Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Метт, Дмитрий Александрович

• Метт, Дмитрий Александрович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Метт, Дмитрий Александрович

Введение.

ГЛАВА 1. Состояние вопроса.

1.1. Проблемы неоднородного строения залежей, влияние латеральных флюидоупоров на разработку.

1.2. Методы, основанные на использовании уравнений квазистационарной фильтрации.

1.2.1. Методы исследования малодебитных скважин основанные на приближенном решении Маскета.

1.2.1.1. Метод Маскета.

1.2.1.2. Метод Ф. И. Котяхова и И. М. Муравьева.

1.2.1.3. Метод В.П. Вагина.

1.2.1.4. Модифицированный метод Маскета.

1.2.1.4.1. Аналитический метод.

1.2.1.4.2. Метод наилучшего совмещения.

1.2.1.4.3. Интегральный графоаналитический метод.

1.2.1.5. Методы, основанные на использовании точных решений нестационарной фильтрации после мгновенного отбора (подлива).

1.2.1.6. Метод, основанный на решении X. Купера (Hilton Н. Jr. Cooper) с соавторами (Bredehoeft J. D. and Papadopulos I. S.).

1.2.1.7. Метод, основанный на решении JI. Пикинга (Picking L. W.).

1.2.1.8. Методы, основанные на использовании приближенных решений нестационарной фильтрации. Метод, основанный на решении Боуэра и Райса

1.2.1.9. Метод идентификации.

1.2.1.10. Метод, основанный на решении Г.А. Зотова (приближенное решение о неустановившемся притоке к газовой скважине).

1.2.1.11. Методы, основанные на использовании существующей математической базы интерпретации КВД с учетом «послепритока».

ГЛАВА 2. Определение времени наступления радиального притока в зависимости от коэффициента ствола скважины.

2.1. Текущие подходы к расчету времени наступления радиального притока.

2.2. Описание существующей методики оценки времени наступления радиального притока.

2.3. Проверка рассматриваемой методики на основе моделирования тестовых примеров.

2.4. Вывод нового критерия достижения времени радиального притока на основе моделирования тестовых примеров.

ГЛАВА 3. Определение времени наступления радиального притока в зависимости от расстояния до границ.

3.1 Аналитические решения для различных моделей пласта.

3.2 Условие достижения границы влияния соседних скважин.

3.3 Проверка формул на промысловом примере.

ГЛАВА 4. Методика описания латеральных флюидоупоров.

4.1 Латеральные флюидоупоры и их гидродинамические свойства.

4.2 Разработка методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований.

4.3 Иллюстрация предлагаемой методики на промысловых примерах. 117 Заключение.

Список сокращений и условных обозначений.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение фильтрационных параметров латеральных флюидоупоров с целью уточнения параметров гидродинамической модели»

Актуальность проблемы

Приоритетом развития нефтяной промышленности является рост нефтедобычи или ее стабилизация. Это обеспечивается как за счет увеличения нефтеизвлечения на старых месторождениях, так и за счет ввода в разработку новых. Для решения задач разработки месторождений необходима высокая достоверность геологической модели, так как без знания детального строения геологической среды невозможно эффективно проектировать, управлять разработкой и вести учет остаточных запасов углеводородов. Для этой цели используются различные способы исследований: гидродинамические, геологические, петрофизические, геофизические и пр. При проектировании разработки месторождения одним из ключевых параметров является знание о строении и фильтрационных параметрах латеральных флюидоупоров. Дистанционные методы несут лишь косвенную информацию о расположении и строении латеральных флюидоупоров, не обеспечивая при этом информацией об их фильтрационных характеристиках. Отсутствие учета свойств латеральных флюидоупоров приводит к преждевременному обводнению, неэффективной закачке, а значит, и к потерям в добыче. Описание фильтрационного взаимодействия латеральных флюидоупоров в системе разработки позволяет увеличить добычу и снизить потери за счет оптимизации системы разработки. Поэтому как на разведываемых, так и на разрабатываемых площадях необходимо применение комплекса перечисленных способов исследования залежей.

