Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений

Диссертация: Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Метод воздействия на пласт — гидроразрыв пласта (ГРП) — в настоящее время обеспечивает более 40% дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоковгидродинамических, физико-химических — также приходится до 40% дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3%, на долю прочих технологий… Читать ещё >

Исследование технологий воздействия гидроразрывом пласта на поздней стадии разработки месторождений (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Содержание

  • 1. Постановка задач исследований
    • 1. 1. Особенности применения ГРП на месторождениях ХМАО
    • 1. 2. Анализ проблем применения ГРП в ХМАО
    • 1. 3. Постановка задач
  • 2. Исследование особенностей применения ГРП на поздней стадии разработки
    • 2. 1. Применение ГРП на Самотлорском месторождении
    • 2. 2. Определение характеристики пласта по КВУ
    • 2. 3. Влияние скважин при проведении ГРП
  • 3. Моделирование процессов, связанных с ГРП
    • 3. 1. Особенности моделирования скважин с ГРП
    • 3. 2. Исходные уравнения. Применение модели нестационарной фильтрации при наличии трещины
  • 4. Моделирование движения жидкости к скважине при наличии трещины, полученной при гидроразрыве пласта
    • 4. 1. Обоснование методики моделирования процессов движения жидкости в пласте при наличии трещины
    • 4. 2. Моделирование притока жидкости к трещине
    • 4. 3. Оценка скин-эффекта при наличии трещины
    • 4. 4. Определение продуктивности скважин до и после ГРП
  • 5. Исследования процессов фильтрации скважин с ГРП на основе КВД
  • 6. Обоснование критериев эффективности ГТМ
    • 6. 1. Применение ГДИ при разработке месторождений
    • 6. 2. Совершенствование методов оценки эффективности ГТМ
    • 6. 3. Оценка интерференции скважин
    • 6. 4. Критерии выбора скважин для ГРП

Актуальность работы.

Одним из факторов роста добычи нефти является широкое применение методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов (ДНИ), за счет которых добывается до 20% общей добычи нефти по Ханты-Мансийскому округу, в котором сосредоточены основные запасы Западно-Сибирской нефти .

Метод воздействия на пласт — гидроразрыв пласта (ГРП) — в настоящее время обеспечивает более 40% дополнительной добычи нефти. На долю других методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации притоковгидродинамических, физико-химических — также приходится до 40% дополнительной добычи нефти. Бурение горизонтальных скважин и зарезка вторых стволов обеспечивают до 3%, на долю прочих технологий приходится 17% дополнительной нефти.

Как видно, гидроразрыв пласта, является одним из основных методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта. Однако резервы этого метода далеко не исчерпаны. Пока, за редким исключением, все технологии применения ГРП сводятся к закачке относительно небольших объемов проппанта — 5−10 тонн — с созданием неглубокопроникающих трещин в пласт. Совершенно не изучен вопрос о ГРП в обводненных скважинах: здесь эффективность воздействия невысокая. Встречаются как эффективные работы, когда не только увеличивается дебит нефти, но и снижается процент поступающей воды совместно с нефтью, так и неэффективные, когда провоцируется еще более интенсивное поступление воды, без существенного повышения нефти в продукции. Не ясно, насколько правомерно проведение ГРП в пластах с хорошими коллекторскими свойствами, так как конечные показатели ГРП в таких пластах неоднозначно свидетельствуют о возможностях ГРП для этих пластов.

Одним из сдерживающих факторов повышения эффективности применения ГРП является отсутствие четких представлений о том, в каких отложениях и каких пластах приемлемо применять ту или иную технологию ГРП (по объемам закачки проппанта и жидкостипесконосителя, по способу закачки рабочих агентов, по вариантам технологий — с закачкой предварительной порции проппанта с перерывом подачи жидкости-песконосителя или без этого и т. д.).

По-сугцеству, несмотря на проведение в Западной Сибири уже более 10 000 операций ГРП, практически не было выполнено ни одного более или менее значимого ГДИ — гидродинамического исследования скважины — либо до, либо после ГРП. Совершенно нет ГДИ до и после ГРП. Последнее дало бы ответы на многие вопросы, касающиеся правомерности проведения таких работ на различных объектах.

Цель работы.

Увеличение нефтеотдачи пластов путём проведения гидравлического разрыва пластов в различных горно-геологических условиях, изучение процессов фильтрации жидкости в пласте и движения ее в скважине после ГРП, разработка критериев выбора скважин для ГРП и определение рациональных технологий проведения операций.

Научная новизна.

1. Обоснована методика и разработаны программы численного моделирования нестационарной фильтрации, позволившие исследовать разнообразные процессы, связанные с движением жидкости в системе «пластскважина» при наличии трещин различной протяженности.

