Технологии динамического мониторинга и регулирования притока при разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Овчинников Кирилл Николаевич

• Овчинников Кирилл Николаевич
• кандидат наук
• 2021

Оглавление диссертации кандидат наук Овчинников Кирилл Николаевич

Введение

1 Основные положения и подходы к вопросам регулирования разработки месторождений, разрабатываемых горизонтальными стволами на основе динамического мониторинга промысловых

исследований

1.1 Мониторинг и методы исследования профилей притоков горизонтальных скважин

1.2 Обобщение опыта различных существующих подходов к динамическим технологиям исследований горизонтальных скважин

1.3 Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассерных индикаторов

2 Исследование влияния различных геолого-технических условий разработки на профиль притока горизонтальной скважины и основные

закономерности поведения профиля ее притока

3 Разработка технологии оборудования горизонтальных скважин с различными типами закачиваниями средствами динамического мониторинга профиля притока

3.1 Методика применения и испытаний динамических технологий построения многофазного профиля притока горизонтальной нефтяной скважины с помощью трассерных индикаторов

3.2 Моделирование распространения пропанта с трассерными индикаторами в трещине гидравлического разрыва пласта

3.3 Анализ применения и систематизация результатов динамического профиля притока на примере ряда скважин

4 Разработка алгоритма мониторинга и принятия последовательных решений по регулированию процесса выработки запасов УВ на основе данных систем ДМПП

5 Апробация и внедрение алгоритмов регулирования процесса выработки запасов на основании фактических данных динамического мониторинга профилей притоков к горизонтальным скважинам

5.1 Геолого-промысловый анализ выработки запасов участка кустов 24,25 Южно-Выинтойского месторождения

5.2 Геолого-промысловый анализ эксплуатации скважин и выработки запасов в зоне дренирования на основе маркерных

исследований профилей притоков

5.2.1 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины

№ 1390Г

5.2.2 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины

№ 1391Г

5.2.3 Анализ показателей эксплуатации и работы портов скважины

№ 1398Г

5.3 Обоснование мероприятий по регулированию системы разработки

5.4 Гидродинамическое моделирование процесса вытеснения с применением технологии ВПП в нагнетательных скважинах

5.5 Результаты внедрения рекомендаций по регулированию системы разработки

Основные выводы и рекомендации

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технологии динамического мониторинга и регулирования притока при разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами»

Актуальность работы

Истощение запасов разрабатываемых месторождений и высокая обводненность добываемой продукции обуславливают необходимость ввода в эксплуатацию месторождений со сложным геологическим строением, требующих значительных инфраструктурных затрат. Рост доли трудноизвлекаемых запасов, характеризующихся высокой неоднородностью и слабой согласованностью фильтрационно-емкостных свойств приводит к необходимости применения все более сложных технологических методов извлечения углеводородного сырья. Рациональная разработка нефтяных месторождений требует эффективных методов регулирования процесса выработки коллектора путем определения производительности интервалов скважины в динамике, выявления факторов, влияющих на характер работы интервала, а также корректирующих мер по повышению выработки коллектора.

Традиционные подходы к промыслово-геофизическим исследованиям не обеспечивают достаточной информативности ввиду отсутствия функции мониторинга для отслеживания динамики работы стволов.

Научное обоснование методов и технологий, направленных на обеспечение потока данных о системе «пласт-скважина» в динамике, является актуальной задачей, обеспечивающей повышение выработки пластов. Представленная работа посвящена решению проблемы отсутствия оперативных данных о работе горизонтальных секций и повышению релевантности геолого-гидродинамического моделирования и рекомендаций по управлению фильтрационными потоками в пласте.

Цель работы

Совершенствование технологий и методов мониторинга, управления разработкой и повышения эффективности выработки запасов месторождений нефти с применением динамических технологий исследований профилей притоков горизонтальных скважин.

Степень разработанности проблемы

Ключевые положения и подходы к вопросам регулирования разработки месторождений, в том числе и разрабатываемых горизонтальными стволами, представлены в научно-исследовательских, методических и аналитических работах Д. Г. Антониади, Л. К. Алтуниной, В. А. Бадьянова, Р. Н. Бахтизина, Д. В. Булыгина, М. Д. Валеева, И. В. Владимирова, В. Е. Гавуры, С. И. Грачева, О. М. Ермилова, С. А. Жданова, Ю. В. Зейгмана, Ю. А. Котенева, Р. Я. Кучумова, В. Д. Лысенко, С. П. Максимова, И. Т. Мищенко, В. Ш. Мухаметшина, А. И. Пономарева, М. К. Рогачева, М. М. Саттарова, М. Л. Сургучева, М. А. Токарева, К. М. Федорова, М. М. Хасанова, Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, В. А. Швецова и многих других видных ученых. Большой вклад в развитие технологий применения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальном стволе внесли работы А. Н. Попова, Н. Н. Головкина, К. В. Руппенейта, Ю. И. Либермана, И. А. Турчинова, Л. С. Гусева, Л. С. Лапидуса, А. А. Брандта, В. М. Добрынина, Н. С. Тимофеева, Р. С. Яреймчука и др.

Исследованиями и внедрением новых подходов к регулированию разработки месторождений также занимались научно-производственные коллективы предприятий ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг",

"КогалымНИПИнефть", ООО «Газпромнефть-НТЦ» и др.

Основные задачи исследования

1 Разработать методики подтверждения рабочих характеристик динамических технологий построения многофазного профиля притока горизонтальной нефтяной скважины с помощью трассерных индикаторов (маркеров) на основании комплекса лабораторных исследований.

2 Исследовать влияние различных геолого-технических условий разработки на профиль притока горизонтальной скважины (ГС) и установить основные закономерности поведения профиля ее притока.

3 Разработать технологию динамического мониторинга профиля притока ГС с различными типами заканчивания.

4 Исследовать и классифицировать основные типы профиля притока

ГС.

5 Разработать алгоритм мониторинга и регулирования процесса выработки запасов на основе динамической трассерной диагностики для повышения качества трёхмерного геолого-гидродинамического моделирования и управления выработкой коллектора.