Цель работы

Повышение достоверности геологических и гидродинамических моделей месторождений углеводородов на основе высокоинформативных ГДИС и их сочетания с ГИС и сейсморазведкой.

Основные задачи исследования:

1. Разработка методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. Определение необходимого уровня точности используемой аппаратуры.

3. Проведение апробации методики снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров в условиях текущих режимов работы скважин.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи исследований решались теоретически и экспериментально в промысловых условиях. Был выполнен анализ публикаций по данной проблеме, проведены промысловые гидродинамические исследования скважин, вскрывающих низкопроницаемые коллектора. Были проведены сравнительные расчёты по обработке результатов для разных моделей пласта с помощью компьютерных программ PanSystem, Saphir, Testar. Результаты, полученные при решении уравнений подземной гидромеханики, тестировались на примерах гипотетических скважин и реальных промысловых данных.

Достоверность полученных результатов

Достоверность результатов, получаемых при использовании усовершенствованных технологий проведения гидродинамических исследований при свабировании, компрессировании и с применением струйных насосов обеспечивается применением высокоточных измерений. Достоверность расчётных методик обработки данных гидродинамических исследований подтверждается сопоставлением результатов обработки гипотетических кривых с учётом и без учёта детальной истории работы скважин и ряда других факторов.

Научная новизна

1. Впервые предложена зависимость времени наступления радиального притока от коэффициента ствола скважины для различных значений скин-фактора.

2. Впервые для терригенных коллекторов с давлением выше давления насыщения предложена методика описания свойств латеральных флюидоупоров в условиях различных градиентов давления.

3. Впервые предложен подход реверсивного подтверждения дебита скважины при последовательной смене стационарных режимов и продолжительных кривых изменения давления с использованием термоманометрических систем.

Основные защищаемые положения

1. При гидродинамических исследованиях время наступления радиального притока зависит не только от известного комплекса параметров: вязкости, проницаемости, коэффициента ствола скважины, эффективной нефтенасыщенной толщины, но и скин-фактора, и имеет разные зависимости до и после значения скин-фактора минус 1.

2. Время наступления влияния границ пласта зависит от пъезопроводности пласта, расстояния до границ залежи и не зависит от скин-фактора. Для оценки времени начала влияния границ в работе получена новая формула.

3. Параметры латеральных флюидоупоров при различных градиентах давлений могут быть описаны комплексированием длительных гидродинамических исследований, обладающих участком влияния границ, с другими методами (сейсморазведка).

4. Корректные параметры латеральных флюидоупоров могут быть получены при ГДИС без остановки скважин.

Практическая ценность и внедрение результатов работы

Результаты, полученные в диссертационной работе используются на Тевлино-Русскинском месторождении при проектировании и интерпретации гидродинамических исследований. С помощью применяемых подходов удалось снизить стоимость исследований, повысить оперативность и точность исследований, увеличить эффективность закачки и стабилизировать добычу на рассматриваемых участках.

Благодарности

Автор выражает особую благодарность Ю.С. Метту, без которого не могла быть начата в принципе никакая научная работа.

Особенно хочется отметить роль д.г-м.н B.C. Славкина - человека, советы которого помогли собрать отрывочные мысли и восторженные идеи автора в единую систему, нашедшую практическое применение.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность своему научному руководителю к.т.н. С.Г. Вольпину за огромную помощь в работе, а также за ценные критические замечания, которые позволили избежать многих ошибок в процессе подготовки диссертационной работы.

Автор сердечно благодарит к.т.н A.M. Свалова за помощь в организации работы по подготовке диссертации.

Кроме того, автор выражает благодарность коллективу ИПНГ РАН, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина и ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг» за ценные советы и замечания.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на Ученом Совете ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг», Ученых Советах и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ОАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Структура и объем работы

Работа состоит из 4 глав, введения и заключения. Содержание диссертации изложено на 139 страницах, в том числе 42 рисунков и 10 таблиц. Библиография насчитывает 153 наименований.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Метт, Дмитрий Александрович

Заключение

1. В ходе выполнения работы была разработана методика снижения неопределенностей при интерпретации гидродинамических исследований для определения характеристик латеральных флюидоупоров.