2. В результате моделирования исследованы особенности движения жидкости в околоскважинной зоне: показано, что по КВУ, записанным до и после ГРП возможно определение наличия скин-эффекта, определение параметров пласта и проводимости трещины. Установлена зависимость определения «скин-эффекта» в скважинах с проведенными ГРП в зависимости от вида и длины трещины.

3. Предложена методика интерпретации диаграмм давления, полученных при компрессировании скважин с ГРП, с определением длины трещины и ее гидропроводности.

4. Определены критерии выбора скважин для проведения ГРП на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки.

Практическая ценность работы.

Разработанная математическая модель движения жидкости в системе «пласт-скважина» при наличии трещины в пласте, которая позволяет исследовать разнообразные процессы, встречаемые при освоении и эксплуатации скважин, подверженных воздействию гидроразрывом пласта, и тем самым — изучать их особенности.

На основе выполненной работы составлено «Методическое руководство по интерпретации результатов гидродинамических исследований, проводимых при контроле за разработкой месторождений в Тюменской нефтяной компании», которая принята в качестве обязательного комплекса для интерпретации результатов ГДИ.

Основные выводы и рекомендации.

1. Системный анализ методов принятия решений при планировании операций с ГРП показал, что на современном этапе массового применения ГРП нет четких определений, в каких случаях следует делать мини-, обычных, массированных и других ГРП для интенсификации скважин и повышения нефтеотдачи пластов и поэтому сформулирована задача о необходимости создания методологии выбора оптимальных программ планирования ГТМ.

2. Разработаны гидродинамические модели изучения процессов фильтрации жидкости в скважинах с созданными глубокими высокопроницаемыми трещинами.

3. На основе моделирования решены задачи о характере распределений давлений в пласте после проведения ГРП. В результате получены новые зависимости о соответствии скин-эффекта и параметров создаваемых трещин.

4. Разработана новая методика определения параметров пласта по данным КВУ, записанных в скважинах, подвергнутых воздействию ГРП. Эта методика позволяет определить глубину трещины и ее гидропроводность.

5. Разработаны критерии оптимального планирования ГРП с выбором перспективных скважин для гидроразрыва.

6. На основе выполненных исследований в ОАО «ТНК-Нжжневартовск» опробованы методики подбора скважин для ГРП и расчета параметров пласта по данным КВУ. Принято решение о подготовке на основе выполненных исследований специального регламента по выполнению работ с ГРП.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На поздней стадии разработки цена прогноза на ГРП становится весьма высокой.

Дальнейшее внедрение ГРП в Нижневартовском регионе связано со следующим:

1. Повышения надежности прогноза эффективности ГРП рассматривается с применением гидродинамического моделирования.

2. Необходима программа широких промысловых исследований в скважинах с регистрацией КВД до и после ГРП, гидропрослушивания, изучения ориентации трещин в пластах, индикаторных замеров меченными жидкостями, изучения механических свойств пород (модуль Юнга, коэффициент Пуассона) и т. д. Одним из совершенно необходимых шагов при составлении текущих и долгосрочных программ интенсификации добычи нефти на месторождении является изучение результатов уже проведенных ГТМ на этом месторождении и определение наиболее эффективных методов воздействия на пласт.

При выполнении такого анализа принят во внимание тот факт, что при проведении капитальных ремонтов скважин часто приходится проводить не один какой-то определенный метод воздействия на пласт, а несколько различных методов (СКО, перестрел, ТГХВ и пр.). Связано это с тем, что во многих случаях скважину не удается сразу освоить после выполнения основной цели, например, ликвидации аварии (обрыва НКТ, ЭЦН и т. д.) — и тогда применяют последовательно несколько методов интенсификации.

В базах данных по ГТМ обычно ограничиваются указанием какого-то одного (или двух) из комплекса на самом деле выполненных работ по воздействию на пласт в конкретной скважине, и тогда эффективность КРС относится на данную указанную операцию.

Поэтому справедливо возникает вопрос о необходимости учета всех мероприятий, проведенных на скважине при КРС и определении доли «участия» каждого мероприятия в конечном «эффекте».

Очевидно, установить насколько каждый отдельный метод влияет на конечный результат, можно при рассмотрении выборок ГТМ, где рассматриваемые методы применялись самостоятельно.

