Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Левитина, Екатерина Евгеньевна

• Левитина, Екатерина Евгеньевна
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Левитина, Екатерина Евгеньевна

ВВЕДЕНИЕ.

1 ПОСТАНОВКА ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1.1 Состояние современной теории гидродинамических исследований скважин.

1.2 Методы ГДИ применяемые на месторождениях Западной Сибири.

1.3 Существующие проблемы обработки и интерпретации KBД.

1А Влияние наличия газонефтяных смесей в затрубном пространстве на эксплуатацию скважин и проведении ГДИ.

1.5 Постановка задач исследования.

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ПОВЕДЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ЗАТРУБНОМ ПРОСТРАНСТВЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ И

ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН.

2.1. Сущность задачи.

2.2 Замеры статических и динамических уровней в скважинах.

2.3 Распределение температуры по стволу скважины.

2.4 Методики расчета давления на приеме насоса.

2.5 Разработка методики расчета давлений в затрубном пространстве при пуске скважины в работу и записи КВУ.

2.6 Расчет распределения давления в затрубном пространстве вертикальной скважины.

2.7 Расчет распределения давления в затрубном пространстве наклонно-направленной скважины.

2.8 Расчет давления на приеме насоса на основе аналитического решения задачи.

2.9 Влияние наличия свободного газа на работу УЭЦН.

3 ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ ПО КРИВЫМ

ЗАПУСКА СКВАЖИН В РАБОТУ.

3.1 Сущность вопроса.

3.2 Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважин в работу.

3.3 Метод обработки кривых притока при пуске скважины в работу на основе эталонных кривых.

3.4 Сравнительный анализ использования различных методов интерпретации полученных диаграмм давления.

3.5 Разработка метода анализа и интерпретации результатов изменения давления при пуске скважины в работу.

3.6 Практическое применение разработанного метода для расчета параметров пласта.

4 ДИАГНОСТИКА РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ИНФОРМАТИВНОСТИ ДАННЫХ КВД.

4.1 Применением производных давления для диагностики видов потоков в пласте.

4.2 Диагностика качества полученной информации при проведении ГДИ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка методов интерпретации кривых снижения давления при эксплуатации нефтяных скважин»

Актуальность проблемы

Развитие нефтяной и газовой промышленности России в последние десятилетия происходит на фоне заметного ухудшения структуры запасов нефти и газа, что в основном связано со значительной выработкой многих уникальных и крупных месторождений, а также открытием и вводом в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Степень выработки запасов существенно зависит не только от совершенства применяемых систем разработки, но и от полноты и достоверности информации о пласте и скважине. Согласно Энергетической стратегии России поддержание высокого уровня добычи нефти и газа и планируемое увеличение добываемой продукции требует наиболее полного извлечения углеводородного сырья, использования новых технологий, что невозможно без проведения всесторонних комплексных исследований скважин и пластов в ходе регулирования и контроля за разработкой.

Основным источником информации о параметрах удаленной зоны пласта являются исследования скважин на неустановившихся режимах с записью кривых восстановления давления (КВД). На практике исследования методом КВД составляют не более 5% от общего объема проводимых исследований, что связано с необходимостью остановки скважин на длительное время для записи КВД и приводит к снижению добычи нефти. Поэтому замеры давления, как правило, заменяются записью кривых восстановления уровня (КВУ) в затрубном пространстве скважины. В результате, расчет параметров пласта и коэффициента продуктивности скважины ведется через расчетное значение забойного давления, соответствующее весу столба жидкости в затрубном пространстве скважины.

Вместе с тем, при проведении исследований насосного фонда скважин такой расчет забойного давления является весьма приближенным из-за наличия газожидкостной смеси в затрубном пространстве скважины и неопределенности информации о ее плотности. Это приводит к существенным ошибкам при определении депрессии на пласт, расчете его фильтрационных параметров, а также при подборе скважинного оборудования.

Малоизученным остается вопрос анализа и интерпретации результатов замеров, выполненных при пуске скважин в работу с записью кривых снижения давления (КСД), которые как и КВД могут дать требуемую информацию о пласте. Основную сложность при анализе таких кривых составляет необходимость учета процессов, происходящих в стволе скважины, которые связаны с движением двухфазных смесей.

Проблемным по способам изучения пластов является то, что в последние годы большое распространение получили горизонтальные скважины и скважины с трещинами ГРП, и при этом совершенно недостаточно разработаны методические решения по интерпретации результатов замеров давления в таких скважинах. Характерно проявление сложных видов течения жидкости в пласте, отличающихся от традиционно изучаемых для радиальных процессов.

Таким образом, актуальность темы определяется необходимостью разработки методов исследований скважин на нестационарных режимах в процессе их пуска в работу и повышения качества интерпретации результатов гидродинамических исследований (ГДИ) с учетом движения газожидкостных смесей.

