Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Аникеев, Даниил Павлович

• Аникеев, Даниил Павлович
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Аникеев, Даниил Павлович

Введение.

Глава 1. Обзор предшествующих работ и- обоснование тематики диссертации.

1.1. Обработка результатов исследования скважины.

1.2. Моделирование скважины и водоносного бассейна.19'

1.31 Задачи адаптации истории разработки.

1.4: Определение фильтрационно-емкостных параметров пласта и параметров ОФП.

1.5. Современное состояние приборной базы.

1.6. Выбор используемых моделей.

1.7. Обоснование тематики диссертационной работы.

Глава 2. Постановка прямых задач теории фильтрации в абсолютном и эффективном поровом пространстве

2:1. Постановка и; решение- прямых задачи в классическом абсолютном) поровом пространстве.

2.2. Модель работы скважины.

2.3. Способы описания относительных фазовых проницаемостей.

2.4. Начальные и граничные условия.

2.5. Отличия постановки задач теории фильтрации в эффективном поровом пространстве.

Глава 3. Методы решения обратной задачи.

3.1. Постановка и алгоритм решения задачи идентификации

3.2. Апробирование способов определения направления поиска,

Глава 4. Идентификация параметров пласта по данным специализированных исследований.

4.1. Описание физической постановки специализированных исследований скважины.

4.2. Обоснование необходимой информации.

4.3. Различия при решении обратных задач в эффективном и абсолютном поровых пространствах.

4.4. Анализ решений эквивалентных обратных задач в эффективном и абсолютном поровых пространствах.

Глава 5. Исследование скважины с принудительным формированием конуса воды.

5.1. Физическая постановка задачи.

5.2. Поисковые математические эксперименты.

Глава 6. Обработка результатов промыслового эксперимента.

6.1. Описание проведенного эксперимента и обсуждение исходных данных.

6.2. Предварительная обработка исходных данных.

6.3. Описание и анализ полученных результатов.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технологии и интерпретация результатов специализированных исследований нефтяных скважин при реализации 2D двухфазных фильтрационных течений»

Актуальность тематики исследований

На современном уровне развития теории и практики разработки месторождений нефти и газа неотъемлемой частью этого процесса стало использование математических моделей месторождений и отдельных объектов разработки. Вне зависимости от конкретной реализации, такие модели предполагают численное решение системы дифференциальных уравнений, которые описывают процессы переноса флюида в пласте. Уже стало нормой' применение трехмерных и многофазных моделей. Качество получаемых результатов при использовании таких моделей сильно зависит от достоверности исходных данных о свойствах флюидов и продуктивного коллектора.

При насыщении 3D гидродинамической модели исходными данными требуется знание указанных свойств во всем объеме модели. Прямые же методы исследования пластов - керновые и геофизические могут предоставить информацию только о нескольких локальных точках пласта. Поэтому для- определения параметров в межскажинном > пространстве используются непрямые методы, способные дать оценки нужных для модели параметров.

В качестве таковых выступают гидродинамические методы исследования скважин (ГДИС). Результаты ГДИС не дают возможность непосредственно определить те или иные параметры. Однако они позволяют получить информацию после соответствующей процедуры идентификации. Степень достоверности определения параметров и сам набор параметров, определяемых по результатам ГДИС, зависит, в том числе, от используемой методики обработки полученных при исследовании данных. Строя различные предположения о наиболее адекватной модели, используя разные методики при обработке одних и тех же результатов исследования, можно получить различную информацию. Тем более, что с математической точки зрения соответствующие обратные задачи относятся к классу некорректных.

Используемые сегодня методики обработки кривых восстановления давления (КВД) часто являются однофазными по своей сути. Даже когда из физических соображений известно, что течение существенно многофазное, решения часто отыскиваются на однофазной модели. Так поступают, например, при обработке КВД, снятых в нефтяных скважинах при давлении ниже давления насыщения. При таком давлении из нефти начинает выделяться газ, который формирует подвижную газовую фазу.

Отказ от рассмотрения фильтрационного течения как двухфазного лишает возможности определить форму кривых относительных фазовых проницаемостей (ОФП) - важнейшего элемента модели многофазного течения. Одной из ситуаций, когда при исследовании скважины пренебрегать двухфазностью потока нельзя — это исследования обводняющихся скважин. Если вода уже поступила в скважину, например, в результате формирования конуса воды в прискважинной зоне, то неучет этого факта даст некорректные результаты.

Кроме понятия относительных фазовых проницаемостей некоторые исследователи вводят еще и псевдо ОФП. Смысл введения таких функций — за счет модификации ОФП учесть другие эффекты [149, 182]. Так, были попытки учесть за счет псевдофункций гравитационную сегрегацию. При таком подходе происходит некоторая подмена понятий. В рамках прямой задачи с формальной точки зрения все остается как раньше, но под термином ОФП понимается нечто другое. Возможна ситуация, когда в результате обработки данных исследований будут определены некоторые функции, аналогичные псевдо ОФП. Хотя будет считаться, что определяются ОФП. Такое может случиться, если ОФП оцениваются по результатам закачки воды в монолитный пласт большой толщины с использованием одномерной/ модели. Так как проявление гравитационной сегрегации в рамках одномерной модели не учитывается явно, то этот факт приведет к искажению ОФП. Проблема в том, что полученные таким образом ОФП в дальнейшем будут использоваться при проведении прогнозных вариантов. В рамках которых функции ОФП воспринимаются в качестве истинных. Для устранения такого недостатка следует переходить к моделям с учетом влияния сил гравитации. Тем более, как будет показано в дальнейшем, это приводит к новым возможностям и результатам.

