня в скважине после вызова притока.

3.5.2 Нестационарная барометрия в скважинах с однородным притоком.

3.5.3 Нестационарная барометрия в скважинах с неоднородным водонефтяным притоком.

3.5.5 Апробация возможностей нестационарной барометрии эксплуатационных скважин.

3.6 Выводы.

4. НОВЫЕ ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ

ТЕРМОМЕТРИИ СКВАЖИН.

4.1 Математическое моделирование нестационарных тепловых полей в газовой скважине.

4.2 Математическое описание нестационарного тепломассопереноса при движении газа и жидкости в стволе скважины.

4.3 Использование нестационарной термометрии для оценки дебита скважины вне работающих пластов.

4.3.1 Стабильная работа скважины.

4.3.2 Монотонное изменение дебита притекающего флюида

4.3.3 Плавное периодическое изменение дебита притекающего флюида.

4.3.4 Скачкообразное изменение дебита притекающего флюи

4.3.5 Изменение температуры поступающего в ствол флюида

4.4 Использование нестационарной термометрии для изучения заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах подземных газохранилищ.

4.4.1 Информативность ГИС при оценке герметичности зако-лонного пространства.

4.4.2 Математическое описание тепломассопереноса в скважине в интервале заколонного перетока.

4.4.3 Общие закономерности поведения термограмм в простаивающей эксплуатационной скважине в интервале перето

4.4.4 Возможности выявления влияния заколонного движения на фоне факторов-помех.

4.4.5 Методика проведения термических исследований и подход к интерпретации полученных результатов.

4.4.6 Основные факторы, влияющие на информативность термометрии

4.4.7 Результаты опробования методики.

4.5 Новые возможности нестационарной термометрии в цементируемых скважинах.

4.5.1 Основные закономерности теплообмена в скважине и особенности математической модели.

4.5.2 Оценка степени заполнения и характера распределения цементного камня за обсадной колонной.

4.5.3 Выявление проницаемых интервалов.

4.6 Выводы.

5. ХАРАКТЕРИСТИКА ИНФОРМАЦИОННОЙ СИСТЕМЫ «ГЕККОН»

5.1 Индивидуальная интерпретация материалов ГИС-контроля в информационной системе «Геккон».

5.1.1 Концепция индивидуальной интерпретации промыслово-геофизической информации в системе «Геккон».

5.1.2 Подготовка исходной геофизической и геолого - промысловой информации

5.1.3 Особенности организации сервисных программ.

5.1.4 Особенности организации блоков метрологического обеспечения.

5.1.5 Качественная интерпретация материалов ГИС-контроля

5.1.6 Индивидуальная количественная интерпретация материалов ГИС - контроля.

5.2 Комплексная интерпретация материалов ГИС-контроля в информационной системе «Геккон».

5.2.1 Концепция комплексной интерпретации промысловогеофизической информации в системе «Геккон».

5.2.2 Система «Геккон» как основа динамического моделирования взаимодействия скважины и вмещающих пластов

5.2.3 Реализация концепции комплексной интерпретации в алгоритмах системы «Геккон».

5.2.4 Апробация принципов и инструмента комплексной интерпретации, заложенных в систему «Геккон».

5.3 Выводы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин: Науч. обоснование и создание автоматизир. системы "Геккон"»

Актуальность работы. Для большинства газовых и нефтяных месторождений России характерны сложные условия разработки. Они обусловлены прежде всего геологическими причинами: неоднородностью коллекторов, большими глубинами их залегания и многофазным насыщением, многочисленностью эксплуатационных объектов. Возрастает удельный вес газонефтяных месторождений с запасами в обширных периферийных пластах небольшой толщины и низкой продуктивности. Не менее существенны геолого-технологические и технические факторы. К ним относятся неравномерность выработки запасов, избирательное обводнение, ухудшение фильтрационных параметров пластов и технического состояния скважин.

Причем как на месторождении, так и на отдельной залежи, можно встретиться практически со всей гаммой перечисленных факторов. Как правило, они очень динамичны, существенно трансформируясь в процессе жизни объекта разработки.

Для повышения эффективности нефтегазоизвлечения важна полная и своевременная информация о текущем состоянии залежи и подземного оборудования, нарушениях в работе скважин и пластов. Ее получение возможно лишь при постоянном научно обоснованном контроле процесса разработки. Одним из наиболее эффективных методов контроля являются промыслово-геофизические исследования.

К настоящему времени промыслово-геофизический контроль за эксплуатацией нефтяных и газовых скважин ( ГИС-контроль ) приобрел статус самостоятельного направления как по задачам, так и по методам их решения. Его конечной целью является информация для оптимизации работы скважины, прогнозирования отработки продуктивных пластов, обоснования мероприятий по подземному ремонту, а также для решения других стратегических и текущих проблем разработки месторождений. Для этого используются методы изучения приток-состава ( механическая и термокон-дуктивная расходометрия, барометрия, термометрия, влагометрия и пр.), оценки текущего насыщения пластов и технического состояния скважин.

На состояние скважины в процессе геофизических измерений влияет большое число разнообразных факторов. В их числе особенности геологического строения залежи, характер вскрытия продуктивной толщи, конструктивные особенности, техническое состояние ствола и подземного оборудования. Кроме того, меняется интенсивность, состав, структура потока флюида в стволе. Скважина и продуктивные пласты испытывают разнообразные технологические воздействия.

Таким образом, каждая скважина чаще всего представляет собой уникальный для исследования объект как по задачам ГИС, так и по методам их решения .

Поэтому для осуществления надежного ГИС-контроля в настоящее время используется широкий арсенал аппаратных и программных средств регистрации, передачи, обработки и хранения геофизической информации.

В настоящее время значительно повысилось качество аппаратуры и методики измерений, каналов связи, вычислительных средств и алгоритмов управления процессом измерений, способов обработки получаемых данных. [ 2, 31, 56, 58, 102, 170, 171, 189, 195, 197 и др. ] Таким образом, созданы предпосылки существенного повышения эффективности промыслово-геофизического контроля в целом. Но эти возможности пока не реализованы полностью. В области развития промыслово - геофизического контроля можно назвать несколько взаимосвязанных проблем. Их сущность состоит в развитии : технологий и методик скважинных измерений; способов индивидуальной интерпретации результатов измерений; методов комплексной интерпретации, анализа и обобщения геолого-промысловой и геофизической информации; алгоритмов автоматизированной интерпретации .

Перечисленные элементы объединены единой целью, тесно взаимосвязаны и могут рассматриваться, как составные части геофизической информационной системы. Такое понимание системы шире, чем у информационно - измерительной, поскольку при этом делается акцент на использовании информации. С другой стороны, подобное понятие системы не исчерпывается только рамками автоматизированной интерпретации ввиду объективной ориентации на технологические и методические приемы получения информации.

Сложность создания подобной системы в том, что технологию и методику скважинных исследований трудно унифицировать, а способы интерпретации полученных материалов с трудом поддаются формализации. Значит, работа с информацией на всех этапах ее получения и использования должна быть очень гибкой, с широким использованием интерактивных элементов.

Еще одна проблема состоит в многочисленности влияющих на результаты исследований факторов. Причем, нередка ситуация, когда информативный результат формируется под совместным влиянием нескольких процессов, близких по характеру и степени воздействия.

Существенной спецификой ГИС-контроля является и совместное влияние разделенных во времени эффектов. Это очень характерно для термометрии , особенно в скважинах с нестабильным или многоцикличным режимом работы.

Решение перечисленных задач особенно актуально в случае рассмотрения таких объектов ГИС, как газовые и газоконденсатные скважины. Геофизические поля в этих скважинах весьма специфичны и в целом мало изучены. Поэтому проблема получения и использования информации ГИС здесь стоит очень остро. Между тем существуют реальные пути решения этой проблемы.

Один из них состоит в разработке новых способов промысловых измерений, позволяющих целенаправленно формировать оптимальное для решения конкретных задач контроля состояние скважины. Не менее важным можно считать создание помехоустойчивых технологий и методик измерений, а также приемов индивидуальной интерпретации, позволяющих выделять информативные эффекты при одновременном изучении нескольких факторов.

И, наконец, необходимо совершенствование комплексной интерпретации материалов ГИС для информационного насыщения динамической модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов. Модель призвана обеспечить анализ состояния, прогноз поведения и возможность оптимизации работы названного объекта. Это нужно для рациональной разработки залежи в целом.

Таким образом, создание геофизической информационной системы контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин является крупной научно-технической проблемой, имеющей важное общегосударственное значение в обеспечении рационального использования природных ресурсов и охраны недр.

Цель работы. Повышение эффективности геофизических исследований при разработке залежей углеводородного сырья путем создания геофизической информационной системы контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин на основе совершенствования способов получения геофизической информации о скважине и вмещающих пластах.

Основные задачи исследований.

1. Анализ современного состояния средств получения информации при промы-слово-геофизическом контроле за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин. Классификация информации по назначению, способу получения и достоверности.

2. Теоретическое и экспериментальное изучение особенностей геофизических полей в скважинах, обусловленных наличием и движением газа в стволе, вмещающих пластах и связанных с этим гидродинамическими явлениями, тепломассопереносом в многокомпонентных потоках, аномальными свойствами пластового флюида, его высокой подвижностью и пр.

3. Разработка технологии и методики промыслово-геофизического контроля при заканчивании, испытании, эксплуатации, капитальном ремонте скважины, основанных на принципах управления состоянием скважины и оптимизации процесса геофизических измерений.

4. Обоснование и создание помехоустойчивых методов индивидуальной интерпретации результатов промыслово-геофизического контроля на основе теоретического и экспериментального изучения гидродинамических и термодинамических процессов, влияющих на геофизические поля в газонефтяных и газоконденсатных скважинах.

