Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор технических наук Индрупский, Илья Михайлович

• Индрупский, Илья Михайлович
• доктор технических наук
• 2010

Оглавление диссертации доктор технических наук Индрупский, Илья Михайлович

Введение

Глава 1. Теоретические основы концепции ЭПП

1.1. Введение

1.2. Основные модели и уравнения фильтрации в концепциях АПП и ЭПП

1.2.1. Однофазная фильтрация

1.2.2. Уравнение пиезопроводности

1.2.3. Базисные параметры концепций АПП и ЭПП

1.2.4. Базовая модель многофазной фильтрация в концепции АПП

1.2.5. О проблеме нормировки относительных фазовых проницаемостей

1.2.6. Базовая модель многофазной фильтрации в концепции ЭПП

1.2.7. Расширенная форма уравнений фильтрации в концепции ЭПП

1.2.8. Об учете изменения остаточной водонасыщенности в концепциях АПП и ЭПП

1.2.9. Учет сжимаемости остаточной воды

1.3. Формирование коллекторских свойств пористой среды и их связь со структурой в абсолютном и эффективном поровых пространствах

1.4. Обоснование подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости при гидродинамическом моделировании в концепциях АПП и ЭПП

1.4.1. Типизация связанной воды и выбор целесообразного подхода к заданию остаточной водонасыщенности и эффективной пористости

1.4.2. Остаточная и критическая водонасыщенности

1.4.3. Экспериментальные методы определения остаточной и критической водонасыщенностей

1.4.4. Моделирование величины Бвкр с учетом капиллярного концевого эффекта

1.4.5. Исходные данные и результаты расчетов

1.4.6. Связь 8вкр и капиллярного давления с понятием "рыхлосвязанной" воды

1.4.7. Выводы и следствия для гидродинамического моделирования

1.5. Выводы по главе

Глава 2. Следствия концепции ЭПП в методологии проектирования разработки месторождений нефти и газа и сопредельных научных дисциплинах

2.1. Иерархическая структура взаимодействия нефтегазовых научных дисциплин в недропользовании

2.2. Эксперименты в области физики пласта

2.2.1. Стандартные исследования образцов керна

2.2.2. Потоковые и специализированные лабораторные исследования

2.2.3. Роль процедур экстрагирования при лабораторных исследованиях керна в абсолютном и эффективном поровом пространстве

2.3. Петрофизика и ГИС

2.3.1. Корреляционные петрофизические зависимости в концепциях АПП и ЭПП

2.3.2. Эффективная пористость в методологии ГИС

2.4. ЗБ геологическое моделирование

2.4.1. О понятии "неколлекторов"

2.4.2. Критерии выделения "неколлекторов" в концепции АПП

2.4.3. Об использовании эффективной и динамической пористости для обоснования граничных значений в концепции АПП

2.4.4. О представлении "неколлекторов" в концепции ЭПП

2.4.5. О роли "неколлекторов" в ЗБ моделировании, подсчете запасов и проектировании разработки

2.5. 3D гидродинамическое моделирование

2.5.1. Гидродинамические исследования'скважин и пластов

2.5.2. Переход от 3D геологической к 3D гидродинамической модели

2.5.3. Адаптация гидродинамической модели к истории разработкизалежи

2.5.4. Уточнение 3D распределений проницаемости по данным исследования и эксплуатации скважин

2.6. Подсчет запасов нефти и газа. Проблема запасов в 3D моделировании

2.6.1. Традиционные представления о запасах нефти и газа

2.6.2. Недостатки традиционного подхода

2.6.3. Балансовые запасы, забалансовые запасы и КИН 128'

2.6.4. Проблема флюидальных контактов

2.6.5. Предлагаемая структуризация запасов'

2.6.6. Роль проблемы запасов в ЗО^моделировании

2.6.7. Выводы по проблеме запасов 143 2.8. Выводы

Глава 3. Обоснование технологий разработки месторождений нефти и газа на основе концепции ЭПП

3.1. Введение

3.2. Вертикально-латеральное заводнение

3.2.1. Типизация систем заводнения^

3.2.2. Принципы проектирования разработки на основе вертикально-латерального заводнения

3.2.3. О применении вертикально-латерального заводнения на поздних стадиях разработки месторождений 1563.2.4. Пример проектирования системы вертикально-латерального заводнения

3.2.5. Результаты исследований и ОПР'

3.2.6. Альтернативный вариант вертикально-латерального заводнения

3.3. Опережающее заводнение залежей с низко проницаемыми-коллекторами и высоким газосодержанием пластовых нефтей

3.4. Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин

3.5. Другие примеры обоснования и реализации технологий разработки нефтяных месторождений на основе концепции ЭПП

3.6. Выводы

Глава 4: Новые методы гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных

4.1. Введение

4.2. Технология двухфазных ГДИС в нефтяных пластах

4.2.1. Последовательность этапов проведения исследования

4.2.2. Идентифицируемые параметры

4.2.3. Постановка прямой задачи

4.2.4. Формулировка обратной задачи

4.2.5. Тестирование предлагаемого метода ГДИС и алгоритма интерпретации результатов

4.2.6. Использование табличного представления кривых ОФП в алгоритме идентификации

4.2.7. Выводы

4.3. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным ГДИС

4.3.1. Известные подходы к идентификации типа коллектора

4.3.2. Предлагаемый подход

4.3.3. Моделирование процесса исследования

4.3.4. Критерии идентификации типа коллектора

4.4. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора

4.4.1. Цель исследования и технология проведения

4.4.2. Алгоритм идентификации параметров пласта

4.4.3. Тестовый пример

4.5. О целесообразности решения обратных задач в терминах параметров эффективного порового пространства

4.6. Определение относительных фазовых проницаемостей в промысловых условиях

4.6.1. Содержание выполненного исследования

4.6.2. Интерпретация данных ГДИС и ПГИ по традиционной методике

4.6.3. Комплексная интерпретация данных ГДИС на основе методов теории оптимального управления

4.6.4. Результаты керновых исследований

4.6.5. Выводы

4.7. Вертикальное и 3D гидропрослушивание продуктивных пластов

4.7.1. Введение

4.7.2. 3D гидропрослушивание с использованием горизонтальных скважин

4.7.2. 3D гидропрослушивание на Новогоднем месторождении

4.7.3. Вертикальное гидропрослушивание

4.7.4. Выводы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Новые научно-методические и технологические решения применительно к разработке месторождений нефти и газа на основе модели эффективного порового пространства»

Актуальность тематики работы. Развитие современных теории и практики разработки месторождений нефти и газа невозможно в отрыве от сопредельных дисциплин нефтегазовой науки — физики пласта и петрофизики, методологии проведения и интерпретации результатов геофизических исследований скважин (ГИС), подсчёта запасов нефти и газа, ЗБ геологического и гидродинамического моделирования, методов гидродинамического исследования скважин и интерпретации получаемых данных и др.

Сказанное отражает важную роль системного взаимодействия отдельных научных дисциплин для повышения достоверности прогнозирования процессов разработки и обоснования эффективных технологических решений. Поэтому выявление и устранение несогласованностей в методологии отдельных нефтегазовых дисциплин, приводящих к недостоверным или некорректным результатам, является актуальной задачей для теории и практики разработки месторождений природных углеводородов.

Проблемы нарушения конструктивного взаимодействия специалистов сопредельных исследовательских направлений проявились наиболее явно в методологии ЗБ компьютерного моделирования. В нашей стране его повсеместное внедрение началось с 2000 г. согласно решению Центральной комиссии по разработке нефтяных и газовых месторождений (ЦКР Роснедра).

Как в зарубежной, так и в отечественной практике проблемы взаимодействия разноплановых дисциплин были призваны решать мультидисциплинарные группы. Однако, как показывается в работе, они не разрешили стоящих перед ними задач.

Разрешение проблем методологического характера возможно путём реализации,во всех дисциплинах единых базисных представлений об исследуемом объекте — нефтегазоносном пласте. Многочисленные примеры, рассматриваемые в работе, показывают, что именно указанное условие в настоящее время оказалось нарушенным. Основной причиной явилось то, что традиционная методология нефтегазовой науки развивалась на основе модели "абстрактной" пористой среды. Базисные параметры которой - коэффициенты абсолютной проницаемости (по газу) и открытой пористости, не отражают фактические условия залегания и течения углеводородов в продуктивных пластах.

