Многоуровневый вероятностно-статистический мониторинг разработки и эксплуатации нефтяных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Пономарева Инна Николаевна

• Пономарева Инна Николаевна
• доктор наук
• 2020

Оглавление диссертации доктор наук Пономарева Инна Николаевна

Введение

Глава 1. Разработка многоуровневой методики определения забойного давления при эксплуатации скважин

1.1. Исследование влияния входных параметров на величину забойного давления

1.2. Построение многомерных моделей первого уровня

1.3. Построение многомерных моделей второго уровня

1.4. Построение многомерных моделей третьего уровня

1.5. Построение многомерных моделей четвертого уровня

1.6. Построение обобщенной многомерной модели определения забойного давления

1.7. Сравнительный анализ методик определения забойного давления

Выводы по главе

Глава 2. Разработка методики оценки пластового давления в зонах выработки запасов

2.1. Построение многомерных моделей с использованием всех данных (первый уровень моделирования)

2.2. Построение многомерных моделей для турне-фаменского объекта

2.2.1. Построение многомерных моделей для турне-фаменского объекта (второй уровень)

2.2.2. Построение многомерных моделей для турне-фаменского объекта (третий уровень)

2.2.3. Построение и анализ многоуровневой многомерной модели для турне-фаменского объекта

2.3. Построение многомерных моделей для бобриковского объекта

2.3.1. Построение многомерных моделей для бобриковского объекта (второй уровень)

2.3.2. Построение многомерных моделей для бобриковского объекта (третий уровень)

2.3.3. Построение многоуровневой многомерной модели для бобриковского объекта

2.4. Построение многомерных моделей для башкирского объекта

2.4.1. Построение многомерных моделей для башкирского объекта (второй уровень)

2.4.2. Построение многомерных моделей для башкирского объекта (третий уровень)

2.4.3. Построение многоуровневой многомерной модели для башкирского объекта

2.5. Анализ многоуровневых многомерных моделей определения пластового

давления

Выводы по главе

Глава 3. Прогноз дебитов скважин с использованием многомерных математических моделей

3.1. Исследование и обоснование закономерностей пространственного распространения коллекторов с различным видом пустотности

3.2. Разработка многомерных математических моделей

прогноза дебитов нефти

Выводы по главе

Глава 4. Исследование взаимодействия между нагнетательными и добывающими скважинами на основе построения многоуровневых моделей

4.1. Разработка методики оценки распределения объемов закачиваемой в пласт воды на примере Гагаринского месторождения

4.2. Анализ достоверности разработанной методики оценки распределения объемов закачиваемой в пласт воды на примере

Гагаринского месторождения

оценки распределения объемов закачиваемой в пласт воды

4.4. Применение разработанной методики для других месторождений

Выводы по главе

Глава 5. Мониторинг результатов проведения мероприятий по интенсификации добычи нефти

5.1. Теоретическое обоснование методики. Оценка размеров трещин ГРП по данным гидродинамических исследований скважин

5.2. Теоретическое обоснование методики.

Оценка направления трещины ГРП

5.3. Практическое применение методики определения параметров

трещины ГРП

5.3.1. Апробация методики для скважины

Шершневского месторождения

5.3.2. Апробация методики для скважины

Шершневского месторождения

5.4. Исследование влияния ГРП на работу элементов систем разработки

5.4.1. Скважина 221 Шершневского месторождения

5.4.2. Скважина 213 Шершневского месторождения

5.4.3. Скважина 343 Красноярско-Куединского месторождения

Выводы по главе

Заключение

Список условных обозначений

Список источников

Приложение

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Многоуровневый вероятностно-статистический мониторинг разработки и эксплуатации нефтяных месторождений»

Актуальность темы

В настоящее время основной объем добычи нефти приходится на месторождения, находящиеся на заключительных стадиях разработки. В таких условиях существенно возрастает роль оперативного мониторинга процессов выработки запасов, позволяющего получать информацию об особенностях процесса извлечения на всех стадиях разработки нефтяных месторождений и регулировать системы разработки. Несмотря на значительное количество способов решения указанной задачи, в условиях обширного накопленного опыта разработки месторождений углеводородов особую роль следует отвести методам, основанным на сборе, систематизации, обработке и интерпретации цифровых массивов, интегрированных в базы данных нефтедобывающих предприятий.

В современных условиях нефтедобычи актуальной является задача широкого использования цифровых технологий для решения различных задач нефтегазового производства. Решение этих задач осложняется необходимостью учета различных сочетаний влияний геолого-технологических показателей на процессы разработки нефтяных месторождений при различной степени их изученности. При этом известно, что даже индивидуально геолого-технологические показатели характеризуются значительной степенью неоднородности. Наличие совместного влияния геолого-технологических показателей в различных сочетаниях значительно усложняет использование цифровых технологий при решении задач разработки месторождений углеводородов. В таких условиях представляется актуальным использование многоуровневого вероятностно-статистического моделирования, так как оно позволяет дифференцированно исследовать процессы нефтедобычи: первоначально по данным отдельных скважин - первый уровень, по данным объектов разработки - второй уровень, по данным месторождений - третий уровень, и по данным территорий нефтедобычи - четвертый уровень. Таким

образом, многоуровневое вероятностно-статистическое моделирование позволяет адекватно оценивать явления и процессы, происходящие при разработке месторождений нефти и газа не только по объектам разработки, но и по укрупненным геологическим территориям, и широко использовать цифровые технологии для решения практических задач нефтедобычи.

Следует отметить, что использование многоуровневого мониторинга позволяет решать задачи по оценке эффективности процесса нефтеизвлечения, характерные для разных стадий разработки месторождений. В начальные периоды выработки запасов нефти, когда система разработки в полной мере не сформирована, объект эксплуатируется единичными скважинами - важнейшей задачей мониторинга следует считать контроль показателей их эксплуатации (дебита, забойного давления). В дальнейшем, при формировании на объекте разработки условно стационарной системы, к перечню основных задач мониторинга добавляется контроль динамики пластового давления и работы системы его поддержания. Заключительные периоды выработки запасов нефти, характеризующие массовым проведением мероприятий по ее интенсификации, требуют дополнительного мониторинга за их реализацией.

Таким образом, разработка подходов к многоуровневому многомерному вероятностно-статистическому мониторингу разработки месторождений углеводородов является актуальной задачей в современных условиях функционирования нефтегазодобывающей отрасли России.

Степень разработанности темы исследования

Обоснованию оптимальных способов мониторинга разработки нефтяных месторождений посвятили свои работы отечественные и зарубежные ученые и специалисты. Так, в работах М. М. Ивановой, Л. Ф. Дементьева, И. П. Чоловского, И. Т. Мищенко подробно описаны способы контроля за разработкой нефтяных месторождений с использованием графических методов (построение и анализе графиков и карт разработки). Гидродинамические исследования детально изучены в работах D. Bourdet, R. N. Шг^,

А. П. Телкова, М. Л. Карнаухова, В. А. Иктисанова, Р. Г. Шагиева, С. Н. Бузинова, И. Д. Умрихина, А. И. Ипатова, М. И. Кременецкого и др. Однако известные подходы обладают рядом недостатков, к которым можно отнести узкую направленность решаемых задач, отсутствие учета сложного многофакторного влияния геологических и технологических показателей на особенности реализации процессов нефтеизвлечения. В этой связи представляется актуальным применение многоуровневого многомерного вероятностно-статистического моделирования, особенностью которого является возможность учета такого влияния.

Применение вероятностно-статистических методов при разведке и разработке месторождений нефти и газа отражено в работах А. М. Пирвердяна, С. Н. Назарова, И. Д. Амелина, М. Л. Сургчева, А. А. Казакова, В. И. Галкина, С. В. Галкина, И. С. Путилова, Ю. В. Шурубора, М. М. Саттарова, Л. Ф. Дементьева и др. Однако задача повышения информативности контроля за разработкой нефтяных месторождений данными авторами не рассматривалась. Таким образом, вероятностно-статистические методы следует считать весьма перспективными для эффективного мониторинга за процессами разработки залежей углеводородов.

Целью работы является решение важной научно-технической проблемы -повышение качества, информативности и достоверности мониторинга разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с использованием многоуровневого многомерного вероятностно-статистического моделирования.

Основные задачи исследования:

1. Разработка методики определения показателей эксплуатации скважин (дебитов и забойных давлений) на основе использования многоуровневых математических моделей (адресных и (или) обобщенных).

2. Разработка методики определения пластового давления на основе построения и анализа многоуровневых математических моделей.

3. Установление закономерностей формирования пластового и забойного давлений и их поведения на различных этапах разработки залежей нефти.

4. Обоснование и выбор подхода к оценке результатов геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти вероятностно-статистическими методами, учитывающего работу скважин в пределах элемента системы разработки нефтяного месторождения.

5. Разработка способа определения эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) на основе математической обработки промысловых данных и результатов гидродинамических исследований скважин.

Объект исследования - месторождения нефти, приуроченные к различным территориям Пермского края. Предмет исследования - методология мониторинга разработки залежей и эксплуатации скважин вероятностно-статистическими методами.

Научная новизна выполненной работы представлена следующими положениями:

1. Впервые обоснована целесообразность применения многоуровневого многомерного вероятностно-статистического моделирования для решения актуальных промысловых задач - определения текущего пластового и забойного давлений, а также дебита жидкости скважин. Установлено, что именно многоуровневое многомерное вероятностно-статистическое моделирование позволяет учесть конкретные геолого-физические особенности рассматриваемых объектов разработки, установить закономерности формирования прогнозируемых параметров и показателей на разных этапах разработки, в различных геолого-физических условиях.

2. Установлено, что проведение гидравлического разрыва пласта оказывает влияние на работу не только скважины - объекта воздействия, но и всего элемента системы разработки, в котором расположена данная скважина. Доказано, что проведение ГРП в отдельной скважине может привести к

изменению согласованности работы гидродинамической системы в пределах элемента разработки.

3. Впервые предложена методика прогноза направления преимущественного образования трещины в процессе ГРП, достоверность которой подтверждена результатами микросейсмического мониторинга.

4. Разработан метод оценки взаимодействия между добывающими и нагнетательными скважинами, основанный на статистическом анализе интегральных (накопленных) показателей разработки нефтяных месторождений.

Теоретическая значимость работы:

1. Научно обоснована целесообразность применения многоуровневого многомерного вероятностно-статистического моделирования для повышения эффективности мониторинга разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

2. Разработаны теоретические и методологические аспекты определения основных показателей эксплуатации скважин (дебитов и забойных давлений), учитывающие геолого-физические особенности разрабатываемых нефтяных месторождений.

3. Установлены основные закономерности поведения пластового и забойного давлений и дебитов скважин для конкретных геолого-физических условий терригенных и карбонатных объектов разработки нефтяных месторождений.

4. Установлен характер изменения взаимодействия между скважинами в пределах элементов систем разработки месторождений при реализации методов интенсификации добычи (заводнение, ГРП).

Практическая значимость работы заключается в следующем:

1. Разработана методика определения забойного давления, адаптированная для основных объектов разработки месторождений, приуроченных к

Соликамской депрессии, позволяющая осуществлять мониторинг эксплуатации добывающих скважин (акт внедрения ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»).

2. Разработана методика определения пластового давления без остановки скважин на исследование, адаптированная к условиям объектов разработки месторождения им. Сухарева (акт внедрения ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»).

3. Разработана и апробирована методика оценки распределения объемов закачки, позволяющая оценить эффективность реализованной системы поддержания пластового давления.

4. Разработан способ оценки направления и размеров трещины гидравлического разрыва пласта (акт внедрения ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ»).