В настоящий момент наметился при построении ряда моделей переход к концепции эффективного порового пространства. В связи с этим целесообразно понять, как перестроение моделей на основе нового подхода повлияет на обработку результатов ГДИС.

Существует новая технология вертикального заводнения пластов. Существенным фактором для ее применимости является величина вертикальной проницаемости пласта. Часто используемая на практике величина вертикальной проницаемости, вычисленная как 0,1 от проницаемости в горизонтальном направлении здесь является приемлемой. Значение вертикальной проницаемости должно быть определено в лабораторных условиях или обосновано по результатам гидродинамических исследований. Второе более предпочтительно, так как такое определение даст данные о вертикальной проницаемости на масштабе пласта. На сегодня существуют способы определения вертикальной проницаемости в пласте, но они либо оперируют с проницаемостями в прискважинной зоне, либо используют сильно идеализированные модели строения пласта.

Поэтому тематика данной диссертационной работы представляется актуальной. Ибо в ней сделана попытка нахождения не только ОФП, но и проницаемости в вертикальном направлении на основе специализированных исследований скважины.

Цель работы

Она заключается в обосновании технологий исследования скважин на основе принудительного формирования многофазных потоков и методики обработки получаемых результатов с учетом проявления гравитационных сил в неоднородном по коллекторским свойствам пласте с целью определения функций ОФП и проницаемости в вертикальном направлении.

Основные задачи исследования

• Обоснование технологий исследования скважин в 2D двухфазной постановке с целью получения необходимых для 3D компьютерного моделирования исходных данных.

• Разработка и программная реализация алгоритма интерпретации результатов исследования скважин на основе предлагаемых технологий, позволяющих определять одновременно параметры ОФП и фильтрационно-емкостные параметры пласта.

• Создание и программная реализация алгоритма интерпретации данных исследования скважин с учетом концепции эффективного порового пространства.

• Сопоставление результатов интерпретации исследования скважин на основе концепций абсолютного и эффективного порового пространств.

• Проведение обработки фактических данных исследования скважин.

Методы решения поставленных задач

Для решения поставленных задач использовались методы численного решения систем дифференциальных уравнений в частных производных, методы теории оптимального управления.

Научная новизна

• Предложены алгоритмы идентификации искомых параметров по результатам исследования скважин с использованием методов теории численного анализа и теории оптимального управления.

• Обоснованы две технологии исследования на основе создания вблизи скважин двухфазных фильтрационных потоков в двухмерном пространстве (в координатах r-z), позволяющие .определить функции ОФП и фильтрационно-емкостные параметры, включая проницаемость вдоль вертикальной координаты.

• На основе математических экспериментов применительно к концепции абсолютного порового и эффективного порового пространства доказана большая результативность и информативность решения обратных задач теории фильтрации в рамках концепции эффективного порового пространства.

• Доказано, что переход от традиционной концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства сокращает количество уточняемых (идентифицируемых) параметров пласта, ускоряет вычисление отдельной итерации обратной задачи.

Практическая значимость

• Для специализированных технологий гидродинамических исследований нефтяной скважины предложены методы обработки получаемых результатов и программная их реализация, которая позволяют одновременно идентифицировать проницаемость в вертикальном и латеральном направлениях, пористость и параметры ОФП.

• Показана возможность повышения результативности интерпретации результатов ГДИС при использовании модели эффективного пространства, которые оказалась более эффективной по сравнению с традиционными подходами.

• Предлагаемые технологии исследования скважин и интерпретации получаемых данных позволяют отказаться при 3D гидродинамическом моделировании от необосновано и примаеняемого задания проницаемости в вертикальном направлении, равной 0.1 от проницаемости вдоль латерали.

Защищаемые положения

• Технологии исследования скважин и алгоритм интерпретации получаемых результатов, позволяющие идентифицировать одновременно кривые ОФП в пластовых условиях и значения проницаемости по латерали и вертикали, коэффициент пористости коллектора.

• Результаты математических экспериментов, показывающие, что переход к концепции эффективного порового пространства повышает информативность обработки результатов ГДИС.

Внедрение результатов исследований

Созданные алгоритмы и компьютерная программа были использованы для обработки результатов специализированных исследований скважины. Полученных данные переданы в Научно-аналитический департамент ОАО "Газпромнефть".

Апробация работы

Основные результаты исследований доложены на следующих конференциях и семинарах:

• Международный технологический симпозиум "Повышение нефтеотдачи пластов", 13 — 15 марта 2002 г., РАГС при Президенте РФ (г. Москва).

• Международная конференция «Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья», посвященной 15— летию ИПНГ РАН. г. Москва 24 - 26 ноября 2004г.

• Семинарах лаборатории нефтегазоконденсатоотдачи ИПНГ РАН.

Публикации

По результатам исследований опубликовано 6 работ, в том числе 2 без соавторов. Получен патент РФ на изобретение (Способ исследования и интерпретации результатов исследований скважин и пластов. Патент РФ № 2213864 / Закиров С.Н., Закиров Э.С., Индрупский И.М., Аникеев Д.П.).