6 Апробировать и внедрить алгоритмы регулирования процесса выработки запасов на основании данных динамического мониторинга профилей притоков ГС на нефтяных месторождениях-полигонах.

Объект и предмет исследования

Объектом исследований являются результаты динамического мониторинга профиля притока горизонтальных скважин (ДМПП). Предметом исследований является процесс разработки пласта с неоднородным терригенным коллектором, вскрытым ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).

Научная новизна

1 Разработан новый подход к заканчиванию скважины, позволяющий размещать носитель маркированного материала в скважине и/или пласте для динамического мониторинга профиля притока.

2 Классифицированы профили притоков ГС с выявлением влияющих геолого-технических факторов, таких как: поле проницаемости коллектора и его зональная и послойная неоднородность, наличие барьеров или зон неколлекторов, расчлененность, вязкостная и плотностная неоднородности пластовых флюидов, система разработки, наличие системы поддержания пластового давления, режим разработки залежи, конструкция скважин, тип закачиваемого агента, технологические режимы работы скважин.

3 Разработан алгоритм мониторинга и регулирования процесса выработки запасов на основе динамической трассерной диагностики для повышения качества трёхмерного геолого-гидродинамического

моделирования и принятия управленческих решений по выработке коллектора.

Теоретическая и практическая значимость работы

Теоретическая значимость работы заключается в том, что:

— лабораторными исследованиями и моделированием подтверждена корректность методики получения динамических данных о профилях притоков к горизонтальным стволам;

— повариантным гидродинамическим моделированием определены значимые геолого-технические факторы, которые влияют на формирование характера работы ГС, пробуренной в неоднородном терригенном коллекторе, а также на темп выработки запасов нефти и коэффициент извлечения нефти;

— выработаны рекомендации по выравниванию профиля притока и снижению обводненности интервалов горизонтального ствола, учитывающие многообразие возможных реальных геологических и технологических условий применения ГС в разработке нефтяных месторождений, при которых возрастает эффективность системы заводнения и площадь дренирования коллектора.

Практическая значимость работы заключается в том, что:

— рекомендации по корректирующему регулированию сектора пласта, примененные на объекте БВ7 Южно-Выинтойского месторождения (кусты № 24 и 25) позволили обеспечить эксплуатацию скважин с увеличением охвата

дренирования пласта на 5 %.

В результате применения методики на 26-ти ГС ООО «Лукойл-Западная

Сибирь» в период 2018-2021 гг. достигнут суммарный прирост дебита нефти 14 т/сут. Накопленная дополнительная добыча нефти составила 5,7 тыс. т. Суммарное сокращение отборов воды составило 2,6 тыс. т.

Методология и методы исследований

Задачи, поставленные в работе, решались комплексным применением технологии динамического мониторинга данных промысловых исследований горизонтальных скважин с помощью трассеров, экспериментальной оценкой ее достоверности, методами планирования эксперимента, а также методами

математического и нейро-сетевого моделирования процессов, протекающих при фильтрации пластового флюида в пласте, и его последующем анализе на поверхности.

Основные защищаемые положения

1 Новая технология динамического трассерного исследования профиля притока горизонтальных скважин в неоднородных терригенных коллекторах.

2 Классификация профилей притоков горизонтальных скважин, сформированных различными геологическими и техническими факторами.

3 Алгоритм мониторинга и регулирования выработки коллектора на основе динамической трассерной диагностики и актуализированных ГДМ.

Степень достоверности и апробации результатов

Положения и результаты исследования освещены в докладах на научно-технических совещаниях ООО «Лукойл-Западная Сибирь» (Когалым, 2019, 2020 гг.), Российской нефтегазовой технической конференции RPTC (2019, 2020 гг.), 22-ой Международной Нефтегазовой Выставке и Конференции ADIPEC (ОАЭ, Абу Даби, 2019 г.), конференции ПАО «Газпром нефть» «Проблемы и опыт разработки трудноизвлекаемых запасов нефтегазоконденсатных месторождений» (Санкт-Петербург, 2017 г.), Российском нефтегазовом саммите «Трудноизвлекаемые и нетрадиционные запасы» (Москва, 2018 г.), Middle East Oilfield Services MEOFS, (Бахрейн, 2019 г.), 19-ой Китайской международной выставке нефтегазового и нефтехимического оборудования и технологий CIPPE (КНР, Шанхай, 2019 г.), Национальном нефтегазовом форуме (Москва, 2018 г.), а также реализованы при разработке участков Южно-Выинтойского и Имилорского месторождений.

Публикация результатов

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 18-ти научных трудах, в том числе 12 — в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАКом Министерства образования и науки РФ,

и в шести публикациях в изданиях, входящих в Международную реферативную базу Scopus.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы и приложений. Список литературы содержит 92 наименования. Работа изложена на 149-ти страницах машинописного текста, содержит 9 таблиц и 70 рисунков.

1 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ПОДХОДЫ К ВОПРОСАМ РЕГУЛИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ,

РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМИ СТВОЛАМИ НА ОСНОВЕ ДИНАМИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Основные положения и подходы к вопросам регулирования разработки месторождений, в том числе разрабатываемых горизонтальными стволами, представлены в научно-исследовательских, методических и аналитических работах В. Е. Андреева, Д. Г. Антониади, Л. К. Алтуниной, В. А. Бадьянова, Р. Н. Бахтизина, Л. С. Бриллианта, Д. В. Булыгина, М. Д. Валеева, И. В. Владимирова, В. Е. Гавуры, Р. Х. Гильмановой, С. И. Грачева, О. М. Ермилова, С. А. Жданова, Ю. П. Желтова, Ю. В. Зейгмана, М. И. Кременецкого, Ю. А. Котенева, Р. Я. Кучумова, Л. Е. Ленченковой, В. Д. Лысенко, С. П. Максимова, И. Т. Мищенко, Н. Н. Михайлова, В. Ш. Мухаметшина, А. И. Ипатова, А. И. Пономарева, П. В. Пятибратова, М. К. Рогачева, М. М. Саттарова, М. Л. Сургучева, М. А. Токарева, К. М. Федорова, М. М. Хасанова, Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, В. А. Швецова, В. И. Шпильмана и многих других ученых.