Комплекс выполненных исследований является актуальным направлением цифровизации нефтегазового производства, поскольку все они основаны на обработке баз данных значительного объема (несколько тысяч промысловых измерений), что послужило основанием для разработки многоуровневых математических моделей, максимально точно воспроизводящие и характеризующие геолого-физические условия выработки запасов углеводородов.

Методология и методы исследования. В работе использованы современные методы обработки цифровых баз данных значительного объема, накопленных за весь период эксплуатации рассматриваемых в диссертационной работе месторождений, с применением вероятностно-статистических методов. Все методы использованы обосновано, достоверность полученных выводов подтверждена результатами их комплексного анализа.

Положения, выносимые на защиту

1. Способ построения многоуровневых многомерных математических моделей, позволяющий решать задачи мониторинга разработки и эксплуатации нефтяных месторождений с учетом их геолого-физических особенностей, устанавливать закономерности формирования прогнозируемых параметров в

разные периоды разработки, а также осуществлять дифференциацию влияния на них различных геолого-промысловых данных.

2. Методика определения забойного давления при эксплуатации скважин, адаптированная для основных объектов разработки нефтяных месторождений Соликамской депрессии.

3. Методика определения пластового давления без остановки скважин на исследование, основанная на построении многоуровневых многомерных вероятностно-статистических моделей.

4. Индивидуальные модели прогноза дебитов скважин с учетом строения пустотного пространства коллекторов.

5. Способ оценки распределения объемов закачки, основанный на статистическом анализе интегральных (накопленных) показателей разработки.

6. Методика оценки направления трещины гидравлического разрыва на основе комплексного анализа гидродинамических исследований и промысловых данных.

Степень достоверности результатов работы обусловлена привлечением значительного объема промысловых данных и их математической обработкой с использованием обширного функционала общепринятых методов математической статистики. Для оценки результатов вычислений использованы «экзаменационные» выборки - данные, изначально не использованные в качестве исходных. Разработанная методика оценки результатов ГРП подтверждается материалами микросейсмических исследований, а способ оценки распределения объемов закачки хорошо согласуется с данными специально выполненных трассерных исследований. Достоверность всех выполненных исследований подтверждена высокой степенью сходимости расчетных и фактических показателей.

Апробация результатов исследований

Основное содержание работы доложено на Международной научно-технической конференции «Нефтегазовое и горное дело», г. Пермь, 2009 г.,

Межрегиональной научно-технической конференции «Проблемы разработки и эксплуатации месторождений высоковязких нефтей и битумов», г. Ухта, 2010 г.; Всероссийском молодежном форуме «Нефтегазовое и горное дело», г. Пермь, 2013 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых», г. Пермь, 2017 г.; XXV Международной научно-технической конференции «Новая геофизическая техника и технологии для нефтегазовых компаний», г. Уфа, 2019 г.; на научно-технических советах ООО «ЛУКОЙЛ - ПЕРМЬ», г. Пермь (2016 - 2020 гг.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 47 научных работах, в том числе 20 работ опубликовано в изданиях, входящих в международные базы цитирования (Scopus и Web of Science).

ГЛАВА 1. РАЗРАБОТКА МНОГОУРОВНЕВОЙ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

Мониторинг эксплуатации скважин является неотъемлемой частью процесса оптимизации добычи нефти и газа [124, 207, 258]. В процессе мониторинга осуществляют контроль забойного давления [16, 142], что необходимо для решения различных технологических задач [25, 197]. Определение забойного давления необходимо производить как на начальных, так и на заключительных стадиях разработки месторождений нефти. С учетом используемой в диссертационной работе концепции многоуровневого мониторинга разработки нефтяных месторождений, задачу определения забойного давления следует отнести к первому уровню - контролю за его поведением в отдельных скважинах.

На практике определение забойного давления осуществляют путем непосредственного измерения (при наличии такой возможности), либо расчетным путем - пересчетом какой-либо измеренной величины давления с использованием формул гидростатики. Определение забойного давления путем пересчета осуществляется на скважинах механизированного фонда. Оптимальным в данном случае следует считать подход, основанный на пересчете в забойное величины давления, измеренной на приеме насоса. В случае невозможности реализации такого подхода, забойное давление определяют путем пересчета устьевых параметров.

Подавляющая доля добывающего фонда скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» эксплуатируется механизированным способом, что затрудняет спуск глубинного манометра на геофизическом кабеле для непосредственного измерения забойного давления. В свою очередь, измерительными приборами разной конструкции (ТМС, ФОТОН и др.) оборудовано примерно 30% добывающего фонда [24, 184, 246]. Таким образом, для большей части фонда

скважин определение забойного давления осуществляют путем пересчета из измеренных устьевых параметров.

В настоящее время известно достаточно большое количество методик, позволяющих пересчитывать устьевые параметры (затрубное давление, динамический уровень) в забойное давление.

Практически все они, по своей сути, являются аналитическими, в их основе лежит попытка получить количественную зависимость между параметрами газожидкостной смеси с последующим использованием уравнений гидростатики. Однако известно, что природа поведения газожидкостной смеси в стволе скважины и затрубном пространстве достаточно сложна, и достоверно описать ее аналитически очень сложно [12]. Существует большое количество отечественных и зарубежных исследований поведения и характеристик газожидкостной смеси в стволе скважины; так, за рубежом исследованиями в данной области занимались J. P. Brill, H. Mukherjee, P. M. Carvalho, A. L.Podio, A. R. Hasan, C. S. Kabir и др. [207, 210, 212, 216, 221, 228, 237, 243, 267, 272]. Результаты отечественных исследований в области расчета характеристик потока в стволе при эксплуатации механизированных добывающих скважин отражены в работах И. Т. Мищенко, В. Г. Грона, А. Х. Миразджанзаде и др. [7, 59, 71, 79, 82-88, 97, 103, 106, 110 - 112, 117, 188]. Детальный сравнительный обзор большого количества методик выполнен С. М. Бикбулатовым и А. А. Пашали в работе [12]; авторами установлено, что ни один из рассмотренных способов определения характеристик многофазного потока в стволе скважины не является достаточно достоверным.

На территории Пермского края для пересчета устьевых параметров в забойное давление при эксплуатации скважин применяют методику, которая учитывает поступление обводненной продукции, при котором столб над забоем разбивается на интервалы: однофазный флюид с плотностью пластовой нефти (в затрубном пространстве) и водонефтяную смесь с плотностью, рассчитываемой с учетом обводненности продукции. Для оценки

достоверности результатов определения забойного давления с применением данной методики применительно к разным месторождениям выполнены специальные исследования [185]. Проведенный анализ позволил сделать вывод, что описанные способы пересчета устьевых параметров (динамического уровня, затрубного давления) в забойное давление не демонстрируют высокую достоверность.

В случаях, когда аналитические методы неприменимы по причине невысокой точности получаемых результатов, представляется целесообразным использование статистических (вероятностно-статистических) методов. Использование статистических методов зачастую оказывается более простым и достоверным, чем попытки установить и аналитически описать закономерности в поведении сложных физических систем [6, 17]. Такой подход не требует серьезных допущений и упрощений, он может быть использован для любых законов распределения, для систем любой сложности и множественности состояний, и ограничен лишь значениями фактических параметров исходной выборки. Статистические методы успешно апробированы для решения различных геологических и технологических задач отечественными и зарубежными специалистами [21, 22, 26, 28, 30, 32, 33, 44, 45, 60, 92, 96, 105, 155 - 157, 159 190, 191, 195, 211, 214, 218, 235].

Наличие значительного количества параллельных устьевых и глубинных измерений, выполненных при эксплуатации скважин в ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», позволило принять решение о применении вероятностно-статистического моделирования для разработки методики определения забойного давления.

При построении многомерных математических моделей определения забойного давления использованы материалы 3192 специальных промысловых исследований - параллельных устьевых и глубинных измерений для всех основных объектов разработки наиболее значимых месторождений, приуроченных к Соликамской депрессии: Уньвинского, Сибирского,

Шершневского, Озерного, Гагаринского, Маговского, Юрчукского, Чашкинского и им. Сухарева.

Следует отметить, что в ходе исследований построены математические модели определения забойного давления, приведенного как к поверхности водонефтяного контакта (ВНК), так и к верхнему интервалу перфорации (ВДП).

Для создания многоуровневых многомерных моделей использованы данные параллельных устьевых и глубинных измерений забойного давления по скважинам, оборудованным приборами на приеме насоса; также использованы

-5

следующие характеристики работы скважин: дебит жидкости м /сут); дебит нефти т/сут); обводненность (В, %); затрубное давление (Рзатр, МПа); динамический уровень (Нд, м); глубина спуска насоса (Ннас, м); погружение насоса по динамический уровень (Нпогр, м); глубина до верхнего интервала перфорации (Нвдп, м) и его абсолютная отметка (АОвдп, м), глубина до поверхности водо-нефтяного контакта (ВНК) (Нвнк), пластовое давление в зоне отбора (Рпл). Забойное давление, пересчитанное от давления на приеме насоса, принято в качестве фактического (Рзаб, МПа).

Отличительной особенностью разработанного подхода является построение моделей по четырем уровням:

1) по всем данным;

2) по месторождениям (без выделения объектов разработки);

3) по объектам разработки (без выделения месторождений);

4) по объектам разработки месторождений (адресные модели).

Модели построены в соответствии с новым подходом, заключающимся в использовании нарастающей выборки. То есть, все исходные данные предварительно ранжированы по значению забойного давления от минимального к максимальному. Первая модель строится и анализируется по трем первым после ранжирования данным (п=3). На следующем шаге строится и анализируется модель для п=4. Таким образом выполняется последовательное построение и анализ многомерных моделей до тех пор, пока не будут

использованы все имеющиеся данные. Многомерные модели во этих вариантах построены с помощью пошагового регрессионного анализа (ПРА). Расчет регрессионных коэффициентов в разрабатываемых модели выполнен при помощи метода наименьших квадратов [33, 17, 43, 50].

1.1. Исследование влияния входных параметров на величину забойного

давления

Первый этап исследования посвящен изучению влияния исходных данных на величину забойного давления. С этой целью исследованы соответствующие корреляции, причем, не только между входными параметрами и забойным давлением, но и между входными параметрами взаимно. Корреляции изучены для трех уровней:

1) для всех данных

2) для месторождений (без выделения объектов разработки);

3) для объектов разработки (без выделения месторождений).

В качестве примера в табл. 1.1 представлена корреляционная матрица, построенная по всей исследуемой выборке (первый уровень). В данном варианте рассчитано 45 значений коэффициента корреляции г.

Таблица 1. 1

Корреляционная матрица между забойными давлениями и показателями __эксплуатации скважин (первый уровень)___

Рзаб Нд Рзатр В Ож Он Нвнк Ннас Нпогр Рпл

Рзаб 1,00 -0,45* 0,15* 0,19* 0,38* 0,28* 0,48* 0,20* 0,51* 0,32*

Нд 1,00 0,13* 0,05* -0,26* -0,29* 0,04* 0,07* -0,87* -0,02

Рзатр 1,00 -0,03 0,21* 0,19* 0,07* 0,06* -0,09* 0,09*

В 1,00 0,17* -0,25* 0,02 0,04* -0,05* 0,33*

Ож 1,00 0,83* 0,30* 0,27* 0,34* 0,36*

Он 1,00 0,27* 0,27* 0,38* 0,26*

Нвнк 1,00 0,75* 0,30* 0,54*

Ннас 1,00 0,39* 0,53*

Нпогр 1,00 0,20*

Рпл 1,00

Примечание: *- значимые корреляционные связи

Анализ представленной в таблице корреляционной матрицы показал, что 42 коэффициента г являются статистически значимыми. Влияние показателей эксплуатации на величину забойного давления осуществляется по-разному. Максимальное отрицательное влияние на величину Рзаб оказывает такой параметр, как динамический уровень; максимальное положительное - глубина погружения насоса. Данный вывод вполне закономерен и в полной мере соответствует физическому смыслу процесса эксплуатации скважины. В целом взаимные корреляционные связи между показателями варьируют в диапазоне от -0,87 до 0,75. Все это свидетельствует о том, что показатели эксплуатации оказывают как индивидуальное, так и совместное влияние на величину забойного давления.