Благодарности

Автор глубоко признателен д.т.н. Э.С. Закирову за научное руководство, профессору С.Н. Закирову за консультации по затронутым в работе вопросам. Автор также выражает свою благодарность всему коллективу лаборатории газонефтеконденсатоотдачи ИПНГ РАН за внимание, помощь и поддержку в ходе проведения работы. Автор благодарит своих родителей за долготерпение, проявленное ими во время выполнения автором трудоемких исследований, нашедших отражение в данной работе.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Аникеев, Даниил Павлович

Общие выводы

1. Автором предложены две новые разновидности технологий исследования скважин. Первая заключается в закачке воды через несовершенную скважину в слоисто-неоднородный пласт с последующим отбором жидкости. Вторая предусматривает принудительное обводнение несовершенной по степени вскрытия скважины подошвенной водой. По физической сущности такие исследования скважин несут в себе информацию о ФЕС, ОФП для нефти и воды, а также о значении проницаемости пласта в вертикальном направлении.

2. Предложены алгоритмы и выполнена программная их реализация для решения соответствующих (предлагаемых технологий исследования скважин) обратных задач теории фильтрации в оптимизационной 2D двухфазной постановке.

3. Доказано, что переход от концепции абсолютного порового пространства к концепции эффективного порового пространства:

•сокращает количество идентифицируемых параметров пласта,

•ускоряет процесс поиска и повышает степень достоверности уточняемых параметров пласта.

4. В практическом плане результаты исследований автора

•использованы при обработке данных специализированных исследований конкретной скважины,

•повышают степень достоверности построения 3D геологических и 3D гидродинамических моделей продуктивных пластов, в частности, за счет отказа от необоснованного задания проницаемости в вертикальном направлении равной 0.1 от проницаемости в горизонтальном направлении,

•дают полезную информацию специалистам по исследованию скважин, позволяющую осуществлять более корректную технологию исследования скважин и интерпретацию получаемых результатов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Аникеев, Даниил Павлович, 2007 год

1. Абасов, М.Т., Азимов, Э.Х., Кулиев, A.M., Мамиев, Г. С., Султанов, Т.М. Методика обработки результатов исследования скважин методом установившихся отборов // Нефтяное хозяйство., 1974. — № 1. — с. 35 — 39.

2. Абасов, М.Т., Палатник, Б.М., Закиров, И.С. Идентификация функций относительных фазовых проницаемостей при двухфазной фильтрации // Доклады АН СССР, 1990, том 312, №4, с. 930 933.

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

4. Аметов, И.М. Басович, И.Б., Бакарджиева, В.И., Капцанов, Б.С. Применение метода детерминированных моментов для обработки кривых восстановления давления при исследовании неоднородных пластов // Тр. ВНИИ, вып. 61, М.: ВНИИ, 1977, с. 174-181.

5. Аникеев, Д.П. Идентификация свойств пласта при специализированных исследованиях скважин // Технологии ТЭК. 2007. Июнь. стр. 32 36.

6. Аникеев, Д.П. Новое в исследованиях нефтяных скважин // Труды междунар. конф « Фундаментальные проблемы разработки нефтегазовых месторождений, добычи и транспортировки углеводородного сырья»" г. Москва 24-26 ноября 2004г.стр. 169-170.

7. Афанасьев, В.А., Сочин, В.П., Черемисин, Н.А., Климов, А.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. стр. 31-33.

8. Баренблатт, Г.И., Борисов, Ю.П., Каменецкий, С.Г., Крылов, А.П. Об определении параметров нефтеносного пласта по данным о восстановлении давления в остановленных скважинах // Изв. АН СССР, Отд. техн. н. 1957. — № 11.-с. 84-91.

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

10. Баренблатт, Г.И., Максимов, В.А. О влиянии неоднородностей на определение параметров нефтеносного пласта по данным нестационарного притока к скважинам // Изв. АН СССР. ОТН, 1958. №7. с. 49 - 55.

11. Басниев, К.С., Дмитриев, Н.М., Каневская, Р.Д., Максимов, В.М. Подземная гидромеханика // М.: Институт компьютерных исследований. 2005. 495 с.

12. Басович, И.Б., Капцанов, Б.С. Выбор фильтрационных моделей по данным гидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство, 1980. №3. -с. 44-47.

13. Блинов, А.Ф. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом притока // Труды ТатНИИнефть. Вып. 4. 1962. с. 442 — 452.

14. Богачев, Б.А., Цепляев, И.И., Яговцев, А. С. Аналитический способ определения дебита вертикальной- скважины в момент ее остановки для исследования // Нефтяное хозяйство. 2004. — №11. стр. 86 — 87.

15. Борисов, Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости // Тр. ВНИИнефть, вып. XIX, М.: Гостоптехиздат, 1959. с. 115 - 133.

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

17. Вирновский, Г.А. Автомодельные обратные задачи теории нестационарной фильтрации в слоистых пластах // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа (МЖГ), 1979. №4. с. 171 - 175.

18. Вирновский, Г.А. Исследование обратных задач двухфазной фильтрации в слоисто-неоднородных нефтяных пластах // Тр. ВНИИ, вып. 88, М.: ВНИИ, 1984, с. 66-75.