5. Разработка методов комплексной интерпретации и обобщения геофизических и геолого-промысловых данных для информационного обеспечения динамической модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов.

6. Создание алгоритмов, реализующих возможности разработанных способов получения промыслово-геофизической информации.

7. Создание геофизической информационной системы для контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин на основе полученных результатов в области технологии и методики скважинных измерений, способов и алгоритмов индивидуальной и комплексной интерпретации.

8. Организация промышленного опробования и внедрения геофизической информационной системы для контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин.

Методика исследований. При решении поставленных задач использовались : теоретическое и экспериментальное изучение физических процессов, сопровождающих движение газа и газожидкостной смеси в скважине и дренируемых пластах; моделирование геофизических полей на ЭВМ; изучение результатов опытного и промышленного опробования, внедрения разработанных способов в производство; обобщение и анализ публикаций отечественных и зарубежных исследователей;

Достоверность научных выводов и рекомендаций выводов и рекомендаций соискателя проверялась: сопоставлением данных теоретических расчетов и экспериментов; оценкой непротиворечивости многовариантной обработки разновременных геофизических измерений с привлечением дополнительной геолого-промысловой информации; сопоставлением материалов ГИС- контроля с результатами испытаний и подземного ремонта скважин; опробованием созданной комплексной информационной промыслово-геофизической системы в различных производственных условиях.

Научная новизна.

1. Разработаны технологии и методики промыслово-геофизического контроля для раздельного изучения процессов в системе скважина-пласт на базе обоснованных принципов управления состоянием скважины и увеличения помехоустойчивости обработки.

• Экспериментально изучено нестационарное тепловое поле при притоке газа в ствол. Выявлены информативные признаки притока, основанные на различии поведения во времени температуры в работающих пластах и вмещающих породах. Обоснована методика управления названными признаками путем выбора депрессии на пласты и времени регистрации термограмм.

• На основе экспериментов в скважинах изучен характер нестационарных полей основных параметров приток-состава при поступлении в ствол газожидкостной смеси. Разработана методика выявления притока жидкости в газовую скважину, основанная на оптимизации различия скоростей движения по стволу жидкой и газовой фаз (A.C. СССР № 1541923, Патент РФ № 1514923).

• Проанализирована зависимость температуры, давления и скорости притекающего в ствол газа от депрессии на пласт. Предложены новые способы нормировки перечисленных параметров для оценки дебитов, продуктивности, фильтрационных параметров пласта методом индикаторных линий по измерениям на серии установившихся режимов отбора газа.

• Теоретически изучено тепловое поле вне интервалов притока при цикличной работе скважины газожидкостной смесью. Обоснована точность оценки дебита смеси по термометрии в зависимости от достоверности данных о составе притока, тепловых свойствах заполнителей ствола и горных пород и режиме работы скважины. Установлена возможность повышения точности оценки, расхода регулированием времени температурных измерений.

• Выявлены новые зависимости градиента давления и темпа его изменения во времени от интенсивности и состава притока для малодебитных газонефтяных скважин. Разработаны технология скважинных исследований и методика интерпретации результатов для оценки расходных параметров и фазового состава притекающего в скважину флюида ( Положительное решение на выдачу патента по заявке 96106928/03 от 9.04.1996 г.) Предложены способы:

0 оценки истинной плотности и компонентных содержаний газожидкостной смеси по барограмме и замерам фазовых уровней;

0 определения истинной плотности, компонентных содержаний и весовых расходов по разновременным барограммам;

0 расчета расходной плотности и фазовых дебитов по соотношению темпов роста давления и фазовых уровней в стволе.

• Теоретически изучено нестационарное тепловое поле в скважинах ПХГ при заколонном перетоке газа. Обоснованы информативные признаки заколонного движения ( экспоненциальное поведение температуры с глубиной, замедление и инверсия темпа изменения температуры и др.). Предложена оптимизация технологии измерений, методики интерпретации результатов для повышения достоверности выявления перетока и его количественной оценки в условиях цикличной эксплуатации скважины (A.C. СССР № 1104252 ).

• Теоретически изучено нестационарное тепловое поле при цементировании скважины. Обоснована оптимизация технологии измерений и методики интерпретации результатов для раздельного изучения заполнения каверн цементом и движения флюида за колонной ( A.C.СССР № 941556 ). На этой основе предложен способ контроля за техническим состоянием скважины на этапе ее эксплуатации.

2. Обоснована концепция индивидуальной интерпретации материалов промы-слово-геофизического контроля для динамического моделирования процессов в скважине и вмещающих пластах, базирующаяся на использовании анализа информативности ГИС для выбора оптимальных способов отделения полезной информации от помех.

3. Предложена классификация информации промыслово-геофизического контроля и способов ее получения. Классификация учитывает многообразие задач, средств их решения, особенностей состояния и поведения скважин. На ее основе определена концепция комплексной интерпретации материалов ГИС, заключающаяся в увязке текущих результатов с состоянием скважины для насыщения информацией многоуровенной динамической модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов.

4. Созданы новые алгоритмы индивидуальной и комплексной интерпретации для информационной геофизической системы контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин (Комплекс "Геккон 4.0", № гос. регистрации 960345, РосАПО, 1996 г.).

5. На базе обоснованных концепций, разработанных технологий и методик сква-жинных измерений, способов и алгоритмов индивидуальной и комплексной интерпретации создана геофизическая информационная система для контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин.

Основными защищаемыми научными положениями являются:

1. Принципы управления состоянием скважины и повышения помехоустойчивости интерпретации результатов измерений, увеличивающие достоверность ГИС-контроля за счет раздельного изучения нескольких процессов, протекающих в скважине одновременно.

2. Концепция индивидуальной интерпретации материалов промыслово - геофизического контроля, реализующая динамическое моделирование процессов в скважине и вмещающих пластах путем использования помехоустойчивых методик, обоснованных с помощью анализа информативности геофизического исследования.

3. Концепция комплексной интерпретации материалов промыслово - геофизического контроля, реализующая информационное насыщение многоуровенной динамической модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов на основе:

• классификации информации и способов ее получения с учетом многообразия задач, средств их решения, состояний скважины;

• увязки результатов интерпретации с изменением состояния скважины и технологией воздействия на пласты.

Основными защищаемыми результатами являются:

1. Аналитические и численные модели тепломассопереноса ( на этапах закан-чивания и эксплуатации газонефтяных и газоконденсатных скважин ) для описания полей температуры, давления и скорости с учетом:

• совместного цикличного движения жидкости и газа по стволу и негерметичному заколонному пространству;

• особенностей конструкции, текущего состояния скважины, неоднородности вмещающих пластов, размеров и местоположения канала перетока.

2. Технологии и методики промыслово - геофизического контроля ( в строящихся, эксплуатируемых и ремонтируемых газонефтяных и газоконденсатных скважинах ) , базирующиеся на обоснованных принципах управления состоянием скважины.

3. Методики и алгоритмы индивидуальной интерпретации результатов промы-слово-геофизического контроля, основанные на:

• установленных особенностях поведения полей скорости, давления, температуры и состава при движении газа и газожидкостной смеси в стволе скважины, зако-лонном пространстве и вмещающих пластах;

• выявленных возможностях отделения влияния изучаемых процессов от помех оптимальным выбором исходной информации и способа ее обработки.

4. Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин, повышающая эффективность динамического моделирования взаимодействия скважины и вмещающих пластов на основе развития технологии и методики геофизических исследований, способов индивидуальной и комплексной интерпретации результатов измерений.

Практическая ценность работы.

Результаты работы позволяют значительно повысить эффективность геофизических исследований при контроле за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных месторождений, подземных газохранилищ.

Разработанные методики и технологии исследований скважин увеличивают точность и достоверность результатов измерений.

Созданные алгоритмы автоматизированной интерпретации позволяют проводить оперативную оценку технологических параметров газонефтяных и газоконденсатных скважин и пластов. Это увеличивает обоснованность суждений об их состоянии и расширяет возможности оптимизации режима эксплуатации. Не меньшую практическую ценность имеет повышение надежности заключений о состоянии заколонно-го пространства и интенсивности межпластовых перетоков газа.

Созданная информационная промыслово-геофизическая система обеспечивает получение достоверных данных для развития геолого-промысловой модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов. То-есть одним из основных практических итогов работы является рост эффективности геолого-промыслового моделирования для оптимизации процесса разработки и обеспечения охраны недр.

Реализация в промышленности. Разработанные способы исследования скважин, интерпретации получаемых материалов, а также созданное на их основе алгоритмическое и программное обеспечение в настоящее время успешно внедрены в основных геофизических производственных предприятиях газонефтедобывающих районов страны: "Севергазгеофизика", "ЯмбургскаяПГЭ", "Оренбурггеофиз'ика", "Нори-льскгазгеофизика", "Вуктыльская ПГЭ", "Мосгазгеофизика", "Центргазгеофизика" и др.

Для обеспечения внедрения при непосредственном участии соискателя подготовлены, апробированы и переданы для практического использования отраслевые методические руководства: «Комплекс геофизических и гидрогеохимических исследований, методика поиска и условия производства работ по определению утечек газа в скважинах ПХГ» ( Москва, Газпром, 1984 г.); «Газодинамический контроль за эксплуатацией скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа промыслово-геофизическими методами» ( Москва, Газпром, 1991 г.); «Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС-Контроль в системе ГЕККОН-4.0» ( Москва, ИГ ГАНГ, 1995 г.).

Соискателем, также в соответствии с темой его работы подготовлены разделы для межотраслевых руководств и справочников, в том числе: раздел «Термометрия скважин» в справочнике «Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин» ( М., Недра,1988 г. ); раздел «Температура газовых месторождений. Тепловые свойства горных пород» в «Руководстве по исследованию газовых скважин» ( М., Наука,1996 г. ); глава «Применение термометрии скважин» в справочнике «Геофизические методы исследования скважин» ( М., Недра ,1983 г. ); ряд глав «Временной инструкции о порядке, составе и формах представления информации каротажа скважин в Государственный банк цифровой геологической информации» (М., ГлавНИВЦ, 1997 г.).