2. В результате проведения серии численных экспериментов определен необходимый уровень точности используемой аппаратуры для измерения давления 0,001 атм.

3. Разработана технология планирования моделирования экспериментальных исследований в зависимости от ожидаемого диапазона изменения параметров. Применение подобного подхода позволяет значительно снизить риск проведения неинформативных исследований и получения искаженных параметров.

4. В ходе опытно-промышленных работ по апробации предложенной технологии было установлено, что данные, полученные традиционным и экспериментальным методами, сопоставимы по ключевым показателям.

Список сокращений и условных обозначений

БРП - бесконечный радиальный приток

ВСС - влияние ствола скважины

ГДИС - гидродинамические исследования скважины

ГТМ - геолого-технические мероприятия

ГРП - гидроразрыв пласта

ЗСНГБ - Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн ИП - испытатель пластов

КВД - кривая восстановления давления КПД - кривая падения давления КИД - кривая изменения давления ОПЗ - обработка призабойной зоны 11Н11 - повышение нефтеотдачи пласта ПЗП - призабойная зона пласта ППД - поддержание пластового давления УЗП - удаленная зона пласта.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Метт, Дмитрий Александрович, 2012 год

1. Аметов И. М., Ализаде M. М. О построении модели пласта по результатам гидродинамических исследований // Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1975. - № 8. - с. 45 - 48.

2. Аржанов Ф. Г., Вахитов Г. Г., Евченко В. С. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири // М. -Недра. 1979.-335 с.

3. Баренблатт Г. И. О некоторых приближенных методах в теории одномерной неустановившейся фильтрации жидкости при упругом режиме. // Известия АН СССР, ТН, 1954, № 9, с. 35 49.

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

5. Баренблатт Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. // М.: Недра, 1972. 288 с. 131.

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

7. Беззубое A.B., Бухаленко Е.И. Компрессоры для добычи нефти // Справочник для рабочего. М: Недра, 1987. 137 с.

8. Бейтмен Г., Эрдейи А. Высшие трансцендентные функции. Функции Бесселя, функции параболического цилиндра, ортогональные многочлены. // М, Наука. 1971 г. - 296 с.

9. Белов В. В. Вопросы фильтрации жидкости в трещинных коллекторахк гидродинамически несовершенным скважинам. // Фонды ГНИ и СевКавНИПИнефти, диссертация на соискание уч. степени к.т.н. -Грозный. 1977. - 205 с.

10. Белов В. В., Волъпин С. Г., Исмагилов Р. Ф. Исследование поведения пластового давления после мгновенного подлива жидкости в скважину// Повышение нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами. // Труды ВНИИнефть, вып. 140. - М.: 2009. - 75 - 98.

11. Белов В. В., Исмагилов Р. Ф. Снижение давления после мгновенного подлива жидкости в непереливающую скважину// Нефть, газ и бизнес. 2009. - № 5. - с. 75 - 78.

12. Белова А. В. О восстановлении давления после остановки добывающей скважины в низкопроницаемом пласте// Нефть, газ и бизнес. 2009. -№ 3, - с. 62-63.

13. Белова А. В. Способ определения гидропроводности пласта при эксплуатации нефтедобывающей скважины: патент РФ № 2301886 от 17.08. 2006 // Опубл. 27. 06. 2007, бюл. изобр. № 18.

14. Белова А. В. Теоретические основы приближенных методов решения уравнения пьезопроводности: Учебное пособие. М.: Изд во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2006, 99 с.

15. Белова А. В. Уравнения фильтрации жидкости к скважине в пласте со структурно механическими свойствами // Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений//Труды ВНИИ-вып. 135.- М.: - 2006. - с. 160- 179.

16. Боганик В. Н., Медведев А. И., Пестрикова Н. А., Позднеев Ж. А. и др. Обработка кривой свабирования в системе «ГДИ эффект» // Каротажник, 2003, вып. 104, с. 67 -76.