19. Вирновский, Г.А. О методах обработки результатов моделирования нестационарного трехфазного течения и построения кривых относительных проницаемостей // Тр. ВНИИ, вып. 88, М.: ВНИИ, 1984, с. 158 165.

20. Вирновский, Г.А. Об идентификации одномерной модели двухфазной фильтрации // Тр. ВНИИ, вып. 59, М.: ВНИИ, 1977, с. 41 49.

21. Вирновский, Г.А. Об определении относительных проницаемостей при трехфазном течении в пористой среде // Известия АН СССР, Механика жидкости и газа (МЖГ). 1984. -№ 5. с. 187 189.

22. Вольпин, А.С. Обзор современных автономных глубинных манометров и оборудования для гидродинамических исследований скважин. // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. — практ. конф, 16 — 18 декабря 2003 г. М. стр. 257 260.

23. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. Перевод с англ. М.: Мир, 1985,511 с.

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

25. Годунов, С.К.: Разностный метод численного расчета разрывных решений уравнений гидродинамики // Математический сборник, 1959, т. 47, стр. 270— 306.

26. Григорьев, Г.А., Ингерова, Т.В., Минаков, И.И., Московии, В.Д., Горбунов, А.Т. Расчет эффективного капиллярного давления и коэффициента проницаемости по данным о впитывании жидкости // Нефтяное хозяйство. — 1995.-№ 9.-стр. 26-29.

27. Григорьев, Г.А., Ингерова, Т.В., Московии, В.Д., Горбунов, А.Т. Метод расчета параметров смачивания и коэффициента проницаемости по кинетике впитывания жидкости в пористые тела // Нефтяное хозяйство. 1994. — № 5. — стр. 35-37.

28. Гриценко, А.И., Алиев, 3. С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. Руководство по исследованию скважин // М.: Наука, 1995. — 523 с.

29. Гуляев, Д.Н. Особенности гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. практ. конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 228 — 234.

30. Дахнов, В. Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин // М.: Недра, 1982. 448 с.

31. Дмитриев, М.Н. Модели двухфазной фильтрации в анизотропных средах: дис. . канд. техн. наук: 01.02.05, РГУ нефти и газа им И.М. Губкина // Москва. 2007. 113 с.

32. Дмитриев, М.Н., Дмитриев, Н.М., Кадет, В.В. Обобщенный закон Дарси и структура фазовых и относительных фазовых проницаемостей длядвухфазной фильтрации в анизотропных средах // МЖГ. 2003. № 2. стр. 136 -145.

33. Дмитриев, М.Н., Максимов, В.М. Определяющие уравнения двухфазной фильтрации в анизотропных пористых средах // МЖГ1998. — № 2. стр. 87 -94.

34. Добрынин, В. М., Венделыптейн Б. Ю., Резванов Р. А., Африкян А. Н. Промысловая геофизика. М.: Недра, 1986. — 342 с.

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

36. Закиров, С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконтенсатных месторождений // М: "Струна". 1998. — 628 с.

37. Закиров, С.Н., Закиров, Э.С., Индрупский, И.М. Новые представления в 3D . геологическом и гидродинамическом моделировании // Нефтяное хозяйство. 2006. № I.e. 34-41.

38. Закиров, С.Н., Индрупский, И.М. Идентификация типа карбонатного коллектора по данным исследований скважин. Доклады РАН, т. 396, 2004. №6. с. 800-803.

39. Закиров, С.Н., Сомов, Б. Е., Гордон, В.Я., Палатник, Б.М., Юфин, П.А. Многомерная и многокомпонентная фильтрация // М: Недра, 1988.

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

41. Закиров, Э.С., Закиров, И.С., Закиров, С.Н. Методы теории оптимального управления при разработке месторождений нефти и газа // Всероссийская конф. по разработке нефтяных месторождений. Альметьевск. 2000: Изд. ВНИИОЭНГ.

42. Зотов, Г.А., Коротаев, Ю.П., Почуева, Е.А. Определение положения зон литологического и тектонического экранирования по кривым нарастания давления в газовых скважинах // Тр. ВНИИгаз, вып. 18/26, М.: Гостоптехиздат, 1963. — с. 173 — 182.

43. Иктисанов, В.А. Максимум логарифмической производной забойного давления. Причины возникновения // Труды междунар. . форума исследователей скважин и второй науч. практ. конф, 16 — 18 декабря'2003 г. М. стр. 215-222.

44. Иктисанов, В.А. Причины возникновения максимума логарифмической производной забойного давления // Нефтяное хозяйство. 2004. — № 5. стр. 54 -56.

45. Иктисанов, В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство 2002 г.-№2. стр. 56-59.

46. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. М., РХД, 2005, 780 с.

47. Каменецкий, С.Г., Суслов, В.А. Гидродинамические методы контроля текущей нефтенасыщенности пласта. М.: Недра, 1967, 93 с.

48. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов // Москва Ижевск. : Институт компьютерных исследований. 2002. 140 с.

49. Карнаухов, M.JI. Методика интерпретации диаграмм давления, получаемых при испытании скважин // Нефтяное хозяйство, 1980. №3. с. 47 - 50.

50. Козлов, Г.А. Экспериментальные исследования проницаемости импульсным методом ЯМР // Тр. ВНИИ, вып. 59, М.: ВНИИ, 1977, с. 67 73.