Широкому внедрению разработок соискателя способствовало также их систематическое использование при проведении занятий курсов повышения квалификации «Современное состояние и новые возможности геофизических методов исследования скважин и автоматизированных систем обработки» ( М., ГАНГ,1990-1997 г.).

Апробация работы. Основные результаты работы представлялись и обсуждались на семинаре «Методика разведки сложнопостроенных газовых и газоконденсат-ных залежей и месторождений» ( Москва, 1981 г.), региональной научно - практической конференции «Проблемы локального прогноза и разведки нефти и газа Западной Сибири» ( Тюмень, 1987 г. ), школе - семинаре « Программное и аппаратное обеспечение проектных и геологических служб нефтегазовой отрасли» (Москва, 1993 г. ), презентационном семинаре «Средства автоматизированной обработки информации в разведке и нефтегазодобыче» в рамках 5-й Международной выставки «Оборудование для нефтяной и газовой промышленности» ( Москва, Выставочный комплекс «Красная Пресня», 1994г. ), НТС РАО «Газпром» - «Состояние и пути повышения отраслевой геоинформационной подсистемы ( сбор, обработка и хранение геофизических, геологических и других данных ) и систем моделирования геологических объектов для оптимизации их разработки» ( Москва , ВНИИГаз, 1995г.), конференции «Разработка аппаратуры для промыслово-геофизических и геолого-технологических исследований на нефтегазовых месторождениях Западной Сибири» (Тюмень, 1987г.), семинаре «Применение компьютерных технологий при производстве ГИС-контроля разработки и КРС» ( Нижневартовск, 1996 г. ), научно-практической конференции в АО НПЦ «Тверьгеофизика» - «Компьютерные технологии ГИС» ( Тверь, 1996 г. ), технических совещаниях П. «Севергазгеофизика» и ПО «Уренгойгазпром» ( Новый Уренгой, 1994, 1995 и 1996 г. ), НТС ДАО «Газпромгеофизика» ( Москва, Кимры, 1980-1996 г. ). Результаты работы представлялись специалистами ДАО «Газпромгеофизика» в рамках единой информационной системы газовой отрасли «АСУПгеофизика» на международном симпозиуме « '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений заводнением» ( Пекин,1996 г.), на 59 -й выставке и конференции Европейской ассоциации (EAGE) геологоразведчиков (Женева, 1997г).

Исходный материал. В основе диссертации 80 опубликованных работ, среди которых 4 монографии и обзора, 4 учебных пособия, 6 авторских свидетельств на изобретения и патентов.

Материалы диссертации содержатся в научных отчетах кафедры ГИС ГАНГ, переданных в 1983-1997 г.г. в фонды геофизических предприятий ДОАО «Газпромгеофизика» и РАО «Газпром».

В диссертации представлены результаты разработок, выполненных в период с 1978 по 1997 год в лаборатории проблем геофизических исследований газовых скважин ГАНГ, возглавляемой соискателем.

Постановка данного направления исследований была осуществлена Дахновым В.Н. и Позиным Л.З. Работа над диссертацией и внедрение полученных результатов было бы невозможно без творческого участия и квалифицированной помощи Добрынина В.М., Ипатова А.И., Марьенко H.H., Резванова P.A., Кульгавого И.А. Большую помощь оказали соискателю консультации Кожевникова Д.А., Широкова В.Н., Соколовой Т.Ф. Существенно повлияли на общую направленность теоретических исследований и формирование концепции диссертационной работы творческие дискуссии с Пантелеевым Г.Ф., Валиуллиным P.A., Левитским К.О. , Морозовым A.M., Темиргалеевым Р.Г., Скопинцевым С.П., Вольпиным С.Г. Усовершенствование методикотехнологической и алгоритмической базы геофизической информационной системы, внедрение полученных результатов в практику промыслово-геофизических исследований было бы невозможно без помощи Гергедава Ш.К., Кравцова С.А., Жардецкого

A.B., Микина М.Л., Венско С.А., Деркача A.C., Широкова А.Н., Поздеева Ж.А., Пасечника М.П., Соковой К.И., Кестенбойм М.С., Шовкринского Г.Ю., Михайлина. A.C. Лаштуна

B.И., Новожилова A.A., Смирнова В.В., Мартынова М.Ю. и др. Соискатель выражает глубокую искреннюю признательность всем перечисленным ученым и специалистам за помощь и плодотворное сотрудничество.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения. Текст изложен на 312 страницах , включая 74 рисунка, 30 таблиц и список литературы из 321 наименований.

Заключение диссертации по теме «Геофизические методы поисков и разведки месторождений полезных ископаемых», Кременецкий, Михаил Израилевич

5.3 ВЫВОДЫ

1. Система «Геккон» позволяет подготовить основной спектр качественной и количественной информации для описания динамики физических процессов в скважине и вмещающих пластах ( при заканчивании, освоении, эксплуатации, капитальном ремонте).

С помощью алгоритмов системы можно получить всю гамму количественных и качественных параметров, которые характеризуют состояние флюида в стволе скважины и вмещающих пластах, динамику притока, фильтрационные и динамические параметры пластов , сообщаемость пластов по стволу и негерметичному заколонно-му пространству, техническое состояние скважины и пр.

2. Современный этап развития алгоритмического и программного обеспечения комплекса «Геккон» характеризуется использованием большого числа как известных, так и нестандартных алгоритмов, обеспечивающих непрерывный цикл движения про-мыслово-геофизической интерпретации, начиная от предварительной обработки результатов оцифровки или цифровой регистрации до количественной интерпретации.

3. Одна из основных тенденций развития системы заключается в использовании алгоритмов, реализующих новые информативные возможности современного комплекса ГИС, и средств обработки получаемой информации.

4. Перечисленные алгоритмы системы «Геккон» призваны реализовать концепцию индивидуальной интерпретации материалов ГИС-контроля. Сущность концепции состоит в использовании возможностей средств получения геофизической информации для динамического моделирования процессов в скважине и вмещающих пластах на основе:

• принципов управления состоянием скважины и повышения помехоустойчивости интерпретации ;

• анализа информативности интерпретации .

5. В соответствии с названной концепцией алгоритмы системы Геккон реализуют возможности разработанных автором активных технологий, основанных на принципах управления состоянием скважины и повышения помехоустойчивости интерпретации. Для выполнения этих функций алгоритмам присущи следующие особенности:

• использование интерактивных режимов обработки, позволяющих выявлять аномальные интервалы по нестандартным информативным признакам, спровоцированным целенаправленным воздействием на скважину ( при выявлении работающих газоносных пластов, определении интервалов притока жидкости в ствол газовой скважины и пр.);

• наличие процедур для определения помехоустойчивых комплексных параметров ( при выявлении и оценке заколонных перетоков, выявлении движения флюида за колонной цементируемых скважин и пр.);

• наличие процедур для оценки информативности результатов количественной интерпретации ( при оценке интенсивности перетоков, определении качества цементирования и пр.);

• использование блоков многовариантной интерпретации ( при расчете профилей компонентного состава и фазовых расходных параметров, расчете интегральных фазовых дебитов и пр.);

• использование блоков оценки качества интерпретации, обрабатывающих избыточную информацию ( при расчете параметров пласта методом индикаторных линий)

6. В основе концепции комплексной интерпретации результатов ГИС-контроля системы «Геккон» лежит стремление к информационному насыщению динамической модели «скважина-пласт» . Модель имеет сложную разноуровенную структуру и развивается параллельно с накоплением информации по скважине и вмещающем массиве горных пород.

7. Реализация названной концепции предполагает классификацию исходных данных ГИС-контроля и результатов их количественной и качественной интерпретации. Основной классификации является совокупность решаемых с помощью геофизических исследований задач, способов решения этих задач, а главное особенностей состояния и поведения скважины в процессе ГИС.

8. Еще одним элементом концепции комплексной интерпретации является тесная увязка результатов с динамикой изменения состояния скважины и особенностями технологии воздействия на пласты.

9. Концепция комплексной интерпретации реализуется алгоритмом « Автоматизированное комплексное заключение ». Этот алгоритм является основой системы «Геккон». С его помощью все результаты интерпретации информационно увязываются между собой и подготавливаются для последующего анализа ( обобщения, изучения динамики во времени, оценки зависимости результатов от особенностей поведения скважины в процессе геофизических исследований и т.п.).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Теоретические исследования, обобщение и анализ опубликованной научно-технической информации, результаты производственных промыслово-геофизических исследований позволили соискателю разработать геофизическую информационную систему для контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин. Приоритетным направлением развития системы является научное обоснование и создание способов получения и использования геофизической информации. Их сущность состоит в оптимизации состояния скважины, методики проведения измерений и интерпретации результатов для усиления контрастности информативных эффектов в скважине и пласте.

В итоге проделанной работы получены следующие основные результаты: 1. На базе выполненных научных исследований обоснована концепция развития технологии и методики скважинных измерений и способов индивидуальной интерпретации результатов. Она базируется на обоснованных принципах управления условиями в скважине в процессе геофизических исследований и использования специальных приемов интерпретации для максимального проявления информативных эффектов на фоне помех. В рамках реализации названной концепции решены следующие задачи :

• На основе экспериментов в скважине выявлены особенности поведения нестационарных полей для методов изучения приток-состава в интервалах поступления газа в ствол. Проанализированы возможности управления режимом работы скважины для создания дополнительных информативных признаков притока.

• Определены закономерности формирования нестационарных полей для методов изучения приток-состава в скважинах, работающих газожидкостной продукцией. Выявлены информативные признаки наличия жидкости в стволе. Предложен способ выявления притока жидкости в газовую скважину, основанный на создании оптимальных условий для выноса жидкости в ствол и ее осаждения на забое.