Показать весь текст

Список литературы

  1. Е.Ю. Модели технического обслуживания сложных систем. -М.: Высшая школа, 1992. 231 с.
  2. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа.- М.: Недра, 1972. 288 с.
  3. Г. И., Ентов В. М., Рыжик В. М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. — 211 с.
  4. С.Н., Умрихин И. Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов.- М.: Недра, 1973. 246 с.
  5. С.Н., Умрихин И. Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984. — 269 с.
  6. Е.С. Теория вероятностей. М.: Изд-во «Наука», 1964. — 270 с.
  7. В.Н., Латышев В. Н. «Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз'7/Нефтяное хоз во, 1996, № 1. — С. 52−54.
  8. С.Н. и др. Совершенствование технологий разработки месторождений нефти и газа. М.: Грааль, 2000. — 643 с.
  9. С.Г., Кузьмин В. М., Степанов В. П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. — 224 с.
  10. М.Л. Гидродинамические исследования скважин испытателями пластов. М.: Недра, 1991, — 204 с.
  11. Карнаухов M. JL, Пьянкова Е. М. Исследования скважин при контроле за разработкой нефтяных месторождений// Тр. Всерос. науч.-техн. конф.: Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы, Альметьевск, 2001, Т. 1 С.315−323.
  12. Карнаухов M. JL, Сидоров А. Г., Пьянкова Е. М. Совершенствование методов проведения и интерпретации ГДИ в горизонтальных скважинах// Тез. докл. пятой науч.-прак. конф.: Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, Ханты-Мансийск, 2001. С. 70.
  13. Карнаухов M. JL, Пьянкова Е. М. Исследование скважин при проведении работ по их ремонту и восстановлению продуктивности// Изв. вузов. Нефть и газ, 2001, № 6.-С. 50−54.
  14. Карнаухов M. JL, Пьянкова Е. М., Тулубаев А. Б. Гидропрослушивание скважин// Материалы Всерос. науч.-техн. конф.: Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе. Тюмень: Вектор Бук, 2001, — С. 16 — 17.
  15. Карнаухов M. JL, Рязанцев Н. Ф. К вопросу о применимости методик определения параметров пласта по данным испытания скважин// Нефт. хоз-во. -1976, № 1.-С. 18−20.
  16. M.JI., Рязанцев Н. Ф. Влияние скин-эффекта и притока после закрытия скважины на кривые восстановления давления, получаемые при испытании скважин в процессе бурения// Нефт. хоз-во. 1976, № 1. — С. 2537.
  17. Д.Г., Мясников Ю. А. Гидродинамические методы исследования нефтегазоносных пластов // М.: Недра, 1974. 200 с.
  18. М. Течение однородных жидкостей в пористой среде. М.: Гостоптехиздат, 1949 — 628 с.
  19. РД-39−147 035−234−8 Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложнопостроенных залежей. — М.: ВНИИ, 1989. — 70 с.
  20. А.Х., Хасанов М. М., Бахтизин Р. Н. Этюды о моделировании сложных систем нефтедобычи. Нелинейность, неравновесность, неоднородность. Уфа: Гилем, 1999. — 122 с.
  21. В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. -М.: Недра, 1987.-247 с.
  22. С.Г., Кузьмин В. М., Степанов В. П. Нефтепромысловые исследования пластов. М.: Недра, 1974. — 224 с.
  23. Р.Д., Кац Р.М. Оценка эффективности гидроразрыва пласта при различных системах заводнения// Нефтяное хоз-во, 1998, № 6, с. 34−37.
  24. А.А., Заболотнов А. Р. «Особенности разработки юрских отложений Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта», Нефтяное хоз-во, 1997, № 10, С. 54−58.
  25. Р.Я., Сагитова Р. Г., Хабибуллин З. А. и др. Применение вероятностных методов к решению задач нефтегазодобычи. Уфа: УНИ, 1984.94 с.
  26. Р.Я., Кучумов P.P. Математические методы обработки статистической информации на ЭВМ. Тюмень. Изд-во ТюмГНГУ, 1995. — 120 с.
  27. А.Г., Малышев Г. А. и др. «Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз»// Нефтяное хоз-во, 1997, № 9, -С. 40−46.
  28. В.Н., Басниев К. С. и др. Механика насыщенных пористых сред. М.: Недра, 1970. — 355 с.
  29. Ром Е. С. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1966. — 284 с.
  30. А.И., Алиев З. С., Ермилов О. М. и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. — 523 с.
  31. И.А. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. -369 с.
  32. Э.Б. Основы пьезометрии залежей нефти и газа. Киев: Госнаучтехиздат Украины, 1961. — 286 с.
  33. .С., Базлов М. Н., Жуков А. И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Гостоптехиздат, 1960. — 319 с.
  34. Р. Г. Исследования скважин по КВД. М.: Наука, 1998, — 304 с.
  35. В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М.: Гостоптехиздат, 1959. — 467 с.
  36. В.Н. Основы и положения теории неустановившейся фильтрации. Монография: М.: Нефть и газ, 1995. 4.1. — 586 с.-Ч.2. — 493 с.
