Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Климов, Михаил Юрьевич

• Климов, Михаил Юрьевич
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Климов, Михаил Юрьевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИССЛЕДОВАНИЯ И ПРИМЕНЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СТВОЛОВ.

1.1 Особенности применения многоствольных горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа.

1.2 Развитие теории применения горизонтальных и многоствольных горизонтальных скважин для разработки месторождений.

1.3 Анализ проблем применения горизонтальных скважин на месторождениях нефти и газа.

1.4 Задачи и проблемы гидродинамических исследований скважин. 28 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ

2 ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ПРОСТРАНСТВЕННОЙ МОДЕЛИ НЕСТАЦИОНАРНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ.

2.1 Принципы аналитического и численного моделирования процессов фильтрации к горизонтальным стволам.

2.2 Исследование динамики режимов работы горизонтальных скважин в неоднородных пластах.

2.3 Исследование динамики режимов работы двуствольных горизонтальных скважин в неоднородных пластах.

2.4 Метод гидродинамического исследования горизонтальных скважин.

2.5 Особенности гидродинамического исследования двуствольных горизонтальных скважин методом снятия кривых восстановления. 78 ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МНОГОСТВОЛЬНЫМИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СКВАЖИНАМИ.

3.1 Опыт применения горизонтальных скважин для разработки месторождений.

3.1.2 Характеристика Сугмутского месторождения.

3.1.3 Разработка месторождения на первом этапе разбуривания.

3.1.4 Разработка месторождения на втором этапе разбуривания.

3.2 Применение многоствольного бурения скважин на Северо-Янгтинском месторождении.

3.2.2 Геологическая характеристика Северо-Янгтинского месторождения.

3.2.3 Геологическое и гидродинамическое моделирование.

3.2.4 Исследование проблем разработки Северо-Янгтинского месторождения с применением многоствольных горизонтальных скважин.

3.3 Применение многоствольных горизонтальных скважин на Чатылькынском месторождении.

3.3.1 Геологическое строение продуктивного пласта.

3.3.2 Текущее состояние разработки в области отборов.

3.3.3 Текущее состояние разработки в области заводнения.

3.3.4 Анализ работы горизонтальных и многоствольных горизонтальных скважин.

3.3.5 Оценка результативности разработки месторождений многоствольными горизонтальными скважинами.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка методов эксплуатации нефтяных месторождений горизонтальными скважинами»

Актуальность проблемы. Одним из перспективных направлений совершенствования технологии добычи нефти является разработка нефтяных месторождений горизонтальными, наклонно-направленными и многоствольными скважинами. Применение таких скважин повышает эффективность освоения залежей нефти в пластах с низкой гидропроводностью и неоднородностью различной природы. В определенном смысле горизонтальные и многоствольные горизонтальные скважины являются универсальным инструментом извлечения трудноизвлекаемых запасов. Согласно опыту использования таких скважин эффективность их применения отражается в увеличении объема выработки пласта при росте дебита более чем в 2-10 раз по отношению к классическим вертикальным скважинам. В зависимости от гсолого-физических свойств нефтяных залежей нефтеотдача в среднем повышается на 5-10% по сравнению с разработкой пласта вертикальными скважинами. Опыт применения горизонтальных скважин в России показывает, что в первый год эксплуатации технологически эффективно работают от 50-66% горизонтальных скважин. В некоторых неэффективно эксплуатируемых горизонтальных скважинах зачастую наблюдается быстрое снижение дебита нефти в 1.2-5 раз и быстрый рост обводненности, в других -дебиты нефти оказываются меньше, чем в сопоставимых вертикальных скважин. Повышение эффективности разработки нефтяных залежей при этом связано с обеспечением более продолжительного стабильного притока нефти к стволу горизонтальной скважины и регулированием режима эксплуатации горизонтальных скважин для продвижения водонефтяного контакта без преждевременного обводнения скважин.

Нефтеносные пласты, так или иначе, имеют неоднородность распределения пористости и проницаемости, причем в основном неоднородность ярко выражена в слоисто-неоднородных коллекторах. Как правило, малопроницаемые пропластки слабо вырабатываются из-за низкой скорости фильтрации и ускоренного прорыва воды в зоны высокопроницаемых пропластков. Для более эффективной разработки слоисто-неоднородных пластов был предложен ряд новых технологии, в том числе с применением многоствольных горизонтальных скважин, позволяющих вести выработку запасов по всему разрезу.