Значительный вклад в развитие технологий применения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальном стволе внесли работы А. Н. Попова, Н. Н. Головкина, К. В. Руппенейта, Ю. И. Либермана, И. А. Турчинова, Л. С. Гусева, Л. С. Лапидуса, В. Н. Щелкачева, А. А. Брандта, В. М. Добрынина, А. И. Спивака, Н. С. Тимофеева, Р. С. Яреймчука, Ю. П. Желтова и др. [13, 14, 20, 21].

Ключевым фактором, влияющим на развитие горизонтального бурения, в последние годы стал более высокий экономический эффект от строительства горизонтальных стволов по сравнению с наклонно-направленными скважинами. Как показывает мировой опыт, дебиты горизонтальных скважин (ГС) в среднем в 3-8 раз выше, чем вертикальных или наклонно-направленных

скважин, разрабатывающих тот же продуктивный пласт, что позволяет сократить операционные затраты и оптимизировать сетку добывающих скважин [60].

В связи с истощением запасов и ухудшением геологических условий разработки отмечается постепенное падение пластового давления и, как следствие, снижение дебитов скважин. В связи с этим нефтяным компаниям необходимо предпринимать меры для поддержания уровня добычи: вводить в эксплуатацию новые скважины либо применять геолого-технические мероприятия (ГТМ), включая многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП).

В настоящее время около 90 % проектов строительства ГС сопровождаются проведением МГРП той или иной стадийности, зависящей от длины горизонтальных участков (стволов) и геологических особенностей конкретных пластов [64, 65]. Количество операций МГРП постепенно возрастает пропорционально увеличению числа вводимых ГС и боковых горизонтальных стволов практически во всех регионах добычи углеводородов.

При общем росте объема бурения ГС, при увеличении их длины горизонтальных стволов и количества ступеней МГРП рост добычи нефти часто не соответствует проектному уровню, и одной из важнейших задач разработки месторождения становится получение наиболее полной информации по притокам продуктивных интервалов скважин.

1.1 Мониторинг и методы исследования профилей притоков

горизонтальных скважин

Проведение и интерпретация результатов геофизических исследований, хорошо зарекомендовавших себя в вертикальных стволах, в ГС осложнены многофазностью потока, изменениями скорости течения флюида в стволе, наличием восходящих и нисходящих участков траектории горизонтального участка ствола [4, 65]. Прямой перенос технологии проведения исследований и алгоритмов интерпретации с вертикальных скважин на горизонтальные приводит к ошибочным заключениям [5].

При исследовании горизонта проводится установление отдающих интервалов, состав поступающих флюидов и их дебиты.

Низкая проницаемость коллекторов предопределяет ряд явлений, так или иначе влияющих на процессы разработки. Для таких залежей характерны: нелинейный неньютоновский режим течения нефти в коллекторе, высокая длительность периодов установления стационарного режима работы скважин, низкая продуктивность, быстрое падение пластового давления в области отборов и др. Все это оказывает существенное влияние на уровень добычи нефти, на оптимальный подбор погружного насосного оборудования при запуске скважин в эксплуатацию, на формирование сетки скважин и системы поддержания пластового давления.

Результаты ряда работ [2-4, 6] подтверждают, что повышение эффективности применения ГС с многозонными ГРП возможно на основе детального изучения профиля притока к портам скважины.

Определение профилей притока в эксплуатационных скважинах является основой для принятия технических решений по максимально эффективной разработке месторождений нефти и газа, оптимизации решений по закачиванию скважины или проведению работ по капитальному ремонту.

Промысловое исследование в ГС является дорогостоящей процедурой, требующей применения сервиса гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) или тракторов. Осуществимость и успешность операций зависит от сезонной доступности самой скважины, сложности формы и интенсивности набора кривизны на участках, длинны ствола и мест изменения внутренних диаметров обсадной колонны. Использование традиционных методов построения профиля притока позволяет получать забойные данные в кратком временном окне нахождения комплекса ПГИ в стволе скважины, что не позволяет отслеживать динамику работы интервалов под влиянием различных факторов, тем самым ограничивая ценность полученных данных для управления выработкой коллектора.

В связи с этим актуальным является внедрение динамических технологий исследований ГС, позволяющих выполнять постоянный мониторинг работы ствола.

Методы исследования профилей притока скважин после МГРП

Анализ эффективности МГРП традиционно основан на оценке результатов заканчивания скважин и петрофизических характеристик пласта, продуктивности каждого интервала МГРП. При этом проведение исследований скважин после МГРП обеспечивает возможность судить на основе получаемой информации об эффективности проводимых работ, устанавливать закономерности распределения давления, температуры, фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и скоростей выработки запасов на месторождении, а также корректировать последующие проекты бурения и заканчивания скважин для оптимизации будущего дизайна скважины [55].

Часто, ввиду того, что геологические условия в пределах одного месторождения сходны, конструкция проектируемых скважин оказывается идентичной пилотной. В связи с этим становятся еще более актуальными вопросы подбора оптимальной конструкции скважины, расположения муфт ГРП, режимов работы, увеличения добычи углеводородов путем задержки прорывов газа или воды, уравнивания притока в ГС.

На сегодняшний день большинство ГС оборудованы компоновками с неуправляемыми портами — и только 12 % скважин оборудованы устройствами для контроля притока нерегулируемого и регулируемого типов (Inflow Control Device). Ожидается, что к середине 2020-х гг. этот параметр значительно возрастет [64, 65]. Такие устройства помогают понять, как ведет себя пласт, улучшить работу скважины, корректировать работу пласта путем определения оптимального распределения падения давления и сохранения равномерной добычи. Эти устройства позволяют эффективно бороться с прорывами воды или газа. Очевидно, что без точной, а самое важное, оперативной информации о притоках из различных интервалов скважин и

портов ценность подобных устройств резко падает. Например, места прорыва воды могут быть определены путем включения в состав комплекса промысловых геофизических исследований (ПГИ) приборов для шумометрии или термометрии, что, в свою очередь, приводит к удорожанию внутрискважинных операций [55].