• Усовершенствована обработка квазистационарной термо-барорасходометрии методом индикаторных линий. На его основе предложены способы оценки динамических и фильтрационно-емкостных свойств пласта. Они позволяют рассматривать этот метод в качестве одного из универсальных средств обработки и оценки качества избыточной информации.

• Усовершенствованы известные и созданы новые способы обработки нестационарной барометрии в малодебитной скважине в процессе вызова притока. Показана возможность оценки фазовых расходных характеристик притока и параметров продуктивных пластов путем комплексной многовариантной интерпретации.

• Теоретически изучены особенности температурного поля в стволе действующей скважины вне работающих пластов. Проанализирована информативность количественной оценки дебита при нестационарном притоке с учетом достоверности сопутствующих геолого-промысловых данных.

• С помощью математического и физического моделирования изучены основные закономерности тепломассопереноса в эксплуатационной скважине при малодебитных заколонных перетоках газа. Оценена информативность выявления перетока и количественной оценки его дебита. Доказана и реализована на практике возможность оптимизации условий проведения геофизических исследований для выявления перетока

• на фоне факторов-помех и для оценки интенсивности заколонного движения.

• Теоретически и на базе промысловых экспериментов изучены особенности теплового поля в цементируемой скважине. Предложен способ обработки нестационарной термометрии для раздельного изучения температурных аномалий, обусловленных заполнением цементом каверн, поглощением фильтрата цементного раствора малопористыми коллекторами и заколонными перетоками. Обоснована роль получаемой информации для последующего контроля за эксплуатацией и техническим состоянием скважины.

2. На основе новых методов обработки результатов скважинных измерений развито алгоритмическое обеспечение индивидуальной интерпретации материалов промыслово-геофизического контроля. Разработанные алгоритмические и программные средства сокращают время, повышают информативность и надежность интерпретации.

3. Предложены классификации исходных данных, результатов и способов интерпретации при промыслово-геофизическом контроле. Перечисленные классификации отражают цель, уровень достоверности, способ и условия получения промыслово-геофизической информации. Они являются основной концепции комплексной интерпретации, реализующей информационное насыщение динамической модели взаимодействия скважины и вмещающих пластов.

4. На базе развития технологии и методики промысловых измерений, методики индивидуальной и комплексной интерпретации результатов создана и внедрена система автоматизированной интерпретации материалов ГИС-контроля

Геккон».

5. Созданная на базе научных исследований соискателя система «Геккон» прошла широкое промышленное опробование на материалах, полученных в различных скважинных условиях и продолжает успешно внедряться на промыслово-геофизических предприятиях газовой и нефтяной отрасли .

6. Основное предназначение разрабатываемой системы состоит в повышении качества геолого-промысловой информации для совершенствования геолого-промыслового моделирования процессов в скважине и вмещающих пластах для оптимизации процесса эксплуатации газовых залежей и обеспечения охраны недр.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Кременецкий, Михаил Израилевич, 1998 год

1. Абасов И.Т., Оруджалиев Ф.Г. Газогидродинамика и разработка газонефтяных месторождений. М.Недра,1989.,262 с.

2. Абрукин А.Л. Потокометрия скважин.

3. Авдонин H.A., Буйкис A.A. Изменение температуры жидкости при ее движении по стволу скважины. Теоретические и экспериментальные исследования разработки нефтяных месторождений. Казань, 1964, с.56-58

4. Автоматизированная обработка результатов промыслово геофизических исследований газовых месторождений Севера Тюменской области. Беленький В. Г. и др. Отчет тематической партии треста «Севергазгеофизика» по теме 28/88,г. Новый Уренгой, 1990.

5. Акульшин А.И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1988, 240с.

6. Ю.Андреев О.Ф., Басниев К.С., Берман Л.Б. и др., Особенности разведки и разработки месторождений Западной Сибири, М., Недра, 1984, 212с.

7. Аппаратура и оборудование для геофизических исследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. A.A. Молчанов, В.В. Лаптев, В.Н. Моисеев, P.C. Челокьян, М., Недра, 1987.

8. Астрахан И.M., Марон В.И. Нестационарный теплообмен при промывке скважины. ЦМТФ , 1969, 1 с. 148-150.

9. Афанасьев Е.Ф., Грдзелова K.J1 и др. Контроль за разработкой месторождений акустическим способом. Обзор ВНИИЭГазпром,М.,1987 , 36с.

10. Афанасьев А.Ф., Козлов П.И. Архитектура информационного и программного обеспечения системы Гинтел НПГП ГЕРС,Тверь 1994,62с.

11. Ахияров В.Х. Методика выделения продуктивных коллекторов по каротажу в глинистых полимиктовых отложениях. Труды ЗапСибНИГНИ, 1980.

12. Бадалов Г.И. Контроль разработки нефтяных месторождений геофизическими методами.,МИНГ,1991,64 с.

13. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М., Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа,М.,Недра, 1972.

14. Баркалая О.Г., Омесь С.П. Определение пластовых давлений по результатам геофизических исследований действующих газовых скважин, Нефтегазовая геология и геофизика, N 7, 1974.

15. Басин Я.Н., .Грунис Е.В. Геофизические исследований скважин на этапе эксплуатации месторождения нефти и газа, НТВ АИС Каротажник, вып. 25 1996 г. с. 11-15.

16. Басин Я.Н. Кухаренко Н.К, Тюкаев Ю.В. Методика определения пористости карбонатных пластов по данным нейтронного каротажа. М., ОНТИ ВНИИЯГГ, 1968,110 с.

17. Белоконь Д.В. Козяр В.Ф. .Смирнов H.A. Акустические исследования разрезов нефтегазовых скважин через обсадную колонну НТВ АИС Каротажник, вып. 29,1996 г. с. 8-30

18. А.И. Бережной, П.Г. Кулагин. Способ определения перетоков газа по зацементированному затрубному пространству, АС СССР N 155772 ,1963.

19. Берман Л.Б., Нейман B.C. Исследование газовых месторождений и подземных хранилищ газа методами промысловой геофизики, М., Недра,1972.

20. Боганик В.Н., Медведев А.И. Какая база геолого промысловых данных нужна пользователю. Научно-технический журнал ЕАГО "Геофизика", с. 15-25.

21. Браго E.H., Демьянов A.A. Использование сверхвысоких частот для измерения содержания компонентов в водонефтяных и газожидкостных потоках. Обзор ВНИИО-ЭНГ, М.1989,39с.

22. Браго E.H. ,Царев A.B. и др. Статистические методы измерения расхода многофазных флюидов. Труды МИНГ,вып.203,М.,1986,с.6-10.

23. Браго E.H., Царев A.B. Статистика случайных процессов в измерительных задачах. Изв. ВУЗов, "Нефть и газ", 1986, N 11, с.75-79.

24. Браго E.H. Проблемы измерения расхода газожидкостных потоков Обзор ВНО-ЭНГ, М., 1987, вып.9.

25. Буевич A.C. Комплексный подход к решению.вопросов повышения качества геофизических исследований эксплуатационных скважин НТВ АИС Каротажник, вып. 35 1997 г.

26. Буевич A.C., Козак В.Г. Новое поколение аппаратуры для геофизических исследований обсаженных скважин "Гранит", Каротажник, N 22, с.9-18.

27. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов,М.,Недра, 1984.

28. Валиуллин P.A. Термические исследования в процессе компрессорного освоения и опробования скважин. Нефтяное хозяйство,N4,1988,с.25.

29. Валиуллин P.A., Рамазанов А.Ш Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин,Уфа, 1992,165 с.

30. Валиуллин P.A., Ремеев И.С, .Рамазанов А.Ш Система ПРАЙМ для автоматизированной обработки данных ГИС при контпроле за разработкой нефтяных месторождений, НТВ АИС Каротажник, вып. 30, 1997 г. с. 10-24.

31. Валиуллин P.A. и др. Система "Прайм" для автоматизированной обработки данных ГИС при контроле за разработкой нефтяных месторождений, Материалы научнопрактической конферении "Компьютерные технологии ГИС", г.Тверь, Май 1996 , с. 1024.

32. Валиуллина Н.В., Сухоносов Г.Д., Тетерин Ф.Е., Методическое руководство по определению параметров пласта и призабойной зоны по данным пластоиспытателей, ВолгоградНИПНефть, 1984.

33. Вендельштейн Б.Ю. Потенциал течения в горных породах . В кн. Геофизические исследования в нефтяных и газовых скважинах. М., Недра, 1971,с. 17-43.

34. Вендельштейн Б.Ю., Резванов P.A. Геофизические методы определения параметров нефтегазовых коллекторов ( при подсчете запасов и проектировании разработки местрождений ), М., Недра, 1978, 318 с.

35. Виноградов К.В. Термические исследований скважин для оценки утечек и перетоков газа при его подземном хранении. Автореферат кандидатской диссертации, МИНХиГП, 1983.

36. Воронов В. Исследование влияния пористой среды на термодинамические параметры одно и двухкомпонентных жидких систем, Газовая промышленность №7, 1997 г., с.54-67.

37. Временное методическое руководство по определению коэффициента газонасыщенности по данным нейтроного гамма метода на Инчукалнском ПХГ, трест Центргаз-геофизика, Кимры,1986.

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

39. Гаврина Т.Е., Чемоданов В.Е Расчет теплового поля в системе коллектор-вмещающие породы- скважина. Нефть и газ. Сб. Научных трудов ГАНГ им. И.М.Губкина, 1976, вып.12, с. 30-32

40. Гавура В.Е., Исайчев В.В., Курбанов А.К. и др. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей, М,.ВНИИОЭНГ, 1992.