51. Коротаев, Ю.П., Зотов, Г.А. О форме индикаторных кривых скважины, вскрывшей несколько продуктивных горизонтов // Тр. ВНИИгаз, вып. 18/26. -М.: Гостоптехиздат, 1963. — с. 97 — 104.

52. Корценштейн, В.Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР // М.: Недра. 1977. 247 с.

53. Кочкин, О.В. Теоретические основы установившийся двухфазной фильтрации в центробежном (гравитационном) поле // Нефтепромысловое дело. 1997. — № 4-5. стр. 20-23.

54. Крылов, Г.В., Лапердин, А.Н., Маслов, В.Н. Совершенствование методов геологического изучения, анализа и проектирования разработки газовых месторождений севера Западной Сибири // Новосибирск: Изд. СО РАН. — 2005.-392 с.

55. Кульпин, Л.Г. Изучение особенностей прискваженной и удаленных зон дренирования гидродинамическими методами // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч. — практ. конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 111-121.

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

57. Курбанов, А.К., Константинов, М.Ю. Определение функций фазовых проницаемостей // Газовая промышленность. 2000. №10. стр. 46 - 47.

58. Курбанов, А.К., Константинов, М.Ю. Определение функций фазовых проницаемостей при фильтрации жидкости // Газовая промышленность. 1999. -№12. стр. 30-32.

59. Левченко, И.Ю. Об особенностях применения'производных давления для анализа КВД // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч.—практ. конф, 16 18 декабря 2003 г. М. стр. 314 - 317.

60. Лозин, Е.В., Зайнутдинов, Р. С., Демин, С.А. Определение остаточной нефтенасыщенности песчаников верхней юры Коттынского месторожденияпо результатам исследования керна. // Нефтяное хозяйство. 2005. — № 5. — стр. 69-71.

61. Лозин, Е.В., Шушарин, В.П., Баширов, И.Р. Гидродинамические исследования скважин с использованием современных глубинных приборов // Нефтяное хозяйство. 2004. -№ 11. стр. 78 80.

62. Маскет, М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. Перевод с англ. М. JL: Гостоптехиздат, 1949. 628 с.

63. Михайлов, Н.Н. Остаточное нефтенасыщение разрабатываемых пластов // М: Недра 1992. 270 с.

64. Михайлов, Н.Н. Проницаемость пластовых систем // М: 2006. 185 с.

65. Мосулов, А.Ю. Результаты форсированного отбора жидкости в условиях значительной- неоднородности коллекторов по проницаемости // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 49 — 51.

66. Мясников, Ю.А. Обработка кривых восстановления давления с учетом* притока после кратковременной работы скважины при упругом режиме // Тезисы докл. на науч.-техн. конф. молодых ученых и специалистов. Харьков. ОНТИ УКРНИИгаз. 1972. с. 45 - 46.

67. Павленко, Г.А. Влияние результатов гидродинамических исследований на адаптивность постоянно действующей геолого-гидродинамической'модели к реальным условиям залежи // Нефтяное хозяйство. 2004. № 12. стр. 84 — 87.

68. Рахматуллин, В.У., Потапов, А.П. Об одной задаче восстановления давления. // Нефтяное хозяйство. 2001. -№3. с. 56 58.

69. Самарский, А.А. Теория разностных схем. // М.: Наука, 1977. 653 с.

70. Сеидов, В.М. Определение некоторых параметров пластов при эксплуатации месторождения // Нефтяное хозяйство. 2005. № 11. стр. 58 - 60.

71. Сонич, В.П., Черемисин, Н.А., Климов, А.А., Афанасьев, В.А. Влияние на нефтеотдачу форсированных отборов и перспективы их применения // Нефтяное хозяйство. 2002. № 8. стр. 31—33.

72. Степанов, С.В. Использование данных разработки месторождений нефти для получения кривых фазовых проницаемостей // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 67 69.

73. Степанов, С.В. Математическое моделирование скважины с учетом структуры насыщенности расчетной ячейки // Нефтяное хозяйство. 2006. — № 4. стр. 52-55.

74. Таиров, Н.Д., Саркисов, А.А, Джафарли, С.З. Влияние гидрофобности пород на фазовые проницаемости для нефти и воды // Нефтяное хозяйство 1974. № 1. стр. 48-49.

75. Федоров, В.Н., Мешков, В.М. Термогидродинамические исследования горизонтальных скважин и скважин, вскрывших многопластовые объекты // Труды междунар. форума исследователей скважин и второй науч.-практ., конф, 16-18 декабря 2003 г. М. стр. 64 76.

76. Федоров, В.Н., Нестеренко, М.Г., Лушпеев В.А. Оценка качественного состава флюида в горизонтальном стволе скважины // Нефтяное хозяйство. 2006.-№4. стр. 76-78.

77. Хавкин, А.Я., Максимов, М.М., Путохин, B.C. Идентификация относительных фазовых проницаемостей по результатам гидродинамических расчетов // Геология, Геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1996 г. № 12. стр. 35-38.

78. Хайруллин, М.Х., Хисамов, Р.С., Шамсиев, М.Н., Фархуллин, Р.Г. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин методами регуляризации. М: Институт компьютерных исследований 2006.