Далее выполнено исследование влияния показателей эксплуатации на величину забойного давления для второго уровня (месторождения в целом) (табл.1.2 - 1.8).

Таблица 1.2

Корреляционная матрица между забойными давлениями и показателями эксплуатации скважин (второй уровень, Уньвинское месторождение)

Рзаб Нд Рзатр В Ож Он Нвнк Ннас Нпогр Рпл

Рзаб 1,00 -0,72* 0,09 -0,02 0,30* 0,26* 0,42* -0,07 0,65* 0,17*

Нд 1,00 0,14* 0,21* -0,24* -0,31* -0,24* 0,02 -0,92* -0,13*

Р Р затр 1,00 -0,10* 0,31* 0,33* 0,13 -0,03 -0,15 -0,07

В 1,00 0,03 -0,43* -0,28* -0,12* -0,24* 0,22*

Ож 1,00 0,85* 0,20* -0,00 0,22* 0,09*

Он 1,00 0,24* 0,05 0,31* 0,01

Нвнк 1,00 0,31* 0,34* -0,25*

Ннас 1,00 0,36* -0,14*

Нпогр 1,00 0,07

Р Р пл 1,00

Примечание: * - значимые корреляционные связи

Как следует из анализа данной корреляционной матрицы, 32 коэффициента г (более 70% от общего их вычисленного количества) являются статистически значимыми. Так же, как и в первом варианте, максимальное положительное влияние на величину забойного давления, оказывает параметр Нпогр, максимальное отрицательное - Нд.

Для Гагаринского месторождения статистически значимым является 31 коэффициент корреляции (69% от общего количества).

Для Сибирского месторождения 36 статистически значимыми являются (80,0%) коэффициентов г.

Таблица 1.3

Корреляционная матрица между забойными давлениями и показателями эксплуатации скважин (второй уровень, Гагаринское месторождение)

Рзаб Нд Рзатр В Ож Он Нвнк Ннас Нпогр Рпл

Рзаб 1,00 -0,39* 0,42* 0,20* 0,49* 0,24* 0,29* 0,28* 0,48* 0,08

Нд 1,00 0,02 -0,15* -0,29* -0,18* 0,04 0,06 -0,91* 0,09

Р Р затр 1,00 -0,00 0,48* 0,57* 0,06 0,14* 0,08 0,29*

В 1,00 0,39* -0,13* -0,27* -0,25* 0,03 -0,02

Ож 1,00 0,70* -0,21* -0,11 0,22* 0,30*

Он 1,00 -0,09 -0,04 0,15* 0,43*

Нвнк 1,00 0,91* 0,35* -0,22*

Ннас 1,00 0,37* -0,19*

Нпогр 1,00 -0,16

Р Р пл 1,00

Примечание: * - значимые корреляционные связи

Таблица 1.4

Корреляционная матрица между забойными давлениями и показателями

эксплуатации скважин (второй уровень, Сибирское ^ месторождение)

Рзаб Нд Р Рзатр В Ож Он Нвнк Ннас Нпогр Р Рпл

Рзаб 1,00 -0,38* 0,13* 0,12* 0,43* 0,33* 0,51* -0,14* 0,31* 0,17

Нд 1,00 0,21* 0,05 -0,30* -0,33* -0,17* -0,03 -0,95* 0,27

Рзатр 1,00 -0,12* 0,03 -0,40* -0,18* -0,24* -0,12* 0,07

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Пономарева Инна Николаевна, 2020 год

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ

1. Абрамов Т. А. Определение непроницаемых барьеров по результатам гидропрослушивания / Т. А. Абрамов, Д. Э. Исламов, М. Л. Карнаухов // Нефтепромысловое дело. - 2013. - № 12. - С. 36-41.

2. Александров, В. М. Технологический контроль проведения многостадийного ГРП с использованием метода микросейсмомониторинга /

B. М. Александров, В. А. Белкина, Д. А. Казанская / Территория Нефтегаз. -2015. - № 10. - С. 16-19.

3. Анализ взаимовлияния скважин по результатам мониторинга на основе секторного моделирования / Д. Н. Гуляев, В. В. Кокурина, М. И. Кременецкий и др. // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 5. - С. 82-85.

4. Анализ динамических потоков / О. Узе и др. - КАППА. - 2008. -359 с.

5. Анализ результатов трассерных исследований на примере пласта АС1-3 Северо-Ореховского месторождения / В. Ф. Дягилев, С. Т. Полищук,

C. А. Леонтьев, В. М. Спасибов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2018. - № 4. - С. 44-51.

6. Аренс, Х. Многомерный дисперсионный анализ: пер. с англ. / Х. Аренс, Ю. Лёйтер. - М: Финансы и статистика, 1985. - 253 с.

7. Архангельский, В. А. Движение газированных нефтей в системе скважина - пласт / В. А. Архангельский. - М.: Недра. - 1958.

8. Астафьев, В.И. Определение пластового давления в скважинах механизированного фонда / В. И. Астафьев, Л. Н. Баландин, О. А. Грибенников // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 10. - С. 14-18.

9. Ашихмин, С.Г., Теоретико-экспериментальные исследования проницаемости трещиноватых коллекторов / С. Г. Ашихмин, Ю. А. Кашников, С. Ю. Якимов // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 2012. - №3. - С.14-24.

10. Багринцева, К.И. Трещиноватость осадочных пород / К. И. Багринцева. - М.: Недра, 1982. - 256 с.

11. Базылев, А. П. Гидропрослушивание и трассирование фильтрационных потоков в комплексе гидродинамических исследований неоднородных коллекторов / А. П. Базылев // Каротажник. - 2010. - № 4 (193). - С. 64-72.

12. Бикбулатов, С. М. Анализ и выбор методов расчета градиента давления в стволе скважины / С. М. Бикбулатов, А. А. Пашали // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2005. - № 2. - С. 21.

13. Благовещенский, Ю.Н. Тайны корреляционных связей в статистике / Ю. Н. Благовещенский. - М.: Научная книга: ИНФРА-м. - 2009. - 158 с.

14. Вайнмастер, П. И. Решение актуальных задач обработки данных в системах микросейсмического мониторинга гидроразрыва пластов / П. И. Вайнмастер // Математические структуры и моделирование. - 2018. -№3 (47). - С.31 - 44.

15. Васильев, В. В. Использование результатов оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин для оптимизации заводнения / В. В. Васильев // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 6. - С. 30-32.

16. Васильев, Д. М. Сравнительный анализ методов контроля режимов работы добывающих и нагнетательных скважин Ново-Покурского месторождения / Д. М. Васильев // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 12. -С. 35-37.

17. Вентцель, Е.С. Исследование операций / Е. С. Ветнцель. - М.: Издательство «Советское радио». - 1972 г. - 407 с.

18. Вилесов, А.П. Особенности строения карбонатных циклосистем фаменского яруса в рифогенных постройках северо-востока Пермского края / А. П. Вилесов // Тезисы докладов региональной научно-практической

конференции «Геология и полезные ископаемые Западного Урала». Пермь. -2007. - С. 67-70.

19. Вилесов, А.П. Разнообразие типов трещиноватости в верхнедевонских органогенных постройках Березниковской карбонатной платформы (Пермский край) / А.П. Вилесов // Рифы и карбонатные псефитолиты: Материалы Всероссийского литологического совещания. -Сыктывкар: Геопринт. - 2010. - С. 45-47.

20. Вилесов, А.П. Фациальная природа коллекторов верхнедевонских рифогенных массивов северо-восточной части Березниковского палеоплато/ А.П. Вилесов, В.Л. Воеводкин, Э.К. Сташкова // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2005. - №3-4. - С. 81-86.

21. Вирстюк А. Ю. Применение регрессионного анализа для оценки эффективности работы нефтяных скважин с парафинистой нефтью / А. Ю. Вирстюк, В. С. Мишкина // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов - 2020. - Т. 331. - № 1. С. 117-124.

22. Воеводкин, В.Л. Прогнозирование дебитов нефти при технико-экономическом обосновании проектов освоения и поисков месторождений территории ВКМКС / В.Л. Воеводкин, С.В. Галкин, В.В. Поплыгин // Нефтепромысловое дело. - 2010. - №7. - С. 45-47.

23. Возможность выявления дизъюнктивных нарушений на нефтяном месторождении по характеру обводнения скважин и данным трассерных исследований / В. А. Юдин, С. Г. Вольпин, И. В. Афанаскин, Н. П. Ефимова // Труды научно-исследовательского института системных исследований Российской академии наук. - 2019. - Т. 9. - № 5. - С. 91-99.

24. Вольпин, А. С. Обзор современных автономных глубинных манометров, используемых при исследованиях скважин / А. С. Вольпин, А. К. Пономарев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12. - С. 57-59.

25. Выбор рациональных способов эксплуатации и вариантов компоновки оборудования добывающих скважин с учетом их взаимовлияния

/ И. Т. Мищенко, Т. Б. Бравичева, В. К. Вишнепольский, А. И. Ермолаев / В книге: Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России. Тезисы докладов. - 1994. - С. 86-87.

26. Галкин, В. И. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур / В. И. Галкин, А. В. Растегаев, С. В. Галкин. - Екатеринбург: УрО РАН. - 2001.

27. Галкин, В. И. Изучение фильтрационно-емкостных свойств трещиновато-поровых коллекторов турнейско-фаменских объектов месторождений Соликамской депрессии / В.И. Галкин, И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 11. - С. 88-91.

28. Галкин, В. И. Разработка вероятностно-статистических регионально-зональных моделей прогноза нефтегазоносности по данным геохимических исследований верхнедевонских карбонатных отложений / В. И. Галкин, И. А. Козлова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2016. - № 6. - С. 40-45.

29. Галкин, В.И. Исследование процесса нефтеизвлечения в коллекторах различного типа пустотности с использованием многомерного статистического анализа / В. И. Галкин, И. Н. Пономарева, В. А. Репина / Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15. - № 19. - С. 145-154.

30. Галкин, В.И. Разработка вероятностно-статистических моделей для оценки эффективности применения пропантного гидравлического разрыва пласта (на примере объекта Тл-Бб Батырбайского месторождения) / В. И. Галкин, И. Н. Пономарева, А. Н. Колтырин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 17. - № 1. - С. 37-49.

31. Галкин, В.И. Разработка методики оценки возможностей выделения типов коллекторов по данным кривых восстановления давления

(КВД) по геолого-промысловым характеристикам пласта (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) / В. И. Галкин, И. Н. Пономарева, С. С. Черепанов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. - 2015. - № 17. - С. 3240.

32. Галкин, В.И. Обоснование зональной нефтегазоносности территории висимской моноклинали по геохимическим критериям / В. И. Галкин, К. А. Кошкин, О. А. Мелкишев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2018. - Т. 18. - № 1. - С. 4-15.

33. Галкин, С.В. Зональность распределения вязкостей пластовой нефти, проницаемости и коэффициента подвижности для башкирских залежей территории Пермского края / С. В. Галкин, А. А. Ефимов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. - 2013. - № 6. - С. 43-53.

34. Гильманов Л. А. Применение трассерных исследований и "камерального" гидропрослушивания для уточнения геологического и тектонического строения месторождений / Л. А. Гильманов // В сборнике: Geonature 2018 Сборник научных трудов Международной научно -практической конференции при поддержке международных организаций БЛОБ, ББО, ААРа - 2018. - С. 23-28.