Специфика исследования ГС требует решения таких вопросов, как снятие данных по фазам флюида по всему сечению ствола скважины установкой нескольких спиннеров на прибор ПГИ, влияние колонны гибких насосно-компрессорных труб (ГНКТ) на точность измерения давления и расходов. Зачастую в условиях ГС стандартная механическая расходометрия становится неинформативной, а показания методов определения состава отражают, в первую очередь, не работу пластов, а характер заполнения ствола скважин [55].

Применение стандартных комплексов ПГИ с одной турбиной расходомера, традиционно использовавшихся в вертикальных скважинах, оказалось не оптимальным решением для ГС, что связано со множеством ошибок [4]. Более успешное исследование может быть выполнено с помощью специализированного аппаратного комплекса, способного уверенно решать поставленные задачи в скважинах с многофазным течением и расслоенным потоком.

Существенным недостатком традиционных методов является возможность получения забойных данных лишь во время прохода комплекса ПГИ по стволу скважины. Нет возможности отслеживать влияние на вклад интервалов ствола или ступеней многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в общий дебит ввиду таких факторов, как изменение режима работы насоса, депрессия, работа системы ППД. Проблематичным представляется также оперативное выявление обводнившихся интервалов и выполнение ремонтно-изоляционных работ.

Применение спектральной шумометрии и термогидродинамического моделирования в ГС

Горизонтальные скважины предъявляют дополнительные требования к выбору метода диагностики притоков. Это обусловлено малым изменением геотермической температуры по длине горизонтального участка и меньшими депрессиями на пласт, чем при исследовании вертикальных скважин. В последние годы в комплекс ПГИ вводятся блоки измерения спектральной шумометрии, с помощью которых можно получить волновую картину акустической эмиссии и выделить средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора. Эти аномалии позволяют определять работающие интервалы пласта на фоне низкочастотных помех, ассоциирующихся с течением пластового флюида в стволе скважины.

Для малопродуктивных месторождений с высоковязкой нефтью важно использовать высокочувствительную термометрию для нивелирования влияния движения струны прибора и ограничения скорости замера (не выше 5 м/мин). Термометрия достаточно чувствительна к неинформативным эффектам, таким как границы раздела фаз, процесс смешивания флюида во внутрискважинном пространстве. Поэтому для проведения исследования методом высокоточной термометрии необходимы специальные скважинные термометры [9, 13, 17, 25, 26].

Определение трехфазного потока с помощью термометрии требует достаточно длительного времени, затрачиваемого на выявление более или менее понятных температурных аномалий, с которыми можно работать. К тому же точность определения количественных значений трехкомпонентного дебита у отечественных приборов весьма невысока. Данные расходометрии используются как данные о составе притока по стволу и об общем притоке на входе в НКТ и далее при помощи симуляторов раскладываются по интервалам. Качественно приток достаточно достоверно определяется по шумометрии, а количественно — уже при моделировании с использованием термограммы в

интервалах, определенных с помощью термометрии [9, 13, 17, 18, 25, 26, 37, 68, 69].

Спектральная шумометрия позволяет выявить интервалы движения флюида по пласту и определить аномалии термометрии, связанные с эффектом притока по пласту в ГС. Для моделирования температуры скважины, многопластового резервуара и вмещающих толщ, а также для установления динамики потоков жидкости в многопластовой системе используется термогидросимулятор TERMOSIM (ТСТ) [44, 50, 68].

Помимо технических ограничений, таких как необходимость останавливать скважину, проводить исследование в искусственном режиме, невозможность проведения ПГИ, для ряда компоновок МГРП спускаемые в скважину комплексы ПГИ позволяют получать только единовременную картину притоков в скважине. Они не позволяют выполнять исследование скважин в течение продолжительного времени и получать динамическую картину работы интервалов скважины.

Кроме того, при внутрискважинных операциях существуют риски прихвата или потери забойных инструментов, что требует длительных и дорогостоящих ловильных работ. Наконец, усложнение конструкции комплексов ПГИ также неизбежно сказывается на стоимости работ [44].

В настоящее время в мире получают распространение методы динамического мониторинга профилей притоков с помощью трассерных индикаторов, позволяющие получать качественные и количественные данные по работе интервалов ГС без осуществления внутрискважинных операций [42, 44-56].

В России и Китае в последние годы применяются инновационные методы трассерной диагностики профилей притоков скважин с применением высокотехнологичных материалов и методик, позволяющие решить задачу разработки месторождений, оптимизации добычи и бурения на качественно новом уровне [30,31]. Принципиальное отличие данных технологий от традиционных методов геофизических исследований скважин (ГИС)

заключается в возможности мониторинга работы портов в скважине на протяжении длительного периода времени при значительном уменьшении задействованных ресурсов, сокращении расходов и повышении безопасности производства.

1.2 Обобщение опыта различных существующих подходов к динамическим технологиям исследований горизонтальных скважин

Зачастую внедрение новых разработок в нефтегазовом секторе вызывает множество вопросов, среди которых технологическая эффективность ее применения в промысловых условиях, а главное — экономический эффект. Несмотря на присущий отрасли традиционный консерватизм, внедрение новых подходов к проведению исследований скважин поможет крупным нефтегазовым компаниям оптимизировать затраты на поддержание существующих и развитие будущих проектов.

В работе проанализирован и обобщен опыт различных существующих подходов к динамическим технологиям исследований ГС на основании трассерных технологий. Сравнительная характеристика трассерных систем динамического мониторинга профилей притоков ГС приведена в Таблице 1.1.

Использование технологий динамического мониторинга профиля притока к стволу позволяет проводить оценку вклада интервалов скважины в общий дебит 1-2 раза в месяц на протяжении 3-5 лет. Обилие данных позволяет решать прикладные задачи разработки месторождений, такие как локализация остаточных запасов, оперативная идентификация прорывов чужой воды и выравнивание профиля притока [53, 55].

