Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Шаламов, Михаил Аркадьевич

• Шаламов, Михаил Аркадьевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шаламов, Михаил Аркадьевич

Введение.

1. Анализ проблем проектирования разработки низкопродуктивных объектов месторождений нефти.

1.1. Краткая характеристика текущих запасов нефти Самотлорского месторождения.

1.2. Краткий анализ результатов применения технологий воздействия и интенсификации добычи на пласте АВ! '

1.3. Применение методов контроля за разработкой пласта АВ,1".

1.4. Основные проблемы разработки пласта АВ[

2. Состояние проблемы применения ГРП в практике разработки месторождений нефти и газа.

2.1. Сущность ГРП, основные виды ГРП.

2.2. Анализ проведения гидроразрывов пласта на пласте АВ! ".

2.3. Принципы проведения тестирования пласта перед ГРП.

2.4. Исследования фактических режимов гидроразрыва пласта и графиков добычи нефти после ГРП.

2.5. Рекомендации по совершенствованию технологии ГРП, оценка экономической эффективности.

3. Совершенствование методов гидродинамических исследований нефтяных и газовых скважин.

3.1. Состояние проблемы.

3.2. Основные методы ГДИ, применяемые при разработке нефтяных месторождений.

3.3. Применение ГДИ в на месторождениях ОАО «ТНК-ВР».

3.4. Разработка численной модели для изучения процессов фильтрации жидкости в пласте и поступления ее в скважину.

3.5. Изучение особенностей влияния ствола скважины на получаемые КВД.

4. Разработка гидродинамических моделей фильтрации при решении задач разработки нефтяных месторождений.

4.1. Построение трехмерной секторной геологической модели пласта АВ[1-2.

4.2. Построение трехмерных секторных гидродинамических моделей различной степени подробности.

4.3. Сравнительный анализ проведенных гидродинамических расчетов, оценка объема извлекаемых запасов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование методов интенсификации добычи для неоднородных низкопродуктивных пластов»

Актуальность проблемы. В связи с тем, что разработка высокопродуктивных объектов месторождений Западной Сибири характеризуется снижением добычи нефти и прогрессирующим ростом обводненности, все большее внимание в последние годы уделяется разработке низкопродуктивных и неоднородных по строению пластов. Сложность геологического строения таких пластов, невысокие технико-экономические результаты пробной эксплуатации, отсутствие эффективных технологий не позволяют ориентироваться на имеющийся опыт при выборе стратегии эксплуатации залежей.

От качества моделирования разработки и обоснования технологий и методов интенсификации во многом зависит эффективность систем разработки подобных объектов. До настоящего времени нет однозначного модельного обоснования методов интенсификации воздействия на пласт. Реализуемые методы интенсификации добычи, из-за недостаточной их обоснованности, зачастую не приводят к желаемому эффекту, а иногда даже приносят вред.

Одной из значительных проблем применения моделирования процессов разработки месторождений, является получение достоверной исходной информации о физических параметрах пористых сред, например, информация методами гидродинамических исследований скважин. В этой связи множество научных работ в России и за рубежом посвящены анализу динамики изменения давления в скважине при притоке и восстановлении давления после ее остановки, методам интерпретации получаемых диаграмм давления и определения параметров пластов. Однако, при обработке промысловых результатов исследований, связанных с регистрацией кривых восстановления уровня (КВУ), выявлено, что при интерпретации замеров существует множество, иногда исключающих по сути друг друга, методов расчета параметров пласта.

Одним из методов повышения качественного уровня является использование специализированного программного обеспечения при создании цифровых трехмерных геологических и гидродинамических моделей, с помощью которых обосновывается объем геологических и, что особенно важно при проектировании, извлекаемых запасов. В связи с ограниченными возможностями вычислительной техники при создании цифровых трехмерных гидродинамических моделей применяется процедура ремасштабирования (укрупнения размерности сетки). Применение этой процедуры оказывает влияние на гидродинамические прогнозные расчеты и прогнозную величину извлекаемых запасов, что часто не учитывается при проектировании.

Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью повышения качества методов моделирования, совершенствованием программного обеспечения и методов интенсификации добычи нефти при проектировании разработки неоднородных низкопродуктивных пластов.

Цель работы. Совершенствование методов проектирования разработки нефтяных месторождений на основе создания содержательных гидродинамических моделей.

Научная новизна

1. Обоснованы рациональные технологии гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

2. Разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации с учетом влияния сложных профилей ствола на процессы запуска скважины в работу и восстановления давления после остановки скважины, исследован характер влияния профиля ствола скважины на получаемые кривые притока.

3. Проведен анализ влияния сеточных структур трехмерных цифровых гидродинамических моделей на прогнозные гидродинамические расчеты и величину извлекаемых запасов, разработаны методы их выбора.

Практическая ценность работы обусловлена тем, что предлагаемые модели и алгоритмы позволяют обосновать рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие проектирование процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов.

Проведенные исследования позволяют повысить степень обоснованности проектных решений за счет создания математической модели движения жидкости в системе «пласт-скважина».

Предложенные варианты построения оптимальных сеточных структур применены при построении гидродинамических моделей и составлении проектов разработки ряда месторождений ОАО «ТНК-ВР», наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004 г.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Шаламов, Михаил Аркадьевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Обоснованы рациональные способы гидроразрыва пластов для интенсификации добычи нефти, включающие дизайн процесса ГРП с учетом получения конфигурации трещин, наиболее вероятной для той или другой структуры пластов-коллекторов. При толщине глинистой перемычки до водоносного пласта менее трех метров и наличии массивного пропластка в нижней части разреза рекомендовано:

• Ограничиваться небольшими объемами закачки проппанта (не более 1520 тонн).

• Применять технологии отсыпки нижележащих пропластков проппантом с последующим разрывом верхних более тонких пропластков с вызовом распространения трещины в нижний крупный пропласток. Вероятность прорыва трещины через подстилающую нижнюю перемычку в нижележащие проницаемые отложения становится ничтожно малой.

• Учитывая низкое качество цементирования и высокую вероятность заколонных перетоков рекомендовано проведение дополнительной цементации интервала нижезалегающей глинистой перемычки (технология «стоп-кольца»).

Эффективность проводимых ГРП в настоящее время превысила 80 %. По проведенной оценке, дисконтированный кумулятивный денежный поток при реализации усовершенствованной технологии (за весь период разработки пласта АВ11"2) по сравнению с базовой технологией может увеличится практически вдвое, с 18,8 млрд. руб. до 35,8 млрд. руб. (на 90,8 %).

1. Разработаны методика и программа моделирования фильтрации движения жидкости в пласте и ее поступления в наклонно-направленную скважину. На основе моделирования впервые получено научно-обоснованное объяснение причин искривления КВД на ранних стадиях замера, связанных с влиянием профиля ствола скважины. Рекомендовано использовать разработанную методику оценки фильтрационных параметров пласта в «искривленных» скважинах при оценке его параметров.

2. При проведении долгосрочных технологических прогнозов рекомендовано дополнительно учитывать коэффициент охвата пластов заводнением, учет которого в современных западных пакетах для моделирования (Eclips, Tempest MORE и др.) не производится.

Результаты проведенных исследований использованы при составлении ряда проектных документов, наиболее значительными из которых являются «Технологическая схема ОПР пласта АВ/"2 Самотлорского месторождения» 2002 г.; «Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения» 2004г. и реализуются на практике.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шаламов, Михаил Аркадьевич, 2007 год

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

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

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

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

5. Гапонова JI.M., Шихов C.B., Казанцев П.Ю., Карнаухова У.М., Николаиди И.К. Методы оценки эффективности ГТМ. В сб. трудов «Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ», Тюмень, 2003 г, с. 154-163.

6. Гречин Е.Г., Емельянов П.В. Бурение наклонно-направленных скважин, учебное пособие / ТюмГНГУ, Тюмень., изд. Тюменкий инустриальный институт, 1990, 76 с.