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

18. Валовский В.М. Создание, исследование и совершенствование техники и технологии эксплуатации малодебитных нефтяных и битумных скважин в осложненных условиях. // Диссертация доктора техн.наук.-М: ВНИИнефть им. А.П. Крылова, 1996.

19. Валовский В.М., Валовский КВ. Техника и технология свабирования скважин. // М: ВНИИОЭНГ, 2003. -396 с.

20. Валовский В.М., Валовский КВ., Авраменко А.Н., Фархутдинов Р.Г. Особенности свабирования скважин с высоковязкой продукцией. // Нефтяное хозяйство.- 2002. № 11- с. 82 87.

21. Валовский В.М., Валовский КВ., Фархутдинов Р.Г. Технические средства свабирования скважин и их технологические возможности. // Нефть Татарстана. 1998. № 2. с. 37 -39.

22. Валовский В.М., Валовский К В. Особенности расчета производительности свабирования скважин с пакером. // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 3. - с 64 - 66.

23. Васильевский В. И., Умрихин И. Д. и др. Временное руководство по исследованию скважин "экспресс-методами".// М. ВНИИ, 1964.

24. Веригин Н. Н., Васильев С. В., Саркисян В. С., Шержуков Б. С. Гидродинамические и физико химические свойства горных пород // М., Недра, - 1977.-271 с.

25. Волъпин С. Г. Современные проблемы гидродинамических исследований скважин // Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА». М.: ОАО «РМНТК» «НЕФТЕОТДАЧА», 2001. - с. 105 - 114 с.

26. Волъпин С. Г., Лавров В. В. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России (В порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. 2003- № 6. - с. 66 - 68. 33.

27. Волъпин С. Г., Ломакина О. В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта. // Нефтяное хозяйство. 1988 - № 5. - 27 -30.

28. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А. и др. Исследование малодебитных скважин в России // Нефтяное обозрение. Весна, 1999 г. с. 4 - 10.

29. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. - с. 8 - 10.

30. Волъпин С. Г., Мясников Ю. А., Свалов А. В. и др. Анализ применения ГДИС технологий в информационном обеспечении проектирования разработки // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 10. - с. 61 - 65.

31. Вольпин С.Г., Мясников Ю.А., Ефимова Н.П. и др. "TESTAR" пакет программ для обработки материалов гидродинамических исследований нефтегазовых пластов. // Нефтяное хозяйство - 2002, №5.-с. 58-60.

32. Джалалов Г. И., Ибрагимов Т. М., Абасов М. Т. Методика идентификации фильтрационных и емкостных параметров деформируемых пластов при нестационарной фильтрации флюидов // Баку. Элм. - 1989. - 48 с.

33. Днепровская Н. И., Кубагушев Н. Г. Исследование скважин методом прослеживания уровня // Исследования в области разработки нефтяных месторождений // Тематический сборник ВНИИнефть, вып. 3.- 1969. с. 91 - 103.

34. Желтое Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. М.: ОАО «Издательство «Недра»», 1998. - 365 с.

35. Закиров С. Н. Индрупский И. М., Закиров Э. С., Аникеев Д. 77. Новый подход к исследованию скважин и пластов// Нефтяное хозяйство. -2002. -№ 6.-с. 113-115.

36. Зверева Л. А., Ковалев А. Ф., Лиховол Г. Д., Шакиров Р. А. Методика обработки кривых гидродинамического поглощения // Каротажник,2008, вып. 1 (166), с. 125 137.

37. Зотов Г. А., Тверковкин С. М. Газогидродинамические методы исследований газовых скважин. // М., Недра. 1970. - 192 с.

38. Ильясов А. М., Исякаев В. А., Лиховол Г. Д., Нагуманов М. М. О распределении давления в пласте при пуске скважины с самоустанавливающимся дебитом // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа. 1972. - № 5. - с. 183 - 186.