35. Глечиков, П. В. Планирование оптимальной длительности гидродинамических исследований скважин с наличием трещин гидроразрыва пласта (автоГРП) и горизонтальных скважин. Применение результатов для оценки достоверности гидродинамических исследований / П. В. Глечиков, Р Ф. Исмагилов, В. А. Санников, В. И. Курочкин // Нефтепромысловое дело. -2018. -№ 6. - С. 13-20.

36. Гмурман, В. Е. Теория вероятностей и математическая статистика: учеб. пособие для вузов / В. Е. Гмурман. - 4-е изд., испр. и доп. -М.: Высшая школа, 1972. - 368 с.

37. Гнездов, А. В. О точности расчетов параметров трещин при гидроразрыве пласта / Горный информационно-аналитический бюллетень (научно-технический журнал). - 2010. - № 3. - С. 395-397.

38. Голф-Рахт, Т. Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т. Д. Голф-Рахт // пер. с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В. В. Власенко, В. В. Покровского // М.: Недра, 1986. - 608 с.

39. Грачев, С. И. Применение индикаторных (трассерных) исследований на многопластовых месторождениях / С. И. Грачев, Н. Р. Кривова, А. В. Сорокин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 5. - С. 13-15.

40. Грон, В. Г. Определение забойного давления в добывающих скважинах, оборудованных установками погружного насоса: учеб. пособие / В. Г. Грон, И. Т. Мищенко. - М.: Изд-во ГАНГ, 1993. - 128 с.

41. Гудков, Е. П. Основные принципы системно-структурного анализа, его сущность, цели и задачи в приложении к процессам нефтеизвлечения / Е. П. Гудков, В. Н. Косков, Б. В. Косков // Наука производства. - 2003. - №5. - С. 40-44.

42. Гулиев Р. А. Способ определения пластового давления без остановки работы штанговой глубинно-насосной установки / Гулиев Р. А., Ханалиев В. Б. / Нефтепромысловое дело. - 2015. - № 9. - С. 41-44.

43. Дементьев, Л. Ф. Статистические методы обработки и анализа промыслово-геологических данных / Л. Ф. Дементьев. - Москва: Недра, 1966.

44. Дементьев, Л. Ф. Зачем геологу-нефтянику математика и компьютеры / Л. Ф. Дементьев, Ю. В. Шурубор. - Москва: Недра, 1991.

45. Дементьев, Л. Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии: учебное пособие для вузов / Л. Ф. Дементьев. - Москва: Недра, 1983.

46. Денк, С.О. Карбонатные трещинные коллекторы в Пермском Приуралье / С. О. Денк // Геология нефти и газа. - 1992. - №11. - С. 43-47.

47. Денк, С. О. Нетипичные продуктивные объекты Пермского Предуралья / С. О. Денк. - Пермь.: ПермНИПИнефть. - 1997. - 328 с.

48. Денк, С.О. Проблемы трещиноватых продуктивных объектов / С. О. Денк. - Пермь: Электронные издательские системы. - 2004. - 334 с.

49. Денк, С. О. Системные представления о нефтегазогеологическом моделировании и проблемах извлечения углеводородного сырья / С. О. Денк. - Пермь: Электронные издательские системы - 2003. - 310 с.

50. Джонсон, Н. Статистика и планирование эксперимента в технике и науке: методы планирования эксперимента: пер. с англ. / Н. Джонсон, Ф. Лион. - Москва: Мир. - 1981.

51. Джуринская, Ю. А. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещин ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". Научный обозреватель. - 2017. - № 7 (79). - С. 48-50.

52. Ерофеев А. А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению продуктивности скважин / А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов /// Научные исследования и инновации. -2010. - Т.4 - № 2 - С.22-26.

53. Ерофеев, А. А Обработка недовосстановленных кривых восстановления давления методами касательной и детерминированных моментов давления / А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 10. С. 25-27.

54. Ерофеев, А. А. К определению пластового давления при гидродинамических исследованиях скважин в карбонатных коллекторах /

А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. -2011. - № 4. - С. 98-100.

55. Ерофеев, А.А. Обработка кривых восстановления давления в скважинах карбонатного коллектора с высоковязкой нефтью / А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева // Научные исследования и инновации. - 2011. - Т.5. - № 2. - С.71-74.

56. Ерофеев, А. А. Особенности обработки кривых восстановления давления в скважинах, эксплуатирующих залежи высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах / А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 10. - С. 113-115.

57. Ерофеев, А.А. Оценка условий применения методов обработки кривых восстановления давления скважин в карбонатных коллекторах / А. А. Ерофеев, И. Н. Пономарева, М. С. Турбаков // Инженер-нефтяник. - 2011. -№ 3. - С. 12-15.

58. Ефимов, А.А. Использование фациальных особенностей карбонатных отложений Сибирского месторождения для исследований связей между коэффициентами пористости и проницаемости / А. А. Ефимов, О. Е. Кочнева // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2010. - №12. - С. 15-18.

59. Желанов, Е. В. Исследование влияния физических и технологических условий работы добывающей скважины на процесс разгазирования флюида / Е. В. Желанов, А. В. Лекомцев // Master's journal. -2016. - № 1. - С. 221-228.

60. Закиев, Б. Ф. Применение статистических методов анализа оперативных данных телеметрии для выработки решений по управлению закачкой в системе ППД / Б. Ф. Закиев, О. В. Денисов // Инженерная практика. - № 6 - 7. 2015. С.1220.

61. Закиров С. Н. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. ч.2. / С. Н. Закиров, И. М. Индрупский и др. -М., Ижевск.: Институт компьютерных исследований. - 2009. - 484 с.

62. Закиров, С. Н. Особенности само- и гидропрослушивания скважин в линзовидных коллекторах / С. Н. Закиров, А. А. Контарев // Газовая промышленность. - 2010. - № 8 (649). - С. 52-54.

63. Имитационное гидропрослушивание и новые возможности метода трассерных исследований / А. В. Шацкий, В. В. Колесов, Д. А. Шацкий и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 8. - С. 50-58.

64. Индрупский, И. М. Идентификация вертикальной проницаемости пласта по данным профильного гидропрослушивания / И. М. Индрупский, Т. Н. Цаган-Манджиев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 3. - С. 50-55.

65. Индрупский, И. М. Интерпретация результатов 3D гидропрослушивания на основе секторного моделирования / И. М. Индрупский // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2008. - № 11. - С. 37-41.

66. Интерпретация результатов трассерных исследований для оценки эффективности технологии выравнивания профилей приемистости / В. А. Коротенко, С. И. Грачев, Т. К. Апасов // Экспозиция Нефть Газ. - 2019. -№ 6 (73). - С. 40-44.

67. Ипатов, А. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий. - М.: РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2006. - 778 с.

68. Исследование интерференции скважин с использованием методов сравнительного анализа / А. В. Насыбуллин, Б. Ф. Закиев, О. В. Денисов, Р. Г. Гирфанов // Нефтяное хозяйство - 2015. - № 5. С.84-87.

69. Исследование механизмов учета взаимовлияния скважин при использовании различных методов математического моделирования / Д. В. Зеленин, С. В. Степанов, А. Д. Бекман, А. А. Ручкин // Нефтепромысловое дело. - 2019. - № 12 (612). - С. 39-45.

70. Исследование особенностей оценки взаимовлияния скважин на примере модели CRM / А. А. Ручкин, С. В. Степанов, А. В. Князев и др. // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. - 2018. - Т. 4. - № 4. - С. 148-168.

71. К определению давлений у приема электроцентробежных насосов в скважинах Ножовского месторождения / А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов, Г. Ю. Коробов, Ю. С. Черкасова // Нефть, газ и бизнес. -2012. - № 9. - С. 68-71.

72. К определению продолжительности исследования скважин методом восстановления давления / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева,

A. А. Ерофеев, А. С. Иванова // Нефть, газ и бизнес. - 2012. - № 11. - С.63 -65.

73. Калмыков, A. В. Применение гидропрослушивания методом ФВД для определения гидродинамических параметров пласта / A. В. Калмыков,

B. П. Метелев, В. В. Терентьев // Каротажник. - 2006. - № 1 (142). - С. 23-36.

74. Кашников, Ю. А. Геомеханическая и гидродинамическая оценка влияния забойного давления на показатели работы скважины / Ю.А. Кашников, С. Ю. Якимов // Нефтяное хозяйство. - № 11. - 2019. -

C.111-115.

75. Кашников, Ю.А. Исходное напряженное состояние и параметры трещин ГРП терригенных продуктивных объектов севера Пермского края / Ю. А. Кашников, С. Г. Ашихмин, С. В. Гладышев, С. Н. Попов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2007. - № 10. -С. 46-51.

76. Ковалев, В.С., Опыт применения математического моделирования процесса разработки нефтяных залежей, приуроченных к карбонатным коллекторам / Ковалев В.С., Хмелевских Е.И., Монахова И.Л. // Тр. Ин-та Гипровостокнефть. - 1998. - Вып.3. - С.59-71.

77. Кононенко, А. А. Оценка эффективности методов выравнивания профиля приемистости с применением трассерных исследований на месторождениях «Газпромнефть-ННГ» / А. А. Кононенко, В. Ю. Кусакин, С. Ф. Мулявин // Современные проблемы науки и образования. 2015. № 1-1. С. 311.

78. Костригин, И. В. Разработка системы контроля энергетического состояния пласта по данным эксплуатации и ремонта скважин. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 2017.

79. Коэффициент полезного действия электроцентробежных насосов при откачке газожидкостных смесей из скважин. А. В. Лекомцев, В. В. Поплыгин, В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство.

- 2012. - № 10. - С. 132-133.

80. Кремер, Н. Ш. Теория вероятности и математическая статистика / Н.Ш. Кремер. - М.: Юнити. - Дана. - 2002. - 343 с.

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

82. Левитина, Е. Е. Влияние плотности газожидкостной смеси на величину давления в скважине. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - № 1. - 2020. - С.35-40.

83. Лекомцев, А. В. К оценке забойных давлений при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами / А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов // Научные исследования и инновации. - 2011. - Т. 5. - № 4.

- С. 29-32.

84. Лекомцев, А. В. Определение давления у приема электроцентробежных насосов по данным исследований скважин /

A. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - № 4. - С. 84-90.

85. Лекомцев, А. В. Оценка забойных давлений в добывающих скважинах Шершневского месторождения / А. В. Лекомцев,

B. А. Мордвинов, М. С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. - № 10. - 2011. - С. 30-31.

86. Лекомцев, А. В. Сравнительный анализ методик определения забойного давления при проведении гидродинамических исследований скважин / А. В. Лекомцев, Д. А. Мартюшев // Нефтяное хозяйство. - 2014. -№ 6. - С. 37-39.

87. Лекомцев, А. В. Статистический подход к оценке забойных давлений в добывающих скважинах / А. В. Лекомцев, Е. В. Желанов, И. А. Черных // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 10. - С. 98-101

88. Лекомцев, А. В. Эксплуатация добывающих скважин электроцентробежными насосами на нефтяных месторождениях Верхнего Прикамья // А. В. Лекомцев, В. А. Мордвинов, М. С. Турбаков // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №10. - С. 144-145.

89. Лесной, А. Н. Исследование скважин гидропрослушиванием при решении задач разработки нефтяных и газовых месторождений / А. Н. Лесной, Е. М. Пьянкова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 1. - С. 6769.

90. Лигинькова, Я. С. Исследование особенностей заводнения залежей нефти в карбонатных коллекторах (на примере Гагаринского и Опалихинского месторождений) / Я. С. Лигинькова // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2019. - Т. 1. - с. 43-45.