79. Харин, О.Н. Основные задачи теории нестационарной фильтрации // М: Изд -во "Нефть и газ". 2000 г. 140 с.

80. Хиангчинг, И., Гиматудинов, Ш.К. Влияние неоднородности фильтрационных свойств пород на формирование относительныхпроницаемостей по нефти и воде // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1994. — № 4. стр. 44 — 46.

81. Хисамов, Р.С., Сулейманов, Э.И., Фархуллин, Р.Г., Никашев, О.А. Губайдуллин, А.А., Икшкаев, Р.К. Хусаинов, В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений //М: ОАО ВНИИОЭНГ. 2000. 228 с.

82. Хисматуллина, Ф. С., Сыртланов, В.Р., Дубровин, А.В. Некоторые аспекты методики адаптации гидродинамических моделей неоднородных нефтяных пластов // Нефтяное хозяйство. 2005. № 1. стр. 47 - 51.

83. Чарный, И.А. Определение некоторых параметров пласта при помощи кривых восстановления забойного давления // Нефтяное хозяйство. 1955. № 3. с. 40-48.

84. Чарный, И.А. Подземная гидромеханика // М. JL: Гостоптехиздат, 1948. — 196 с.

85. Чарный, И.А., Умрихин, И.Д. Об одном способе определения параметров пластов по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам // Изд. Мин. высш. образ. СССР. МНИ им. И.М.Губкина. 1957.-47 с.

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

87. Шагиев, Р.Г. Определение параметров пласта по графикам прослеживания давления в реагирующих скважинах // Известия ВУЗов «Нефть и газ». 1960. -№11. с. 53-59.

88. Шагиев, Р.Г., Левченко, И.Ю. Анализ скин-фактора на примере исследований скважин Памятно-Сасовского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2002. — № 12. стр. 67-69.

89. Шайхутдинов, И.К. Площадное гидропрослушивание в анизотропных коллекторах // Труды междунар. техн. симп. «Интенсификация добычи нефти и газа». Москва, 26 28 марта 2003 г.

90. Шеметилло, В.Г. Мосунов, А.Ю., Афанасьев, В.А., Сонич, В.П., Черемисин, Н.А., Климов А.А. Форсированный отбор жидкости как метод повышения нефтеотдачи гранулярных коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2004. № 2. стр. 54-58.

91. Щелкачев, В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме фильтрации // М. JL: Гостоптехиздат, 1959. - 467 с.

92. Щелкачев, В.Н., Лапук, Б.Б. Подземная гидравлика // М. 2001. 735 с.

93. Эфрос, Э.А. Исследование фильтрации неоднородных систем // Л. 1963. 351 с.

94. Яковлев, В.П. Гидродинамический анализ недр // Баку: ОНТИ, 1937.

95. Abbaszadeh, М., Asakawa, К., Cinco Ley, Н., Arihara, N. Interference testing in reservoirs with conductive faults or fractures // SPE RE&E. 2000. Oct. p. 426 — 434

96. Archer, R.A., Yildiz, T.T. Transient well index for numerical well test analysis // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71572).

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

98. Batycky, J.P., McCaffery, F.G., Hodgins, P.K., Fisher, D.B Interpreting relative permeability and wettability from unsteady — state displacement measurements. // SPE Journal, June 1981, p. 296 308. (SPE Paper 9403).

99. Benoit Noetinger, Ricard, A.L. Dynamics of the water oil front for two — phase, immiscible flow in heterogeneous porous media // Kluwer Academic Publishers. 2002.-p. 27.

100. Boscan, J. Almanza, E. Wendler, C. Successful well testing operations in high — pressure/high — temperature Environment: Case histories // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84096).

101. Bourdet, D., Ayoub, J.A., Pirard, Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE FE, 1989. June. p. 293 302. (SPE Paper 12777).

102. Brand, C.W., Heinemann, J.E., Aziz, K. The grid orientation effect in reservoir simulation // 11th SPE Symp. reservoir simulation held in Anaheim. 17 — 20 feb. 1991. (SPE Paper 21228)

103. Burns, Jr., William, A. New single-well test for determining vertical permeability //(SPE Paper 2152)

104. Carter, R.D., Tracy, G.W. An improved method for calculating water influx // (SPE Paper 1626-G)

105. Chen, H., Teufel, L.W. A quick method to determine permeability-anisotropy orientation from interference testing // SPE ATCE 2003, Denver, Colorado, USA. 5 8 October 2003. (SPE Paper 84090).

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

107. Deans, H.A., Mut, A.D. Chemical tracer studes to determine water saturation at Prudhoe bay // SPE RE&E Feb. 1997.

108. Demetre, G.P., Farouq S.M., A review of analytical well models used in reservoir simulation I I (SPE Paper 28179).

109. Denny, D. Measuring vertical permeability in a layered reservoir // JPT 2002. Feb. p. 65.

110. Ding, S. Tai, P. The use of an integrated approach in estimation of water saturation and free water level in Tight gas reservoirs: Case studies // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84390).

111. Ding, Y., Renard, G., Luce, Weill. Representation of wells in numerical reservoir simulation // SPE RE&E Feb. 1998. p. 18 23.