39. Имаев А.И., Баженов В.В., Горшенин С.И и др. Опыт применения эжекторных установок для испытания, освоения скважин и очистки призабойной зоны. // Сборник докладов ТатНИПИ-50, 2006.

40. Инструкция по гидродинамическим методам исследований пластов и скважин. РД 39-3-593-81. М., ВНИИ, 1982. 180 е.;

41. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. // М.: НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Институт компьютерных исследований, 2005. 780 с.

42. Каменецкий Федоров С. Г., Сагитов А. У. Экспресс - метод исследования пьезометрических непереливающих скважин // Нефтепромысловое дело. - 1963. - № 8. - с. 8 - 11.

43. Каменецкий С. Г. Две задачи теории фильтрации упругой жидкости в упругой пористой среде // Разработка нефтяных месторождений и подземная гидродинамика // Труды ВНИИ- вып. XIX. М.: Гостоптехиздат - 1959.-е. 134- 145.

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

45. Каменецкий С. Г.,Сагитов А. У. Экспресс метод исследования пьезометрических непереливающих скважин. // Нефтепромысловоедело. 1963. -№ 8.-с. 8- 11.

46. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. // М, Наука. 1974 г. - 576 с.

47. Каптелинин Н. Д. Исследование малопродуктивных и нефонтанирующих скважин по прослеживанию уровня. // Труды Гипротюменнефтегаз, Тюмень, 1970, вып. 17

48. Каптелинин Н. Д. Метод обработки данных исследований скважин при создании скачка забойной депрессии // Геология и разработка нефтяных месторождений Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 3.-Тюмень. 1975.-с. 192-201.

49. Карнаухов М. Л., Сидоров А. Г., Пьянкова Е. М. Методики интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин в ОАО «Тюменская нефтяная компания» // Нефтяное хозяйство. 2002. - № 6. - с. 52 - 54.

50. Каталог нефтяного оборудования, средств автоматизации, приборов и спецматериалов. Под ред. С.Г. Скрыпника М: ВНИИОЭНГ, 1994. т. 2. 216с.

51. Климентов 77. П., Кононов В. М. Динамика подземных вод. // М.: «Высшая школа». 1973 . - 440 с.

52. Ковалев А. Ф., Шакиров Р. А., Лиховол Г. Д. Анализ кривых давления, полученных в процессе вторичного вскрытия пласта перфорацией // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 2. - с. 76 - 77.

53. Ковалев А. Ф., Шакиров Р. А., Ульянов Н. Е. Комплексная технология перфорации с обраб+откой призабойной зоны и гидпрдинамическим сопровождением // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 3. - с. 40 - 43.

54. Композит-каталог нефтегазового оборудования и услуг. Российский том. М: Топливо и энергетика. 2000. 712 с

55. Конопля Д. В. Возможность планирования работ по выводу скважины на режим // Нефтяное хозяйство. 2008. - № 7. - с. 114-116.

56. Корн Г. А., Корн Т. М. Справочник по математике для научных работников и инженеров. Определения, теоремы, формулы. // М.: Наука, 1970. 720 с.

57. Котяхов Ф. И., Муравьев И. М. Анализ гидродинамического исследования скважин методом прослеживания уровня. // Академия нефтяной промышленности. Геология, разведка, добыча и переработка нефти и газа. Вып. III. Гостоптехиздат. 1956. - с. 148 - 162.

58. Кузнецов Ю.А., Шлеин Г.А., Ягафаров А.К. Устройство для вызова притока пластового флюида. //Патент РФ № 2015317 РФ МПК5 Е 21 В 49/00. //№ 5019053/03; Заявлено 27.12.1991; Опубл. 30.06.1994.

59. Кульпин Л. Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. // "Недра", М., 1974, 200 с.

60. Кульпин Л.Г., Нуретдинов Я.К, Шановский Я.В. и др. Определение фильтрационных параметров пласта с помощью устройства УЭГИС. // НТВ «Каротажник» 2003, № 109. - с. 257-259.

61. Лиховол Г. Д. К вопросу гидродинамических исследований при компрессировании// Каротажник, 2004, вып. 10 11, с. 216 - 224.