91. Лихтарев, А. В. Определение коэффициента продуктивности скважины, пересеченной двумя трещинами гидроразрыва пласта разного азимута, на основе математического моделирования / А. В. Лихтарев,

A. В. Пестриков // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть". -2010. - № 1. - С. 12-14.

92. Лопухов, А. Н. Оценка потенциала скважин-кандидатов под ГРП вероятностно-статистическими методами / А. Н. Лопухов, Д. Ю. Писарев, Э. Ф. Латыпов // Нефть. Газ. Новации. - 2019. - № 1. - С. 44-56.

93. Лядова, Н.А. Геология и разработка нефтяных месторождений Пермского края: Монография / Н. А. Лядова, Ю.А. Яковлев, А.В. Распопов. -М. : ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - 335 с.

94. Майдебор, В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В.Н. Майдебор. - М.: Недра, 1980. - 288 с.

95. Майков, Д. Н. Исследование взаимовлияния скважин методом гидропрослушивания / Д. Н. Майков, С. Ю. Борхович // Нефть. Газ. Новации. - 2019. - № 2. - С. 30-31.

96. Майский, Р. А. Статистическая оценка взаимовлияния скважин при эксплуатации нефтяных месторождений с использованием метода Спирмена / Р. А. Майский, Т. Ф. Шайхутдинов // В сборнике: Материалы 46 -й Всероссийской научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов с международным участием в 2-х томах. ответственный редактор: В. Ш. Мухаметшин. - 2019. - С. 95-98.

97. Мартиросян, В. Б. Распределение давления в затрубном пространстве при механизированном способе эксплуатации скважин /

B. Б. Мартиросян, В. Д. Нагула, Г. П. Белогорцев // Нефтяное хозяйство. -1986. - № 5. - С. 51 - 54.

98. Мартюшев, Д. А. Определение параметров естественных трещин карбонатного коллектора методом трассирующих индикаторов //

Д. А. Мартюшев, К. А. Вяткин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 7. - С. 8688.

99. Мартюшев, Д. А., Изменение дебита скважин нефтегазоконденсатного месторождения при снижении пластовых и забойных давлений / Д. А. Мартюшев, В. А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №1. - С.67-69.

100. Мартюшев, Д.А. Исследование особенностей выработки запасов в трещинно-поровых коллекторах с привлечением данных гидродинамических исследований скважин (на примере фаменской залежи Озерного месторождения) / Д. А. Мартюшев, И. Н. Пономарева // Инженер-нефтяник. - 2016. - № 2. - С. 48-52.

101. Мартюшев, Д.А. Исследование особенностей выработки запасов трещинно-поровых коллекторов с использованием данных гидродинамических исследований скважин / Д. А. Мартюшев, И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. - 2017. - № 10. - С. 102-104.

102. Мартюшев, Д.А. Определение раскрытости и сжимаемости естественных трещин карбонатной залежи Логовского месторождения / Д. А. Мартюшев, А. В. Лекомцев, А. Г. Котоусов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. - 2015. -№ 16. - С. 61-69.

103. Мартюшев, Д.А. Определение рационального забойного давления добывающих скважин при разработке карбонатных коллекторов / Д. А. Мартюшев // Бурение и нефть. - 2014. - №11. - С. 22-24.

104. Мезенцев, Е. Ф. Оптимизация режимов работы группы скважин на основе модели взаимовлияния скважин / Е. Ф. Мезенцев, К. Ф. Тагирова // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2010. - № 5. - С. 22-26.

105. Методика определения забойного давления с использованием многомерных моделей / В. И. Галкин, И. Н. Пономарева, И. А. Черных и др.// Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 1. - С. 40-43.

106. Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти /

A. Х. Мирзаджанзаде, А. М. Хасаев, И. М. Аметов. - М.: Недра, 1986. - 216 с.

107. Митрофанов, В. П. Особенности фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов Соликамской депрессии /

B. П. Митрофанов. - М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2002. - 116 с.

108. Митрюхин, М. В. Исследование процесса затухания притока в процессе восстановления давления / М. В. Митрюхин, И. Н. Пономарева // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2012. - Т. 11. - № 3. -

C. 104-109.

109. Михайлов, Н. Н. Масштабный эффект при лабораторном определении фильтрационно-емкостных свойств сложнопостроенных карбонатных коллекторов / Н. Н. Михайлов, И. П. Гурбатова // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 4. - С. 32-36.

110. Мищенко И. Т. Расчеты при добыче нефти и газа / И. Т. Мищенко. - М.: Нефть и газ, 2008. - 295 с.

111. Мищенко, И. Т. Выбор способа эксплуатации скважин нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами / И. Т. Мищенко, Т. Б. Бравичева, А. И. Ермолаев. - М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2005. - 448 с.

112. Мищенко, И.Т. Скважинная добыча нефти / И.Т. Мищенко. - М.: Изд-во «Нефть и газ», 2003. - 816 с.

113. Многомерный анализ данных методами прикладной статистики / С. С. Барковский, В. М. Захаров, А. М. Лукашов и др. - Казань, 2010. - 126 с.

114. Мордвинов, В. А. Приток в скважину, находящуюся в периодическом режиме эксплуатации, при высокой газонасыщенности

пластовой нефти / В. А. Мордвинов, В. В. Поплыгин, И. А. Черных // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 5. - С. 66-68.

115. Мордвинов, В. А. Изменение гидродинамического состояния прискважинной зоны и продуктивности скважины при снижении пластового и забойного давлений / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева, А. А. Ерофеев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2011. - № 5. - С. 43-45.

116. Мордвинов, В. А. К оценке состояния околоскважинной зоны пласта и коэффициента продуктивности скважины / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2002. - № 11. - С.26-30.

117. Мордвинов, В.А. Определение давления у приема электроцентробежных насосов при откачке низкопенистой газированной нефти / В. А. Мордвинов, А. В. Лекомцев, Д. А. Мартюшев // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №6. - С.61-63.

118. Мордвинов, В. А. Определение эффективности геолого-технических мероприятий на основе комплексной оценки фильтрационных характеристик пластов / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева, В. И. Пузиков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. -2005. - № 9-10. - С. 36-39.

119. Мордвинов, В. А. Оценка состояния призабойных зон пластов нефтяных месторождений, приуроченных к Верхнекамскому месторождению калийных солей / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева, Е. А. Красноборов // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 7. - С. 96-97.

120. Мордвинов, В. А. Условия эффективного применения методов оценки состояния призабойной зоны по данным гидродинамических исследований / В. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева // Научные исследования и инновации. - 2010. Т.4. - № 1. - С.56-60.

121. Мухаметзянов, Т. М. Анализ динамики пластового давления для определения нецелевой закачки воды / Мухаметзянов Т. М., Федоров К. М., Кадочникова Л. М. // Вестник ЦКР Роснедра. - 2011. - № 2. - С. 7-11.

122. Мухаметшин В. В. Оценка добывных возможностей скважин с использованием косвенной геолого-геофизической информации / В. В. Мухаметшин, Л. С. Кулешова // Нефтегазовое дело. - 2019. - Т. 17. - № 3. - С. 94-99.

123. Назаров, А. Ю. Использование результатов гидродинамического моделирования для регулирования разработки залежи / А. Ю. Назаров // Нефтяное хозяйство. - 1999. - №11. - С. 24-25.

124. Назарова, Л. Н. Исследование влияния снижения забойного давления ниже давления насыщения на добычу нефти / Л. Н. Назарова, Е. В. Нечаева // Нефтяное хозяйство. - № 1. - 2013. - С.83 - 85.

125. Насыбуллин, А. В. Влияние вязкости технологической жидкости на геометрию трещин гидроразрыва / А. В. Насыбуллин, О. В. Салимов, Р. З. Сахабутдинов, В. Г. Салимов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса.- 2017. - № 4. - С. 29-34.

126. Насыров И. И. Оценка взаимовлияния скважин методом корреляционного анализа / И. И. Насыров, Е. И. Мамчистова, А. И. Насырова // В сборнике: Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири Материалы международной академической конференции. Под ред. С.И. Грачёва. - 2017. - С. 232-244.

127. Научный инжиниринг как основа процессов моделирования при разработке месторождений / М. М. Хасанов и др. // Георесурсы. - 2018. - Т. 20. - № 3. - С. 142-148.

128. Некрасов, А. С. Результаты дисперсионного факторного анализа при оценке достоверности структуры порового пространства карбонатных пород-коллекторов / А. С. Некрасов // Вестник Пермского национального

исследовательского политехнического университета. - 2015. - № 16. - С. 2534.

129. Определение параметров очагов микросейсмических событий по данным поверхностных сейсмических групп при сильных коррелированных помехах и сложных механизмах источников излучения / А. Ф. Кушнир и др. // Физика Земли. - 2014. - № 3. - С. 28.

130. Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С. С. Черепанов, И. Н. Пономарева, А. А. Ерофеев, С. В. Галкин // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 2. - С. 94-96.

131. Определение параметров анизотропии пласта / Н. М. Дмитриев, Н. Н. Михайлов, В. М. Максимов // В сборнике: GEOPETROL 2012 №ика, technika i technologiaw rozwoju poszukiwan i wydobycia w<?glowodor6w w warunkach ladowych i тогекюк 2012. С. 635-638.

132. Оптимизация нагнетательного фонда скважин месторождения на поздней стадии разработки по результатам анализа трассерных исследований (на примере месторождения Дыш) / О. В. Савенок, Е. Н. Даценко, И. О. Орлова и др. // Инженер-нефтяник. 2018. № 4. С. 59-65.

133. Опыт создания ориентированной трещины гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» / Ю. А. Кашников, С. Г. Ашихмин, С. С. Черепанов и др. // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №6. -С.40-43.

134. Отс, И. В. Оценка взаимовлияния скважин Крапивинского нефтяного месторождения методом рангового коэффициента корреляции Спирмена / И. В. Отс // В сборнике: Севергеоэкотех-2011 Материалы XII международной молодежной научной конференции. В 5 частях. - 2011. - С. 343-346.

135. Оценка анизотропии проницаемости карбонатных коллекторов по кривым восстановления давления / С. С. Черепанов, Д. А. Мартюшев,

И. Н. Пономарева, Г. П. Хижняк // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 4. - С. 60-61.

136. Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин Озерного месторождения / В. А. Мордвинов, Д. А. Мартюшев, Т. С. Ладейщикова, Н. П. Горланов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. - 2014. - № 14. - С. 32-38.

137. Оценка влияния зональной неоднородности пласта на фильтрационное поле и взаимовлияние скважин путем использования карты градиентов давления / И. Р. Сафиуллин, О. П. Торопчин, А. М. Тупицин и др. // Нефтепромысловое дело. - 2019. - № 10 (610). - С. 13-17.

138. Оценка влияния послепритока на результаты интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / А. А. Ерофеев,

B. А. Мордвинов, И. Н. Пономарева, В. В. Поплыгин // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 4. - С. 49-51.

139. Оценка результатов гидравлического разрыва пласта на основе комплексного анализа данных микросейсмического мониторинга и геолого-промысловой информации / А. В. Растегаев, И. А. Черных, И. Н. Пономарева, Д. А. Мартюшев // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №8. - С.122-125.

140. Оценка степени взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин методом распознавания образов по истории их эксплуатации / Д. К. Сагитов, И. Р. Сафиуллин, В. А. Лепихин, А. В. Аржиловский // Нефтепромысловое дело. - 2012. - № 1. - С. 35-36.

141. Переориентация интенсивности выработки запасов нефти созданием дополнительных трещин / Н. И. Хисамутдинов и др. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождения. - 2018. - № 4. -

C.58 - 65.

142. Перспективы исследований механизированных скважин / Р. Х. Муслимов, Т. Г. Габдуллин, А. С. Шатунов, А. А. Царегородцев // Нефтяное хозяйство. -1991. - № 7. - С. 25-28.