Поэтому возникла потребность в обосновании такого единого базисного подхода к проведению исследований при изучении нефтегазовых пластов, который обеспечит естественную системность и согласованность задач и результатов исследований в отдельных научных дисциплинах. Предлагаемый в работе подход направлен на решение указанной задачи за счёт обоснования базисной модели пористой среды, характеризуемой 5 параметрами пласта в реальных условиях фильтрации'флюидов в.залежах углеводородов — в присутствии остаточной водонасыщениости. А именно, коэффициентами эффективной' пористости и эффективной- проницаемости (проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности).

Вышезатронуты вопросы повышения достоверности исследований в нефтегазовой отрасли в связи с проблемами? разработки месторождений нефти и газа. Другой-актуальной^ задачей теории и практики разработки залежей углеводородов является, обоснование новых и/или. более эффективных технологий извлечения- нефти, газа, конденсата из продуктивных пластов. В работе такое обоснование оказывается возможным на основе изменения, представлений о строении залежей углеводородов, как следствие перехода к новому методологическому подходу к их изучению.

Исследования продуктивных пластов в реальных условиях фильтрации флюидов являются важным источником» исходной информации, для проектирования, анализа и регулирования разработки- месторождений- нефти и газа. В частности, это относится к методам гидродинамическрго исследования скважин (ГДИС). Вместе с тем, практически отсутствуют методы Г ДИС и интерпретации, получаемых данных для оценки характеристик совместного-течения-нефти (газа) и-воды в терригенных и карбонатных пластах. Кроме того, ограничен арсенал технологий ГДИС, направленных на определение показателей анизотропии проницаемости пласта. Поэтому данный, круг задач- также актуален. Их решение в работе осуществляется в рамках предлагаемого единого методологического подхода к изучению продуктивных пластов.

Цель работы состоит в повышении эффективности разработки месторождений нефти и газа путем создания новых научно-методических и технологических решений на основе модели эффективного порового пространства.

Основные задачи исследований, в соответствии с обозначенной целью работы, заключаются в:

• выявлении и анализе проблем взаимодействия между отдельными научными дисциплинами, а также соответствующих некорректных методологических подходов и результатов.исследований, возникающих при изучении продуктивных пластов;

• обосновании методологии исследований на основе модели эффективного порового пространства (ЭПП), позволяющей реализовать системность в изучении нефтегазоносных пластов сопредельными научными дисциплинами;

• обосновании, в соответствии с моделью ЭПП, изменений в методологических подходах к изучению залежей углеводородов в физике пласта, петрофизике, методах геофизических и гидродинамических исследований скважин и интерпретации получаемых данных, методах подсчёта запасов нефти и газа, ЗБ геологическом-и гидродинамическом моделировании;

• обосновании новых и совершенствовании существующих технологий разработки, месторождений нефти и газа,- обеспечивающих повышение нефте-, газо- и конденсатоотдачипластов, на основе изменения представлений о строении залежей нефти и газа как следствия новой методологии их изучения;

• обосновании * новых методов и технологий гидродинамического • исследования нефтяных и газовых скважин, а. также алгоритмов'интерпретации-получаемых данных, обеспечивающих расширение спектра* определяемых-в пластовых условиях параметров,и зависимостей, в соответствии с новой методологией изучения продуктивных пластов.

Методы решения поставленных задач. Для peшeния^ поставленных задач применялись общепринятые методы проведения научных исследований, включая анализ и обобщение результатов предшествующих исследований, интерпретацию и- анализ результатов'лабораторных экспериментов и данных .промысловых исследований, методы математического моделирования с применением алгоритмов и компьютерных программ собственной разработки.на основе апробированных аналитических и численных методов, методов теории оптимального управления, а также современных' коммерческих программных комплексов.

Научная новизна результатов исследований, по мнению автора, заключается в следующем.

• Обоснована методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами, базирующаяся на модели эффективной пористой среды, повышающая достоверность исследований' в области разработки месторождений нефти и газа, а также способствующая увеличению коэффициентов нефте-, газо-, конденсатоотдачи продуктивных пластов.

• Выявлены проблемы несогласованности методологий нефтегазовых научных дисциплин и обоснованы пути их устранения на основе базисной модели ЭПП, включая: повышение достоверности интерпретации данных лабораторных исследований, ГИС и ГДИС и использования их результатов при ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании; учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекторов") на всех этапах изучения пласта; учёт забалансовых запасов нефти в "неколлекторах" и переходных зонах в ЗБ моделях и при подсчёте геологических запасов нефти и др., что предопределяет повышение степени достоверности проектных решений по разработке месторождений нефти и газа.

• Обоснована технология вертикально-латерального заводнения нефтяных пластов, обеспечивающая увеличение коэффициента охвата пласта воздействием, в двух разновидностях - для вводимых в разработку залежей и залежей на поздней стадии заводнения.

• Обоснована технология разработки газоконденсатных залежей на основе вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин, обеспечивающая повышение конденсатоотдачи неоднородных пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды применительно к водоплавающим залежам.

• На основе ЗБ компьютерных экспериментов показана технико-экономическая целесообразность организации опережающей закачки воды в низкопроницаемые пласты, содержащие залежи легких нефтей с высоким газосодержанием (в ачимовских и юрских отложениях).

• Обоснованы технологии исследования нефтяных скважин с организацией разнонаправленных двухфазных фильтрационных течений для терригенных и карбонатных пластов, а также разработаны алгоритмы интерпретации получаемых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

• Обоснованы технологии ЗБ гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, позволяющие в промысловых условиях устанавливать на качественном и количественном уровне характеристики сообщаемости пласта поперёк напластования, что необходимо для повышения степени достоверности результатов ЗБ компьютерного моделирования.

Новизна предложенных технологий разработки и гидродинамического исследования скважин подтверждена 7 патентами РФ.

Практическая значимость работы характеризуется следующими результатами.

• Переход на составление ЗБ геологических и гидродинамических моделей продуктивных пластов на основе модели ЭПП с целью повышения достоверности проектирования, анализа и регулирования процессов разработки месторождений нефти и газа признан необходимым ЦКР Роснедра (протокол №3449 от 13 октября 2005 г.), а таюке рекомендован решением Международной академической конференции "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири" (Тюмень, 16-18 сентября 2009 г.).

Развитие научных исследований в рамках методологии ЭПП рекомендовано решением Международной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы" (Москва; 27-28 мая>2010 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения на основе горизонтальных скважин рекомендована к реализации на залежи БВ31 Новогоднего месторождения. Соответствующие проектные решения утверждены, ЦКР Роснедра в- рамках "Технологической. схемы ОПР Новогоднего месторождения" (протокол №3942 от 28.12.2006 г.).

• Технология вертикально-латерального заводнения, включающая; вывод из консервации и использование ранее пробуренных вертикальных скважин, запроектирована к внедрению на залежи БВ31 Новогоднего месторождения в рамках "Авторского надзора за, реализацией "Технологической схемы ОПР Новогоднего месторождения", утвержденного ЦКР Роснедра (протокол №4209 от 27.12.2007 г.).

• Для залежи лёгкой нефти в отложениях Ю11 Новогоднего месторождения обоснована целесообразность реализации предложенного в работе способа заводнения с опережающей закачкой воды.

• Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса с использованием горизонтальных скважин рекомендована к внедрению на одном из газоконденсатных месторождений Республики Узбекистан, разрабатываемых с участием отечественной нефтяной компании.

• Проведение гидродинамических исследований скв. 97 Спорышевского месторождения по предложенной в работе технологии, включающей закачку в пласт воды и последующий отбор двухфазной смеси, позволило оценить кривые относительных фазовых проницаемостей и другие параметры пласта в пластовых условиях.

• По результатам реализованного на залежи БВ31 Новогоднего месторождения ЗБ гидропрослушивания с использованием горизонтальных скважин установлено наличие гидродинамической связи пласта по разрезу и оценены эквивалентные коэффициенты проницаемости в направлениях вдоль и поперёк напластования.

Защищаемые положения.

1. Методология системного изучения продуктивных пластов нефтегазовыми научными дисциплинами на основе модели эффективного порового пространства, позволяющая устранить рассогласованность в постановке задач и результатах исследований нефтегазовых научных дисциплин и обеспечивающая методологическую основу геологически адекватного подсчёта запасов нефти и газа, построения' ЗБ геологических и гидродинамических моделей, а также повышающая достоверность прогноза, анализа и регулирования разработки залежей, включая учёт реальных свойств низкопроницаемых коллекторов ("неколлекторов" в традиционной методологии).