При динамических методах исследования используют следующие технологии трассерных элементов:

Таблица 1.1 — Сравнительная характеристика трассерных систем динамического мониторинга профилей притоков ГС

№ п/п Параметр Химические водо- и нефтерастворимые )еагенты Химические ДНК-трассеры Трассерные индикаторы с квантовыми точками

Флуоресцентные трассеры Ионные трассеры Органические трассеры

1 Состояние Сухой порошок / жидкость Полимер Полимерная матрица

2 Разновидность 5-7 (флуоресцеин натрия, динатриевая соль эозина, эритрозин, родамин) 5-7 (роданистый аммоний, натрий, карбамид, мочевина, нитрат натрия, аммония;) 3-4 спирты (изопропанол, бутанол), изомеры фторбензойной кислоты Нет данных 60 и более

3 Растворимость в воде/нефти Хорошо растворимы в воде Растворимы как в нефти, так и в воде

4 Устойчивость в пластовых условиях Средняя Высокая

5 Метод идентификации индикаторов Флуоресцентная микроскопия Фотометрия, спектроскопия электронно-парамагнитного резонанса Хроматография Жидкостная хроматография, масс-спектрометрия Проточная цитометрия

6 Прибор для анализа Флюорат, флуоресцентный микроскоп Флюорат, фотоэлектрический колориметр Хроматограф Хроматограф, масс-спектрограф Проточный

7 Чувствительность От 1 мг/т Нет данных От 1 г/т Нет данных Не ограничена

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Овчинников Кирилл Николаевич, 2021 год

Список использованной литературы

1 Азиз Х. Математическое моделирование пластовых систем; Пер. с англ. / Х. Азиз, Э. Сеттари.— М.: Недра, 1982.— 408 с.

2 Аксельрод С. М. Исследование профиля притока в горизонтальных скважинах / С. М. Аксельрод // НТВ «Каротажник».— Тверь: Изд-во АИС.— 2005.— Вып. 5-6.— С. 301-335.

3 Алексеев А. Д. Опыт и перспективы применения современных комплексов ГИС и ГДИС на месторождениях Салымской группы /

A. Д. Алексеев, А. А. Аниськин, Я. Е. Волокитин, М. С. Житный, Д. А. Карнаух, А. В. Хабаров // Журнал "Инженерная практика".— 2011.— Вып. 11-12.

4 Алиев З. С. Исследование горизонтальных скважин / З. С. Алиев,

B. В. Бондаренко.— М.: Изд-во "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004.— 300 с.

5 Алиев З. С. Определение производительности горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин / З. С. Алиев, В. В. Шеремет // ЭИ. Сер. Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.— М.: ВНИИЭгазпром.— 1992.— Вып. 3.— 2010.

6 Бадалов Г. И. Контроль разработки нефтяных месторождений геофизическими методами / Г. И. Бадалов.— М.: МИНГ, 1991.— 64 с.

7 Басин Я. Н. Геофизические исследования скважин на этапе эксплуатации месторождений нефти и газа / Я. Н. Басин, Е. В. Грунис // НТВ АИС Каротажник.— 1996.— № 25.— С. 11-15.

8 Басин Я. Н. Применение промыслово-геофизических методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений / Я. Н. Басин, О. Л. Кузнецов, А. С. Петухов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1973.— 125 с.

9 Басин Я. Н. Высокочувствительная термометрия в комплексе с ядерно геофизическими методами для контроля за нефтяными месторождениями Западной Сибири / Я. Н. Басин, А. Г. Степанов // Новые методы и аппаратура ядерной геофизики, 1970.— 116 с.

10 Белоус В. Б. Новая технология мониторинга нефтяных скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов / В. Б. Белоус, А. И. Ипатов, Д. Н. Гуляев и др. // Нефтяное хозяйство.— 2006.— № 12.— С. 62-67.

11 Беляков Н. В. Технологии интегрированных исследований бурящихся горизонтальных скважин / Н. В. Беляков // НТВ «Каротажник».— Тверь: Изд-во АИС.— 2005.— Вып. 5-6.— С. 92-96.

12 Борисов Ю. П. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин / Ю. П. Борисов и др.— М.: Недра, 1964.

13 Буянов А. В. Количественная оценка работы нагнетательных горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом на основе термометрии / А. В. Буянов // Геофизика.— 2018.— № 2.— С. 30-36.

14 Бузин П. В. Перспективы применения маркерных методов для исследования горизонтальных скважин / П. В. Бузин, А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов, К. Н. Овчинников и др. // Время Колтюбинга.— Время ГРП.— 2017.— № 3 (061).— С. 34-46.

15 Ваганов Л. А. Расчет оптимальной приемистости нагнетательных скважин в условиях площадной системы заводнения / Л. А. Ваганов,

A. Ю. Сенцов, А. А. Анкудинов, Н. С. Полякова // Нефть и газ.— 2017.— С. 63-67.

16 Валиуллин Р. А. Методические рекомендации по диагностике состояния нефтяных пластов и скважин геофизическими методами / Р. А. Валиуллин, А. Ш. Рамазанов, Р. К. Яруллин, В. С. Назаров,

B. Я. Федотов.— ПОВХ, 1998.— 228 с.

17 Валиуллин Р. А. Термометрия в комплексе с другими геофизическими методами для диагностики пластов и скважин: Методические рекомендации / Р. А. Валиуллин, А. Ш. Рамазанов, Р. К. Яруллин, В. Ф. Назаров.— Уфа, 2000.— 154 с.

18 Валлиулин Р. А. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин / Р. А. Валлиулин, А. Ш. Рамазанов.— Уфа: Изд-во Башкирского государственного университета, 1992.— 168 с.

19 Владимиров И. В. Определение профиля притока к полого направленной добывающей скважине при различной плотности перфорационных отверстий на основе детальной математической модели / И. В. Владимиров, И. И. Владимирова, О. П. Торопчин // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности.— 2010.— № 1.— С. 30-33.

20 Владимиров И. В. Исследование условий эффективного применения технологий ГРП на горизонтальных стволах скважин для многопластовых систем коллекторов / И. В. Владимиров, В. В. Литвин, С. Х. Абдульмянов, Н. И. Хисамутдинов // Нефтепромысловое дело.— 2010.— № 11.— С. 11-16.

