Разработка методики определения интервалов притока пластовых флюидов на основе термогидродинамических исследований скважин автономными приборами тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 01.04.14, кандидат технических наук Мешков, Василий Михайлович

• Мешков, Василий Михайлович
• кандидат технических наук
• 2004

Оглавление диссертации кандидат технических наук Мешков, Василий Михайлович

ВВЕДЕНИЕ.

Ль 1 ТЕРМОГИДРОДИНЛМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ

И СКВАЖИН.

1.1 Термометрия скважин.

1.2 Анализ современных средств измерения при термогидродинамических исследованиях скважин.

1.3 Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами.

1.4 Исследование термодинамических эффектов в скважинах.

1.5 Особенности проявления термодинамических эффектов при исследовании скважин на стационарных и нестационарных режимах притока пластовых флюидов.

Выводы но главе

2 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ И ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ

ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПОЛЕЙ В СИСТЕМЕ ПЛАСТ-СКВАЖИНА.

2.1 Моделирование температурного поля в скважине при нестационарном притоке жидкости из пласта.

2.2 Моделирование термодинамических процессов в стволе скважины для различных способов и схем термогидродинамических исследований скважин.

2.3 Результаты лабораторных исследований коэффициента адиабатического расширения.

Выводы по главе 2.

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ И1ITEPBАЛОВ ПРИТОКА НА ОСНОВЕ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ

ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИ11.

3.1 Основные положения методики термогидродинамических исследований скважин.

3.2 Определение работающих интервалов в горизонтальной скважине

3.3 Определение притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин.

3.4 Исследование многопластовых эксплуатационных объектов.

Выводы по главе 3.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики определения интервалов притока пластовых флюидов на основе термогидродинамических исследований скважин автономными приборами»

Большинство нефтяных и нефтегазовых месторождений Западной Сибири находятся в стадии доразработки, характеризующейся широким применением вторичных методов повышения нефтеотдачи пластов с целыо поддержания текущих темпов добычи нефти. К наиболее широко применяемым методам повышения нефтеотдачи относится бурение скважин с боковыми горизонтальными стволами в качестве уплотняющего фонда в недренируемые участки пласта. На ряде вновь вводимых месторождений, имеющих трудноизвлекаемые запасы и низкие фильтрационные характеристики, реализуются системы разработки с использованием горизонтальных скважин, являющиеся наиболее рентабельными в данных условиях.

На подобных эксплуатационных объектах особую важность приобретает комплекс мероприятий по контролю за разработкой месторождения, в соответствии с требованиями регламентов [46, 47, 48].

Приток пластовых флюидов к горизонтальному участку ствола скважины осуществляется по сложной траектории, которая зависит от геологических особенностей пласта в зоне проводки скважины, профиля скважины, расстояния до соседних добывающих и нагнетательных скважин и ряда технологических факторов. Необходимая и достаточная информация об этих зависимостях дает полное представление о процессе выработки запасов в зоне пласта, дренируемого горизонтальной скважиной и позволяет выбрать оптимальный способ, оборудование и режим эксплуатации, а также определение сроков и периодичности геолого-технических мероприятий.

Одной из важных задач, в рамках контроля за эксплуатацией горизонтальных скважин, является определение интервалов притока горизонтального участка.

Выделение работающих интервалов горизонтального участка традиционными геофизическими методами (дебитометрия и др.) невозможен, вследствии возникновения на некоторых участках горизонтального ствола скважины застойных зон или расслоенного многофазного потока, а также в связи с особенностями конструкции горизонтального участка (в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами). Опыт применения традиционной термометрии показал малую эффективность этого метода, что объясняется рядом причин:

- отсутствует надежный и рентабельный способ доставки приборов в горизонтальный участок скважины;

- традиционная технология основывается на вызове притока компрессорным методом, который создает лишь кратковременный нестационарный режим работы скважины, на протяжении которого проводится ограниченное количество замеров, что связанно еще и со значительными линейными размерами горизонтального участка (до 550 м);

- подавляющее большинство горизонтальных скважин и скважин с боковыми горизонтальными стволами имеют конструкцию горизонтального участка, при которой в открытый ствол горизонтального участка спущен не цементируемый хвостовик с фильтрами.