143. Повышение эффективности гидродинамического моделирования посредством применения усовершенствованных методик обработки данных гидродинамических исследований скважин (на примере Озерного месторождения) / М. В. Латышева, Ю. В. Устинова, В. В. Кашеварова, Д. В. Потехин // Вестник ПНИПУ. - 2015. - № 15. - С. 73-80.

144. Пономарева И.Н. К обработке кривых восстановления давления низкопродуктивных скважин / И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. -2010. - № 6. - С. 78-79.

145. Пономарева И. Н. К оценке состояния призабойных зон пласта на Уньвинском нефтяном месторождении / И. Н. Пономарева // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология, геоинформационные системы, горно-нефтяное дело. - 2010. - Т.9. - № 5. -С.61-64.

146. Пономарева, И. Н. Оценка оптимальной продолжительности проведения гидродинамических исследований низкопродуктивных скважин на примере Озерного месторождения / И. Н. Пономарева, Д. А Мартюшев, М. И. Ахметова // Нефтяное хозяйство. - 2016. - № 1. - С. 60-63.

147. Пономарева, И. Н. Оптимизация периода восстановления давления в нефтедобывающих скважинах при их исследовании / И. Н. Пономарева, С. В. Мильчаков // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2009. - № 10. - С. 61-62.

148. Пономарева, И.Н. Опыт оценки состояния призабойных зон продуктивных пластов по данным гидродинамических исследований скважин / И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // Научные исследования и инновации. - 2011. - Т.5. - № 1. - С.80-82.

149. Пономарева, И. Н. Оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта на основе анализа добычи и кривых стабилизации давления / И. Н. Пономарева, Д. А. Мартюшев // Нефтяное хозяйство. - 2019. - №8. - С.111-113

150. Пономарева, И. Н. Оценка продолжительности формирования кривых восстановления давления при исследовании добывающих скважин Чашкинского месторождения / И. Н. Пономарева, М. Б. Савчик,

B. А. Мордвинов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 112-113.

151. Пономарева, И.Н. Оценка состояния околоскважинных зон продуктивных пластов при эксплуатации добывающих скважин / И. Н. Пономарева, В. А. Мордвинов // Вестник Пермского государственного технического университета. Нефть и газ. - 2005. - Т.4. - № 6. - С.68 - 72.

152. Пономарева, И.Н. Условия применения скин-фактора для оценки состояния прискважинных зон продуктивных пластов / И. Н. Пономарева, М. Б. Савчик, А. А. Ерофеев // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. - С. 114115.

153. Поплыгин, В.В. Прогнозная экспресс-оценка показателей разработки нефтяных залежей / В. В. Поплыгин, С. В. Галкин // Нефтяное хозяйство. - 2011. - №3. - С. 112-115.

154. Проблематика оценки взаимовлияния добывающих и нагнетательных скважин на основе математического моделирования /

C. В. Степанов, С. В. Соколов, А. А. Ручкин и др. // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2018. Т. 4. № 3. С. 146-164.

155. Путилов, И. С. Применение вероятностного статистического анализа для изучения фациальной зональности турне-фаменского карбонатного комплекса Сибирского месторождения / И. С. Путилов, В. И. Галкин // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 9. - С. 112-114.

156. Путилов, И. С. Разработка технологий комплексного изучения геологического строения и размещения месторождений нефти и газа / И. С. Путилов. - Пермь: изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2014. -285 с.

157. Путилов, И. С. Статистический подход к прогнозированию фаций по данным керна и ГИС / И. С. Путилов, Н. А. Филькина // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2010. - № 2. - С. 19-23.

158. Распопов, А. В. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти / А. В. Распопов, А. А. Щипанов // Нефтяное хозяйство. - 2002. - №6. - С. 97.

159. Растегаев А. В. Применение вероятностно-статистических моделей при подготовке структур сейсморазведкой к глубокому бурению / А. В. Растегаев [и др.]. - Пермь: Изд-во ПГТУ, 1996.

160. Редуцкий, Ю. В. Учет взаимовлияния скважин при решении задач управления режимами эксплуатации месторождения / Ю. В. Редуцкий // Территория Нефтегаз. - 2011. - № 5. - С. 16-21.

161. Результаты исследований в области повышения эффективности технологий глушения скважин / И. Н. Пономарева, П. Ю. Илюшин, Р. М. Рахимзянов, Д. А. Мартюшев // Инженер-нефтяник. - 2016. - № 4. - С. 30-35.

162. Савчик, М. Б. Оценка состояния прискважинных зон при обработке недовосстановленных кривых восстановления давления / М. Б. Савчик, И. Н. Пономарева // Вестник Пермского государственного технического университета. Геология, геоинформационные системы, горнонефтяное дело. - 2011. - № 2. -С.77.

163. Сагитов, Д. К. Исследование изменения характера взаимодействия скважин в процессе заводнения / Д. К. Сагитов // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2019. - № 2. - С. 81-85.

164. Санников, В. А. Мониторинг гидродинамических и трассерных исследований / В. А. Санников, В. И. Курочкин, М. В. Чертенков // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 7. - С. 104-107.

165. Свид. РФ 20166190226. Способ определения коэффициентов взаимовлияния скважин / С. А. Екимцов, Р. Г. Гирфанов, О. В. Денисов, Р. Г. Лазарева, Е. Н. Калмыкова, А. В. Кузьмина, Л. И. Мухаметшин.; заявл. 09.11.2015, гос. рег. 11.01.2016.

166. Семёнов, В. А. Теория вероятностей и математическая статистика: учебное пособие для бакалавров и специалистов / В. А. Семёнов. - Санкт-Петербург [и др.]: Питер, 2013.

167. Система определения коэффициентов взаимовлияния скважин / Р. Р. Ахметзянов, С. А. Екимцов, Р. Г. Гирфанов и др. // Патент на изобретение RU 2608138, 16.01.2017. Заявка № 2015148082 от 09.11.2015.

168. Способ комплексной оценки состояния призабойной зоны пласта / И. Н. Пономарева, В. В. Поплыгин RU 252579; заявл.20.07.2014.

169. Способ определения текущего пластового давления в эксплуатирующейся скважине турнейско-фаменской залежи без ее остановки / В. И. Галкин, И. Н. Пономарева, И. А. Черных № 2019124583/03 (047943); заявл.30.07.2019.

170. Способ оценки состояния призабойной зоны пласта / В.И. Галкин, И. Н. Пономарева, В. В. Поплыгин // RU 2687828; заявл.30.07.2018.

171. Сравнительная характеристика методов обработки КВД газовых скважин месторождений ООО «ЛУКОЙЛ Узбекистан Оперейтинг Компани» / С. С. Черепанов, И. Н. Пономарева, Г. Н. Чумаков, А. А. Ильчибаев // Нефть, газ и бизнес. - 2013. - № 5. - С.57 - 60.

172. Сыпачёва, О. С. Комплексный подход к оценке влияния работы нагнетательных скважин на добывающий фонд скважин Баклановского месторождения верейского пласта Сухобизярской площади / О. С. Сыпачёва

// Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. - 2019. - Т. 1. - С. 217-219.

173. Терентьев, Б. В. Изменение емкостных и фильтрационных свойств карбонатных коллекторов при разработке залежей нефти - влияние на результаты моделирования; экспериментальные исследования / Б. В. Терентьев, В. В. Плотников, А. А. Щипанов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 5-6. - С. 59-66.

174. Трассерные исследования Урьевского месторождения / А. С. Трофимов, С. В. Гусев, С. И. Грачев и др. // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 1997.- № 6. - С. 71.

175. Фатихов, С. З. Анализ методов определения пластового давления в низкопроницаемых коллекторах / С. З. Фатихов, В. Н. Федоров // Нефтяное хозяйство. - 2018. - №4. - С.62 - 65.

176. Хайруллин, М. Х. Гидродинамические методы исследования вертикальных скважин с трещиной гидроразрыва пласта / М. Х. Хайруллин, Р. С. Хисамов, М. Н. Шамсиев, Е. Р. Бадертдинова // Ижевск, 2012, 84 с.

177. Черепанов, С. С. Возможности учета трещиноватости коллекторов при геолого-гидродинамическом моделировании разработки залежей с заводнением пластов / С. С. Черепанов, Г. Н. Чумаков, С. В. Галкин // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 8. - С. 5-8.

178. Черепанов, С. С. Комплексное изучение трещиноватости карбонатных залежей методом Уоррена-Рута с использованием данных сейсмофациального анализа (на примере турне-фаменской залежи Озерного месторождения) / С. С. Черепанов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. - 2015. - № 14. - С. 6-12.

179. Черепанов, С. С. Комплексное использование керна и методов обработки данных гидродинамических исследований при оценке параметров трещиноватости / С. С. Черепанов // Альманах мировой науки. Развитие

науки и образования в современном мире: по материалам Международной научно-практической конференции. - М., 2016. - № 1 - 1 (4). - 59-64 с.

180. Черепанов, С. С. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба / С. С. Черепанов, Д. А. Мартюшев, И. Н. Пономарева // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 3. - С. 62-65.

181. Черепанов, С.С. Результаты и перспективы геолого-разведочных работ в Пермском крае / С. С. Черепанов, А. Ю. Назаров, Е. В. Пятунина // Нефтяное хозяйство. - 2015. - № 12. - С. 84-87.

182. Черепанов, С. С. Результаты проведения кислотного гидроразрыва пласта с проппантом на турнейско-фаменской залежи Озерного месторождения / С. С. Черепанов, Г. Н. Чумаков, И. Н. Пономарева // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2015. - Т. 14. - № 16.

- С. 70-76.

183. Черных, И. А. Определение забойного давления с помощью многомерных статистических моделей (на примере пласта Тл-Бб Юрчукского месторождения) / И. А. Черных // Вестник ПНИПУ. Геология, нефтегазовое и горное дело. - 2016. - Т. 15. - № 21. - С. 320 - 328.

184. Черных, И. А. Оценка информативности результатов механизированных скважин дистанционными приборами, спущенными под глубинный насос / И. А. Черных // НТВ «Каротажник». - 2010. - Вып. 191. -С. 67-76.

185. Черных, И. А. Сравнительный анализ методик определения забойного давления при эксплуатации добывающих скважин Шершневского месторождения / И. А. Черных, В. И. Галкин, И. Н. Пономарева // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017.

- Т. 328. - № 8. С. 41-47.

186. Чернышев, Д. В. К вопросу об обработке кривых восстановления давления методом детерминированных моментов давления. / Д. В. Чернышев, И. Н. Пономарева // Научные исследования и инновации. -2011. -Т.5. -№ 2. - С.114-116.

187. Шагиев, Р. Г. Исследование скважин по КВД / Р. Г. Шагиев. -М.: Наука, 1998. - 304 с.

188. Шайхутдинов, И. К. Расчет забойного давления и давления на приеме насоса / И. К. Шайхутдинов // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 11. -С. 82-85.

189. Шакиров, А. А. Определение пластового давления аппаратурой АГИП-К по технологии многоциклового зондирования / А. А. Шакиров // Каротажник. - 2017. - № 3 (273). - С. 62-66.

190. Шарапов, И. П. Применение математической статистики в геологии: (статистический анализ геологических данных) / И. П. Шарапов. -Москва: Недра, 1971.

191. Шумаков, Я. А. Статистический метод анализа рисков и эффективности гидравлического разрыва пласта на газо-газоконденсатных скважинах / Я. А. Шумаков, И. В. Чижов, А. В. Кустышев, М. Г. Гейхман // Нефтепромысловое дело. - 2014. - № 10. - С. 35-41.

192. Экспериментально-аналитические исследования изменения трещинной проницаемости вследствие смыкания трещин / Ю. А. Кашников, С. Г. Ашихмин, Д. В. Шустов // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №4. - С.40-43.