Несмотря на существенный опыт бурения горизонтальных скважин в России и за рубежом, опыт их эксплуатации явно недостаточен. Решение вопросов повышения нефтеотдачи не устраняет проблем, связанных с эксплуатацией таких скважин, а в большинстве случаев некоторые из осложнений обостряются. Специфика осложнений предопределяет новые проблемы при воздействии на пласт с целью ограничения притоков воды и интенсификации добычи нефти. Эти проблемы связаны как с недостаточным развитием техники и технологии строительства и эксплуатации горизонтальных скважин, так и с геологическим строением пласта.

Основные эксплуатационные объекты нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на поздней стадии разработки, которая характеризуются значительной выработанностыо запасов нефти и высокой обводненностью скважинной продукции. В данных условиях все большую роль приобретает освоение залежей с трудноизвлекаемыми запасами. К залежам с трудноизвлекаемыми запасами можно отнести коллектора характеризующиеся высокой изменчивостью фильтрационных свойств пласта по разрезу и площади, наличием контактного залегания нефтяной части с водоносным горизонтом, высокой расчлененностью коллектора, большие перепады абсолютных отметок кровли и подошвы залежи. Примерами таких залежей являются Северо-Янгтинское и Чатылькынское месторождения. На практике вовлечение в разработку таких залежей с использованием традиционных систем разработки наклонно-направленными скважинами, как правило, реализуется недостаточно эффективно.

Технология бурения многоствольных горизонтальных скважин (ГС) имеет огромные перспективы, связанные с возможностью повышения эффективности добычи нефти, продления срока эксплуатации нефтяных месторождений и увеличения коэффициента извлечения нефти. До недавнего времени данная технология не находила широкого применения из-за отсутствия опыта и недостаточной теоретической изученностью. В связи всё возрастающим интересом во всем мире по применению многоствольных горизонтальных скважин возникает необходимость в разработке теории, исследовании процессов вытеснения нефти к забоям горизонтальных стволов и технологических принципов ведения таких работ. Нефтепромысловые сервисные компании с каждым годом уделяют все большее внимания разработке и продвижению новых решений по дальнейшему внедрению данной технологии, что способствует популяризации ее преимуществ среди нефтегазовых компаний. Перечисленные проблемы предопределяют актуальность темы диссертационной работы.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Западной Сибири с трудноизвлекаемыми запасами на основе применения многоствольных горизонтальных скважин.

Основные задачи исследования

1. Анализ гидродинамических методов исследования и применения горизонтальных скважин.

2. Изучение характеристик притока к горизонтальным скважинам на пространственной модели нестационарной фильтрации.

3. Выявление геолого-технологических критериев эффективного внедрения двуствольных горизонтальных скважин для разработки нефтяных месторождений Западной Сибири.

4. Опытное применение предлагаемых технологий двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа.

Научная новизна

1. Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.

2. Разработан новый метод гидродинамического исследования двуствольных горизонтальных скважин, позволяющий определять фильтрационно-емкостные свойства пород по кривым динамики забойного давления и рассчитывать продуктивность раздельно по двум стволам.

3. Обоснованы геолого-технологические критерии применения двуствольных горизонтальных скважин на месторождениях Западной Сибири, учитывающие неоднородность слоистых пластов.

Практическая ценность и реализация

1. Разработанная модель фильтрации жидкости к одно- и многоствольным горизонтальным скважинам позволяет решать практические задачи разработки месторождений по определению продуктивности скважин, темпов вытеснения и т.д.

2. Предложенный метод гидродинамических исследований горизонтальных скважин позволяет определять фильтрационные свойства пласта и дебит жидкости по стволам.

3. На основе критериев применения двуствольных горизонтальных скважин реализована разработка Северо-Янгтинского и Чатылькынского месторождений и предложены рекомендации по бурению таких скважин на аналогичных месторождениях.

4. Разработанные и внедренные в производство новые технологии горизонтального бурения скважин с различными длинами стволов позволили, значительно повысить эффективность разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами. Так, на Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект, составляющий 970 млн. руб.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Климов, Михаил Юрьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа известных методов исследования и применения горизонтальных скважин показано, что:

- применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений является одним из рациональных методов; несмотря на значительное количество работ в области теоретических исследований моделей притока к одно- и двуствольным забоям горизонтальных скважин, существует практическая необходимость в развитии данной теории.

2. Уточнена математическая модель механизма неустановившегося движения жидкости в пласте при притоке к горизонтальным скважинам, учитывающая слоистость пластов и профили пересекающих их стволов.