Как показано выше, использование традиционных подходов малоэффективно, поэтому задача определения работающих интервалов горизонтального участка скважины является актуальной в рамках контроля эксплуатации горизонтальных скважин.

Получившие в последние годы широкое распространение термогидродинамические методы исследований вертикальных скважин невозможно напрямую перенести на горизонтальные скважины. В связи с этим, и с учетом проблем традиционной термометрии, необходимо разработать метод термогидродинамических исследований на основе использования новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты, проявляющиеся на забое скважин в моменты пуска, остановки и работы скважины.

К термодинамическим эффектам проявляющимся на забое скважин относятся эффект Джоуля-Томсона, эффект адиабатического расширения и сжатия, а также калориметрический эффект.

Несмотря на то, что все эти эффекты хорошо изучены, до последнего времени при интерпретации промысловых термогидродинамических исследований их качественное и количественное влияние не учитывалось. Это связано с конструкцией глубинных приборов, их малой разрешающей способностью, непродолжительным временем исследования.

В последние годы, наблюдается интенсивное развитие микропроцессорной техники. В России разработаны и нашли практическое применение современные глубинные электронные комплексные приборы с высокой разрешающей способностью по давлению и температуре и возможностью проведения длительных (свыше 300 суток) исследований.

Актуальность научной задачи подтверждается тем, что ее решение осуществлялось в соответствии с решениями заседания центральной комиссии по разработке нефтяных и газонефтяных месторождений (Протокол заседания ЦКР №2548 от 10.02.2000г.).

Целью диссертационной работы является повышение информативности исследования скважин автономными приборами, используя технологию интерпретации термогидродинамических исследований нефтяных скважин на основе дополнительных термодинамических диагностических признаков.

Для достижения этой цели потребовалось решить следующие задачи:

1. Провести анализ методов и способов обработки термогидродинамических исследований скважин с целью определения работающих интервалов.

2. Исследовать термодинамические эффекты для пластовых жидкостей в лабораторных условиях. Провести анализ термодинамических эффектов в пласте и скважине на основе математического моделирования при различных способах исследования.

3. Провести анализ известных автономных средств измерения, применяемых при проведении глубинных гидродинамических исследованиях скважин.

4. Разработать способ доставки автономных приборов в горизонтальный участок.

5. Провести промысловые эксперименты по определению работающих интервалов горизонтального участка скважины, а также качественной оценке притока пластовых флюидов при испытании разведочных скважин с использованием автономных приборов.

6. Разработать алгоритм интерпретации термогидродинамических исследований автономными приборами.

7. Внедрить в производство результаты данной работы, и разработанные на их основе технологии исследования и интерпретации термогидродинамических исследований скважин.

Диссертационная работа состоит из введения, трех разделов, заключения, списка литературы и приложений.

Заключение диссертации по теме «Теплофизика и теоретическая теплотехника», Мешков, Василий Михайлович

Выводы по главе 3:

1. Предложено устройство доставки глубинных автономных приборов в горизонтальный участок, позволяющее регистрировать давление и температуры в нескольких фиксированных точках скважины.

2. Использование при термогидродинамических исследованиях скважины «гирлянды» автономных приборов позволяет исключить влияние нестационарности теплового поля в горизонтальном стволе.

3. Разработана и внедрена в производство методика термогидродинамических исследований автономными приборами, позволяющая определять интервалы притока пластовых флюидов на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты в стволе скважины.

4. Для реализации данной методики с использованием новых диагностических признаков для создания периодического изменения давления в стволе скважины наиболее приемлемым является струйный насос.

5. Разработанная методика термогидродинамических исследований позволяет определять ряд параметров ранее не доступных для интерпретации, таких как работающая длина горизонтального участка скважины (или пласта в многопластовом объекте) на различных режимах эксплуатации скважины, а также, при проведении многоэтапных исследований, осуществлять многофакторный анализ эффективности геолого-техпических мероприятий (ГТМ).