21 Владимиров И. В. Оптимальные условия применения технологии ГРП на горизонтальных стволах скважин / И. В. Владимиров, В. В. Литвин, С. Х. Абдульмянов, Н. И. Хисамутдинов, В. Ш. Шаисламов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений.— 2010.— № 11.— С. 54-58.

22 Владимиров И. В. Профиль притока к полого направленной добывающей скважине с ГРП / И. В. Владимиров, В. Ш. Шаисламов, Е. В. Пицюра, В. А. Лепихин, Д. А. Кравец // Нефтепромысловое дело.— 2011.— № 1.— С. 4-6.

23 Горбачев Ю. И. Геофизические методы контроля за разработкой нефтегазовых месторождений / Ю. И. Горбачев, А. И. Ипатов.— М.: ГАНГ, 1996.— 130 с.

24 Гурьянов А. В. Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассеров на квантовых точках / А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов, К. Н. Овчинников // Время колтюбинга.— 2017.— № 2 (60).— С. 42-51.

25 Дахнов В. Н. Термические исследования скважин / В. Н. Дахнов, Д. И. Дьяконов.— М.: Гостоптехиздат, 1952.— 252 с.

26 Дворкин И. Л. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта / И. Л. Дворкин,

Р. А. Валиуллин, Р. Б. Булгаков, Ф. Г. Загидуллина, А. М. Байков, Н. В. Демин // Нефтяное хозяйство.— 1986.— С. 15-18.

27 Добрынин В. М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / Под ред.

B. М. Добрынина.— М.: Недра, 1988.— 476 с.

28 Ипатов А. Комплексная распределенная система постоянного мониторинга горизонтальных скважин. Опыт Новопортовского НГКМ / А. Ипатов, М. Кременецкий, Е. Панарина и др. // SPE_187769-RU, 2017.— 22 с.

29 Ипатов А. И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременец-кий.— Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010.— 780 с.

30 Ипатов А. И. Мониторинг и регулирование разработки залежей с использованием ОРЭ и оборудования «smart well», адаптация систем ОРЭ к задачам по контролю разработки // Инженерная практика.— 2012.— № 2.—

C. 16-25.

31 Ипатов А. И. Промыслово-геофизический контроль эксплуатации горизонтальных скважин с помощью распределенных оптоволоконных стационарных измерительных систем / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, И. С. Каешков, А. В. Буянов // Нефтяное хозяйство.— 2016.— № 12.— С. 69-71.

32 Ипатов А. И. Долговременный мониторинг промысловых параметров как знаковое направление развития современных ГДИС / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий // Инженерная практика.— 2012.— № 9.— С. 4-8.

33 Ипатов А. И. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложно построенных месторождений углеводородов / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, И. В. Каешков и др. // Нефтяное хозяйство.— 2015.— № 9.— С. 68-72.

34 Ипатов А.И. Опыт реализации технологии контроля притока и его состава на технологическом режиме отбора при ОРЭ / А. И. Ипатов, М. И. Кременецкий, С. И. Мельников и др. // Инженерная практика.— 2014.— № 1.— С. 42-47.

35 Пат. 2476670 РФ. Способ определения фильтрационных свойств совместно работающих пластов / А. И. Ипатов, С. И. Мельников, М. И. Кременецкий, Д. Н. Гуляев, заявл. 15.09.2011, опубликовано 27.02.2013.

36 Ипатов А. И. Информационная система мониторинга разработки нефтяных месторождений на базе стационарных контрольно-измерительных модулей / А. И. Ипатов, М. Ф. Нуриев, В. Б. Белоус // Нефтяное хозяйство.— 2009.— № 10.— С. 58-62.

37 Каешков И. С. Опыт эффективного мониторинга фонтанной горизонтальной нефтяной скважины с помощью распределенной оптоволоконной термометрии / И. С. Каешков, А. В. Буянов, Е. П. Фигура и др. // НТВ «Каротажник».— 2017.— № 8(278).— С. 34-50.

38 Кашапов Д. В. Течение жидкости с проппантом в горизонтальной скважине при проведении операции гидравлического разрыва пласта // Нефть. Газ. Новации.— 2019.— № 7.— С. 62-66.

39 Кнеллер Л. Е. Прогноз потенциальных дебитов горизонтальных скважин по данным ГИС / Л. Е. Кнеллер, Я. С. Гайфуллин, В. У. Рахматуллин, К. В. Антонов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1997.— № 12.

40 Кременецкий М. И. Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти / М. И. Кременецкий, Д. Н. Гуляев, В. М. Кричевский и др. // Нефтяное хозяйство.— 2014.— № 3.— С. 106-109.

41 Кременецкий М. И. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей / М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, Д. Н. Гуляев.— М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012.— 896 с.

42 Овчинников К. Н. Долговременный мониторинг профиля притока газовой горизонтальной скважины после проведения МГРП посредством маркерных полимерных технологий / К. Н. Овчинников, А. А. Белова, А. В. Буянов и др. // Газовая промышленность.— 2020.— № 9(806).— С. 86-94.

43 Овчинников К. Н. Моделирование распространения маркированного проппанта в трещине гидравлического разрыва пласта / К. Н. Овчинников, А. В. Буянов, Е. А. Малявко, Д. В. Кашапов // Бурение и нефть.— 2020.— № 10.— С. 20-27.

44 Овчинников К. Н. Задачи разработки месторождений и бурения, решаемые с помощью технологии маркерной диагностики профилей притоков скважин / К. Н. Овчинников // Нефть. Газ. Новации.— 2019.— № 2.— С. 71-77.

45 Овчинников К. Н. Новый подход к исследованию скважин: Маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах / К. Н. Овчинников, П. В. Бузин, К. М. Сапрыкина // Инженерная практика.— 2017.— № 12.— С. 82-88.

46 Овчинников К. Н. Исследование скважин до 20 раз в год, с технологией динамического мониторинга профиля притока от компании GEOSPLIT / К. Н. Овчинников // Деловой журнал Neftegaz.RU.— 2020.— № 9(105).— С. 86-89.

47 Овчинников К. Н. Диагностика и мониторинг притоков скважин с помощью трассеров на квантовых точках / А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов, К. Н. Овчинников // Время колтюбинга.— 2017.— № 2 (60).— С. 42-51.