41. Галин Э.Х., Пудовкин М.А., Ахметова A.A., Марков А.И. Распределение температуры в вертикальных трубах при движении по ним жидкости или газа. В кн. Термозаводнение нефтяных месторождений , Казань, КГУ. 1971, с. 106-118

42. Галиуллин З.Т.и др. Методы и средства измерения плотности природного газа и конденсата.ВНИИЭГазпром, 1981, 62с.

43. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И., Физика нефтяного и газового пласта, М., Недра, 1982, 311с.

44. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика. М., Недра, 1983,592с.

45. Ш.К. Гергедава, H.A. Ефременко, Комплекс технических средств для исследований скважин и пластов- АСУ Пгеофизика, М., ВНИИЭгазпром, 1981.

46. Ш.К.Гергедава, А.В.Жардецкий, П.А.Овчаров и др. Формирование структуры геоинформации подсистемы "ГАЗ", Москва, ВНИИЭгазпром, 1992,56 с.

47. Ш.К. Гергедава, В.Г. Тагиев, Математическое моделирование геолого-промысловых характеристик газоносных пластов и скважин, М.,ВИЭМС,1980.

48. Ю.И. Горбачев , А.И. Ипатов Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений, ГАНГ, 1996, 130 с.

49. Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин, М., Наука, 1996, 523 с.

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

51. Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А. и др. Технология разработки крупных газовых месторождений. М., Недра, 1990 г.

52. Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С., Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири, М., Недра, 1991, 304 с.

53. Гулин Ю.А. Комплекс нейтронного гамма каротажа и нейтрон нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам для исследования песчано-глинистых разрезов в нефтяных скважинах. Нефтегазовая геология и геофизика, N 2,1972 г. с. 52-54

54. Г.Р. Гуревич, А.И. Брусиловский. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, М., Недра, 1984, 264 с.

55. Гуфранов М.Г. Возможности использования результатов ГИС для оценки технологических воздействий на динамику продуктивности коллекторов. НТВ АИС Каро-тажник, вып. 21, 1996 г. с. 29-34.

56. Гуфранов М.Г. К вопросу метрологического обеспечения ГИС. НТВ АИС Каро-тажник, вып. 30, 1997 г. с. 34-37.

57. Гуфранов М.Г., Кожевников Д.А. К разработке комплексного .интерпретационно-метрологического обеспечения гамма-гамма цементометрии скважин. Сб. Метрологическое обеспечение геофизических исследований скважин. М.,ВНИИЯГГ, 1983, с.116-124

58. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин., М„ Недра, 1982,448с.

59. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин, Гостоптехиздат, 1952 г.

60. Дахнов В.Н. Холин А.И. Барсуков О.А. Расчленение коллекторов по нефтенасы-щению в обсаженных скважинах нейтронным гамма методом. Нефтяное хозяйство, 1955, N8,0.50-56

61. Движение газожидкостных смесей в трубах. Мамаев В.А., Одишария Г.Е., Клапчук О.В. и др. М„ Недра,1978, 270с.

62. Дворкин И.Л. и др. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта. Нефтяное хозяйство,N6,1986,с 1518.

63. Дворкин И.Л. и др. Применение радиоактивного каротажа для определения скорости подьема водонефтяного контакта . В. кн. Разведочная и промысловая геофизика, М.Гостоптехиздат, 1959, с. 17-25.

64. Дворкин В.И. , .Дворецкий В.Г., Метелкин В.И. и др. Применение индукционной резистивиметрии для выделения слабых притоков нефти в высокообводненных скважинах НТВ АИС Каротажник, вып. 25 1996 г. с. 96-101

65. Девяткин A.A., Даминов Н.Г., Куштанова Г.Г. и др. Способ обнаружения техногенных скоплений флюидов в геологических объектах , вскрытых скважинами. Патент RU 2013533, Е21В47/00.

66. Деркач А.С, Темиргалеев Р.Г., Ипатов А.И. и др. Аппаратурное обеспечение промыслово-геофизического контроля. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, N9 ,1995 г. с.2-5.

67. A.C. Деркач, Р.Г. Темиргалиев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, H.H. Марьенко. Особенности и перспективы использования методов промыслово-геофизического контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области, М., Недра, 1995, 69с.

68. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство т.1 .Под ред. Ю.П. Коротаева, В.Д. Маргулова, М., Недра, 1984, 360 с.

69. Дурицкий H.H. Разработка метода оптимальных условий выноса жидкости при исследовании газоконденсатных скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, М., МИНГ, 1985, 192с.

70. Дьяконов Д.И., Яковлев Б.А. Определение и использование тепловых свойств горных пород и пластовых жидкостей нефтяных месторождений, М., 1969 г.

71. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин, М., Недра, 1984 г.

72. Дьяконова Т.Ф., .Рудая B.C. Комплексы обработки данных ГИС на ЭВМ -эффективность, качество НТВ АИС Каротажник, вып. 33 1997 г. с. 87-97.

73. Еникеев Б.Н., Еникеева С.И. Состояние, пути и проблемы применения математических моделей в современной петрофизике. В сб. "Математические методы описания горных пород и расчета их эффективных свойств" МОИП, издательство "Наука", 1986.

74. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа., М., Недра, 1996.

75. Ермилов О.М., Ремизов В.В., Немировский И.С. и др. Совершенствование технологии исследования газовых скважин месторождений севера Тюменской области в период активного проявления водонапорного режима, ИРЦ РАО Газпром, Обзорная информация, М.,1994, 60 с.

76. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах, Газовая промышленность, №3, 1996 г., с.71.

77. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра,1989, 334с.

78. Н.З.Заляев, Л.П.Машара, А.Г.Левин Интерпретационно-технологический комплекс ИНГЕФ(У) Для изучения однотипных разрезов по данным ГИС НТВ АИС Каротажник, вып. 30, 1997 г. с. 82-87

79. Заручаев Е.В., Тихонов В.Г., Рилов E.H. и др., Способ определения межколонных и межпластовых перетоков в скважине и устройство для его осуществления. Патент RU 2011813, Е21В47/00.

80. Зотов Г.А.,Тверковкин С.М. Газогидродинамические исследования газовых скважин,М.,Недра ,1970.

81. Ибрагимов А. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в 3-х мерном пространстве, Газовая промышленность, 1987, №7, с.89-91.

82. Измерение скорости пульсирующего потока газа .Мессерман A.C. , Якубович В.А. Тематический обзор. Автоматизация и контрольно-измерительные приборы в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. М., ЦНИИТЭнефтехим, 1980, 37с.

83. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин, под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева, М. , Недра, 1980, 301с.

84. Интерпретация результатов геофизических иссследований нефтяных и газовых скважин. Справочник. Под редакцией В.М. Добрынина Справочник, М., Недра, 1988, 476с.

85. Ю2.Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Аппаратурное обеспечение промыслово-геофизического контроля. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, N 9,1995 с.2-5

86. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Информативность нестационарных гидродинами-ко-геофизических исследований в обводняющихся газовых скважинах, деп. ВНИИ-Эгазпром 1988, N1052 ГЗ-88.

87. Ипатов А.И.,Кременецкий М.И. Исследования эксплуатационных скважин. Часть 2. ( Гидродинамико геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений), Учебное пособие, М., ГАНГ, 1993, 90с.

88. Ипатов А.И. Методика выделения обводняющихся интервалов в эксплуатационных газовых скважинах по данным геофизических исследований скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук, М., МИНГ,1990, 216с.

89. Ипатов А.И. Опыт разработки способа электромагнитной локации для обнаружения источника обводнения в в эксплуатационных скважинах. Экспресс информация ВНИИОЭНГ. Сер. Разработка нефтяных месторождений и способы повышения нефтеотдачи, 1993, N2, с.1-9.

90. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Основы применения скважинной барометрии в промысловой геофизике.,ГАНГ, М., 1997.,229с.

91. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Специфика и роль системы идентификаторов в развитии новых технологий автоматизированной регистрации и обработки данных в

92. ГИС-контроле. В сб. "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России", с.89-90

93. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Теоретические кривые поведения термогазодинамических параметров в условиях нестационарных полей в обводняющихся газовых и газонефтяных скважинах. Деп. во ВНИИЭгазпроме, 1989, N 1144-ГЗ, 27с.

94. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом, Тематический обзор , R, ВНИЭгаз-пром, 1991, 90с.

95. Ипатов А.И., Кривко H.H., Тихомиров. Н.В. Глубинное устройство для определения состава газожидкостного потока, A.C.СССР, N 15111 57 , Б.И. N36,1989.

96. Ипатов А.И., Кривко H.H., Тихомиров Н.В. Испытание и усовершенствование глубинных расходомеров и диэлькометров в условиях двухфазных потоков. Деп. во ВНИИЭгазпроме, 1988, Ш096-гз,16с.

97. Ипатов А.И., Кривко H.H. Способ определения интервалов притока пластового флюида в эксплуатационной скважине. A.C. N 1624142 СССР,МКИ,Е 21 В 47/10

98. Калякина E.H. Состояние научно-исследовательских работ по разработке компь-ютизированных технологий обработки геолого-геофизической информации в 1994 г. НТВ АИС Каротажник, вып. 16 1995 г. с. 45-55.

99. Каналин В.Г. Интерпретация геологопромысловой информации при разработке нефтяных месторождений, М., Недра, 1984,184 с.

100. Карачинский В.Е. Методы геотермодинамики залажей нефти и газа, М., Недра, 1975.

101. Карнаухов М.Л., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин, М., Недра, 1984.

102. Карслоу Г, Егер Д Теплопроводность твердых тел. М., Недра, 1964, 321 с.

103. Кирпиченко Б.И. Способ выделения проницаемых пластов , патент . Патент RU 20020470, Е21В47/00.

104. Кнеллер Л.Е., Сайфуллин Я.С., Сабирзянова P.A. Комплексная геологическая интерпретация материалов ГИС на основе математического моделирования и оптимизации, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №2,1997 г., с.21-28.