6. При проведении ГТМ на многопластовых объектах возможно исключение из разработки определенных пластов в связи с возникновением существенных различий в фильтрационных параметрах пластов эксплуатационного объекта.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основании проведенных исследований получены следующие результаты и выводы:

1. На основе математического моделирования теплового ноля проведена оценка влияния термодинамических эффектов на изменение температуры в стволе скважины, и определены диагностические признаки интервалов притока пластовых флюидов. Основным диагностическим признаком является изменение температуры в скважине обусловленное адиабатическим эффектом в стволе. Преобладание адиабатического эффекта над дроссельным показывает на отсутствие работающего интервала.

2. Используя результаты моделирования термогидродинамических процессов (на основе результатов замера давления) при анализе фактически замеренных термограмм возможно выделение термодинамических эффектов и количественная оценка их влияния на общую картину изменения температуры в стволе скважины.

3. Достоверность определения работающих интервалов обеспечивается лабораторным определением значений термодинамических коэффициентов для пластовых флюидов залежи и жидкостей, заполняющих ствол конкретной скважины. Это связано и с тем, что термодинамические коэффициенты нефти и воды по единому эксплуатационному объекту могут быть близки по значению.

4. Определены требования, предъявляемые к средствам измерения и технологии доставки приборов в горизонтальный участок скважины, для исключения нестационарности теплового поля в исследуемом интервале при проведении термогидродинамических исследований скважин: давление и температуру необходимо регистрировать одновременно в нескольких фиксированных точках горизонтального участка скважины; приборы для регистрации давления и температуры обязаны иметь высокий порог чувствительности и низкую инерционность; для проявления адиабатического эффекта в скважине необходимым условием является «мгновенный» характер изменения давления.

5. Автономные электронные глубинные и устьевые комплексные приборы, в сочетании с использованием высокотемпературных элементов питания, позволяют существенно расширить круг задач решаемых термогидродинамическими методами исследований и повысить их надежность

6. Использование при термогидродинамических исследованиях скважины «гирлянды» автономных приборов позволяет исключить влияние нестационарности теплового поля в горизонтальном стволе.

7. Разработана и внедрена в производство методика термогидродинамических исследований автономными приборами, позволяющая определять интервалы притока пластовых флюидов на основе новых диагностических признаков, характеризующих термодинамические эффекты в стволе скважины.

8. Для реализации данной методики с использованием новых диагностических признаков для создания периодического изменения давления в стволе скважины наиболее приемлемым является струйный насос

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Мешков, Василий Михайлович, 2004 год

1. Алиев З.С., Бондаренко В.В., Сомов Б.Е. Методы определения производительности горизонтальных нефтяных скважин и параметров вскрытых ими пластов.- М.: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им.И.М.Губкина, 2001.- 168 с.

2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. — М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. 96 с.

3. Аширов К.Б. и др. Опыт вскрытия нефтяных пластов горизонтальными скважинами. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.-№11, 1997.

4. Басниев К.С., Алиев З.С., Черных В.В. Методы расчетов дебитов горизонтальных, наклонных и многоствольных газовых скважин. Обз. ин-форм. сер. Бурение газовых и газокоиденсатных скважин. М.: ИРЦ Газпром, 1999.

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

6. Вахитов Г.Г.,Кузнецов O.J1., Симкин Э.М. Термодинамика призабой-ной зоны нефтяного пласта. М.: Недра, 1978.

7. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика/ Под ред. В.М.Запорожца. М.: Недра, 1983 с. 591.

8. Гидродинамические методы исследования нефтегазоводоностных пластов. Л.Г.Кульпин, Ю.А.Мясников. М., Недра, 1974.

9. Гидромеханика нефтяного пласта. В.Я.Булыгин, М.: Недра, 1974.

10. Ю.Григулецкий В.Г., Коротков С.В. Основные аспекты разработки трудноизвлекаемых запасов нефти комбинированными системами горизонтальных и вертикальных скважин. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №10, 1997.

11. Григулецкий В.Г., Никитин Б.А. Стационарный приток нефти к одиночной горизонтальной многозабойной скважине в анизатропном пласте. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», январь 1994.