193. A fractal model for threshold pressure gradient of tight oil reservoirs / Wenzhuo Ye, Xiuyu Wang, Chenguang Cao, Wenshuai Yu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 179. - August 2019. - P.427-431.

194. A novel method for predicting gas/oil flow rate from temperature log data / Yong-Le Nian and at. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 133. - September 2015. - P.801-809.

195. Advanced Math and Statistics. Editor(s): Robert Kissell, Jim Poserina, Optimal Sports Math, Statistics, and Fantasy. Academic Press. - 2017. - P. 103135

196. Afshin Davarpanah. A simulation study of water injection and gas injectivity scenarios in a fractured carbonate reservoir: A comparative study / Afshin Davarpanah, Behnam Mirshekari, A. Armin Razmjoo // Petroleum Research. - Volume 4. - Issue 3. - September 2019. - P. 250-256

197. Akhter, M. S. Reliability and applicability of DSTs and bottomhole pressure measurements in Texas Gulf Coast Tertiary formations / M. S. Akhter, C. W. Kreitler // Journal of Petroleum Science and Engineering - Volume 3, Issue 4. -January 1990. - P. 287-303.

198. Al-Rbeawi, S. Pressure-rate convolution and deconvolution response for fractured conventional and unconventional reservoirs using new decline rate model / Salam Al-Rbeawi, Jalal Farhan Owayed // Petroleum. -Volume 5. - Issue 3. - September 2019. - P. 243-251.

199. Aliyuda Ali. Neuro-Adaptive Learning Approach for Predicting Production Performance and Pressure Dynamics of Gas Condensation Reservoir / Aliyuda Ali, Lingzhong Guo // IFAC-Papers OnLine. - Volume 52. - Issue 292019. - P.122-127.

200. Amanat, U. Chaudry. Oil well testing handbook / Advanced TWPSON Petroleum Systems Inc. - Houston, 2004. - 525 p.

201. Amar, Menad Nait. Bottom hole pressure estimation using hybridization neural networks and grey wolves optimization / Menad Nait Amar, Nourddine Zeraibi, Kheireddine Redouane. // Petroleum. - Volume 4. - Issue 4. December 2018. - P. 419-429.

202. An analytical model of hydraulic dilation area for Karamay oil sand reservoir under water injection in SAGD wells / Yanfang Gao, Mian Chen, Botao Lin, Yan Jin // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 179. -August 2019. - P. 1090-1101

203. Analysis of the transfer modes and dynamic characteristics of reservoir pressure during coalbed methane production / Rui Li, Shengwei Wang, Weiwei Chao and at.// International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. - Volume 87. - September 2016. - P. 129-138.

204. Application of assisted-history-matching workflow using proxy-based MCMC on a shale oil field case / Silpakorn Dachanuwattana, Wei Yu, Pavel Zuloaga-Molero, Kamy Sepehrnoori // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 167. - August 2018. - P. 316-328

205. Application of hybrid artificial neural networks for predicting rate of penetration (ROP): A case study from Marun oil field / Seyed Babak Ashrafi, Mohammad Anemangely, Mohammad Sabah, Mohammad Javad Ameri // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 175. - April 2019. - P. 604-623

206. Application of water injection curves for the dynamic analysis of fractured-vuggy carbonate reservoirs / Ping Yue, Zhiwei Xie, Haohan Liu and at. / Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 169. - October 2018. - P. 220-229

207. Bikmukhametov, Timur. Oil Production Monitoring using Gradient Boosting Machine Learning Algorithm / Bikmukhametov Timur, Jaschke Johannes // IFAC-PapersOnLine. -Volume 52. - Issue 12019. - P. 514-519.

208. Bortolan, Neto L. Residual opening of hydraulic fractures filled with compressible proppant / A. Kotousov, Bortolan Neto L. // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences. - 2013. - № 61. - P. 223-230.

209. Bourdet, D. A new set of type curves simplifies well test analysis/ D. Bourdet. - 1983. - P.95-106.

210. Brill J. P., Mukherjee H. «Multiphase Flow in Wells». - SPE. - 1999.

211. C. Hsein Juang. Probabilistic methods for unified treatment of geotechnical and geological uncertainties in a geotechnical analysis / C. Hsein Juang, Jie Zhang, Mengfen Shen, Jinzheng Hu // Engineering Geology. - Volume 24931. - January 2019. - P. 148-161.

212. Carvalho, P. M. An Electrical Submersible Jet Pump for Gassy Oil Wells / Carvalho P. M., Podio A. L., Sepehrnoori K. // - Journal of Petroleum Technology, - May 1999. - P. 34-35.

213. Dean, R.H. Simulations of Naturally Fractured Reservoirs / R.H. Dean, L.L. Lo // SPE Reservoir Engineering. - 1988. - P.638-648.

214. Development of Surrogate models for CSI probabilistic production forecast of a heavy oil field / Saúl E. Buitrago Boret, Olivo Romero Marin // Mathematics and Computers in Simulation. - Volume 164. - October 2019. P. 63 -77.

215. Djebbar, T. Petrophysics: Theory and practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties / Djebbar, T., Erle C. // - 2nd ed. - Elsevier, 2004. - P. 889.

216. Dongjae, Kam. Streamline-based history matching of bottomhole pressure and three-phase production data using a multiscale approach / Dongjae Kam, Jichao Han, Akhil Datta-Gupta // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 154. - June 2017. - Pages 217-233.

217. Dynamic behaviours of reservoir pressure during coalbed methane production in the southern Qinshui Basin, North China / Rui Li and at. // Engineering Geology. - Volume 2382. - May 2018. - P. 76-85.

218. Fault detection based on time series modeling and multivariate statistical process control / A. Sánchez-Fernández, F. J. Baldán, G. I. Sainz-Palmero and at. // Chemometrics and Intelligent Laboratory Systems. - Volume 18215. - November 2018. - P. 57-69.

219. Forouzanfar, Fahim. Joint optimization of number of wells, well locations and controls using a gradient-based algorithm / Fahim Forouzanfar, A. C. Reynolds // Chemical Engineering Research and Design-Volume 92. - Issue 7. -July 2014. - P. 1315-1328.

220. Geoffrey N. Delin. Effects of crude oil on water and tracer movement in the unsaturated and saturated zones / Geoffrey N. Delin, William N. Herkelrath // Journal of Contaminant Hydrology. - Volume 200. - May 2017. - P. 49-59.

221. Hasan A. R. and Kabir C. S. «A Study of Multiphase Flow Behavior in Vertical Wells», SPEPE (1998) 263; Trans., AIME, 285.

222. Horne, R.N. Modern well test analysis: A computer Aided Approach, Petroway Inc., Palo Alto, CA, June 2006.

223. Houze, O., Viturat, D., Fjaere, O. S. Dinamic Data Analysis, Kappa Eng., 2008.

224. Hydraulic characterization of fractured reservoirs: simulation on discrete fracture models / S. Sarda [and at.] // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2002. - Vol. 5, № 2. - P.154-162.

225. I. Jahanandish. Predicting bottomhole pressure in vertical multiphase flowing wells using artificial neural networks / I. Jahanandish, B. Salimifard, H. Jalalifar // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 75. - Issues 3 -4. - January 2011. - P.336-342.

226. Influence factors of single well's productivity in the Bakken tight oil reservoir, Williston Basin /Tao Liang, Yuwen Chang, Xiaofei Guo, Baolei Liu, Jian Wu // Petroleum Exploration and Development. - Volume 40. - Issue 3. - June 2013. - P. 383-388

227. Interference Testing in Reservoirs With Conductive Faults or Fractures / Abbaszadeh M., Asakawa K., Cinco-Ley H., Arihara H. // SPE Reservoir Evaluation & Engineering - SPE RESERV EVAL ENG , vol. 3, no. 5, P. 426-434, 2000.

228. Investigating the pressure characteristics and production performance of liquid-loaded horizontal wells in unconventional gas reservoirs / Hewei Tang and at. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 176. - May 2019. - P. 456-465.

229. Ismadi , D. Understanding well performance with surveillance data / D. Ismadi, P. Suthichoti, C. S. Kabir // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 74. - Issues 1-2. October 2010. - P. 99-106.

230. Izgec, O. Quantifying reservoir connectivity, in-place volumes, and drainage-area pressures during primary depletion / O. Izgec, C. S. Kabir // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 81. - January 2012. - P. 7-17

231. J. P. Brill, H. Mukherjee «Multiphase Flow in Wells». - SPE. - 1999.

232. Jiali, Zhang. A weak fluid supply model for transient pressure analysis in vertically fractured wells from tight gas reservoirs: A case study / Jiali Zhang, Xinwei Liao, Zhiming Chen and at. // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 179. - August 2019. - P. 143-158.

233. Junjie Ren. Analytical method for transient flow rate with the effect of the quadratic gradient term / Junjie Ren, Ping Guo // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 162. - March 2018. - P. 774-784.

234. Kaviani, D. Estimation of interwell connectivity in the case of unmeasured fluctuating bottomhole pressures / Danial Kaviani, Jerry L. Jensen, Larry W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering - Volumes 90-91 -July 2012 - P. 79-95.

235. Kopacz, Michal. The impact of variability and correlation of selected geological parameters on the economic assessment of bituminous coal deposits with use of non-parametric bootstrap and copula-based Monte Carlo simulation / Michal Kopacz, Eugeniusz J. Sobczyk, Dominik Galica // Resources Policy. -Volume 55. March 2018. - P. 171-183

236. Lanxiang Shi. Analytical modeling of oil production rate during the entire steam-assisted gravity drainage process in heavy oil reservoirs / Lanxiang Shi // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 175. - April 2019. -P.190-199.

237. Lea J. F. Beam Pumps Surpass ESP Efficiency / Lea J. F., Minissale J. D. // - Oil and Gas Journal May 18. - 1992. - P. 72.

238. Linfeng, Piao. Relation between oil-water interfacial flow structure and their separation in the oil-water mixture flow in a curved channel: An experimental study / Linfeng Piao, Hyungmin Park // International Journal of Multiphase Flow. Volume 120. November 2019.

239. Louis H. Reiss The Reservoir engineering aspects of fractured formations. Institut francais du petrole. 1980. p.110.

240. Manriquez, A. L. A novel approach to quantify reservoir pressure along the horizontal section and to optimize multistage treatments and spacing between hydraulic fractures / Alberto Lopez Manriquez, Kamy Sepehrnoori, Alejandro Cortes // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 14920. - January 2017. - P. 579-590.

241. Martinez, N.R. Advances in analysis of pressure interference tests / N.R. Martinez, F.V. Samaniego // Journal of Canadian petroleum technology. -2010. - Vol. 49, № 12. - P. 65-70.

242. McCoy J. N. Acoustic Determination of Producing Bottomhole Pressure / McCoy J. N., Podio A. L., Huddleston K. L. // SPE Fomation Evaluation, August 1985. - P. 617-621.

243. Modelling the reservoir-to-tubing pressure drop imposed by multiple autonomous inflow control devices installed in a single completion joint in a horizontal well / Qinghua Lei and at. // Journal of Petroleum Science and Engineering - Volume 189.

244. Mokhtari, Rasoul. Experimental investigation of the influence of fluid-fluid interactions on oil recovery during low salinity water flooding / Rasoul Mokhtari, Shahab Ayatollahi, Mobeen Fatemi. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 182. - November 2019.

245. Monnier, Jean-Laurent. Application of sedimentological analysis to correlation of eroded layers under beaches with local and regional Pleistocene stratigraphy: A contribution to geological dating of Palaeolithic sites, northern

coast of Brittany, France / Jean-Laurent Monnier, Briagell Huet, Marine Laforge // Quaternary InternationalVolume 231, Issues 1-21. February 2011. - P. 78-94

246. Moritis G. Smart, intellegent wells // Oil & Gas Journal. - 2001. -April. - P. 72-77.

247. Multivariate statistical analysis and geochemical modeling for geochemical assessment of groundwater of Delhi, India / Chander Kumar Singha, Anand Kumara, Satyanarayan Shashtrib and at. // Journal of Geochemical Exploration. - Volume 175. -April 2017. - P.59-71.