2. Технология вертикально-латерального заводнения залежей нефти в двух разновидностях - с использованием горизонтальных скважин и на основе вывода из консервации и использования ранее пробуренных вертикальных скважин, позволяющая повысить коэффициенты охвата пласта заводнением и извлечения нефти в слоисто-неоднородных нефтяных пластах.

Технология вертикально-латерального сайклинг-процесса газоконденсатных залежей на основе горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, позволяющая повысить коэффициент извлечения конденсата в слоисто-неоднородных пластах при сокращении объемов попутно-добываемой подошвенной воды.

Способ разработки на основе заводнения с опережающей закачкой воды, обеспечивающий улучшение технологических и экономических показателей для залежей нефти с высоким газосодержанием в низкопроницаемых пластах.

3. Технологии гидродинамического исследования нефтяных скважин в терригенных и карбонатных коллекторах при организации двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений и разработанные алгоритмы интерпретации получаемых данных, позволяющие определять в пластовых условиях характеристики двухфазного течения нефти и воды, тип карбонатного коллектора и параметры массообмена между системами пустотности для трещинно-поровых коллекторов.

Технологии ЗБ гидропрослушивания на основе горизонтальных скважин и вертикального гидропрослушивания, обеспечивающие оценку эквивалентных значений проницаемости вдоль и поперёк напластования в пластовых условиях.

Апробация работы. Основные положения работы и результаты исследований неоднократно докладывались и обсуждались на семинарах Института проблем нефти и газа РАН (2001-2010 гг.), семинарах и научно-технических совещаниях ОАО "Газпром нефть" (2006-2008 гг.), семинарах повышения квалификации Института нефтегазового бизнеса (под рук. Р.Г. Шагиева), а также на следующих семинарах и конференциях:

• Международном технологическом симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», Москва, 13-15 марта 2002 г.;

• V научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», Москва, 23-24 января 2003 г.;

• V всероссийской конференции «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 23-26 сентября 2003 г.;

• Международном форуме «Современные гидродинамические исследования скважин. Разбор реальных ситуаций», Москва, 16-18 декабря 2003 г.;

• Международной конференции. «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», Москва, 24-26 ноября 2004т.;

• IV Международном,технологическом симпозиуме «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи», Москва, 15-17 марта 2005;

• заседаниях ЦКР Роснедра 13:10.2005 г., 28.12.2006 г., 27.12.2007 г.;

• Международном «научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 18-19 сентября 2007 г.;

• расширенном заседании ЦКР Роснедра "Методы повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в завершающей (четвертой) стадии", Москва, 6-7 декабря^2007 г.; . •

• VII Международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышения нефтегазоотдачи», Москва, 18-20 марта 2008 г.;

• научно-практической конференции "Обеспечение эффективного функционирования нефтегазодобывающего комплекса", Анапа, 26-30 мая 2008 г.;

• Международных академических конференциях "Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири", Тюмень, 17-19 сентября 2008 г. и 16-18 сентября 2009 г.;

• II Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов* увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15-16 сентября 2009 г.;

• научном семинаре РГУ нефти и газа им. Губкина "Актуальные проблемы нефтегазовой подземной гидромеханики и разработки нефтяных и газовых месторождений", 16 декабря 2009 г.;

• VIII Всероссийской научно-технической конференции "Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 1 -3 февраля 2010 г.;

• Международной юбилейной конференции "Петрофизика: современное состояние, проблемы, перспективы", Москва, РГУ нефти и газа имени Губкина, 27-28 мая 2010 г.;

• научном семинаре кафедры Прикладной математики и компьютерного моделирования РГУ нефти и газа им. Губкина, 3 июня 2 010 г.

Публикации. Основные результаты исследований по тематике работы изложены в монографии (в соавторстве), 32 статьях (включая 18 в ведущих изданиях согласно списку ВАК) и 7 патентах РФ.

Объём и структура работы. Работа состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, включающего 287 наименований, и трех приложений. Содержание работы изложено на 324 страницах машинописного текста, включая 82 рисунка и 10 таблиц.

Благодарности. Автор благодарит С.Н. Закирова за помощь в выборе тематики исследований, ценные консультации и всестороннюю поддержку, а также признателен Э.С. Закирову за полезные консультации и А.Н. Дмитриевскому, В.М. Максимову и К.Я. Якубсону за внимание к проводимым исследованиям. Важное значение в течение всего периода выполнения работы имели поддержка и консультации со стороны Д.П. Аникеева и др. сотрудников и аспирантов ИПНГ РАН. Отдельные этапы работы, связанные с исследованиями по Новогоднему и Спорышевскому месторождениям, выполнялись в сотрудничестве со специалистами ОАО "Газпром нефть". Автор признателен за поддержку указанных исследований Р.Н. Фахретдинову, Р.Н. Мухаметзянову, И.С. Джафарову, Р.Н. Нуриеву, а также за участие в соответствующих работах - А.И. Брусиловскому, В.В. Левочкину, А.И. Ипатову, М.И. Кременецкому, Д.А. Гуляеву, В.В. Семёнову и др. специалистам. Кроме того, ценными явились обсуждения работы и полезные замечания со стороны H.H. Михайлова и поддержка исследований Фондом содействия отечественной науке. Свою семью автор благодарит за терпение, поддержку и понимание.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Индрупский, Илья Михайлович

4.8. Общие выводы по четвёртой главе

В данной главе рассмотрены новые методы ГДИС и интерпретации получаемых данных. Они сохраняют основное преимущество промысловых исследований — получение информации о параметрах коллектора и протекающих процессах в реальных пластовых условиях. Вместе с тем, они существенно расширяют круг идентифицируемых величин и зависимостей по сравнению с традиционной методологией ГДИС.

Предлагаемая технология исследования нефтяной скважины путём создания в пласте двухфазных разнонаправленных фильтрационных течений позволяет определять, наряду с традиционными параметрами, кривые относительных фазовых проницаемостей в пластовых условиях. Интерпретация результатов выполняется на основе численного решения прямой задачи и применения методов теории оптимального управления для решения обратной задачи в оптимизационной постановке. Результативность технологии и алгоритма интерпретации подтверждена как синтетическими расчётами, так и данными промыслового исследования в комплексе с закачкой солевых растворов и геофизическим контролем по методу ИННК.

Модификация технологии и алгоритма интерпретации для карбонатных пластов позволяет, во-первых, идентифицировать тип коллектора с точки зрения его разработки, на основе выявления процессов капиллярной пропитки матрицы в трещиновато-пористых отложениях. Во-вторых, возможна идентификация свойств таких коллекторов, включая как кривые относительных фазовых проницаемостей, так и зависимость для капиллярного давления в матрице и другие параметры массообмена между системами пустотности.

Решение двухфазных обратных задач в терминах параметров концепции ЭПП обеспечивает естественную, физически обоснованную их регуляризацию при сокращении числа идентифицируемых параметров.

Методы гидропрослушивания в связи с потребностями технологий разработки месторождений на основе концепции ЭПП дополнены ЗБ гидропрослушиванием на основе горизонтальных стволов, а также разновидностью технологии вертикального гидропрослушивания. Приводимые результаты интерпретации промысловых и синтетических данных демонстрируют возможность идентификации на их основе качественных и количественных характеристик различия проницаемости пласта вдоль и поперёк напластования.

Заключение

Современная теория и практика разработки месторождений природных углеводородов неотъемлемо связана с исследованиями в сопредельных нефтегазовых научных дисциплинах. Их системная взаимосвязь наиболее явно проявилась в связи с повсеместным распространением методов ЗБ компьютерного моделирования.

Исторически, начиная с базовой модели многофазной фильтрации Маскета-Мереса, методология исследований в различных направлениях нефтегазовой науки развивалась, исходя из потребностей традиционного подхода к описанию порового пространства и протекающих в нём процессов. В основу этого подхода, который может быть назван концепцией абсолютного порового пространства, положены базисные коэффициенты открытой пористости и абсолютной проницаемости. Которые являются абстрактными параметрами, не соответствующими фактическим условиям залегания и движения нефти и газа в природных пластах. Переход к реально проявляющимся в промысловых условиях характеристикам нефтегазовых коллекторов в концепции АПП осуществляется опосредовано, на основе корреляционных зависимостей и замыкающих соотношений.