105. Кобранова В.Н. Петрофизика. М.,Недра, 1986, 392с.

106. Кожевников Д.А., Нейтронные характеристики горных пород и их использование в нефтепромысловой геологии, М., Недра, 1974, 184 с.

107. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС НТВ АИС Каротажник, вып. 34, 1997 г. с. 5-27.

108. Козловский А.Г. и др. Способ выявления перетоков жидкости между пластами за обсадной колонной скважин, А.С.СССР, N 998737 1983.

109. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин, М., Недра,1973.

110. Комплекс программ обработки данных электрического, электромагнитного, акустического и радиоактивного каротажа нефтегазовых скважин (ЮСТООЬБ), Материалы заочной ярмарки 95 геофизической научно-технической продукции, Каротажник, вып. 19, с.20-26.

111. Коноплев Ю.В., Кузнецов С.Г., Леонтьев Е.М. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений, М., Недра, 1986, 221с.

112. Кораблева Т.Н., Третьякова Л.И., Кузнецов С.Н. Контроль и оценка качества материалов при цифровой регистрации и обработке данных ГИС-бурение и ГИС-контроль на предприятии «Севергазгеофизика» НТВ АИС Каротажник, вып. 33 1997 г. с. 80-85

113. Коршиков С.Н Интегрированная программная среда Оникс для регистрации и обработки данных геофизических исследований эксплуатационных скважин НТВ АИС Каротажник, вып. 36 1997 г. с. 14-25

114. Кошляк В.А., Фионов А.И., Козяр В.Ф. и др. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки., М., Недра ,1983,133с.

115. Кременецкий М.И. Влияние тепловых свойств пород на термограмму ОЦК .В сб. "Проблемы поиска разведки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений". Деп. во ВНИИЭгазпром. 1979, N111/16 м.

116. Кременецкий М.И. Восстановление температуры в скважине после циклического теплового воздействия, деп. ВНИИЭгазпром 1983, N572^-83.

117. Кременецкий М.И. Выявление проницаемых пластов по термограммам в цементируемой скважине, деп. ВНИИЭНгазпром 1988, N1053 ГЗ -88 .

118. Кременецкий М.И. Достоверность оценки качества цементирования эксплуатационных газовых скважин по данным термометрии . деп. ВНИИЭгазпром 1981, N425 ГЗ-81.

119. Кременецкий М.И. Достоверность оценки пластовых давлений по результатам термических и газодинамических исследований действующих скважин. Тезисы семинара "Методика разведки сложнопостроенных газовых и газоконденсатных месторождений"., 1981

120. Кременецкий М.И. Интерпретация термограммы в действующих скважинах вне интервалов притока. В сб. Физико-химическая гидродинамика, Уфа, 1983.

121. Кременецкий М.И. Искусственное тепловое поле в неоднородной по термическим свойствам среде. В сб. Труды У смотра-конкурса молодых ученых и специалистов геологического факультета МИНХ и ГП. деп. ВНИИЭгазпром1981, N432 ГЗ 81

122. Кременецкий М.И. Исследование межпластовых перетоков жидкости и газа в скважине по данным термометрии. Автореферат кандидатской диссертации. МИНХ и ГП, 1978.

123. Кременецкий М.И. Новые возможности нестационарной барометрии при комплексной автоматизированной интерпретации материалов геофизических исследований действующих скважин НТВ АИС Каротажник, вып. 28 1996 г. с. 36-39.

124. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение скважинной барометрии. ( Методы анализа фазовых расходных параметров в газовых и нефтяных обводняющихся скважинах)., ИРЦ Газпром, 1997, 84с.

125. М.И.Кременецкий, А.И.Ипатов Принципы автоматизированной обработки и интерпретации материалов ГИС-контроля в системе Геккон НТВ АИС Каротажник, вып. 30, 1997 г. с. 77-82

126. Кременецкий М.И. Новые нестандартные технологии автоматизированной обработки материалов ГИС-контроля в рамках системы "Геккон", версия 4.21-"нефть". В сб. "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России, с. 29-30

127. Кременецкий М.И. Оценка пластовых давлений эксплуатируемых совместно интервалов по данным термометрии, деп. ВНИИЭгазпром 1981, N420^-81.

128. Кременецкий М.И. Оценка температуры в простаивающей после эксплуатации скважине деп. ВНИИЭгазпром 1983, N573^-83

129. Кременецкий М.И. Расчет кривых восстановления температуры при исследовании скважин методом искусственного теплового поля. В сб. Труды смотра-конкурсаработ молодых ученых и специалистов геологического факультета МИНХ и ГП., Деп. в ВИНИТИ, N 699-75,1975

130. Кременецкий М.И. Совместная интерпретация диаграмм естественного и искусственного теплового поля. В сб. "Геология нефти и газа"., Грозный, 1976

131. Кременецкий М.И. Способ выделения проницаемых интервалов в скважине, Авторское свидетельство СССР, N 941556, М., 1982.

132. Кременецкий М.И. Технология и методика нестационарной термометрии для изучения заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах ПХГ. Тезисы заседания НТС Мингазпрома., г. Кимры, 1988

133. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Исследования эксплуатационных скважин. Часть 3. (Интерпретация данных ГИС-контроль в подсистеме "Геккон" для ПЭВМ), Учебное пособие, М„ ГАНГ, 1994, 80с.

134. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение нестационарной барометрии и термометрии для изучения продуктивных пластов Уренгойского ГКМ. Тезисы доклада "Проблемы локального прогноза и разведки нефти и газа Западной Сибири", г. Тюмень, 1987, с 25-28.

135. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Принципы автоматизированной обработки и интерпретации материалов ГИС-контроль в системе "Геккон". Материалы научно-практической конферении " Компьютерные технологии ГИС ", г.Тверь, Май 1996 .

136. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Способ определения интервалов притока жидкости в газовую скважину. A.C. СССР, N 1541923.

137. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Способ определения фазовых расходов газожидкостной смеси в эксплуатационной скважине, патент РФ.,М.,1996

138. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Способ определения фазовых дебитов в нефтяной скважине Патент РФ, МПК 6 Е21В 47/10 М.,1996, решение о выдаче по заявке N 96106928/03 (011695) от 07.02. 1997.

139. Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Информативность термических исследований действующих скважин вне работающих интервалов. Изв. ВУЗов Нефть и газ, 1987.

140. Кременецкий М.И., КульгавыйИ.А. Информативность термометрии эксплуатационных скважин ПХГ при выявлении заколонных перетоков . Деп. во ВНИИЭгазпроме, 1985, N 742-ГЗ, 27с.

141. Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Способ выделения интервалов движения жидкости и газа за обсадной колонной скважины, A.C. СССР, N 1104252,1984.

142. Кременецкий М.И., Кульгавый И.А. Тепловое поле в эксплуатационной газовой скважине в интервале заколонного перетока, деп. ВНИИЭНгазпром 1983, N593r3-83

143. Кременецкий М.И.,Лапшин В.Н.,Широков В.Н. Информативность азимутальных термических исследований в цементируемой скважине, деп. ВНИИЭНгазпром 1988, N1054 ГЗ.

144. Кременецкий М.И., Резванов P.A. Физические основы и теория термических методов исследования скважин, Учебное пособие, М., МИНГ, 1983, 67с.

145. Кремлевский П.П. Расходомеры и счетчики количества. Справочник, 4-е издание, Л. Машиностроение, 1989, 701с.

146. Кривко H.H. Аппаратура геофизических исследований скважин, М., Недра, 384с.

147. Кузнецов С.Г,, Леонтьев Е.И., Резванов P.A. Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М., Недра ,1991,223с.

148. Кузнецов О.Л., Сургучев М.Л. Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое и тепловое циклические воздействия на нефтяные пласты, М., Недра, 1974 г.

149. Кузнецов О.Л., Ивакин Б.Н., Карус Е.В. Направления исследований в области акустического каротажа обсаженных скважин, Труды ВНИИЯГГ,вып.11, М.,Недра, 1972.

150. Кутасов И.М. Термическая характеристика скважин в районах многолетнемерз-лых пород. М., Недра, 1976.

151. Лаптев В.В. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений, Материалы международного симпозиума '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением, Пекин, 1996, с.93-106.

152. Лапшин В.Н., Кременецкий М.И., Широков В.Н. Информативность азимутальных термических исследований в цементируемой скважине. Деп. во ВНИИЭгазпро-ме,1988, N 1054-ГЗ,11с.

153. Ларионов В.В. Радиометрия скважин., М., Недра, 1969 , 327 с.

154. Е.И.Леоньтев , Л.М.Догорницкая, Г.С.Кузнецов, Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами. М., Недра, 1974, 239 с.

155. Лыков А.В Тепломассообмен, Справочник , М., Энергия, 1972 560 с.

156. Лукьянов Э.Е. Исследования скважин в процессе бурения, М. Недра 1979 г.

157. Магрулов Р.Д., Вяхирев Р.И., Леонтьев И.А., Гриценко А.И. Разработка месторождений со сложным составом газа, М., Недра, 1988, 264 с.

158. Мамаев В.А.,Одишария Г.Э. и др. Движение газожидкостных смесей в трубах, М., Недра, 1978 , 270с.

159. Марков А. И. и др. Температурный способ определения дебитов пластов в действующих скважинах . Нефтегазовая геология и геофизика N 9, 1977 г.

160. Масленников В.В., Ремизов В.В., Системный геофизический контроль разработки крупных газовых месторождений, М., Недра, 1993, 303с.

161. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде, М. Гостоптехиздат, 1949.

162. Материалы секции НТС РАО Газпром "Геологоразведочные работы и геофизические методы исследования скважин", ИРЦ РАО Газпром, Информационный сборник "газовая промыщленность", вып.5, Москва, 1993, 56с.