3. Разработан новый метод интерпретации динамики изменения забойного давления в двуствольной горизонтальной скважине при её пуске и остановке, который позволяет определять дебиты отдельно по стволам. На основе разработанного алгоритма создан программный продукт.

4. Разработана геолого-технологическая программа внедрения двуствольного горизонтального бурения с проводкой скважин по купольной части месторождения и различными длинами стволов, обеспечивающая увеличение дебита нефти более чем в 2 раза.

5. В соответствии с разработанной технологией применения двуствольных горизонтальных скважин на Северо-Янгтинском и Чатылькынском нефтяных месторождениях пробурено 8 скважин. На Северо-Янгтинском месторождении получен экономический эффект составляющий 970 млн. руб.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Климов, Михаил Юрьевич, 2009 год

1. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Чекушин В.Ф. Обоснование конструкции горизонтальных и многоствольно-горизонтальных скважин для освоения нефтяных месторождений. М.: Издательство «Техника». ООО «Тума групп», 2001. 192 с.

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

3. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Исследование горизонтальных скважин: Учебное пособие. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004.-300с.

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

5. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов наклонных и многоствольных горизонтальных скважин. — М.: ИРЦ ОАО «Газпром», 1999.

6. Бастриков С.Н. Строительство скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири г. Тюмень, изд. «Вектор-Бук»., 2000, С.-256.

7. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. -199 с.

8. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными многозабойными скважинами. — М.: Недра, 1964.-200с.

9. Брехунцов A.M., Телков А.П., Федорцов B.K. Развитие теории фильтрации жидкости и газа к горизонтальным стволам скважин. Тюмень: ОАО «СибНАЦ», 2004.-290с.

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

11. Газизов A.A. Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней v стадии разработки. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2002. 639с.

12. Гилязов P.M. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. 2002.255с.

13. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной многозабойной скважине в анизотропном пласте. Нефтяное хозяйство. №1. - 1994.

14. Григорян A.M. Разветвленно-горизонтальные скважины ближайшее будущее нефтяной промышленности. Бурение скважин. 16с.

15. Джалалов Г.И. Гидрогазодинамика разработки нефтяных и газовых залежей в деформируемых коллекторах. Докт. диссерт. ИПНГМ АН Азерб.1. ССР, 1990.

16. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра", 1998. -365с.

17. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 643 с.

18. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке. Газовая промышленность. №7. -1997.

19. Иктисанов В.А. Гидродинамические исследования и моделирование многоствольных горизонтальных скважин. — Казань: Изд-во «Плутон», 2007. — 124 с.

20. Инструкция по бурению наклонно-направленных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири/ РД 39-01480706.027-86. Тюмень., СибНИИНП., 138 с.

21. Калинин А.Г. и др. Бурение наклонных скважин/ Справочник., М., Недра. 277 с.

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

23. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. 212с.

24. Карнаухов M.JI. Климов М.Ю. «Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин». Разработка газовых месторождений на современном этапе. Выпуск 2. ТюмГНГУ г. Тюмень 2005. стр 22-34.

25. Карнаухов M.JT. Гидропрослушивание скважин // Карнаухов M.JL, Гапонова JT.M., Андреев B.C. В сб. трудов «Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ», Тюмень, 2003 г, С. 34-35.

26. Карнаухов M.JL, Гапонова JT.M., Шенбергер В.М., Пьянкова Е.М. Прогрессивные методы разработки месторождений с применением горизонтального бурения. Известия Вузов «Нефть и газ», г. Тюмень, с. 23-29.

27. Климов М.Ю. Оценка дебита горизонтальных скважин. В сб. трудов Разработка газовых месторождений на современном этапе. Выпуск 2. ТюмГНГУ г. Тюмень 2005. стр. 34-43.

28. Кричлоу Г.Б. Современная разработка нефтяных месторождений -проблемы моделирования. М.: Недра, 1979. - 302 с.

29. Кульпин Д.Г., Ю.А. Мясников Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов. // М.: Недра, ,1974. 200 с.

30. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. 2001. 562 с.

31. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987. 247 с.

32. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоитехиздат, 1949. 628 с.

33. Меркулов В.П. Поток к горизонтальной скважине конечной длины в пласте ограниченной толщины. Нефть и газ. №1.- 1958.

34. Мирзаджанзаде А.Х., Хасанов М.М., Бахтизин Р.Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. 122 с.