112. Ebenhact, B.W., Ransom, R.C. Identifying "Clean" and productive zones from well logs // (SPE Paper 12758).

113. Ehlig Economides, C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior // JPT. October. 1988. p. 1280 - 1282.

114. Ertekin, Т., Abou Kassem. J.H, G.R. King. Basic applied reservoir simulation // Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME SPE, Richardson. Texas. 2001.

115. Fang, L., Stefan, M. Vertical permeability determination from single — well test: phase I-constant flow rate test // Prod. Oper. Symp. Oklahoma City, OK. USA. 1993. 21 23 March. (SPE Paper 25427).

116. Fetkovich, M.J. A Simplified approach to water influx calculations finite aquifer systems // (SPE Paper 2603).

117. Fetkovich, M.J., Guerrero, E.T., Thomas, L.K. Oil and gas relative permeabilities determined performance data // 61st Annual Tech. Conf. SPE. 1986. 5 8 Oct. (SPE Paper 15431).

118. 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).

119. Guerriero, J.N.C., Barbosa, H.J.C., Garcia, E.L.M, Loula, A.F.D., Malta, S.M.C. Identification of reservoir heterogeneities using tracer breakthrough profiles and genetic algorithms. // SPE RE&E June 1998. p.218 -223.

120. Guo, В., Stewart, G., Того, M. Linearly supported radial flow a flow regime in layered reservoirs // SPE RE&E April 2002. p. 103 - 110.

121. Haugse, V. Interpretation of tree — phase relative permeability measurements by front tracking // SPEJ. June 2001 p. 193 - 199.

122. Hirssaki, G.J. Sensitivity coefficients for history matching Oil displacement processes // (SPE Paper 4283).133: Но — Jeen, Su. Modeling off — center wells in reservoir simulation. // SPE RE&E Feb. 1995. p.47 — 51.

123. Home, R.N. Advances in computer-aided well test interpretation // JPT. July 1994. p.599-606.

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

125. Horner, DR. Pressure build-up in wells // Proc. Third World Pt. Congr., Leiden, Holland, 1951.- p. 79.

126. Hurst, W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore//The Petrol. Engineer, v. XXV, No. 11. Oct. 1953.'

127. Iliassov? P.A., Datta-Gupta, A., Vasco, D. W. Field-scale characterization of permeability and saturation distribution,using partitioning tracer tests: The Ranger Field, Texas // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71320).

128. Kuchuck, F.J. Lenn, C., Hook, P., Fjerstadi P. Performance evaluation of horizontal wells//(SPE Paper 39749).

129. Laroche, C., Chen, M, Yanis C. Yortsos, Kamath, J. Determining relative permeability exponents near the residual saturation // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71489).

130. Larsen, L. General productivity models for wells in homogeneous and layered reservoirs // Annual Tech. Conf. SPE. 2001. 30 Sep. 3 Oct. (SPE Paper 71613).

131. Larsen, L. Limitation on the use of single and multiple — rate Homer, Millerth

132. Dyes—Hutchinson and Matthews-Brons-Hazebroek analysis //58 Annual Tech. Conf. SPE. 1986. 5-8 Oct. (SPE Paper 12135).

133. Levitan, M.M., Phan, V.Q. Identification of tidal signal in well test pressure data // SPE ATCE 2003, Denver, Colorado, USA, 5-8 October 2003. (SPE Paper 84376).

134. Magdy, S. Osman, G. Pressure data filtering and horizontal well test analysis case study // (SPE Paper 37802).

135. Mattax, С. C., Dalton, R.L. Reservoir simulation // Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME SPE, Richardson. Texas. 1990.

136. McCoy, D.D., Grieves, W.A. Use of resistivity logs to calculate water saturation at Prudhoe bay // SPE RE&E Feb. 1997. p.45 51.

137. Meister, M., Lee, J. Krueger, V. Georgi, D., Chemali, R. Formation pressure testing during drilling: Challenges and benefits // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5 8 Oct. (SPE Paper 84088).

138. 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, 1950,-№4. p. 91 -104.

139. Molinard, J R., Le Bitoux, P., Fasanino, G., Тек, M.R. A generalized approach to determine properly any aquifer influence function in an analytical form // (SPE Paper 18288).

140. Nanba, Т., Ноше, R.N. Estimation of water and oil relative permeaqbilities from pressure transient analysis of water injection well data // 64th Annual Tech. Conf. and Exib. SPE. 1989. 8-11 Oct. (SPE Paper 19829).

141. Nghiem, L., Roson, B. "A Unified and Flexible Approach for Handling and Solving Large Systems of Equations in Reservoir Simulation". // First and Second Forum on Reservoir Simulation, Alpbach, Austria, 1989, p. 501-550.

142. Oswaldo, A, Pedrosa, Jr. Aziz, K. Use of a hybrid grid in reservoir simulation // SPE RE&E Nov. 1985 p. 611-621. (SPE Paper 13507).

143. Oyno, L., TjetJand, B.G., Esbensen, K.H., Solberg, R., Ashele A., Larsen, T. Prediction of petrohysical parameters based on digital video core images' // SPE RE&E 1998 feb. p.82 87.

144. Palagi, C.L., Axis K. The modeling of vertical and horizontal wells with Voronoi Grid // (SPE Paper 24072).

145. Peaceman, D. W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nonsquare grid blocks and anisotropic permeability // 6th SPE Symp. Of AIME. 31 Jan. 3 Feb. 1982 (SPE Paper 10528).