Предлагаемый подход основывается на рассмотрении, в качестве базисных параметров пористой среды, коэффициентов эффективной пористости и эффективной проницаемости - проницаемости по нефти (газу) при остаточной водонасыщенности. Мотивацией такого подхода — концепции ЭПП, является соответствие её базисных параметров реальным характеристикам коллектора по отношению к содержащимся в нём нефти, газу, свободной воде.

Принятие эффективных параметров пористой среды в качестве базисных коэффициентов приводит к изменению методологии проведения исследований в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, теории фильтрации, ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании, проектировании и анализе разработки, методах ГДИС и т. д. Методологии проведения исследований в нефтегазовых научных дисциплинах приводятся к единой основе. Которая предполагает изучение процессов, протекающих в поровом пространстве, в соответствии с реальными условиями залегания нефти и газа в продуктивных пластах. Благодаря этому устраняются выявленные практикой ЗБ моделирования проблемы взаимодействия отдельных научных направлений, приводившие к некорректным результатам на уровне проектирования, прогнозирования и анализа разработки.

В частности, проведение исследований в рамках методологии ЭПП обеспечивает:

• получение более достоверных петрофизических зависимостей, результатов интерпретации данных ГИС и ГДИС, а также более адекватных реальным пластовым условиям результатов керновых исследований;

• корректное совместное применение результатов лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, а также анализа промысловых данных, для построения распределений коэффициента проницаемости в ЗБ геологической и гидродинамической моделях пласта;

• естественные регуляризирующие ограничения и снижение размерности обратных задач в рамках адаптации ЗБ гидродинамической модели к данным истории разработки залежи, а также интерпретации результатов ГДИС;

• корректную методологию оценки геологических запасов нефти и газа в соответствии с их фактическим содержанием в продуктивных пластах и их согласованный учёт в ЗБ геологических и гидродинамических моделях, при проектировании разработки и т. д.;

• углублённое изучение и корректный учёт свойств низкопроницаемых коллекторов в физике пласта, петрофизике, интерпретации ГИС, подсчёте запасов нефти и газа, ЗБ геологическом и гидродинамическом моделировании, процедурах ремасштабирования (ирэсаНг^'а), обосновании технологий разработки и т. д.

Последний из перечисленных факторов приводит во многих случаях к изменению представлений о геологическом строении продуктивных пластов. Это позволило обосновать ряд более эффективных технологий разработки залежей нефти и газа, а также сформулировать принципы проектирования соответствующих систем разработки.

Обоснованные в работе новые технологии гидродинамического исследования скважин и методы интерпретации получаемых данных расширяют круг определяемых в промысловых условиях параметров и зависимостей в связи с современными потребностями моделирования, анализа и регулирования разработки в многомерной, многофазной постановке. В частности, новые методы ГДИС востребованы для проектирования систем разработки на основе обоснованных вработе технологий.

Таким образом, автор считает, что предложенные в работе подходы и полученные результаты способствуют, в конечном итоге, повышению эффективности разработки месторождений нефти и газа.

Список литературы диссертационного исследования доктор технических наук Индрупский, Илья Михайлович, 2010 год

1. Абасов М.Т., Алиев Э.Ш., Оруджалииев Ф.Г., Щелевой Н.Ш. Нахождение параметров двухфазной фильтрации по данным исследования газоконденсатной скважины. // Труды АзНИПИнефть, вып. XXXV. - Баку, 1975. - С. 40-42.

2. Аганин И.А., Никифоров А.И. Влияние гистерезиса набухания глин на коэффициент извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство, 3/2009, с. 53-55.

3. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем: Перевод с англ. М.: Недра, 1982. - 407 с.

4. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. — М.: Изд. "Техника", 2001. — 95 с.

5. Амикс Дж., Басс Д., Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта: Перевод с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1962. 572 с.

6. Аникеев Д.П. Идентификация свойств пласта при специализированных исследованиях скважины. // Технологии ТЭК, №3(34), июнь 2007, с. 32-35.

7. Арешев Е.Г., Гриценко А.Н., Попов O.K., Донг Ч.Л., Исайчев В.В. Некоторые вопросы проектирования разработки фундамента месторождения Белый Тигр. // Нефтяное хозяйство, 8/1999.

8. Арешев Е.Г., Ульянов B.C., Шелепов В.В., Гутман И.С., Дьячкова Е.А. Совершенствование классификации запасов и ресурсов нефти и газа требование времени. // Нефтяное хозяйство, 9/2009, с. 10—17.

9. Арутюнов А.Е., Королев Д.С., Бузинов С.Н., Лобанова А.Н. Распределение объемов газа в подземных газохранилищах. // Газовая промышленность, 8/2007, с. 70-73.

10. Архипов С.В., Черемисин H.A., Климов A.A. Влияние характера распространения глин сангопайской свиты на разработку месторождения. // Нефтяное хозяйство, 6/2003, с. 56-60.

11. Афанасьева A.B., Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. -М.: Недра, 1980.-225 с.

12. Аширов К.Б., Борисов Б.Ф., Зинина Е.А. Влияние экстракции на коллекторские свойства битуминозных пород. // Геология нефтяных месторождений, 1973, вып. XDC, с. 161-171.

13. Багринцева К.И. Карбонатные породы коллекторы нефти и газа. - М.: Изд. "Недра", 1977.-231 с.

14. Багринцева К.И. Условия формирования и свойства карбонатных коллекторов нефти и газа. М.: ВНИГНИ, РГГУ, 1999. - 285 с.

15. Баишев Б.Т., Исайчев В.В., Кожакин C.B., Семин Е.И., Сургучёв М.Л. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. — 197 с.

16. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 208 с.

17. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. // Прикладная математика и механика, том 24, вып. 5, 1960, с. 852-864.

18. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидродинамика. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005. - 496 с.

19. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993.-416 с.

20. Баталин О.Ю., Вафина Н.Г. Конденсационная модель образования залежей нефти и газа. М.: Изд. "Наука", 2008. - 248с.

21. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. — М.: Недра, 2001. — 199 с.

22. Боганик В., Медведев А., Медведева А., Пестрикова Н., Пестов В., Резниченко В., Ярметов В. Методика перехода от средней керновой проницаемости к «истинной». // Технологии ТЭК, №1(февраль), 2005, с. 12-15.

23. Боксерман A.A. Востребованность современных МУН — обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи. // Нефтяное хозяйство, 10/2004, с. 34-38.

24. Боксерман A.A., Плынина A.B., Метт Д.А. Интегрированные технологии увеличения нефтеотдачи. // Тр. IV Международного технологического симпозиума

25. Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи". Москва, 15-17 марта 2005 г. — С. 46-63.

26. Брадулина О.В. Обоснование технологии 3D гидропрослушивания нефтеносного пласта и методики интерпретации результатов исследований. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, ИПНГ РАН, 2009, 127 с.

27. Брадулина О.В., Закиров Э.С., Мамедов Т.М. Глубинное зондирование в анизотропных коллекторах с целью построения 3D модели пласта. // Тр. Первой междунар. научн. конф. «Нефтегазоотдача—2003». Москва, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 19-23 мая 2003.

28. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2002. - 575 с.

29. Брусиловский А.И., Закиров С.Н., Баишев В.З., Еремеева C.B., Карнаухов С.М. Прогнозирование добычи конденсата и оценка конечного коэффициента его извлечения. // Газовая промышленность, 3/2000, с. 43-45.

30. Бузинов С.Н. К вопросу об определении остаточной нефтенасыщенности. // ДАН СССР, т. 116, №1,1957.

31. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации. М.: Недра, 1964. - 272 с.

32. Булаев В.В., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Возможность разработки залежи высоковязкой нефти на основе заводнения. // Доклады РАН, том 407, №2, 2006, с. 208-211.

33. Булаев В.В., Закиров С.Н., Закиров Э.С. Освоение ресурсов нефтяной залежи с высоковязкой нефтью. // Доклады РАН, том 407, №3, 2006, с. 360-362.

34. Булатов А.И., Проселков Ю.М., Шаманов С.А Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. — 1007 с.

35. Булейко В.М., Воронов В.П., Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Закономерности поведения углеводородных систем залежей нефти и газа. // Доклады РАН, 2007, том 414, №6, с. 788-792.

36. Васильев В.Н., Язьков A.B., Зверев К.В., Федорцов В.В. Интегрированное петрофизическое описание Верх-Тарского месторождения. // Нефтяное хозяйство, 10/2007, с. 56-61.