48 Овчинников К. Н. Комплексный подход к эффективной разработке месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин. / Д. А. Шестаков, М. М. Галиев, К. Н. Овчинников, Е. А. Малявко // Территория «НЕФТЕГАЗ».— 2019.— № 6.— С. 64-71.

49 Овчинников К. Н. Маркерный мониторинг профиля и состава притока в горизонтальных скважинах Средне-Назымского месторождения как

эффективный инструмент получения информации в условиях ТРИЗ /

B. Б. Карпов, А. А. Рязанов, Н. В. Паршин, К. Н. Овчинников, В. А. Лисс, Е. А. Малявко // Журнал «Недропользование XXI век».— 2019.— № 6.—

C. 54-63.

50 Овчинников К. Н. Новый подход к исследованию скважин: Маркерная диагностика профилей притоков в горизонтальных скважинах / К. Н Овчинников, П. В. Бузин, К. М. Сапрыкина // Журнал "Инженерная практика". — 2017.— Вып. 12. — С. 82-88.

51 Овчинников К. Н. О технологии маркерного мониторинга. Система позволяет принимать решения по оптимизации затрат при разработке месторождений / М. Р. Дулкарнаев, А. В. Гурьянов, А. Ю. Каташов, К. Н. Овчинников, В. А. Лисс, Е. А. Малявко // Журнал «Нефтегазовая вертикаль». — 2020.— № 9-10. — С. 99-103.

52 Овчинников К. Н. Повышение эффективности разработки месторождений с помощью технологий Big Data. / А. Ю. Каташов, А. В. Гурьянов, Ю. А. Котенёв, К. Н. Овчинников, В. В. Киселёв // Журнал «Недропользование XXI век».— 2019.— № 4.— С. 124-133.

53 Овчинников К. Н. Практическое применение технологии метода флуоресцирующих микросфер в горизонтальных скважинах Верхнесалымского месторождения: эффективность метода, технологии и подхода / И. Л. Новиков, К. Н. Овчинников, А. Ю. Каташов // SPE-196835. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, Октябрь 2019. Moscow, Russia.

54 Овчинников К. Н. Системы маркерной диагностики и мониторинга для эффективного управления разработкой месторождения / М. Р. Дулкарнаев, К. Н Овчинников, Е. А. Малявко // Журнал «Инженерная практика». — 2018.— Вып. 11. — С. 40-47.

55 Овчинников К. Н. Современные технологии исследования профиля притока в горизонтальных скважинах как инструмент цифровизации месторождений нефти и газа / К. Н. Овчинников, И. Л. Новиков,

Е. А. Малявко // SPE-198358-RU. Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 16-18 октября, 2019, Астана, Казахстан.

56 Овчинников К. Н. Геолого-промысловое обоснование регулирования разработки Южно-Выинтойского месторождения на основе динамического маркерного мониторинга горизонтальных скважин / К. Н. Овчинников, М. Р. Дулкарнаев, А. Ю. Каташов, Е. А. Малявко и др. // Нефть, газ, новации.— 2020.— № 10.— С. 58-63.

57 Пат. 2685600 РФ, МПК Е21В43/267. Способ определения внутрискважинных притоков флюида при многоступенчатом гидроразрыве пласта / А. В. Гурьянов // Патентообладатель Общество с ограниченной ответственностью «ГеоСплит» № 2018126690, заявл. 20.07.2018, опубликовано 22.04.2019.

58 Колесникова А. А. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке /

A. А. Колесникова, М. И. Кременецкий, А. И. Ипатов, И. В. Коваленко,

B. С. Комаров, Г. М. Немирович // Нефтяное хозяйство.— 2016.— № 8.—

C. 84-88.

59 Проселков Е. Ю. Оценка предельной длины горизонтальной скважины / Е. Ю. Проселков, Ю. М. Проселков // НТЖ Нефтяное хозяйство.— 2004.— № 1.— С. 71-74.

60 Рудницкий С. В. Маркетинговое исследование российского рынка мониторинга многостадийного ГРП / С. В. Рудницкий, С. В. Ананенко, В. А. Кравец.— ООО «Эр Пи Ай Истерн Юроп», 2017.— 76 с.

61 Сальникова О. Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах / О. Л. Сальникова // НТВ «Каротажник».— 2015.— № 256.— С. 65-78.

62 Савич А. Д. Геофизические исследования горизонтальных скважин. Состояние и проблемы / А. Д. Савич // НТВ «Каротажник».— Тверь: Изд-во АИС.— 2010.— Вып. 2.— С. 16-37.

63 Телков М. В. Обоснование и совершенствование методов фильтрационных сопротивлений, связанных с притоком жидкости и газа к несовершенной скважине / М. В. Телков, Е. В. Колесник, С. И. Грачёв.— М.: Изд-во Всероссийский научно-исследовательский институт организации, управления и экономики нефтегазовой промышленности, 2008.— 64 с.

64 Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. Статистические данные по отраслям ТЭК: Отчет «Проведение гидроразрыва пластов». — М., 2017.

65 Центральное диспетчерское управление топливно-энергетического комплекса. Статистические данные поотраслям ТЭК: Отчет «Скважины, законченные строительством в горизонтальном бурении».— М., 2017.

66 Шестаков Д. А. Комплексный подход к эффективной разработке месторождений с применением интеллектуального мониторинга притока горизонтальных скважин / Д. А. Шестаков, М. М. Галиев, К. Н. Овчинников, Е. А. Малявко // Территория «НЕФТЕГАЗ».— 2019.— № 6.— C. 64-71.

67 Ягафаров А. К. Исследование малодебитных скважин / А. К. Ягафаров, Г. А. Шлеин, В. К. Федорцов, С. Г. Горностаев.— Тюмень: Изд-во Вектор-Бук, 2004.— 293 с.

68 Ягафаров А. К. Современные геофизические и гидродинамические исследования нефтяных и газовых скважин: Учебное пособие / А. К. Ягафаров, И. И. Клещенко, Д. В. Новосёлов.— Тюмень: ТюмГНГУ, 2013.— 140 с.