62. Лиховол Г. Д. Определение коэффициентов продуктивности методом идентификации // Нефтяное хозяйство. 1990. - № 2. - с. 42 - 46.

63. Лиховол Г. Д., Шевелев 77. В., Саулей В. И. Временное руководство поЛисследованию малодебитных (до 40 м /сут) фонтанных скважин и скважин, возбуждаемых компрессором // Управление

64. ЗапСибнефтегеофизика, Зап. Сиб. Опытно - метод, экспедиция, опытно - метод, партия № 4. - Нижневартовск.- 1982. - 44.

65. Лиховол Г. Д. Ковалев А. Ф. Гидродинамика неоднородных пластов при вызове притока компрессированием // Каротажник, 2009, вып. 6 (183), с. 51-64.

66. Лыков А. В. Теория теплопроводности. // М.: Высшая школа, 1967.600 с.

67. Маричев Ф.Н., Богачев А.Б. и др. Сравнительная оценка методов определения коэффициента продуктивности // Нефтяное хозяйство. -1990.-№7.-39-42.

68. Медведский Р. И. Динамика изменения уровня в непереливающей скважине //Оптимизационные решения в практике разведочных работ. Труды ЗапСибНИГНИ, вып. 204. Тюмень. - 1986. - с. 80 - 87.

69. Медведский Р. И., Бердников Ю. А. Об одном методе оценки гидродинамических параметров пласта // Добыча, сбор и подготовка нефти и газа на месторождениях Западной Сибири. Труды СибНИИНП, вып. 1. Тюмень. - 1975. - с. 47 - 51.

70. Мелик Пашаев В. С., Степанов А. И., Умрихин И. Д., Федорцев В. К и др. Методическое руководство по промышленной разведке нефтяных месторождений Западной Сибири // М.: ВНИИнефть. -1972.- 174 с.

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

72. Мингазеев П. В., Панков М. В., Кулагина Т. Е., Камартдинов М. Р., Деева Т. А. Гидродинамические исследования скважин // Томск: издательство ТПУ. 2004. - 340 с.

73. Мищенко И. Т. Скажинная добыча нефти. // Учебное пособие для вузов М.: ФГУП изд-во "Нефть и газ", РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

74. Мустаев Я. А., Бикбаев И. М., Филончев А. И. Временная инструкция по гидродинамическим исследованиям скважин рифогенных месторождений на поздней стадии разработки // Уфа.: БашНИПИнефть. 1971. - 43 с.

75. Нефёдов Н. В., Калмыков А. В., Егоров А. Г., Мазо А. Б. Об аномальных кривых восстановления забойного давления в сложнопостроенных залежах высоковязких нефтей на примере месторождений НГДУ «ТатРИТЭКнефть» // Нефтяное хозяйство. -2009.-№3.-с. 37-39.

76. Николаевский В. Н., Басниев К. С., Горбунов А. Т., Зотов Г. А. Механика насыщенных пористых сред // М.: Недра, 1970. 339 с.

77. Орлов Д.Г. Разработка технологий и технических средств для освоения и интенсификации притоков пластовых флюидов: автореферат дис. канд. техн. таук: 25.00.15 // Дмитрий Геннадьевич Орлов; ТюмГНГУ; ООО "СибНИИНП". Тюмень, 2005. - 25 с.

78. Пакет программ «ТЕСТАР», версия 1.03. Руководство пользователя. ЗАО Центр гидродинамических исследований «ИНФОРМПЛАСТ». М., 2007.-с. 33.

79. Пономарев А.К Устройство для фиксации и отсоединения скважинных приборов. // Патент РФ № 2227200 РФ МПК7 Е 21 В 23/02. / № 2001134227/032001134227/03; Заявл. 20.12.2001; Опубл. 20.04.2004.

80. Синдаловский Л. Н. Справочник аналитических решений для интерпретации опытно фильтрационных опробований. // СПб.: Изд -во С. - Петерб. У - та. - 2006. - 769 с.