12. Гриценко А.И. и др. Руководство по исследованию скважин. — М.: Наука, 1995.-523 с.

13. Зубарев В.И., Александров А. А. Практикум по технической термодинамике. Учебное пособие для вузов. Изд. 2-е, доп. и переработ. М.: «Энергия», 1971.- 352 с.

14. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысло-вая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов.- М.: Недра, 1985.- 422 с.

15. Иогансен К.В. Спутник буровика: Справочник. 3-е изд., перераб. И доп. - М.: Недра, 1990. - 303. с: ил.

16. Козлова Т.В., Лысенко В.Д. Формула дебита горизонтальной скважины. Нефтепромысловое дело. -№1, 1997, с. 12-14.

17. Костюченко С.В., Ямпольский В.З. Мониторинг и моделирование нефтяных месторождений. Томск: Изд-во НТЛ, 2000. - 246 е.: ил.

18. Латыпов Р.Ш., Шарафиев Р.Г. Техническая термодинамика и энерготехнология химических производств: Учебник для вузов. М.: Энерго-атомиздат, 1998. 344 е.: ил.100 1

19. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. -М.: ООО «Недра-Бизнесценр», 2000. 516 е.: ил.

20. Лысенко В.Д., Козлова Т.В. К расчету дебита горизонтальных скважин. Нефтепромысловое дело. №6-7, 1997, с.4-8.

21. Мешков В.М., Нестеренко М.Г., Ледяев Е.А. Анализ технологий исследования скважин с горизонтальными стволами. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство»,

22. Мшгябрвв>ОШ<\.,Лукьянов Э.Е., Рапин В.А. Геофизические исследования горизонтальных нефтегазовых скважин: учебное пособие. — С.-Перетбург: Международная академия наук экологии, безопасности человека и природы (МАНЭБ), 2001, 298 с.

23. Мусин М.Х. и др. Пути вовлечения забалансовых запасов в активную разработку. Нефтепромысловое дело. №1, 1997, с. 14-20.

24. Мухер А.А., Шакиров А.Ф. Геофизические и прямые методы исследования скважин: Учебник для профтехобразования.- М.: Недра, 1981.295 с.

25. Нащокин В.В. Техническая термодинамика и теплопередача. Учеб. пособие для вузов. М., «Высшая школа», 1969. 560с. с илл.

26. Непримеров Н.Н., Пудовкин М.А., Марков А.И. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. Казань, Издательство КГУ, 1968.

27. Нефтепромысловое оборудование: Справочник/ Под ред. Е.И.Бухаленко.-2-е изд., перераб. и доп.- М., Недра, 1990.- 559 е.: ил.

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

29. Определение эффективной вертикальной проницаемости для горизонтальной скважины с учетом результатов анализа продуктивности. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №12, 1996, с. 1-5.

30. Зб.Основы гидродинамики пластовых систем. В.М.Максимов. М.: Недра, 1994.

31. Отчет о научно — исследовательской работе «Комплексное лабораторное изучение пород коллекторов по разведочным и эксплуатационным скважинам ОАО «Сургутнефтегаз» том 1, Тюмень, 2000

32. Пехович А.И., Жидких В.М. Расчеты теплового режима твердых тел. JI.: «Энергия», 1976.

33. Подземная гидравлика. Басниев К.С.и др., М.: Недра, 1986.

34. Практические указания испытания поисковых и разведочных скважин на нефть и газ. Часть 3. Исследование комплексом гидродинамических методов. Книга 1. Тюмень- Тверь, 1994 г.

35. Практический способ интерпретации и систематизации результатов исследования горизонтальных скважин. Референт О.В.Куренков. Нефтепромысловое дело. Экспресс-информация. Зарубежный опыт. №7-8, 1997, с.13-19.

36. Проектирование и разработка нефтяных месторождений. Материалы научно-практической конференции (г.Москва, ЦКР, 6-8 апреля 1999 г.).- М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 1999.- 404с.

37. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Ю.М. Мо-локович и др. Казань: Изд. «ДАС», 203 с.