37. Величкина Н.Ф., Епишин В.Д., Индрупский И.М., Ахапкин М.Ю., Степанов В.П. Применение гидродинамических моделей для проектирования разработки крупных месторождений высоковязкой нефти. // Недропользование-XXI век, 4/2007, с. 51-55.

38. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация: Перевод с англ. — М.: Мир, 1985.-510 с.

39. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. — 2-е изд. — М.: Недра, 1971.-312 с.

40. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта. — М.: Недра, 1982.-311 с.

41. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов: Перевод с англ. Изд. "Недра", 1986. - 608 с.

42. Грищенко М.А., Бикбулатова Т.Г. Современные подходы к моделированию насыщенности при создании геологических и фильтрационных моделей. // Нефтяное хозяйство, 12/2008, с. 18-21.

43. Гудок Н.С., Богданович H.H., Мартынов В.Г. Определение физических свойств нефтеводосодержащих пород. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2007. - 592 с.

44. Гуревич Г.Р., Соколов В.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976.

45. Гутман И.С. Методы подсчёта запасов нефти и газа. М.: Недра, 1985. — 223с.

46. Гутников А.И., Жолдасов А., Закиров С.Н., Коноплев В.Ю., Шведов В.М. Взаимодействие залежей нефти и газа с пластовыми водами. — М.: Изд. "Недра", 1991. -189 с.

47. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа: Перевод с англ. М.: Изд. "Недра", 1985. - 149 с.

48. Данилов B.JL, Кац P.M. Гидродинамические расчёты взаимного вытеснения жидкостей в пористой среде. М.: Недра, 1980. -264 с.

49. Дмитриевский А.Н. Системный литолого-генетический анализ нефтегазоносных осадочных бассейнов. М.: Недра, 1982. - 230 с.

50. Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М., Смирнова М.Н. Масштабы и темпы восполнения нефтегазовых залежей в процессе разработки. // В кн.: Генезис нефти и газа. М.: ГЕОС, 2003. - С. 106-109.

51. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Кожевников В.А. Петрофизика (Физика горных пород). М: ФГУП Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2004. - 368 с.

52. Добрынин В.М., Венделыптейн Б.Ю., Резванов P.A., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986. - 342 с.

53. Доклад экспертной группы по результатам анализа отчёта "Авторский надзор за реализацией технологических решений по разработке Самотлорского месторождения" /

54. Рук. Бриллиант JI.C. (Тюменский институт нефти и газа). — Москва, ЦКР Роснедра, 24 декабря 2009 г.

55. Дюбрул О. Использование геостатистики для включения в геологическую модель сейсмических данных: Перевод с англ. European Association of Geoscientists & Engineers (EAGE), 2002. - 296 c.

56. Ендалова Ю:В., Закиров И.С., Корабельников А.И., Иванцов H.H. Корректное построение 3D геологической модели и подсчет запасов. // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 100-109.

57. Ентов В.М. Микромеханика течений в пористых средах. // Механика жидкости и газа, №6, 1992, с. 90-102.

58. Ентов В.М. Физико-химическая гидродинамика процессов в пористых средах (математические модели методов повышения нефтеотдачи пластов). / Препринт ИПМ АН СССР №161. М.: ИПМ АН СССР, 1980. - 64 с.

59. Ентов В.М., Рыжик В.М., Хавкин А.Я. Расчеты процесса совместной фильтрации нефти и раствора активной примеси в набухающей пористой среде. // В сб.: Динамика многофзных сред. Новосибирск, 1981.-С. 152-159.

60. Ерёмин Н.А. Современная разработка месторождений нефти и газа. Умная скважина. Интеллектуальный промысел. Виртуальная компания. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2008. 244 с.

61. Ершов С.Е., Иванов Д.И., Хайдина М.П. Влияние микроструктуры и водонасыщенности пористых сред на их фильтрационные характеристики. — М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. 300 с.

62. Жданов М.А. Нефтепромысловая геология и подсчёт запасов нефти и газа. — М.: Недра, 1981.-453 с.

63. Завьялов А.С., Сивков П.В., Аржиловский А.В., Федоров М.В., Бриллиант Л.С. Ремасштабирование геологической модели на этапе перехода к гидродинамическому моделированию в модуле "Апскейлинг" ПК ТРАСТ. // Вестник ЦКР Роснедра, 3/2005, с. 69-77.

64. Закиров И.С. Развитие теории и практики разработки нефтяных месторождений. — Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. — 356 с.

65. Закиров И.С., Корпусов В.И. Коррекция структуры формулы для КИН. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 66-68.

66. Закиров С.Н. Анализ проблемы «Плотность сетки скважин — нефтеотдача». — М.: Изд. Дом "Грааль", 2002. 314 с.

67. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. — М.: Изд. "Струна", 1998. 626 с.

68. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов A.B. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., 2004. 520 с.

69. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новое видение проблем 3D моделирования месторождений нефти и газа. // Тр. IV Междун. технол. симпозиума «Новые технологии разработки и повышения нефтеотдачи». Москва, 15-17 марта 2005 г. -С. 79-85.

70. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М. Новые представления в 3D геологическом и гидродинамическом моделировании. // Нефтяное хозяйство, 1/2006, с. 3441.

71. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Абасов М.Т., Фахретдинов Р.Н., Ипатов А.И., Кирсанов H.H. Проблемы подсчета запасов, разработки и 3D компьютерного моделирования. // Нефтяное хозяйство, 5/2007, с. 66-68.

72. Закиров С.Н., Индрупский И.М. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважины. // Доклады РАН, 2004, том 396, № 6, с. 800-803.

73. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Еще раз о концепции ЭПП. // Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 76-80.

74. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Новый подход к исследованию скважин и пластов. // Нефтяное хозяйство, 6/2002, с. 113-115.

75. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П. Последствия перехода на концепцию эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 6/2008, с. 105-107.

76. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Баганова М.Н. К достоверному подсчету запасов углеводородов и построению 3D моделей пластов. // Нефтяное хозяйство, 3/2010, с. 42-46.

77. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Закиров И.С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и1 газа. Часть II. МГ-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. - 484 с.

78. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Закиров Э.С.,. Фахретдинов Р.Н., Кирсанов H.H. Назревшие проблемы подсчета запасов, 3D компьютерного моделирования и разработки месторождений нефти,и газа. // Нефтяное хозяйство, 12/2007, с. 32-35.

79. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Рощина И.В. Технология заводнения нефтяной залежи с суперколлекторами. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 1/2009, с. 50-55.

80. Закиров С.Н., Индрупский И.М., Фахретдинов Р.Н., Ипатов А.И., Клочан И.П. Определение коэффициентов вытеснения в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, 12/2007, с. 39-42.

81. Закиров С.Н., Контарев A.A. Выработка запасов нефти в линзовидных коллекторах. // Доклады РАН, том 413, №1, 2007, с. 68-70.

82. Закиров С.Н., Контарев A.A., Кнышенко А.Г. Интенсификация выработки запасов нефти в линзовидных коллекторах. // Нефтяное хозяйство, 12/2006, с. 24-26.

83. Закиров Э.С. Upscaling в 3D компьютерном моделировании. — М., 2007. —344 с.

84. Закиров Э.С. Трехмерные многофазные задачи прогнозирования, анализа и регулирования разработки месторождений нефти и газа. Изд. Грааль, 2001. — 303 с.

85. Закиров Э.С., Тарасов А.И., Индрупский И.М. Новый подход к исследованию газовых скважин и интерпретации получаемых результатов. // Газовая промышленность, 9/2003, с. 61-63.

86. Запивалов Н.П. Нефтегазовая геология: парадигмы XXI века. // Нефтяное хозяйство, 1/2008, с. 30-31.

87. Зотов Г.А., Тверковкин С.М. Газогидродинамические методы исследования газовых скважин. -М.: Недра, 1970. 191 с.

88. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтепромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. М.: Недра, 1985. -422 с.

89. Иванова М.М., Чоловский И.П., Брагин' Ю.И. Нефтегазопромысловая геология. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000. - 414 с.

90. Индрупский И.М. Идентификация параметров трещинно-порового коллектора. // Доклады РАН, 2005, том 405, № 5.

91. Индрупский И.М. Интерпретация результатов 3D гидропрослушивания на основе секторного моделирования. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 11/2008, с. 37-41.

92. Индрупский И.М. Новые подходы к исследованию нефтяных скважин и интерпретации получаемых данных. // Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва, ИПНГ РАН, 2004, 142 с.