81. Технология вызова притока свабированием при освоении скважин. РД 39-0147585-140-96. Бугульма: РНТЦ ВНИИнефть, 1996. 47 с.

82. Тихонов А. Н., Самарский А. А. Уравнения математической физики. // М.: Наука, 1972.-736 с.

83. Токарев А. П., Пьянкова Е. М. Совершенствование методов интерпретации кривых восстановления уровня при исследовании скважин // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 3. - с. 56 - 58.

84. Хоминец З.Д. Перспективы применения эжекторныхмногофункциональных пластоиспытателей геофизическими организациями // НТВ «Каротажник» 2004, №120. - с. 99-113.

85. Хоминец З.Д. Скважинная струйная установка // Патент РФ № 2188970 РФ МПК7 F 04 F 5/54.// № 2001108895/06; Заявл. 05.04.2001; Опубл. 10.09.2002.

86. Хоминец З.Д. Эжекторные многофункциональные пластоиспытатели ЭМПИ-УГИС: результаты, перспективы и области их применения -2007, №7.-с. 119-123.

87. Хоминец З.Д, Стенин В.П. Скважинная струйная установка для освоения скважин. //Патент РФ № 2170857 РФ МПК7 F 04 F 5/54. / № 2000117928/06; Заявл. 10.07.2000; Опубл. 20.07.2001.

88. Хоминец З.Д., Стенин В.П. Способ работы скважинной струйной установки при испытании скважин . // Патент РФ № 2197648 РФ МПК7 F 04 F 5/45, F 21 В 47/00. /№ 2001133328/06; Заявл. 13.12.2001; Опубл. 27.01.2003.

89. Хоминец З.Д., Шановский Я.В., Лисовский B.C. Скважинная струйная насосная установка. //Патент РФ № 2106540 РФ МПК6 F 04 F 5/02. / № 97103887/06; Заявл. 14.03.1997; Опубл. 10.03.1998.

90. Чарный И. А. Подземная гидрогазодинамика. // М.: Гостоптехиздат, 1963.-396 с.

91. Шановский Я.В. Опыт применения и оптимальный парк эжекторных устройств для освоения геофизических и гидродинамических исследований скважин // НТВ «Каротажник» 2008, № 9. - с. 3-9.

92. Шановский Я.В., Нигматулин Р.К., Магдеев Ш.Ф. и др. Опыт исследования Усинского месторождения тяжелой нефти эжекторными устройствами УЭГИС. // НТВ «Каротажник» 2006, № 14. - с. 11-17.

93. МХ.Шержуков Б. С., Гамаюнов Н. Н. Методика расчета гидрогеологических параметров водоносных пластов при опробовании их опытной скважиной. // Известия ВУЗов, Геология иразведка. 1964. № 5. с. 105 - 111.

94. Шешуков А. И., Федоров В. Н., Мешков В. М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 5. - с. 64 - 67. МЪ.Щелкачев В. Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. // Гостоптехиздат, 1948.

95. Щербаков Г. В., Балакиров Ю. А. Метод определения параметров пласта по результатам исследований насосных скважин. // Азерб. нефт. хозяйство, 1964, N 5.

96. Щербаков Г. В., Требин Ф. А. К анализу методов гидродинамических исследований скважин. // Нефтяное хозяйство, 1957, N 3.

97. Ягафаров А. К, Кузнецов И. А., Кудрявцев И. А., Музипов X. Н. и др. Прогнозирование потенциальной продуктивности непереливающихся нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. 2005. - № 12. - с. 58 - 60.

98. Ml.Ягафаров А. К, Нагарев О. В., Ерка Б. А., Кудрявцев И. А. и др. Обработка результатов гидродинамических исследований непереливающихся скважин // Нефтяное хозяйство. 2004. - № 12.-е. 55-57.

99. Еременко Н.А., Чилингар Г.В. Геология нефти и газа на рубеже веков. -М.: Наука, 1996. 176 с.

100. Ayoub J. A., Bourdet D. P., Chauvel Y. L. Impulse Testing. // Paper SPE 15911, SPE Formation Evaluation, September, 1988, p. 534 545.