69 Яковлев Б. А. Решение задач нефтяной геологии методами термометрии / Б. А. Яковлев.— М.: Недра, 1979.— 144 с.

70 Katashov А. Digital platform as a tool for efficient reservoir management. First Break / A. Katashov, K. Ovchinnikov, D. Tatarinov, E. Malyavko.— 2021.— Vol. 39, Issue 7, Jul.— Р. 57-61.

71 Alivisatos Quantum dots as cellular probes / Alivisatos, et al. // Annu. Rev. Biomed. Eng, 2005.— Р. 55-76.

72 Araya A. An Account of Decline-Type Curve Analysis of Vertical, Fractured, and Horizontal Well Production Data, SPE 77690 / A. Araya,

E. Ozkan // SPE Annual Technical Conference and Exhibition.— San Antonio, Texas.— 2002.

73 Arefyev S. Comparison of various tracer-based production logging technologies application results in one well / S. Arefyev, V. Makienko, D. Shestakov, M. Galiev, K. Ovchinnikov, E. Malyavko, I. Novikov // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Abstract, SPE-196829-MS.— 2018.

74 Barnes T. G. Passbands for acoustic transmission in an idealized drill string / T. G. Barnes, B. R. Kirkwood // J. Acoust. Soc. Amer.— 1972.— Vol. 51, № 5.— P. 1606-1608.

75 Basov A. Evolution of Horizontal Wells Production Logging Using Markers, SPE-196830-MS / A. Basov, O. Bukov, D. Lazutkin, A. Olyunin, V. Kuznetsov, V. Ipatov, T. Shevchuk, K. Saprykina, K. Ovchinnikov, I. Novikov // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 22-24 October, Moscow, Russia, 2019.

76 Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models / D. Bourdet.— Amsterdam: Elsevier, 2002.— 439 p.

77 Breiman L. Random Forests / L. Breiman // Machine Learning.— 2001.— 45(1).— P. 5-32. DOI: 10.1023/A: 1010933404324.

78 Brown G. A. Permanent Reservoir Monitoring Using Fiber Optic Distributed Temperature Measurements, SPE-108791-DL / G. A. Brown // Society of Petroleum Engineers, 2005.

79 Dulkarnaev M. The First Comprehensive Study of Tracer-Based Technologies in Reservoir Conditions, SPE 192564-MS / M. Dulkarnaev, K. Ovchinnikov, A. Gurianov, A. Anopov, E. Malyavko // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 22-24 October, Moscow, Russia, 16-18 October 2017.

80 Ekimov A. I. Quantum size effect in the optical spectra of semiconductor micro-crystals / A. I. Ekimov, A. A. Onushchenko // Soviet Physics: Semiconductors, 1982.— P. 775-778.

81 Filev M. Technology for Determining the Inflow from Near and Far Zones of Fractures During Hydraulic Fracturing by Chemical Tracers in a Production

Well / M . Filev, V. Soldatov, I. Novikov, J. Xu, K. Ovchinnikov, A. Belova, A. Drobot // International Petroleum Technology Conference, Virtual, March 2021. Paper Number: IPTC-21357-MS.

82 Guryanov A. V. 2017. Production Logging Using Quantum Dot Tracers / A. V. Guryanov, A. Yu. Katashov, K. N. Ovchinnikov // Coiled Tubing Times Journal.— 2017.— No. 2 (60).— P. 42-51.

83 Guryanov A. Application of Fluorescent Markers to Determine the Formation Fluid Inflow After MFrac; Paper SPE 196776-MS / A. Guryanov, R. Gazizov, E. Medvedev, K. Ovchinnikov, P. Buzin, A. Katashov // SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, 22-24 October, 2019.

84 Guryanov A. Big Data in Field Development Projects, SPE-196862-MS / A. Guryanov, A. Katashov, K. Ovchinnikov, K. Saprykina, I. Novikov, E. Malyavko, , V. Kiselev // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 2018.

85 Joshi S. D. Angmentation of Well Productivity With Slant and HorizontalWells / S. D. Joshi // J. of Petrol. Techn. June, 1988.— P. 729-739.

86 Katashov A. Improving Field Development Efficiency Using Big Data Technologies. Petroleum Geology XXI Century / A. Katashov, A. Guryanov, V. Kiselev, K. Ovchinnikov, Yu. Kotenev.— 2019.— № 4.— P. 124-133.

87 Kawasaki. Nanotechnology, nanomedicine, and the development of new, effective therapies for cancer / Kawasaki et al // Nanomedicine: Nanotechnology, Biology, and Medicine.— 2005.— Vol. 1.— P. 101-109.

88 Kremenetskiy M. I. Permanent Downhole Production Monitoring & Well-testing of Commingled Production Reservoirs / M. I. Kremenetskiy, A. I. Ipatov, A. V. Gorodnov, V. N. Chernoglazov // Paper SPE 138049 prepared for presentation at the SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition.— Moscow, Russia. 26-28 October, 2010.— 5 p.

89 Kremenetsky M. I. New way of individual evaluation of tight comingled reservoirs / M. I. Kremenetsky, S. I. Melnikov, E. P. Panarina, V. V. Kokurina // SPE Conference Paper.— 171254-MS.— 2014.— P. 2-6.

90 Ovchinnikov K. Production logging in horizontal wells without well intervention, SPE-187751-MS / K. Ovchinnikov, A. Gurianov, P. Buzin, A. Katashov, O. Dubnov, R. Agishev // SPE Russian Petroleum Technology Conference.— Moscow, Russia, October, 2017.

91 Shestakov D. An Integrated Approach to Efficient Development of Fields using Intelligent Horizontal Wells Production Logging Technology / D. Shestakov, M. Galiyev, K. Ovchinnikov, E. Malyavko // Oil and Gas Territory.— 2019.— № 6.— P. 64-71.

92 Tabatabaei M. Fracture Stimulation Diagnostics in Horizontal Wells Using DTS, SPE-148835-MS / M. Tabatabaei, D. Zhu // Presented at the Canadian Unconventional Resources Conference.— Calgary, 15-17 November, 2011.