93. Индрупский И.М. Об уравнениях многофазной фильтрации в концепциях абсолютного и эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 6063.

94. Индрупский И.М. Учет капиллярно удерживаемой воды при моделировании двухфазной фильтрации в лабораторных и пластовых условиях. // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности, 11/2009, с. 45-53.

95. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ипатов А.И., Фахретдинов Р.Н., Гуляев Д.Н., Клочан И.П. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных условиях. // Нефтяное хозяйство, 5/2008, с. 39-42.

96. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Муртазалиев А.Ш., Файзрахманов P.P. Исследование кернов на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространства. // Недропользование-XXI век, 2/2009, с. 74-76.

97. Индрупский И.М., Цаган-Манджиев Т.Н. Идентификация вертикальной проницаемости пласта по данным профильного гидропрослушивания. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 3/2009, с. 50-56.

98. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: РХД, 2005. - 780 с.

99. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 224 с.

100. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. — 140 с.

101. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. — М.: Недра, 1999. 212 с.

102. Кобранова В.Н. Петрофизика 2-е изд. - М.: Недра, 1986. - 392 с.

103. Кожевников Д.А. Гамма-спектрометрия в комплексе геофизических исследований нефтегазовых скважин: Методическое пособие. М.: 1998. - 42 с.

104. Кожевников Д.А. Петрофизическая инвариантность гранулярных коллекторов. // Геофизика, 4/2001, с. 31-37.

105. Кожевников Д.А. Проблемы интерпретации данных ГИС. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 1997. Вып. 34. - С. 7-27.

106. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Адаптивная интерпретация данных нейтронного каротажа нефтегазовых скважин. // Геофизика, 5/2007, с. 30-44.

107. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Зависимость проницаемости гранулярных коллекторов от глубины их залегания. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 7 (160). - С. 34-43.

108. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Макроописание остаточной водонасыщенности. // Научно-технич. вестник "Каротажник". — Тверь: Изд. АИС. 2000. Вып. 75.-С. 70-94.

109. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Моделирование гранулярных коллекторов на основе петрофизической инвариантности. // Научно-технич. вестник "Каротажник". — Тверь: Изд. АИС. 2007. Вып. 8 (161). С. 66-84.

110. Кожевников Д.А., Коваленко К.В. Петрофизическое моделирование и адаптивная интерпретация метода сопротивлений. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 1 (166). С. 103-115.

111. Кожевников Д.А., Коваленко К.В., Арсибеков A.A. Инвариантность петрофизических связей в адаптивной интерпретации ГИС. // Научно-технич. вестник "Каротажник". Тверь: Изд. АИС. 2009. Вып. 7 (184). - С. 69-86.

112. Колганов В.И. О концепции эффективного порового пространства. // Нефтяное хозяйство, 3/2009, с. 62-64.

113. Колганов В.И., Сургучёв M.JL, Сазонов Б.Ф. Обводнение нефтяных скважин и пластов. М.: Недра, 1965. - 264 с.

114. Коллинз Р. Течение жидкостей через пористые материалы: Перевод с англ. — М.: Мир, 1964. -350 с.

115. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. — М.: Недра, 1975. —415 с.

116. Косентино JI. Системные подходы к изучению пластов: Перевод с англ. — М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2008. — 400 с.

117. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. —287 с.

118. Крылов А.П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. // Сб. Опыт разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ. — М.: Гостоптехиздат, 1957. -С. 116-139.

119. Кульпин Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоносных пластов. М.: Недра, 1974. — 200 с.

120. Кутырев Е.Ф. О фазовых равновесиях в системе порода-связанная вода-нефть в процессе безводной эксплуатации. // Нефтяное хозяйство, 1/2008, с. 71-75.

121. Кутырев Е.Ф., Сергиенко В.Н., Садыков М.Р. Особенности извлечения нефти из недонасыщенных пластов месторождений Западной Сибири по данным физического моделирования. // Нефтяное хозяйство, 11/2006, с. 19-23.

122. Кутырев Е.Ф., Шкандратов В.В. О нецелесообразности предварительного экстрагирования образцов, отобранных из недонасыщенных нефтяных пластов. // Нефтяное хозяйство, 4/2009, с. 81-85.

123. Лебединец Н.П. Изучение и разработка месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Наука, 1997. — 397 с.

124. Лейбензон Л.С. Движение природных жидкостей и газов в пористой среде. — M.-JL: Гостехиздат, 1947. 244 с.i

125. Лейбин Э.Л., Бученков Л.Н., Ходорова Н.П., Москвичев В.В. Смирнов Ю.Л. Некоторые особенности разработки залежей нефти с повышенным водонасыщением коллекторов. // Нефтяное хозяйство, 6/1999, с. 26-29.

126. Лидер М.Р. Седиментология. Процессы и продукты: Перевод с англ. — М.: Мир, 1986.-439 с. '

127. Лисовский H.H., Бриллиант Л.С., Шубин A.C., Антипин М.А., Девятков А.П. Структурный анализ как метод локализации запасов нефти на поздней стадии разработки месторождений. // Нефтяное хозяйство, 3/2008, с. 49-52.

128. Лобанова А.Н. Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатация подземных хранилищ газа. // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук. М.: ВНИИГАЗ, 2007, 24 с.

129. Лозин Е.В., Евсеева М.Я. Динамика относительных фазовых проницаемостей в процессе разработки месторождения. — Нефтяное хозяйство, 4/2009, с. 72-74.

130. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. -М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. 638 с.

131. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. — М.: Недра, 1980. — 288 с.

132. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде: Перевод с англ. -М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

133. Маскет М. Физические основы технологии добычи нефти: Перевод с англ. — М.: Гостоптехиздат, 1953. 606 с.

134. Материалы Всероссийской конференции «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы», Москва, ИПНГ РАН, 22-25 апреля 2008 г. М.: ГЕОС, 2008. - 622 с.

135. Медведев Н.Я., Шеметилло В.Г., Батурин Ю.Е., Юрьев А.Н. Принципы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. // Тр. СургутНИПИнефть. М., 1997. - С. 133-146.

136. Методические рекомендации по исследованию скважин импульсным нейтронным каротажом с закачкой меченого вещества. / Под научн. ред. Кузнецова О.Л. -М.: ВНИИгеоинформсистем, 1987. 89 с.

137. Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом. / Под ред. Петерсилье В.И., Пороскуна В.И., Яценко Г.Г. — Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003.

138. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / Под ред. Батурина Ю.Е., Бродского П.А., Лисовского Н.Н., Цоя В.Е. М.: 2007. - 95 с.

139. Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 1. Геологические модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 164 с.

140. Методические указания по. созданию постоянно действующих геологостехнологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. (Часть 2. Фильтрационные модели). М.: ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003. - 228 с.

141. Мирзаджанзаде А.Х., Кузнецов О Л., Басниев К.С., Алиев З.С. Основы технологии добычи газа. М.: ОАО "Издательство "Недра", 2003. — 880 с.

142. Митрофанов В.П., Соспина Е.А., Ермакова М.И. Нефтенасыщенность залежи с учетом зоны непредельного насыщения. // Нефтяное хозяйство, 1/2010, с. 76-79.

143. Михайлов H.H. Информационно-технологическая геодинамика около-скважинных зон. — М.: Недра, 1996. 339 с.

144. Михайлов H.H. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов. — М.: Недра, 1992.-240 с.

145. Михайлов H.H. Физика нефтяного и газового пласта (физика-нефтегазовых пластовых систем): Том 1. М.: МАКС Пресс, 2008.* - 448 с.

146. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. М.: Нефть и газ, 1996. — 190 с.

147. Мусин K.M.', Нуртдинова Г.Н., Кандаурова Г.Ф., Динмухамедов Р.Ш. Дифференциация карбонатных коллекторов среднего карбона при исследовании керна. // Нефтяное хозяйство, 7/2005, с. 18-21.

148. Муслимов Р.Х. Методы, повышения эффективности разработки нефтяных месторождений на поздней стадии. // Нефтяное хозяйство, 3/2008, с. 30-34.

149. Муслимов Р.Х. Новый взгляд на перспективы развития супергигантского Ромашкинского нефтяного месторождения. // Геология нефти и газа, 1/2007, с. 3-12.

150. Муслимов Р.'Х. О совершенствовании Классификации запасов и ресурсов нефти и газа. // Нефтяное хозяйство, 2/2010, с. 56-60.