101. Bouwer, Herman. The Bouwer and Rice slug test-an update. // Ground Water. 1989, vol. 27, № 3, pp. 304 309.

102. Bredehoeft J.D., Papadopulos I. S. A method for determining the hydraulic propreties of tight formations. // Water Resources Research. 1980, vol. 16, № l.p. 233-238.

103. Bredehoeft, John D., Hilton H. Cooper, Jr., and Istavros S. Papadopulos. Inertial and storage effects in well-aquifer systems: an analog investigation. // Water Resources Research. 1966, vol. 2, № 4.

104. Brown D. L., Narasimhan T. N. An evaluation of the Bouwer and Rice method of slug test analysis. // Water Resources Research. 1995, vol. 31, № 5, pp. 1239 1246.

105. Carslaw H. S. and Jeager J. C. Conduction of Heat in Solids. // Oxford, 1959. // Kapcjioy Г., Егер Д. Теплопроводность твердых тел. // М.: Наука. 1964.-487 с.

106. Crump J. G., Hite R. H. A New Method for Estimating Average Reservoir Pressure: The Muskat Plot Revisited. // Paper SPE 102730, SPE Reservoir Evaluation & Engineering. April, 2008. p. 298 - 306.

107. DeBisschop K. Spreadheet Evaluation of Slug Tests. 2000. 25 p.

108. Ehlig — Economides С. A., Hegeman P., Clark G. Three key elementsnecessary for successful testing // Oil & Gas Journal. 1994. - July, 25. -pp. 84-93.

109. Ehlig Economides C. A., Hegeman P., VikS. Guidelines simplify well test interpretation // Oil & Gas Journal. - 1994. - July, 18. - pp. 33 - 40.

110. Ferris J. G., Knowles D. B. The slug test for estimating transmissibility. U. S. Geological Surv. // Ground Water Note. 1954. № 26. p. 1 7.

111. Hantush M. S. Aquifer Tests on Partially Penetrating Wells. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY5, September, pt. 1, pp. 171 195.

112. Hantush M. S. Drawdown Around a Partially Penetrating Well. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY4, July, pt. l,pp. 83-96.

113. Hantush M. S. Hydraulics of Wells. Advances in Hydrosciences. Academic. Press Inc. New York, 1964, v. 1, hh. 280 432.

114. Hantush M. S. Aquifer Tests on Partially Penetrating Wells. // Journal of the Hydraulics Division. Proc. Am. Soc. of Civil Eng., 1961, v. 87, № HY5, September, pt. 1, pp. 171 195.

115. Hvorslev, M. Juul. Time lag and soil permeability in ground-water observations. // U.S. Army Corps of Engineers, Waterways Experiment Station. 1951, Bulletin № 36.

116. Muskat M. Use of Data on the Build up of Bottom - hole Pressures // Pressure Analysis Methods. - 1967. - AIMMPE. - pp. 5 - 9.

117. Neuzil C. E. On conducting the modified «slug» test in tight formations. // Water Resources Research. 1982, vol. 18, № 2. p. 439 441.

118. Papadopulos, Stavros S., JohnD. Bredehoeft, and Hilton H. Cooper, Jr. On the analysis of'slug test' data. // Water Resources Research. 1973, vol. 9, №4.

119. Picking L. W. Analyzing the recovery of a finite-diameter well after purging at an unknown rate A substitute for slug-testing. // Ground Water. 1994. Vol. 32. № 1. p. 91 - 95.

120. Stehfest H. Algorithm 368: Numerical Inversion of Laplace Transform. Communication of ACM. 13(1). - 1970, January, - p. 47.

121. Jielding G., Freeman B., Needham D. Quamtitative Fault Seal Prediction. AAPG Bulletin, v.81, 1997, pp. 897-917.

122. S. Oliver: "Incorporation of Transient Pressure Data Into Reservoir Characterization", In Situ (1994), Vol.18, 243 275.

123. Dynamic Flow Analysis v4.02 - KAPPA 1988-2007