163. Медведев А.И. Компьютерная система обработки результатов гидродинамических исследований в скважинах, Геофизика, N 4, 1977г., с.20-27.

164. Международный симпозиум '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением ( сборник), Китайское издательство нефтяной промышленности, Пекин, 1996, 294 с.

165. Методика комлексных термогидродинамических исследований пластов газовой залежи при квазистационарном режиме их работы. Марков А.И., Неткач А .Я. и др. Казань, КГУ, 1975, 98с.

166. Методическое руководство по исследованию малодебитных фонтанирующих скважин и скважин, возбуиедаемых компрессором , Лиховол Г.Д., Шевелев П.Б., Сау-лей В.П. Нижневартовск, 1982, 44 с.

167. Мещеряков Ю.Л., Солдаткин Г.И. Методы и средства газометрического контроля за созданием и эксплуатацией ПХГ. М., ВНИИЭгазпром. Обз. информ. Серия: Транспорт и хранение газа, 1985, вып. 4, 60с.

168. Минский Е.М. О турбулентной фильтрации газа в пористых средах. Труды ВИИ-ГАЗ, Гостоптехиздат,1951.

169. Митюшин Е.М. Структура и классификация каротажных информационно-измерительных систем. В сб. "Компьютизированные технологии исследований нефтяных и газовых скважин" под ред. Р.Т. Хаматдинова, АООТ НПП "ГЕРС", Тверь, 1995, с.9-14

170. Митюшин Е.М. Технология обьектно-ориентированного проектирования информационно-измерительных систем для геофизических исследований скважин НТВ АИС Каротажник, вып. 26 1996 г. с. 15-27.

171. Михайлов В.М.,Струков A.C. Компьютерные технологии ГИС-опыт разработки и новые задачи, Каротажник, N 22,с.9-18.

172. Михайлов H.H. Геотехнологическое обеспечение повышения дебита скважин, Газовая промышленность, 1987,№7, с.79-81.

173. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика околоскважинных зон, М., Недра, 1996, 339 с.

174. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин, М., Недра,1990, 240 с.

175. Моисеенко A.C. Инфракрасные информационно-измерительные системы для ГИС. Обзор ВНИИОЭНГ, М.1986, 52с.

176. Морозов A.M. Нектороые соображения по технологии архивации первичных каротажных материалов ГИС НТВ АИС Каротажник, вып. 35 1997 г. с. 40-49.

177. Морозов А.М, .Морозов Б.Ф. Технология цифровой регистрации данных ГДК и качество результатов измерений, НТВ АИС Каротажник, вып. 38 1997 г. с. 93-104

178. Назаров В.Ф. и др. Выявление заколонной циркуляции в зумпфе нагнетательной скважины, Нефтяное хозяйство, N7,1988, с.49.

179. Е.Г.Нежданова,.Е В . Ошибков, Е.П.Самсоненко Автоматизированная система обработки и интерпретации данных ГИС нефтегазовых месторождений Западной Сибири. НТВ АИС Каротажник, вып. 30, 1997 г. с. 91-98

180. Немировский И.С., Ермилов О.М., Березняков А.И. и др. Проблемы исследования скважин и разработки Ямбургского месторождения. Обзорная информация, Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, М., ВНИИ-Эгазпром, 1990, 40 с.

181. Некрасов A.A. Моделирование сопряженного течения газоконденсатной смеси в пласте и горизонтальной скважине, Газовая промышленность , №1, 1996г., с.34.

182. Непримеров H.H. особенности теплового поля нефтяного месторождения, КГУ, 1968 г. 161 с.

183. Петров В.П. распределение давления и температуры в стволе эксплуатационной газовой скважины. Новое в теории и практике разработки газовых месторожде-ний.М., ВНИИОЭНГ, 1966.

184. Поляков Е.Е., Фельдман А.Я. Сопоставление автоматизированных систем обработки и интерпретации данных ГИС. Научно-технический журнал ЕАГО "Геофизика", с.33-40.

185. Новожилов A.A., Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Информативность автоматизированной интерпретации газогидродинамических исследований газоконденсатных месторождениях Севера Красноярского Края. Геология нефти и газа, N 1, 1994 с. 1619.

186. Новожилов A.A., Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Применение флуктуационного метода исследования скважин газовых и газоконденсатных месторождений. Геология нефти и газа, N 2 ,1995 с.22-27.

187. Орлинский.Б.М. и др. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами, М., Недра, 1977, 239 с.

188. Использование результатов геофизических исследований для изучения деталей геологического строения продуктивных объектов, Нефтяное хозяйство № 7,1995 г. с.27.

189. Отчет по подсчету запасов нефти, газа и конденсата Уренгойского газоконден-сатного месторождения по состоянию на 1.01.89 .Федорцева Г.П. и др., Тюмень,1989.

190. Отчеты тематической партии N3 треста Центргазгеофизика, Морозов A.M. и др.,1989,1990.

191. Панфилов. М. Гидродинамика процессов в газоконденсатном пласте и проблемы их регулирования, Газовая промышленность, № 7 ,1997,с.58-60.

192. Перри Д. Справочник инженера химика, том 1, Л. Химия, 1969.

193. Позин Л.З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин, М., Недра 1974 г.

194. Позин Л.З., Виноградов К.В., Кременецкий М.И. Изучение заколонных перетоков на подземных газохранилищах по данным термометрии скважин, деп. ВНИИЭгазпром 1981, N421ГЗ-81.

195. Позин Л.З., Кременецкий М.И. Восстановление начального термического режима после его нарушения. Нефтегазовая геология и геофизика, 1980.

196. Позин Л.З. Дяченко А.Г. Кременецкий М.И. Исследование качества цементирования скважин способами детальной термометрии, Нефть и газ, N4,1977.

197. Поляков Ю.А., Степанов Н.Г., Фриман Ю.М. Использование геологогазодинами-ческих моделей для решения задач разработки газовых месторождений, М., 1976, 35с.

198. Поляков Е.Е., Фельдман А.Я. Методика сопоставления интегрированных систем интерпретации геологопромысловых дагнных. НТВ АИС Каротажник, вып. 34, 1997 г. с. 122-115.

199. Проселков Ю.М. Теплопередача в скважинах,М.Недра, 1982,223с.

200. Проспект фирмы Шлюмберже. Конференция в Москве. 1986.Париж.

201. Пудовкин М.А., Саламатин А.Н., Чугунов В.А. Температурные процессы в действующих скважинах, КГУ, 1977,168с.

202. Пустов В.В. Применение трубных испытателей пластов(ИПТ) при исследовании скважин и интенмификации притоков НТВ АИС Каротажник, вып. 21, 1996 г. с. 6-24.

203. Рамазанов А.Ш. и др. Автоматизированная система обработки данных гидродинамического зондирования пластов "Гидрозонд" . Материалы научно-практической конферении "Компьютерные технологии ГИС", г.Тверь, Май 1996 , с. 74-77.

204. А.Ш.Рамазанов,И.С.Ремеев, И.Р.Гумеров и др. Автоматизированная система обработки данных гидродинамического зондирования пластов "Гидрозонд" НТВ АИС Каротажник, вып. 30, 1997 г. с. 74-77

205. Рассохин Г.В., Леонтьев И.А., Петренко В.И. и др. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений, М., Недра, 1979, 272 с.

206. Резванов P.A. Изучение газоносных коллекторов нейтронными методами, Обзорная информация ВНИИЭгазпром, М., 1978.

207. Резванов P.A. Исследование эксплуатационных скважин. Часть 1, (Контроль обводнения нефтяных и газовых скважин), Учебное пособие, МИНГ, 1982, 39с.

208. Резванов P.A. Повышение информативности ГИС, Газовая промышленность, №7, 1997 г., с. 19-23.

209. Резванов P.A. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин, М., Недра, 1982.

210. B.B. Ремизов, О.М.Ермилов, Ю.Г.Тер-Саакян и др. Методология системного изучения отработки продуктивного разреза залежей газа Крайнего Севера, М., ИРЦ РАО Газпром, 1994, 48с.

211. В.В.Ремизов, А.Н.Лапердин, В.Н.Маслов и др. Перспективы бурения и эксплуатации скважин с горизонтальным забоем на газовых и газаконденсатных месторождениях севера Тюменской области, М., ИРЦ РАО Газпром,1995, 46с.

212. Рид Р., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей, М., Химия,1971.

213. Рудов И.В. Городнов A.B., Ибатуллин Г.Р., Черноглазое В.Н. Обьектно-ориентированная база данных интегрированной системы мониторинга месторождений НТВ АИС Каротажник, вып. 33 1997 г. с. 58-68

214. Руководство по применению промыслово геофизичеких методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. М., Недра, 1978, 256с.

215. Рябов Б.М. , Валиуллин P.A. , Асмоловский В.С.и др. Промыслово-геофизические исследования для решения задач капитального ремонта скважин, НТВ АИС Каротажник, вып. 23,1996 г. с. 10-20.

216. Савостьянов H.A., Моисеев В.Н. Роль геофизики в разработке нефтяных месторождений, Материалы международного симпозиума '96 по ГИС в процессе разработки нефтяных месторождений с заводнением, Пекин, 1996, с.1-15.

217. Семенов Ю.В., Войтенко B.C., Обморышев K.M. и др. Испытание нефтегазораз-ведочных скважин в колонне, М., Недра, 1983, 285 с.

218. Семенов Н.И., Коротаев Ю.П., Колдасов Т. Истинное газосодержание в вертикальном потоке смеси. Деп. во ВНИИЭгазпроме ,1977г, N 207-д, 10 с

219. Семенов Н.И., Тачигин A.A. Истинное паросодержание пароводяных течений в вертикальных трубах . И.Ф.Ж , 1961 , том 4,N 7 ,с.30-34.