Цель работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений путем совершенствования методов ГДИ на основе интерпретации кривых снижения давления, записанных при пуске скважин в работу.

Основные задачи исследований

1. Анализ влияния плотности газожидкостной смеси (ГЖС) в затрубном пространстве на точность определения забойного давления при эксплуатации скважины.

2. Разработка метода интерпретации данных исследования скважин при пуске в работу с записью кривой снижения давления с учетом изменения параметров газожидкостной смеси в затрубном пространстве и профиля ствола скважины.

3. Применение новых методов интерпретации кривых снижения давления и критериев информативности гидродинамических исследований скважин при составлении моделей и проектировании разработки.

Практическая ценность и реализация

1. Практическая ценность работы заключается в повышении эффективности определения характеристик пластов по данным пуска скважин в работу без проведения специальных исследований (методами КВД, ИК и т.д.).

2. Результаты работы реализованы при разработке эффективных способов исследования скважин и пластов в компаниях «Газпромнефть», «ТНК-BP» и вошли в проекты разработки Самотлорского, Приобского и других месторождений.

3. Выполненные исследования вошли в учебное пособие по ГДИ для студентов направления «Нефтегазовое дело».

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Левитина, Екатерина Евгеньевна

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Получены математические зависимости для распределений плотности ГЖС в затрубном пространстве и установлено ее влияние на результаты исследований при нестационарных режимах фильтрации .

2. Показано, что традиционная методика определения давления через динамический уровень и среднюю плотность жидкости в скважине приводит к ошибкам в расчете давления на приеме насоса до 50% в случае высокого газосодержания.

3. Разработана методика расчета давления на приеме насоса, учитывающая изменение параметров газожидкостной смеси по глубине и профиль ствола скважины. Получены значения давления для скважин с углом наклона искривленного участка ствола 10-80° при различном газосодержании.

4. Разработана численная модель имитации процессов фильтрации жидкости в пласте к скважине и понижения уровня жидкости в искривленном стволе в процессе пуска скважины в работу и метод обработки КСД, позволяющие широко применять пусковые замеры давления в скважине для оценки параметров пласта без проведения исследований методом КВД.

5. Усовершенствован метод обработки кривых притока при пуске скважины в работу на основе эталонных кривых. Получены кривые с большим диапазоном изменяющихся параметров и соответствующие им графики производных давления, позволяющие определять виды потоков в пласте.

6. Предложены диагностические критерии для оценки качества и информативности результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, включающие графики производных давления для нагнетательных и наклонно-направленных скважин.

7. Разработанный метод определения параметров пласта по КСД позволяет охватить исследованиями весь фонд скважин и получить больший объем информации о пласте по сравнению с другими способами исследований.

8. Разработана инструкция по применению метода КСД при разработке нефтяных месторождений в компании ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Апробация предложенных методов в производственных условиях показала их эффективность и преимущество при решении промысловых задач разработки нефтяных месторождений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Левитина, Екатерина Евгеньевна, 2010 год

1. Анализ влияния геологических факторов на аварийность УЭЦН / А.А. Ишмурзин, Р.Н. Пономарев // Нефтегазовое дело. 2006. http://www.ogbus.ru

2. Анализ применения ГДИС-технологий в информационном обеспечении проектирования разработки / С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, А.В. Свалов, Ю.М. Штейнберг, А.Г. Дяченко, А.С. Вольпин // Нефтяное хозяйство. 2002. - №10. - с. 61-65.

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

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

5. Влияние затрубного давления газа на режим работы установок УЭЦН / В.Д. Нагула, В.Б. Мартиросян // Нефтяное хозяйство. 1987. - №4. -с. 47-49.

6. Влияние изменения режима отборов на темп снижения давления при пуске скважин в работу / Е.Е. Левитина, А.Н. Лесной // Естественные и технические науки. 2010. - № 1. - с. 185-187.

7. Влияние плотности газожидкостной смеси на величину давления в скважине / Е.Е. Левитина // Известия вузов «Нефть и Газ». 2010. - №1. -с. 35-41.

8. Влияние свободного газа на характеристики глубинных насосов / А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. 2003. - №1. - с. 36-42.

9. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований / А.И. Шешуков, В.Н. Федоров, В.М. Мешков // Нефтяное хозяйство. 2001. - №5. - с. 64-67.

10. Гапонова Л.М., Шихов С.В., Казанцев П.Ю., Карнаухова У.М., Николаиди И.К. Методы оценки эффективности ГТМ // Труды

11. Международной научно-технической конференции, посвященной 40-летию ТюмГНГУ «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе». Тюмень: Изд-во Слово. - 2003. - Т.2. - с. 154 - 163.