151. Муслимов Р.Х. О стандарте инновационного проектирования разработки месторождений углеводородов с целью увеличения извлекаемых запасов. // Нефтяное хозяйство, 1/2010.

152. Муслимов Р.Х. Опыт и проблемы совершенствования проектирования разработки нефтяных месторождений в Республике Татарстан. // Нефтяное хозяйство, 5/2009, с. 46-51.

153. Муслимов Р.Х., Хисамов P.C., Фархуллин Р.Г., Хайруллин М.Х., Садовников Р.В., Шамсиев М.Н., Морозов П.Е. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство, 7/2003, с. 74-75.

154. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. — 183 с.

155. Нефедова H.H., Пих H.A. Определение нефтегазонасыщения терригенных коллекторов. -М.: Недра, 1989. -165 с.

156. Овнатанов Б.М., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. М.: Изд. "Недра", 1970. - 336 с.

157. Орлинский Б.М., Нассер X., Сахаутдинов А.Б. Анализ результатов ГИС в терригенных отложениях с гидрофобными коллекторами. // Каротажник, 1/2002, с. 90— 102.

158. ОСТ 39-235-89. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной стационарной фильтрации. // Сб. ОСТ-ов лабораторных определений, 1989.

159. Плотников A.A. Дифференциация запасов в неоднородных коллекторах. — Москва, 2003. 290 с.

160. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М.: Недра, 1973. - 360 с.

161. Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2007. - 247 с.

162. Руководство по исследованию скважин / Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. М.: Наука, 1995. - 523 с.

163. Самарский A.A. Теория разностных схем. М.: Наука, 1977. - 656 с.

164. Селяков В.И., Кадет В.В. Перколяционные модели процессов переноса в микронеоднородных средах. М.: Недра, 1995. - 222 с.

165. Семенов В.В., Вокин Р.Д., Киселева Т.Ю., Ахапкин М.Ю. Влияние неоднородности коллектора на форму кривых относительных фазовых проницаемостей. //

166. Тр. IX научно-практич. конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО». Ханты-Мансийск: ИздатНаукаСервис, 2006. - Т. 1, с. 420-426.

167. Семенов В.В., Элланский М.М. Уточнение понятия "граница коллектора" для нефти и воды. // Геофизика, 2004, спец. выпуск к 10-летию ЗАО "Пангея", с. 78-82.

168. Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.

169. Способ определения типа карбонатного коллектора по данным специализированных исследований скважины. Патент РФ № 2245442 / Закиров С.Н., Индрупский И.М.

170. Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом. Патент РФ № 2379492 / Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П., Закиров С.Н., Резванов P.A., Морев В.А.

171. Способ реализации вертикального заводнения нефтяной залежи. Патент РФ № 2342523 / Авторы: Закиров Э.С., Закиров С.Н., Индрупский И.М.

172. Степанов Н.Г., Дубина Н.И., Васильев Ю.Н. Системный анализ проблемы газоотдачи продуктивных пластов. — М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001. — 204 с.

173. Сургучёв M.JI. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. - 308 с.

174. Сургучев M.JL, Колганов В.И., Гавура A.B., Михневич В.Г., Тульбович Б.И., Мартынцев О.Ф. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. — 230 с.

175. Терминологический словарь по нефтепромысловой геологии. / Под ред. Ивановой М.М. Изд. Недра, 1994.

176. Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов. М.: Недра, 1999.-659 с.

177. Технологическая схема опытно-промышленной разработки Новогоднего месторождения / Под рук. Закирова С.Н., Фахретдинова Р.Н. Утверждена Протоколом ЦКР Роснедра №3942 от 28.12.2006 г. М.: ОАО "Газпром нефть", ИПНГ РАН, 2006.

178. Требин Ф.А. Нефтепроницаемость песчаных коллекторов. — М., Л.: Гостоптехиздат, 1959. 157 с.

179. Требин Ф.А., Макогон Ю.В., Басниев К.С. Добыча природного газа. — М.: Недра, 1976.-368 с.

180. Хайруллин М.Х., Хисамов P.C., Шамсиев М.Н., Фархуллин Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. М.-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Институт компьютерных исследований, 2006. - 172 с.

181. Халимов К.Э. Эволюция отечественной классификации запасов нефти и газа / Под ред. Э.М. Халимова. М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003. - 188 с.

182. Ханин A.A. Петрофизика нефтяных и газовых пластов. — М.: Недра, 1976.295 с.

183. Ханин A.A. Породы-коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973. - 304 с.

184. Хасанов М.М., Краснов В.А., Коротовских В.А. Определение оптимального периода отработки нагнетательной скважины на нефть. // Научно-технический вестник ОАО "НК "Роснефть", 5/2007, с. 19-22.

185. Хасанов М.М., Торопов К.В., Лубнин A.A. Алгоритмы определения профиля вертикального распределения проницаемости в скважине. // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 10-14.

186. Хасанов М.М., Торопов К.В., Лубнин A.A. Определение профиля вертикального распределения проницаемости с учетом данных эксплуатации скважин. // Нефтяное хозяйство, 8/2009, с. 26-31.

187. Цынкова О.Э., Мясникова H.A., Баишев Б.Т. Гидродинамические методы увеличения нефтеотадачи. М.: Недра, 1993. - 158 с.

188. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. — М.: Гостоптехиздат, 1963. —397 с.

189. Чарный И.А. Подземная гидромеханика. М.: ОГИЗ Гостехиздат, 1948.197 с.

190. Черемисин H.A., Климов A.A., Ефимов П.А. Равновесная геолого-гидродинамическая модель объекта разработки AC9.11 Лянторского месторождения. // Нефтяное хозяйство, 10/2009, с. 33-37.

191. Черницкий A.B. Геологическое моделирование нефтяных залежей массивного типа в карбонатных трещиноватых коллекторах. М.: ВНИИнефть, 2002. - 254 с.

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

193. Шайхутдинов И.К. Площадное гидропрослушивание в анизотропных коллекторах. // Тр. Международного технологического симпозиума "Интенсификация добычи нефти и газа". Москва, 26-28 марта 2003. — С. 535-540.

194. Шамгунов Р.Н., Мосунов А.Ю., Мишарин М.В., Кульчицкий Е.В. О роли скин-фактора при зарезке боковых стволов в условиях репрессии и депрессии на пласт на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". // Нефтяное хозяйство, 11/2009, с. 117-119.

195. Шарбатова И.Н., Сургучев М.Л. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. М.: Недра, 1988. — 120 с.

196. Шахвердиев А.Х., Мандрик И.Э. Влияние технологических особенностей добычи трудноизвлекаемых запасов углеводородов на коэффициент извлечения нефти. // Нефтяное хозяйство, 5/2007, с. 76-79.

197. Шмонов В.М., Витовта В.М., Жариков A.B. Флюидальная проницаемость пород земной коры. М.: Изд. «Научный мир», 2002. - 216 с.

198. Щелкачев В.Н. Основные уравнения движения упругой жидкости в упругой пористой среде. // ДАН СССР, том 52, №2, 1946, с. 103-106.

199. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации. М.: Нефть и газ, 1995. - Ч. 1, 586 с. Ч. 2, 493 с.

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

201. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. М.: Гостехиздат, 1949.523 с.

202. Элланекий М.М. Использование современных достижений петрофизики и физики пласта при решении задач нефтегазовой геологии по скважинным данным. М.: РГУ нефти и газа, 1999. - 111 с.

203. Элланекий М.М., Еникеев Б.Н. Использование многомерных связей, в нефтегазовой геологии. М.: Недра, 1991. - 205 с.

204. Эрлангер Р. Мл. Гидродинамические методы исследования скважин: Перевод с англ. М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 512 с.

205. Эфрос Д.А. Исследования фильтрации неоднородных систем. — Л.: Гостоптехиздат, 1963.-351 с.

206. Al-Khalifah A-J.A., Home R.N., Aziz К. In-place determination of reservoir relative permeability using well test analysis. // Presented at the 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, USA, September 27-30 1987. SPE Paper 16774.

207. Aziz K., Settari A. Use of irregular grids in cylindrical coordinates. // SPE Journal, August 1974, p. 396-412. SPE Paper 4720.

208. Aziz K., Wong T. Considerations in the Development of Multipurpose Reservoir Simulation Models. // First and Second Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989. -P. 77-208.

209. Bennion D.B., Thomas F.B., Schulseister B.E., Sumani M. Determination of true effective in situ gas permeability in subnormally water-saturated tight gas reservoirs. // JCPT, 10/2004, p.27-32.