220. Скира И.Л. Черных В.А. Первый опыт гидродинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации на Оренбургском ГКМ, Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, №9, 1997г., с.33-37.

221. Современное состояние и перспективы развития гидродинамико-геофизических методов контроля за разработкой газовых месторождений в СССР и за рубежом, Обзорная информация, ВНИИЭГазпром, М.,1991, 64 с.

222. Современные проблемы ядерной геофизики и геоакустики, Сборник научных трудов,ВНИИГеоинформсистем, Москва 1990,263 с.

223. Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Контроль и регулирование добычи воды при разработке месторождений. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1984, N3-4, с.21-2.4.

224. Справочник по нефтепромысловой геологии, Е.Н.Быков, А.Я.Фурсов, М.И.Максимов и др., М., Недра, 1981,

225. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти, под общ. ред Ш.К. Гиматудинова М., Недра, 1983, 455 с.

226. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. (Проектирование разработки), под общ. ред Ш.К. Гиматудинова М„ Недра, 1983, 463 с.

227. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические процессы в нефтегазоносных пластах. М., Недра, 1984, 215 с.

228. Сучков Б.М., Кубарев К.П., Зеленкин Б.Т., Распределение температуры в лифтовых трубах и кольцевом пространстве при одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов через одну скважину. Нефтепромысловое дело 1970 2 с. 15-80.

229. Тетерин Ф.И. и др. Определение дебита жидкости по кривой восстановления давления при испытании объекта трубным пластоиспытателем, Нефтяное хозяйство, 1977, N2, с 29-31.

230. Тетерин Ф.И. и др. Особенности испытания пластов со слабыми притоками, Нефтяное хозяйство, 1977 N 8, с.30-33.

231. Тетерин Ф.И., Валиуллина Н.В. Оценка параметров прискважинной зоны по данным трубных испытателей пластов, Нефтяное хозяйство, 1982, N 1, с17-20.

232. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований в скважинах, М.,Недра,1985, 215 с.

233. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой, М., Недра, 1990, 267с.

234. Туренков H.A. и др. Прогнозирование обводнения нижнемеловых залежей Уренгойского месторождения. Обзор ВНГИИЭГазпром, М., 1988 ,33с.

235. Туричин A.M. Электрические измерения неэлектрических величин, М.-Л. Гостоп-техиздат,1958.

236. Уоллис Г. Одномерные двухфазные течения. М.,Мир,1972,440с.

237. Филиппов А.И. Скважинная термометрия переходных процессов., изд-во Саратовского университета, 1990 г.,115 с.

238. Филиппов А.И., Парфенов А.И. Использование термометрии переходных процессов при выявлении нарушений обсадных колонн и цементного кольца. Нефтяное хозяйство, N1,1987,0.16.

239. Филиппов А.И.,Рамазанов А.Ш. Способ определения затрубного движения жидкости, АС СССР, N 1650821,1979.

240. Фоменко В.Г. и др. Определение пористости полимиктовых песчаников с использованием акустического каротажа по скорости. В сб. Использование материалов ГИС при комплексной интерпретации и подсчете запасов нефти и газа. М., Недра, 1986.

241. Хуснуллин М.Х. Геофизические методы контроля разработки нефтяных пластов, М„ Недра, 1989, 190 с.

242. Циер A.M. Разработка акустического метода исследования газовых потоков в разведочных скважинах. Автореферат кандидатской диссертации, М,1981., 24с.

243. Шакиров А.А, Рындин В.Н., Фионов А.И. Программно-управляемый цифровой комплекс гидродинамического каротажа и опробования пластов НТВ АИС Каротаж-ник, вып. 26 1996 г. с. 63-67.

244. Шапошникова Т.А., Юдин Б.А. Теоретическое исследование теплового поля, возникающего при гидратации цемента. Труды ВНИИЯГГ, 1975, вып.23, с. 41-46.

245. Швецова Л.Е., Аржиловская Н.Г. Автоматизированная обработка данных ГИС при контрле за разработкой нефтегазовых месторождений Западной Сибири, НТВ АИС Каротажник, вып. 29, 1996 г. с. 68-79.

246. Шелепов В.В. , Шакиров P.A. , Берющев С.Е. Новый комплекс ГИС применяемый при освоении коллекторов Западной Сибири , Геофизика, N 4, 1977г., с.40-45.

247. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений,М.,Недра,1987,309 с.

248. В.Н.Широков, В.М.Лобанков, Теоретические основы метрологии геофизических исследований скважин, М., ГАНГ, 1996 г.,118с.

249. В.Н.Широков, Е.М.Митюшин, В.Д.Неретин и др. Скважиные геофизические информационные системы, М., Недра, 1996., 317 с.

250. Усовершенствование методики и техники изучения газоносных отложений по данным термометрии и радиометрии скважин в сложных геологических условиях. Резванов P.A., Парфененко Н.В., Кременецкий М.И. и др. Отчет по теме 203-79, Москва,1985,268с.

251. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М., Гостоптехиздат, 1963.

252. ЧекалюкЭ.Б. Термодинамика нефтяного пласта, М., Недра, 1965.

253. Череменский Г.А. Прикладная геотермия, Л., Недра, 1976 г.293. .Чесноков В.А. ,.Харин А.Н. Опыт проведения ГИС в действующих горизонтальных скважинах с целью выделения интервалов притока пластового флюида НТВ АИС Каротажник, вып. 25 1996 г. с. 102-105.

254. Элланский М.М. Петрофизические связи и комплексная интерпретация данных промысловой геофизики, М., Недра 1978.

255. Adamson G., Crick M., Gane B. and oth. Применение гидродинамического моделирования на протяжении всего периода разработки коллектора, Нефтяное обозрение, Шлюмберже, том 2, № 2, осень 1997 г., с.38-51.

256. Ап Ultrasonic Borehole Flowmeter for Production Characteri-zation of Eastern Scale Gas Reservior. Semmens M.G., Taush H.I., Ondrik M.A. Uncov. Gas Recov.Symp., Pittsburg Pa.", May 13-15, 1984. Proc"( Dallas,Tex),1984, pp 195-200.

257. Beggs H.D.,Brill J.P., A study of Two-Phase Flow in included pipes, JPT, N 5, 1973, Р607-617.

258. Bellhouse B.J., Schultz D.L. Determination of mean and dynamic skin friction, separation and transition in low speed flow with a thin-film heakd element, J.FIuid.Mech., vol.24, pt.2, pp. 379-400, 1966.

259. Brown K.C. ,Jobert P.N. The measurement of skin friction in turbulent boundary layers with adverse pressure gradients. Jorn. Fluid. Mech., Vol.35,pt.4,pp.737-757,1969.

260. Emeraude V 1.10 Production Logging Software. Kappa Engineering, 1994-1996 Paris.

261. Deruyck B.,Echlig-Ecjnomides K., Joseph D. Проектирование и анализ испытания скважин, Нефтяное обозрение, Шлюмберже, том 2, № 2, осень 1997 г., с. 52-65.

262. Hill A.D., Oolman Т. Production Logging Tool Behavior in Tho Phase Inclined Flow, JPT, N 10, 1982, p2432-2440.

263. Gornay L.S.,Moute R.E. Detection of bypassed gas, using borehole gravimeter and pulsed neutron capture log. The Log Analyst, Vol 23, N 3,1982.

264. Jaeger A.HJproved Hydrocarbon reservior evaluation through Use of borehole-gravimeter Data. JPT, Vol 28, N 6, 1976, p.709-718.

265. Jones F.W., Rahman M., Leblanc Y.A. A three dimentoinal numerical bottom-hole temperature stabilization model. Geophysical prospecting, 1984, vol 32, No 1, p.18-36.

266. Lesem L. A Method of calculating the Distribution of Temperature in Flowing Gaz

267. Wells. Petroleum Transactions, vo! 210,1957.

268. Loggig radial temperatyre distribution within a wall. No 3656344. Apr. 18, 1972.

269. McBane R.A.,Campbell R.L., Truman R.B.Comparison of Diagnostic Tools for Selecting Completion Intervals in Devonian Shale Wells, JPT N 2,1988, p 187-196.

270. McKinlly R.M.,Bower E.M.,Rumble R.C.The structure and interpretation of noise from flow behind cemented casing. JPT1973, N 3, p329-338.

271. J Moss, P.White, How to calculate temperature profiles in a water injection Wells. The oil and Gaz Journal.

272. Produce through coiled tubing to Keep marginal wells unlo-aded. World Oil, 1986, Vol 23, N 6, p 38-39.

273. Ramey H.J. Wellbore Heat Transmission. JPT No 4 ,1962 p 427-435.

274. Sapfir V 2.20 Interpretation of Well test data, Paris 1996.

275. Smith R.C. Steffensen R.J. Interpretation of temperature profiles in Water- Jnjection Wells, JPT, June, 1975, vol 27, p 777-784.

276. Squer D.P., Smith D.D., Doughery E.L. Calculated Temperature Behavior of Hot Water Injection Wells. JPT , No 4, 1962, p 436-440.

277. Schroth C.J. Numerical calculations of strong temperature gradients at interfaces of horisontally stratified sediments. Adv. Eur. Geoterm. Res. Proc. 2 nd Int. Sem. Results EC Geotherm. Energy Res.Strasburg. 1980, p. 70-76.

278. Thermometric method and apparatus for exploration of bore-holes, J.J.Jahosky, Pat USA, N 2311757, HKM 73-154.

279. E.A. Warren, M.S.E. The Development and Application of an Integrated Production Logging Software Suite for the Quantitative Analisis of Single and Multi-phase Flow in Wells. The Universty of Texas at Austin, 1997.

280. Well Surveying apparatus R.E. Fearon, Jan.28, 1947, Pat USA, N 2414862, HKM 73154

281. Well surveying method S.A.Scherbathoy and oth, May 1937, Pat USA, N 2274248, HKM 73-154.