12. Гидродинамические и термометрические исследования в горизонтальных скважинах / Е.В. Лозин, В.П. Шушарин, И.Р. Баширов, Ю.В. Лукьянов // Нефтяное хозяйство. 2005. - №2. - с. 86-88.

13. Гидродинамические исследования низкопроницаемых коллекторов / С.Г. Вольпин, Ю.А. Мясников, А.В. Свалов // Нефтяное хозяйство. 2000. - №12. - с. 8-10.

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

15. Гречин Е.Г., Емельянов П.В. Бурение наклонно-направленных скважин: Учебное пособие. Тюмень: Тюменкий инустриальный институт, 1990.- 76 с.

16. Евстрахина Е.Е. Совершенствование методов исследования скважин на основе кривой восстановления давления / Е.Е. Евстрахина, Е.М. Пьянкова // Известия вузов «Нефть и Газ» . 2008. - №5. — с. 36-42.

17. Евстрахина Е.Е. Анализ влияния плотности жидкости на режим работы УЭЦН / Е.Е. Евстрахина, О.И. Соловьев, Р.Ф. Нигматуллин // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. -Тюмень, Типография «Печатник», 2008. с. 148-150.

18. Евстрахина Е.Е. Диагностика результатов ГДИ и определение информатиности данных КВД / Е.Е. Евстрахина, О.И. Соловьев, И.В.Рожков // Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. Вып. 3: Сб. научн. тр. -Тюмень, ТюмГНГУ, 2008. с. 377-383.

19. Евстрахина Е.Е. Исследование пластов при пуске скважины в работу / Е.Е. Евстрахина, Е.М. Пьянкова, Е.М. Волкова // Современные технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. научн. тр. Тюмень, Типография «Печатник», 2007. - с. 39-43.

20. Закиров С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. - 43 с.

21. Инженерные приемы определения водо- и газонефтяных контактов в межтрубном пространстве / М.А. Гаджиев // Нефтяное хозяйство. 2003. - №9. - с. 74-76.

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

23. Карнаухов М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991. - 204 с.

24. Карнаухов М.Л. Справочник по испытанию скважин. М: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 376 с.

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

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

27. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти: Учебное пособие для техникумов. М.: Недра, 1989. - 245 с.

28. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. М: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003.-816 с.

29. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / И.М. Муравьев, Р.С. Андриасов, Ш.К. Гиматудинов, Г.Л. Говорова, В.Т. Полозков. М: «Недра», 1970. - 448 с.

30. Намиот А.Ю. Теплопередача при подъеме нефти в скважине.

31. Вопросы гидродинамики и термодинамики пласта. Тр. ВНИИнефть, вып. 8, Гостоптехиздат, 1956. с. 126-130.

32. Новые возможности мониторинга разработки месторождений углеводородов / А.Н. Шандрыгин, В.В. Тертычный, М.Т. Нухаев // Нефтяное хозяйство. — 2006. №2. - с. 66-69.

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

34. Обоснование оптимального числа скважин для проведения гидродинамических исследований / А.В. Давыдов, О.В. Куренков // Нефтяное хозяйство. 2002. - №3. - с. 56-57.

35. Определение свойств пласта на основе анализа замеров давления глубинными датчиками / Е.Е. Левитина, Е.М. Пьянкова, А.Н. Лесной // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. -2010.-№3.-с.

36. Определение статических и динамических уровней способом волнометрии / В.Б. Мартиросян, В.Д. Нагула, Ю.В. Батищев // Нефтяное хозяйство. 1988. - №2. - с. 45-48.

37. Определение уровня жидкости в затрубном пространстве скважин методом эхометрирования с зондированием многоимпульсными сигналами / К.Г. Налимов // Нефтяное хозяйство. 2006. - №4. - с. 112-114.

38. Определение уровня жидкости и скорости звука в затрубном пространстве добывающей скважины / Е.В. Пугачев, Г.П. Налимов, П.О. Гауе // Нефтяное хозяйство. 2003. - №2. - с. 50-52.

39. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений / Ю.В. Зейгман, А.В. Колонских // Нефтегазовое дело. 2005. http://www.ogbus.ru

40. Повышение точности определения уровня жидкости в нефтяных скважинах / Т.Н. Силкина, В.П. Бормашов, П.О. Гауе // Нефтяное хозяйство. 2005. - №3. - с. 78-81.

41. Повышение эффективности разработки месторождений при современной организации гидродинамических исследований скважин / М.Д. Батырбаев, В.В. Лавров // Нефтяное хозяйство. 2003. - №10. - с. 82-85.