146. Peaceman, D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation // AIME. June 1978, (SPE Paper 6893).

147. Peaceman, D.W. Representation of a horizontal well in numerical reservoir simulator // SPE. ATS. Apr. 1993.

148. Pedrosa, O.A.Jr., Aziz, K. Use a hybrid grid in reservoir simulation // SPERE Nov. 1986.

149. Peffer, J. Pop, J. In situ determination of permeability anisotropy and its vertical distribution - A case study // SPE ATCE 1997, San Antonio. Texas. USA. 5-8 October 1997. (SPE Paper 38942).

150. Peng, C.P., Bateman, C.F., Kaffenes, J.M., Yanosik, J.L. Extended production tests in the liuhua 11-1 reservoir // SPE RE. August 1994. p. 169 174.

151. Peres, A. M.M. Determining barrier distance from transient well test data // (SPE Paper 38971).

152. Prats, M. A method for determining the net vertical permeability near a well from in situ measurements // (SPE Paper 2511).

153. Prats, M. Interpretation of pulse tests in reservoirs with crossflow between contiguous layers // (SPE Paper 11963).

154. Press, W.H., Flannery, B.P., Teukolsky, S.A., Vetterling, W.T.: Numerical recipes the art of scientific computing // Cambridge, 1989.

155. Proett, M., Walker, M. Welsans, D. Gray, C. // Formation testing while drilling, a new era formation testing // Annual Tech. Conf. SPE. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84087).

156. Puntel de Oliveira, E.A., Serra, V. Oil/water relative permeability from fall off test // III Latin American and Caribbean petrol, eng. Conf. 27 29 April 1994. (SPE Paper 26984).

157. Raghavan, R., Clark, K.K. Vertical permeability from limited entry flow tests in thick formations // (SPE Paper 4556).

158. Ramakrishnan, T.S., Kuchuk F.J. Testing injection wells with rate and pressure data // Annual Tech. Conf. Exhib. New Orleans, Sept. 23 26. 1990. (SPE Paper 20536).

159. Ramey, H.J., Jr. Advances in practical well test analysis // JPT. June 1992. p. 650 -659.

160. Relative permeability and wettability of petroleum reservoirs // CRC Press. Third Printing. 1990. p. 384.

161. Reynolds, А.С., Li, R., Oliver, D.S. Simultaneous estimation of absolute and relative permeability by automatic history matching of three-phase flow production data // JPCT March 2004. p 37 46.

162. Sigmund, P.M., McCaffery F.G. An improved unsteady — state procedure for determining the relative-permeability characteristics of heterogeneous porous media. SPE Journal, Feb. 1979, p. 15 28. (SPE Paper 6720).

163. Sonier, F., Besset, P., Ombert, O. A Numerical model of multiphase flow around a well // 46th AnnuaMech. Conf. SPE. 1971. 3 6 Oct. (SPE Paper 3627).

164. Sosa, A., Raghavan, R., Limon, T.J. Effect of relative permeability and mobility ratio on pressure falloff behavior // JPT, June 1981. p. 1125 1135. (SPE Paper 9398).

165. Streltsova, T.D. Buildup analysis for interference tests in stratified formation // JPT. Feb. 1984.-p. 301-310.

166. Sullivan, M.J. Belanger, D.L., Stewart, W.F. Use of carbon/oxygen logs run in open hole in wells drilled with oil — based muds // SPE RE&E Feb. 2002. p.60 -67.

167. Suzuki, K., Nanba, T. Horizontal well test analysis system // 65th Annual Tech. Conf. SPE. 1990. 23 26 Sep. (SPE Paper 20613).

168. Tan, T.B. Estimating two and three dimensional pseudo-relative permeability with non-linear regression. // 13th SPE Symp. reservoir simulation held in San Antonio. 12 15 Feb. 1995. (SPE Paper 29129).

169. Walter, H. Well logging and its applications in cased holes // JPTC 1984. Feb. p. 249-261.

170. Watson A.T., Kerig P.D., Richmond P.C., Tao Т. M. An improved method for estimating relative permeability from displacement experiments // 56th California Regional Meeting of the SPE in Oakland, California, April 2-4, 1986. (SPE Paper 15064).

171. Yang, P. H., Watson A.T. Automatic history matching with variable — metric methods.// 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, September 27 - 30, 1987. (SPE Paper 16977).

172. Yang, P. H., Watson, A.T. A Bayesian Methodology for estimating relative permeability curves I ISPERE. 1991. May. P. 259 - 264.

173. Zakirov, E.S. Aquifer configuration estimation through inverse problem solution // SPE Res. Symp. 1999. 14 17 Feb. Houston, Texas. USA. (SPE Paper 51926).

174. Zeybek, M., Ramakrishnan, T.S., A1 Otaibi Salamy, S.P., Kuchuk, F.J. Estimating multiphase-flow properties from dual-packer formation tester interval tests and openhole array resistivity measurements // SPE RE&E 2004. Feb. p. 40 — 46.

175. Zhang, L., Luiane, В., Clayton, V. Accounting for interpreted well test pore volumes in reservoir modeling // Annual Tech. Conf. and Exhib. Denver, Colorado. 2003. 5-8 Oct. (SPE Paper 84276).