38. Рапин В. Л., Чесноков В. Л., Евдокимов В. И., Лежанки» С. И. Новая технология проведения промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин. Нефтяное хозяйство, выпуск №9, 1993г. с. 1416.

39. Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 153-39.0-047-00. Москва, 2000.

40. Руководящий документ (РД 153-39.0-109-01) Методические указания «Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений».

41. Руководящий документ (РД 153-39.0-110-01) «Методические указания по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений».

42. Свидетельство на полезную модель «Устройство для исследования горизонтальных скважин» №26326. Авторы: Мешков В.М., Федоров В.Н., Нестеренко М.Г.

43. Скира И.Л., Черных В.А. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации наЯмбургском газоконденсатном месторождении. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №9, 1997.

44. Смирнов Ю.М., Зенкин Б.Д., Днепровская Н.И., Павлов А.А. Опыт эффективного применения автономных скважинных манометров// НТВ «Каротажник». Тверь: ГЕРС. 1999. Вып. 64. С. 91 -93.

45. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. Под ред. С.Н.Закирова. — М.: Изд. «Грааль». 2000. — 643 с.

46. Сомов Б.Е. Коэффициенты извлечения нефти из нефтяных оторочек в наклонных неоднородных пластах горизонтальными скважинами. Научно-технический журнал «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море», №2, 1997.

47. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин. Справочное издание. Сургут: РИИЦ «Нефть Приобья»; 1999. - 268 с. 18 илл.

48. Справочник трубы нефтяного сортамента, М. 1987.

49. Телков А.П., Краснова T.JI. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей нефтегазовую залежь с подошвенной водой. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. №6, 1997.

50. Термодинамические исследования фильтрации нефти и газа в залежи. Балакирев Ю.А., М., Недра, 1970.

51. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под ред. А.И.Спивака. М.: «Недра», 1969.

52. Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Балакирев Ю.А.М, изд-во «Недра». 1970 г., 192 стр.

53. Типовые задачи и расчеты в бурении, под ред. И.В. Элияшевского, Недра, М. 1982

54. Федоров В.Н.,.Шешуков А.И, Мешков В.М. Влияние ствола скважины на достоверность гидродинамических исследований. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», май 2001.

55. Федоров В.Н., Шешуков А.И., Мешков В.М. Гидродинамические свойства Баженовской свиты. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», сентябрь 2001.

56. Федоров В.Н., Шешуков Л.И., Мешков В.М. Гидродинамические исследования горизонтальных скважин. Научно-технический и производственный журнал «Нефтяное хозяйство», август 2002.

57. Федоров В.Н., Мешков В.М., Нестеренко М.Г. Современные средства измерения для гидродинамических исследований скважин. Научно-технический вестник «Каротажник», №83, Тверь.

58. Федоров В.Н., Мешков В.М. Современные гидродинамические методы исследования скважин. Научно-технический и производственный журнал «Интервал», январь 2002.

59. Физические величины: Справочник/ Л.П. Бабичев, Н.Л.Бабушкина, А.М.Братковский и др.; Под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мейлихова. — М., Энергоатомиздат, 1991. — 1232 с.

60. Физические процессы нефтегазового производства. В.И.Антипов и др. М., Недра, 1998.

61. Физический энциклопедический словарь/ Гл. ред. А.М.Прохоров. Ред. Кол. Д.М. Алексеев, A.M. Бонч-Бруевич, А.С. Боровик-Романов и др.-М.: Сов. энциклопедия 1983.- 928 е., ил.

62. Хисамов Р.С., Сулейманов Э.И., Фархуллин Р.Г., Никашев О.А., Гу-байдуллин А.А., Ишкаев Р.К., Хусаинов В.М. Гидродинамические исследования скважин и методы обработки результатов измерений. — М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 1999. 227 с.

63. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М.: Недра, 1965.

64. Черных В.А. Гидродинамические принципы применения горизонтальных скважин при разработке месторождений нефти и газа. Нефтепромысловое дело. №7, 1995, с.5-6.

65. Щелкачев В.Н. Избранные труды: В 2 томах. — М.: «Недра», 1990.

66. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. М.: Наука, 1998. - 304 с.