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

8. Дияшев И.Р., Гиллард М.Р., Смаровозов А.А. «Супер ГРП на Ярайнерском месторождении», Нефтяное хозяйство, № 2, 2001 г.

9. Дияшев И.Р., Небесный А.И., Гиллард М.Р. «Супер ГРП повышает рентабельность разработки Ачимовской свиты Ярайнерского месторождения», Нефтегазовое Обозрение, 2002 г.

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

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

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

13. Каневская Р.Д., Кац P.M. "Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения" НХ, № 6, 1998, с. 34-37.

14. Карнаухов M.JI. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, 204 с.

15. Карнаухов M.JL, Казанцев П.Ю., Николаиди И.К., Пьянкова Е.М. Определение скин-эффекта по данным оценки продуктивности скважин до и после ГРП. г. Тюмень. Доклады конференции по информационным системам. 2004 г.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

28. Чекалюк Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. 286 с.

29. Чекалюк Э.Б. Универсальный метод определения физических параметров пласта по измерениям забойных давлений притока. Нефт. хоз-во. 1964, №3.-С. 36-40.

30. Чернов Б.С., Базлов М.Н., Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. 319 с.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

48. Daneshy A.A. Numerical Solushion of Sand Transport in Haidraulic Fracturing. JPT., Jan. 1978., p. 132-140.

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

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

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

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

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

54. Elkins L.F. Reservoirs Performance and well Spacing, Sprebbery Trend Area of West Texas, Trans. AIME, 198, p. 177-196.

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

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

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

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

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

60. Geertsma G., de Klerc F. A Rapid method of Predicting Width and Extend of Hydraulically Induced Fractures., JPT., Dec., 1969., 1571-1581.

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

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

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

64. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 18-20,1986.

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

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

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

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

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

70. Howard G.C., Fast C.R. Optimum Fluid Characteristics fof Fracture Extension. Drill and Production Prac., API, 1957. 261-270 p.

71. Howard G.C., Fast C.R. Monograph ser., Vol. II., Hydraulic Fracturing., Dallas., 1970.

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

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

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

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

76. Kcristianovich S.A., Sheltov Y.P. Formation of Vertical Fractures by Means of Highly Viscous Liqud. Pros. Fourth World Petroleum Congress, Sec. II., 1955., p.579-586.

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

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

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

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

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

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

83. Nordgren R.P. Propagation of Vertical Hudraulic Fracture., SPEJ., Aug., 1972., p. 306-314.

84. Perkins T.K., Kern L.R. Width of Hydraulic Fracture., J.P.T., Sept. 1961., p. 937-949.

85. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.

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

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

88. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area // J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.

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

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

91. Rosa A.J, and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).

92. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, 4, (1996), 21-27.

93. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.lOO.Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir//J.P.T., May 1982.

94. Suzuki K., Nanba T. Horizontal well test analysis system. SPE 20613,1990.

95. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage // Trans., AGU. 1955. v-II. p. 519.

96. Tauzin E., and Home R.N. Influence Functions for the Analysis of Well Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28433, Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25-28,1994.

97. Temeng K.O. and Home R.N. The Effects of High Pressure Gradients on Gas Flow, SPE 18269, Proceedings, 63rd Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 2-5,1988.

98. Tinsley J.M., Williams J.R., Tiner R.L., Malone W.T. Vertical Fracture Height its effect on steady-state production encrease, JPT, May, 1969, p. 633 -638.

99. Tinsley J.M., Williams J.R. A New Method For Providing Increased Fracture Conductivity and Improving Simulation Results., JPT., Nov. 1975., p. 1319-1325.

100. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells//Trans. AIME, 1953, v. 198.-p. -171-176.

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

102. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment// SPEJ, Sept. 1979.-p. 291-297.

103. O.Williams E. T., Kikani J. Pressure transient analysis of horizontal well in a naturally fractured reservoir. SPE 20612,1990.