210. B0e A., Skjieveland S.M., Whitson C.S. Two-phase pressure transient test analysis. // Presented at the 56th SPE ATCE, San Antonio, Texas, USA, October 5-7 1981. SPE Paper 10224.

211. Boughrara A.A., Reynolds A.C. Analysis of injection/falloff data from horizontal wells. // SPE Journal, Vol. 14, N. 4, Dec. 2009, pp. 721-736. SPE Paper 109799.

212. Brecroft W.J., Mani V., Wood A.R., Rusinek O. Evaluation of depressurization, Miller field, North Sea. // Presented at the ATCE, Houston, Texas, 3-6 Oct., 1999. SPE Paper 56602.

213. Chen S., Li G., Peres A., Reynolds A.C. A well test for in-situ determination of relative permeability curves. // SPE Res. Eval. & Eng., Feb. 2008, pp. 95-107. SPE Paper 96414.

214. CMG Stars user's guide. Advanced process and thermal reservoir simulator. -Version 2008. Computer Modelling Group Ltd.

215. Daltaban T.S., Wall C.G. Fundamental and applied pressure analysis. — Imperial College Press, 1998. 811 p.

216. De Oliveira P.E.A., Serra K.V. Oil/water relative permeability estimation from fall; off tests. // SPE Advanced Technology Series, Vol. 4, No. 1, 1995, p. 59-66. SPE Paper 26984.

217. Durlofsky L. Upscaling of geocellular models for reservoir flow simulation: a review of recent progress. // Presented at the 7th International Forum on Reservoir Simulation, Buhl/Baden-Baden, Germany, June 23-27, 2003.

218. Dykstra H., Parsons R.L. The prediction of oil recovery by waterflooding // Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May.

219. Ertekin T., Abou-Kassem J.H., King G.R. Basic applied reservoir simulation. -Soc. Petr. Eng., Richardson, Texas, 2001. 406 p.

220. Farmer C. Upscaling: a review. // Int. Journ. for Numerical Methods in Fluids, 40, 2002, pp. 63-78.

221. Gauer P.R., Sylte J.E., Nagel N.B. Ekofisk field well log decompaction. // SPE/ISRM Rock Mechanics Conference, 20-23 October 2002, Irving, Texas. SPE Paper 78177.

222. Gomez S., Gosselin O., Barker J.W. Gradient-based history matching with a global optimization method. // SPE Journal, June 2001, p. 200-208. SPE Paper 71307.

223. Hatzignatiou D.G., Reynolds A.C. Determination of effective or relative permeabilities from well tests. // SPE Journal, March 1996, p. 69-82. SPE Paper 20537.

224. Hirasaki G., Zhang D.L. Surface chemistry of oil recovery from fractured, oil-wet, carbonate reservoirs. // SPE Journal, June 2004, Vol. 9, N. 2, pp. 151-162.

225. Holditch S.A. Relevance. // JPT, December 2001, p. 10.

226. Holditch S.A. Tight gas sands. // JPT, №6, 2006, p. 86-93.

227. Hornapour M., Koederitz L.F., Harvey A.H. Relative permeability and wettability of petroleum reservoirs (a compilation of literature from various authors). CRC Press Inc., USA. - 384 p.

228. Home R.N. Modern well test analysis. A computer-aided approach. Second edition. - Petroway Inc. - 256 p.

229. Horner D.R. Pressure build-up in wells. // Proc. Third World Pt. Congr., Leiden, Holland, 1951.

230. Jensen J., Lake L., Corbett P.*, Goggin D. Statistics for petroleum engineers and geoscientists. Prentice Hall, New Jersey, 1997. - 390 p.

231. Jensen T.B., Harpole K.J., 0sthus A. EOR screening at Ekofisk. // SPE European Petroleum Conference, Paris, 24-25 Oct. 2000. SPE Paper 65124.

232. Joshi S.D. Horizontal well technology. PennWell Publishing, Tulsa, Oklahoma, USA, 1991.-535 p.

233. Kamal M.M. (editor). Transient well testing. SPE Monograph Vol. 23, Henry L. Doherty Series, Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, USA. — 849 p.

234. Kazemi H., Merrill L.S., Porterfield K.L., Zeman P.R. Numerical simulation of water-oil flow in naturally fractured reservoirs. // SPE Journal, Vol. 16, №6, Dec. 1976, pp. 317-326.-SPE Paper 5719.

235. Lake L.W. Enhanced oil recovery. Prentice-Hall, Englewood Cliffs, New Jersey, 1989.-550 p.

236. Landa J.L., Home R.N., Kamal M.M., Jenkins C.D. Reservoir characterization constrained to well-test data: a field example. // SPE Reservoir Eval.&Eng. 3(4), August 2000, p. 325-334. SPE Paper 65429.

237. Lien S.C., Seines K., Havig S.O., Kydland T. The first long-term horizontal-well test in the Troll thin oil zone. // Journ. Petr. Tech., 8/1991, pp. 914-917, 970-973.

238. Lu H., Di Donato G., Blunt M.J. General transfer functions for multiphase flow in fractured reservoirs. // SPE Journal, Sept. 2008, pp. 289-297. SPE Paper 102542.

239. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A. The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom hole pressure build up characteristics. // JPT, Vol. 2, №4, 1950, p. 91-104.

240. Muskat M. Use of data on the build-up of bottom-hole pressures. // Transactions of the AIME, 1937, Vol. 123, p. 44-48.

241. Muskat M., Meres M.W. The flow of heterogeneous fluids through porous media. -Physics, Vol. 7, Sept. 1936, p. 346-363.

242. Nanba T., Home R.N. Estimation of water and oil relative permeabilities from pressure transient analysis of water injection well data. // Presented at the 64th SPE ATCE, San Antonio, Texas, October 8-11, 1989. SPE Paper 19829.t

243. Pruess K., Narashimhan T.N. A practical method for modeling fluid and heat flow in fractured porous media. // SPE Journal, Vol. 25, N1, pp. 14-26. SPE Paper 10509.

244. Ramirez F.W. Application of optimal control theory to enhanced oil recovery. — Elsevier, 1987.-243 p.

245. Rhett D.W. Ekofisk revisited: a new model of Ekofisk reservoir geomechanical behavior. // SPE/ISRM Rock Mechanics in Petroleum Engineering, 8-10 July 1998, Trondheim, Norway. SPE Paper 47273.

246. Richardson J., Kerver J., Hafford J., Osoba J. Laboratory determination of relative permeability. // Trans. AIME, Vol. 195, №4-5, 1958.

247. Ringrose P.S. Total-property modeling: dispelling the net-to-gross myth // SPE RE&E., Oct. 2008, Vol. 11, №5, p. 866-873.

248. Serra K.V., Peres A.M.M., Reynolds A.C. Well-test analysis for solution-gas-drive reservoirs: Part 1 determination of relative and absolute permeabilities. // SPE Formation Evaluation, June 1990, p. 124-132. - SPE Paper 17020.

249. Stone H. L. Probability model for estimating three-phase relative permeability. // Trans AIME (JPT), 249, 1970, p. 214-218.

250. Stone, H. L. Estimation of three-phase relative permeability and residual oil data. // Journ. Can. Pet. Tech., Vol 12, 1973, p. 53-61.

251. Wannell M.J., Colley N.M., Halford F.R. The use of a new technique to determine permeability anisotropy. // Presented at the Offshore European Conference, Aberdeen, UK, 7-10 Sept. 1993,- SPE Paper 26801.

252. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. SPE Inc., Richardson, Texas, 2002.233 p.

253. Willhite P.G. Waterflooding. / SPE Textbook Series, Vol.3 Society of Petroleum Engineers, Richardson, TX, USA, 1986. - 326 p.

254. Worthington P.F. The application of cutoffs in integrated reservoir studies. // SPE Res. Eval. & Eng., December 2008, p. 968-975. SPE Paper 95428.

255. Worthington P.F., Cosentino L. The role of cutoffs in integrated reservoir studies. // SPE Res. Eval.&Eng., Aug. 2005, p. 276-290.

256. Xie X., Weiss W.W., Tong Z., Morrow N.R. Improved oil recovery from carbonate reservoirs by chemical stimulation. // SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, USA, Tulsa, 17-21 April 2004. SPE Paper 89424.

257. Yang P.-H., Watson A.T. Automatic history matching with variable-metric methods. // Presented at the 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, September 27-30, 1987. SPE Paper 16977.