248. Ning Bo. Production prediction method of horizontal wells in tight gas reservoirs considering threshold pressure gradient and stress sensitivity / Ning Bo and at.// Journal of Petroleum Science and Engineering . -Volume 187.

249. Nonlinear Model Predictive Control of an Oil Well with Echo State Networks / Jean P. Jordanou, Eduardo Camponogara, Eric Aislan Antonelo, Marco Aurelio Schmitz Aguiar // IFAC-Papers OnLine. - Volume 51. Issue 82018. - P. 13-18

250. Nur, Wijaya. Probabilistic forecasting and economic evaluation of pressure-drawdown effect in unconventional oil reservoirs under uncertainty of water blockage severity / Nur Wijaya, James J. Sheng // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 185. - February 2020.

251. Passey Q. R. Overview of High-Angle and Horizontal Well Formation Evaluation: Issues, Learnings, and Future Directions / Passey Q. R., Yin H, Rendeir C. M., Fitz D. E. // SPWLA 46th Annual Logging Symposium, June 26 -29. - 2005.

252. Performance of ensemble Kalman filter and Markov chain Monte Carlo under uncertainty in forecast model / Rajan G. Patel, Tarang Jain, Japan Trivedi // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 177. - June 2019. - P. 415-431

253. Podio, A. L. Integrated Well Performance and Analysis / Podio A. L., McCoy J. N., Becker D. // SPE Computer Applications, June 1992. - P. 43-48.

254. Pollard, P. Evaluation of Acid Treatments From Pressure Buildup Analysis / P. Pollard // Petroleum Technology. -1959. - №3. - P. 38-43.

255. Pore-scale characterization of carbonates using X-ray micro-tomography / C.H. Arns [and etc.] // Society of Petroleum Engineers Journal. -2005. - Vol. 10, № 4. - P. 475-484.

256. Pressure transient behavior of layered commingled reservoir with vertical inhomogeneous closed boundary // Wenyang Shi and at. // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 189. - June 2019.

257. Production forecast for niger delta oil rim synthetic reservoirs / Oluwasanmi A. Olabode, Gerald I. Egeonu, Ojo I. Temiloluwa and at. // Data in Brief. Volume 19. August 2018. P. 2205-2214.

258. Sathish S Natarajan. Collaborative Multi - Agent based Process Monitoring System for Offshore Oil and Gas Production / Sathish S Natarajan, Kaushik Ghosh, Rajagopalan Srinivasan // Computer Aided Chemical Engineering. Volume 272009. - P. 1227-1232.

259. Second-generation stoichiometric mathematical model to predict methane emissions from oil sands tailings / Jude D. Kong and at. // Science of The Total Environment. -Volume 6941. - December 2019.

260. Senthamaraikkannan, G. Stochastic proxy modelling for coalbed methane production using orthogonal polynomials / Gouthami Senthamaraikkannan, Vinay Prasad, Ian Gates // IFAC-Papers OnLine. - Volume 48, Issue 82015. - P.88-93.

261. Shchipanov, A.A., A new approach to deformable fractured reservoir characterization: case study of the Ekofisk field // A.A. Shchipanov, L. Kollbotn, L.M. Murguchev, K.O. Thomas. - Barcelona, 2010. - 995-1010 c.

262. Shchipanov, A. A. Pressure transient analysis of deformable reservoirs // Journal of Engineering Physics and Thermophysics. - 2010. -№2. - C. 250-262.

263. Shelukhin, V. V. Fractured water injection wells: Pressure transient analysis / V. V. Shelukhin, V. A. Baikov, S. V. Golovin, A. Y. Davletbaev,

V. N. Starovoitov // International Journal of Solids and StructuresVolume 51, Issues 11-121 June. - 2014. - P. 2116-2122.

264. Siyamak Moradi. Combination of a new natural surfactant and smart water injection for enhanced oil recovery in carbonate rock: Synergic impacts of active ions and natural surfactant concentration / Siyamak Moradi, Ali Akbar Isari, Zahra Bachari, Hossien Mahmoodi // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 176. - May 2019. - P. 1-10.

265. Spesivtsev, P. Predictive model for bottomhole pressure based on machine learning / Pavel Spesivtsev, Konstantin Sinkov, Ivan Sofronov, Anna Zimina, Dmitry Vetrov // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 166. - July 2018. - P. 825-841.

266. Tayfun Babadagli. An experimental study to determine suitable injection strategies for water-alternating-solvent process in green and brownfields / Tayfun Babadagli, Nahai Cao // Journal of Petroleum Science and Engineering. -Volume 165. - June 2018. - P.136-150

267. The effect of interfacial mass transfer of slip-rising gas bubbles on two-phase flow in the vertical wellbore/pipeline / Hongwei Yang and at. // International Journal of Heat and Mass Transfer - Volume 150 - April 2020 -Article 119326.

268. Tiab, D. Modern Core Analysis, Vol. 1 - Theory, Core Laboratories, Houston, Texas, May 1993, 200 pp.

269. Molecular tracers for filling pathways in oil reservoir / Ronghui Fang and at.// Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 159. -November 2017. - P. 451-460.

270. Warren J.E. and Root P.J., 1963. The behavior of naturally fractured reservoirs. Soc. Petrol. Eng. J., P.245-255.

271. Warren, J.E. The Behavior of Naturally Fractured Reservoirs / J.E. Warren, P.J. Root // Soc. Petrol. Eng. J, 1963.

272. Wei Chen. Flowing bottomhole pressure prediction for gas wells based on support vector machine and random samples selection / Wei Chen, Qinfeng Di, Feng Ye, Jingnan Zhang, Wenchang Wang // International Journal of Hydrogen Energy - Volume 42 - Issue 2920 - July 2017 - P.18333-18342.

273. Weijermars, R. Comparison of pressure front with tracer front advance and principal flow regimes in hydraulically fractured wells in unconventional reservoirs / Ruud Weijermars, Kiran Nandlal, Aadi Khanal, Murat Fatih Tugan // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 183-December 2019. - Article 106407.

274. Wenyang, Shi. Pressure transient analysis of acid fracturing stimulated well in multilayered fractured carbonate reservoirs: A field case in Western Sichuan Basin, China / Wenyang Shi, Yuedong Yao, Shiqing Cheng, Zhiliang Shi // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 184. - January 2020.

275. X-ray tomography in petrophysical studies of core samples from oil and gas fields / S.V. Galkin [and etc.] // Russian Geology and Geophysics. - 2015. - №5. - P. 782-792.

276. Xinmin Song. Optimum development options and strategies for water injection development of carbonate reservoirs in the Middle East / Xinmin Song, Yong Li // Petroleum Exploration and Development. - Volume 45, Issue 4. -August 2018. - P.723-734

277. Yang Wang. The physical process and pressure-transient analysis considering fractures excessive extension in water injection wells / Yang Wang, Shiqing Cheng, Naichao Feng, Youwei He, Haiyang Yu // Journal of Petroleum Science and Engineering. - Volume 151. - March 2017. - P. 439-454

ПРИЛОЖЕНИЕ

УК

ЛУКОЙЛ

пани9

ОЬЩКЧОС ОПММЧОМОЙ01МН.ГМн»оС1ье

ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ

>ТВКРЖДАК):

ЗамесппЬвь Генерального директора по геологии и дормботке -I лавмый

-

(С.С. Черепанов)

акт о внедрит и

методики кирс 1Г.1ГННМ мбойного ишкшш при жени)танин мпаншироваиных скнажни, необорудованных • дубинными н 1мгрм1 гльными приборами

Настоящий ак1 но.ивсрждаст внедрение методики определении шбойного давления при эксплуатации механитированиых скнажин н (ЮС) «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»

На нефтяных месторождениях, ратрабашваемых <КЮ «ЛУКОЙЛ-ШРМЬ». осуществляется регулярный кошроль га показателями 1ксшуагаиии скважин. Достоверное определение табойною давления является неотъемлемой частью .данного контроля. Применяемые на предприятии методики пересчета устьевых иаримсфов (татрубиого давления и динамическою уровня) покатывакч невысокую досюверносм. практического применения, особенно на месторождениях Соликамской депрессии, характеризующихся высокой гвзонасышенностью н.шсюиой нефти В пой стили разработка методики, позволяющей достоверно определят!, табойнос давление при эксплуатации добывающих скважин, является актуальной для нсф|сдобывакниею предприятия

Оботнвченная выше меюдика исполкюваш в (КЮ «ЛУКОЙЛ-НЬРМЬ» для определения табойного давления давтенн* при эксплуатации добывающих скважин ЦДНГ-11, 12 и продемонстрировала высокую достоверноеть. погрешность определения табойного давления во всех случаях не превысила 0.? МПа.

Рекомендуется дальнейшее применение ратраГмнанной методики определения табойного давления при эксплуатации мехаиитнронанных скважин, необорудованных глубинными и 1 чернильнымн приборами.

Начальник Управления разработки нефтяных и 1 адовых месторождений

Начальник отдела геофизики, кан.шллт технических наук

(Е.В. Филиппов)

^_(И. А. Черных)

♦ •'»»с. • (цк., «3

(•■• '7 34} 7И4101 • 7 >4 ТШМ 33 Фок 34? 735. 64 ДО '! 34? 735 «в О» • **И %)♦< лоАив-*' 1%.

1м4о4-ре»у1 (V

ж

ЛУКОЙЛ

НЕФТЯНАЯ КОМПАНИЯ

Ofci.fi 1« огней !»|«иос'>с

ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ

УТВЕРЖДАЮ^

Заместитель I еперодьною директора ПО 1ТОЛ01ХИ н ртраоотке -главный гс

Черепанов)

методики оценки

акт о инкдркмин pt iv.ii.iaiон I и |рам.1ичггко|о рщрикл шаги

На территории Пермскою края основная доля нефтяных месторождений находится ни заключительных стадиях разработки Подержание уровней добычи нефти и шких условиях осуществляется та счет массового проведения различных гсолого-техиичсскнх мероприятий, в гом числе гидравлического разрыва и.шета (ГРП).

С целью снижения технологических и экономических рнсков актуальной является юдача мониторинга результатов ГРП. \ становления закономерностей его проведения и 1С0.Ю10 фнтичсских условиях месторождений Пермского края Ятя определения параметров тетин 1тронесс тилроразрывя продуктивных пластов на месторождениях (ЮО *ЛУКОШ1-ПКРМЬ» сопровождают микросейсмическим мониторингом Однако сто массовое применение затрудняется по причиним геологического, техническою н исономичсского характера. В »той связи в качестве альтернативы микросейсмичсским исследованиям в (XX) «ЛУКОЙЛ-ПЬРМЬ» используется указанная выше методика

Практическое применение методики для 30 мероприятий по гидравлическому разрыву пласта на месторождениях ЦДПГ-11. 12 позволило установить основные «акономерносги трешинообратования. учет которых позволяет к шачителмшй степени снижать риски при дальнейшем планировании ГРП.

Рекомендуется дальнейшее применение методики оценки результатов гидравлическою разрыва пласта.

I(ача.и.кнк Управления разработки нефтяных и газовых месторождений

Начальник «»тлела геофизики, кандидат технических наук

(Е.В. Филиппов)

_ (И А. Черных)

I' > и*

414«*0. . П^^, «я ........О. 43

ип *7 342 235 41 01 ♦7 342 234 23 *»■ »7 343 233 64 М ♦7 343 233 44 0?