67. Валиуллин Р.А., Болдырев В.Д. Экспериментальное изучение адиабатического эффекта в пластовых жидкостях. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, Уфа: Баш. Гос. Унив-т. — 1989. - с. 84-89.

68. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Кулагин O.J1. Экспериментальное изучение термодинамических эффектов в газожидкостных системах. Физико-химическая гидродинамика: Межвузовский сборник, -Уфа: Баш. Гос. Унив-т. 1995. - с. 13-18.

69. Рамазанов А.Ш., Шарафутдинов Р.Ф., Халикова А.Г. Баротермический эффект при вытеснении нефти из пористой среды. Изв. АН СССР., МЖГ. 1992. - №3 с. 104-109.

70. Валиуллин Р.Л., Рамазанов Л.Ш., Шарафутдинов Р.Ф. Термометрия пластов с многофазными потоками. Изд-е Башкирск. Ун-та. Уфа, 1998.- 116 с.

71. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. Уфа: Изд-во Башкирск. Гос. ун-та.-, 1992.- 168 с.

72. Коноплев Ю.В. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986, - 221 с.

73. Валиуллин Р.А., Рамазанов А.Ш. Особенности термометрии нефтяных скважин при выделении газа в пласте. / В кн. Геофизические исследования в нефтяных скважинах./Труды ВНИИНПГ, вып. 20, 1990, с.78-84

74. Шарафутдинов Р.Ф. Нестационарный тепло- и массоперенос в нефте-насыщенных пористых средах. Автореферат диссертации, на соискание ученой степени доктора физ.-мат.наук. Уфа: БашГУ, 2000 г.

75. Кнеллер JI.E., Гайфуллин Я.С., Антонов К.В. К прогнозу эффективности горизонтальных скважин по данным интерпретации геолого-геофизических материалов с привлечением моделей притока.// НТВ «Каротажник», № 73, Тверь, 2000 г. — с. 106 111.

76. Азиз X., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. -М.: Недра, 1982 г.

77. Борисов Ю.П., Пилатовский В.Г., Табаков В.П. Разработка месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964 г.

78. Дворецкий П.И., Попов С.Б., Ярмахов И.Г. Применение систем горизонтальных скважин для разработки газовых и нефтегазовых месторо-ждений//Горный вестник, 1997, № 3.

79. Чекалкж Э.Б. Основы пъезометрии залежей нефти и газа. — Киев: ГИТЛ УССР, 1961 г.

80. Л.З.Нафиков, М.Х.Хайруллин, Р.В.Садовников, Р.Г.Фархуллин. Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин //. М.: Недра, 1999. - С. 316 - 322.

81. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н. Обработка кривых восстановления давления с учетом притока путем использования численных методов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. -№ 6. - С. 60 - 63.

82. Бузинов С.Н., Григорьев А.В., Егурцов Н.А. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Тезисы 3-го Международного семинара "Горизонтальные скважины", 29 30 ноября 2000 г., Москва.

83. Зайцев Г. Г., Льюнг В. Т., Дроздов Н. П. Строительство глубоких наклонно-направленных скважин на шельфе юга Вьетнама // Нефтяное хозяйство, 1996. № 8. С. 59.

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

85. Модюи Д. Определение продуктивности скважин с горизонтальным стволом. Комментарии к статье Спарлин Д.Д., Хаген Р.У. Борьба с выносом песка в скважине с горизонтальным стволом // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом, 1988, № 11.

86. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

87. Economidas M. J., DeimbacherF. X., Brand C. W. Comprehensive Simulation of Horizontal Well Perfomance. SPE 20717,1990.

88. Sherrard D. W. Prediction and Evalution of Horizontal Well Perfomance. SPE 25565, 1993.

89. Goode P. Л., Wilkinson D. J. Inflow Perfomance of partially open Horizontal Wells. SPE 19341,1989.

90. Reeves S. R. Utilization of Horizontal Wells for Secondary Oil Recovery. SPE 25350, 1993.

91. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen // Petroleum Society Monograph. 1997. - 224 p.1. АКТ1102.2003 г. №