35. Мукминов И. Р. Определение оптимальной длины горизонтальной скважины. Нефтяное хозяйство. №9. — 2006. стр. 28-30.

36. Николаевский В.Н., Басниев К.С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. 355 с.

37. Полубаринова-Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины // ПмиМ, 20. — Вып.1. 1956.

38. Ром Е.С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. -М.: Недра, 1966. 284 с.

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

40. Силов В.Ю., Габбасов Р.Г. Особенности проведения и интерпретации ГДИС, проводимых на месторождениях ОАО "Сибнефть-ННГ".

41. Стрекалов A.B. Математические модели гидравлических систем для управления системами поддержания пластового давления. Тюмень, 2007. ОАО Тюменский дом печати. 664 с.

42. Табаков В.П. Определение дебита и эффективность многозабойнойскважины в слоистом пласте. НТ сб. по добыче нефти, ВНИИнефть.- Вып.2.-1960.

43. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1979. 254 с.

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

45. Черных В.А., Черных В.В. Математические модели горизонтальных и наклонных газовых скважин.: Монография. М.: 2008.-460с.

46. Шагиев Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, 304 с.

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

48. Щелкачев В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995.4. 1. 586 е.; 4.2. 493 с.

49. Щелкачев В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948., 144 с.

50. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept. 1979:-p. 279-290.

51. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.

52. Ammann C.B. Case Histories- of Analysis of Characteristics of Reservoir Rock from Drill-Stem Test. // J. Petrol. Technol., May I960.- No 5 .-p. 27-56.

53. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis.//SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114-121.

54. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

55. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE 18334, 1988, November 1989, SPEFE.-P.417-421.

56. Barua J., Home R.N., Greenstadt J.L., Lopez L. Improved Estimation Algorithms for Automated Type Curve Analysis of Well Tests. // SPE Formation Evaluation, (March 1988), p. 186-196.

57. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5-8, 1997.

58. Black W,M. A Review of Drill-Stem Testing Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21-50.

59. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.

60. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.

61. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press , Oxford, London, 1959.- 542 p.

62. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.

63. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.- p. 265-269.

64. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3-6, 1993.

65. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22-25, 1995.

66. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2-4, 1986. p. 443-461.

67. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5,1977.

68. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257-262. (Also Paper SPE 27980, 1994).

69. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065-1077.

70. Fernandez B., Ehlig-Economides C., and Economides M.J. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53950, 1999.

71. Gerard, M.G., and Home, R.N. Effects of External Boundaries on the Recognition and Procedure for Location of Reservoir Pinchout Boundaries by Pressure Transient Analysis, Soc. Pet. Eng. J., (June 1985), p. 427-436.

72. Giger F.M. Horizontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710, 1985.

73. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27-30 September 1998.

74. Guillot A.Y., and Home R.N. Using Simultaneous Downhole Flow Rate and Pressure Measurements to Improve Analysis, of Well Tests, SPE Formation Evaluation, (June 1986), p. 217-226.

75. Gringarten A.C. and all. Frequenly Asked Questions in Well Test Analysis: SPE 63077. p: 9.

76. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. -p. 65; Trans. A1ME, 1956, 207. p. 356-357.

77. Hegeman P.S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPE.,Sept. 1993.- p. 201-207.

78. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 1820, 1986.

79. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.

80. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599-606.

81. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27972, presented at the University of Tulsa Centemiial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29-31, 1994.

82. Home R.N. Modem Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.

83. Homer D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951 , v.II.- p. 505.

84. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533

85. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986

86. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods//J. Petrol. Technol., Oct. 1972:

87. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27652, 1994.

88. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems//Trans. A8 № 1956, v.78, №5.

89. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. // Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.

90. Matthews C.S., Brons F., Hazebroek P. A Method for the Determination of Average Pressure in a Boundet Reservoir. Trans. AIME. 1954.,201: p. 182-191.

91. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207-214.

92. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Petrol. Technol., July, 1971.

93. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. - p. 91-104.

94. Raghavan R., Butler R.M., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.

95. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97-104; Trans AIME. 249.

96. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.

97. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 14951505.

98. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37068, 1996.

99. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991.

100. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.

101. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.

102. Suprunowicz R., Butler R.M. The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays // JCPT. 1992, June. - V.31. - №6. - P.41-46.

103. Van-Everdingen A.F., Hurst W. The Application of the Laplace Tranformation to Flow Problems in Reservoirs., Trans. AIME, 1949, v. 186. p. -305-324.