42. Применение комплексного подхода к контролю разработки средствами гидродинамических исследований скважин в ООО «РН-Юганскнефтегаз» / B.C. Комаров, С.В. Валеев, Т.М. Мухаметзянов // Нефтяное хозяйство. 2007. - №11. - с. 42-45.

43. Распределение давления в затрубном пространстве при механизированном способе эксплуатации скважин / В.Б. Мартиросян, В.Д. Нагула, Г.П. Белогорцев // Нефтяное хозяйство. 1986. - №5. - с. 51-54.

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

45. Рациональный подход к проведению гидродинамических исследований скважин / К.Б. Королев, Т.Н. Силкина, А.А. Воронков, А.А. Слабецкий, B.C. Комаров // Нефтяное хозяйство. 2008. - №12. - с. 74-76.

46. Роль новых технологий в системе гидродинамических исследований компании «Сибнефть» / И.Р. Дияшев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, В.А. Мажар, Д.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. 2003. -№12.-с. 42-45.

47. Скважинный эжектор для предотвращения повышения затрубного давления и срыва подачи УЭЦН / З.М Атнабаев // Нефтяное хозяйство. -2001.-№4.-с. 72-74.

48. Скорость звука в газе межтрубного пространства механизированных скважин / Р.Г. Фархуллин, О.А. Никашев, В.В. Смыков, Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейманов, А.Я. Неткач // Нефтяное хозяйство. 2000. -№7.-с. 55-58.

49. Слишком мала доля гидродинамически исследованных скважин / В.Д. Лысенко //Нефтепромысловое дело. 2008. - №4. - с. 4-6.

50. Современная организация гидродинамических и диагностических исследований скважин / В.В. Лавров // Нефтяное хозяйство. 2004. - №3. -с. 118-121.

51. Современные задачи научного обеспечения эффективной разработки нефтяных месторождений / М.Р. Садыков, Н.Е. Павлов, М.Ф. Печеркин, К.М. Федоров // Нефтяное хозяйство. 2006. - №11. — с. 28-31.

52. Современные принципы компьютерной интерпретации данных гидродинамических исследований скважин / Л.Г. Кульпин, Г.В. Бочаров // Нефтяное хозяйство. 2001. - №10. - с. 60-62.

53. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, Д.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. 2009. - №5. - с. 52-57.

54. Состояние гидродинамических исследований скважин в нефтедобывающей отрасли России / С.Г. Вольпин // Нефтяное хозяйство. -2003.-№6.-с. 66-68.

55. Состояние и проблемы гидродинамических исследований / И.Д. Умрихин, Н.И. Днепровская, Ю.М. Смирнов //Нефтяное хозяйство. 1993. -№3. - с. 55-57.

56. Справочное руководство по проектированию разработки иэксплуатации нефтяных месторождений. Под. ред. Ш.К. Гиматудинова. -М.: Недра, 1983.-250 с.

57. Сучков Б.М., Башкиров А.И. Графоаналитическое определение температуры по стволу фонтанных скважин с учетом снижения температуры от разгазирования нефтяного потока. Тр. ТатНИИ, вып. 15, JL, Недра, 1971. -с. 25-30.

58. Технология эксплуатации скважин погружными насосами при низких забойных давлениях / А.Н. Дроздов // Нефтяное хозяйство. 2003. -№6. - с. 86-89.

59. Точность получения параметров при различных видах гидродинамических исследований скважин / Т.Н. Силкина, К.Б. Королев, А.А. Воронков, B.C. Комаров // Нефтяное хозяйство. 2007. - №10. - с. 111113.

60. Уточнение динамического уровня затрубной жидкости в механизированных скважинах с помощью глубинной термограммы / В.П. Бормашов // Нефтяное хозяйство. 2007. - №7. - с. 124-126.

61. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. - 369 с.

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

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

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

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

66. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical

67. Treatment. SPEJ, Sept. 1979. P. 279-290.

68. 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.

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

70. Barua J., Home 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.

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

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

73. 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.

74. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.-256 p.

75. Fetcovich M.J. Decline Curves Analysis Using Type Curves // JPT, June, 1980.-P. 1065-1077.

76. 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.

77. 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.

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

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

80. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, 2000. 257 p.

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

82. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15375, 1986.-P. 342-354.

83. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing Pressures Measured During Drill Stem Test Flow Periods // J. Pet. Tech. Oct. 1972. P. 1278-1282.

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

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

86. McKinleyR.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Pet. Tech., July, 1971. P. 863-872.

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

88. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970. Jan. - P. 97104; Trans AIME. 249.

89. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influenced by Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972. P. 453-462.

90. 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. 14951505.

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

92. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, March , 1996. P. 341-346.

93. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test

94. Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6-9, 1991. P. 625-632.

95. Streltsova T. Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988. 230 p.

96. 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. 519 p.

97. 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.

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