  37. В.Н. Упругий режим пластовых водонапорных систем. М.: Гостоптехиздат, 1948., — 144 с.
  38. В.П. Гидродинамический анализ недр. Ч. 1, Анализ притоков. М.: ОНШ, 1936. 206 с.
  39. Agarwal R.G., Al-Hussainy R., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Analytical Treatment. SPEJ, Sept 1979.-p. 279−290.
  40. Allain O., Home R.N. The Use of Artificial Intelligence for Model Identification in Well Test Interpretation in Automated Pattern Analysis in Exploration Geophysics. // editors I. Palaz and S. Sengupta, Springer-Verlag, 1992.
  41. 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.
  42. Anraku Т., and Home, R.N. Discrimination Between Reservoir Models in Well Test Analysis. // SPE Formation Evaluation, June, 1995, p. 114−121.
  43. Athichanagorn S. and Home R.N. Automatic Parameter Estimation of Well Test Data using Artificial Neural Networks. // SPE 30 556, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22−25, 1995.
  44. 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.
  45. Bittencourt A.C., and Home R.N. Reservoir Development and Design. // Optimization, SPE 38 895 presented at the 72nd Annual Technical Conference & Exhibition, San Antonio, TX, October 5−8,1997.
  46. Black W, M. A Review of Drill-Stem Testing 'Techniques and Analysis // J. Petrol. Technol., June 1956. p. 21−50.
  47. Brill J.P., Bourgoyne A.T., Dixon T.N. Numerical Simulation of Drillstem Tests as an Interpretation Technique. // J.P.T., Nov. 1969.
  48. Boardet D. et al. New type curves and Analysis of fissured zone well tests. World oil, Apr. 1984.
  49. Carslow H.S. and Jaeger J.C. Conduction of Heat in Solids // 2 edition- at the Clarendon Press, Oxford, London, 1959.- 542 p.
  50. Cobbet J.S. Use Down Hole Mud Motor as a Pump for DST // J.P.T, Apr. 1982.
  51. Composite Catalog of Oil Field Equipment and Services // 1982−1983, 19 881 989.
  52. Cooper H.H., Bodehoeft J.D., Papadopulos J.S. Response of Finite Diameter Weels to an Instantaneous Charge of Water // Water Resources Research., 1967.-No5.- p. 265−269.
  53. Dake L. P. Fundamentals of Reservoir Engineering // Elsevier Scientic Publishing Company, New York, 1978.
  54. Deng X.F. and Home R.N. Well Test Analysis of Heterogeneous Reservoirs, SPE 26 458, Proceedings 68th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 3−6, 1993.
  55. Deng X.F. and Home R.N. Description of Heterogeneous Reservoirs Using Tracer and Pressure Data Simultaneously, SPE 30 591, presented at the 70th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 22−25, 1995.
  56. Dye L.W., Home R.N. and Aziz, K. A New Method for Automated History Matching of Reservoir Simulators, paper SPE 15 137, Proceedings 1986 SPE California Regional Meeting, Oakland, CA, April 2−4, 1986. p. 443−461.
  57. Earlougher R.C. Jr Advances in Well Test Analysis // SPE Monograph 5, 1977.
  58. Economides M.J., Brand C.W. and Frick T.P. Well Configurations in Anisotropic Reservoirs, SPEFE (Dec. 1996), 257−262. (Also Paper SPE 27 980, 1994).
  59. Fetcovich MJ. Decline Curves Analysis Using Typr Curves // JPT, June, 1980.-p. 1065−1077.
  60. Fernandez В., Ehlig-Economides C., and Economides MJ. Multilevel Injector/Producer Wells in Thick Heavy Crude Reservoirs, Paper SPE 53 950, 1999.
  61. 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.
  62. Gilly, P., and Home, R.N. A New Method for Analysis of Long-Term Pressure History, SPE 48 964, presented at the 73rd Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, 27−30 September 1998.
  63. 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.
  64. Hawkins M.F. A Note on the Skin Effect // J. Petrol. Technol. Dec. 1956. p. 65- Trans. AIME, 1956, 207. — p. 356−357.
  65. Hegeman P. S. and all. Well-Test Analysis With Changing Wellbore Storage // SPEFE., Sept. 1993.-p. 201−207.
  66. Home, R.N., Perrick, J.L., and Barua, J. Well Test Data Acquisition and Analysis Using Microcomputers, paper SPE 15 308, presented at the SPE Symposium on Petroleum Industry Applications of Microcomputers, Silver Creek, CO, June 1820, 1986.
  67. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Palo Alto, CA, 1990.
  68. Home R.N. Advances in Computer-Aided Well Test Interpretation, J. Petroleum Tech., (July 1994), 599−606.
  69. Home R.N. Uncertainty in Well Test Interpretation, paper SPE 27 972, presented at the University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium, Tulsa, OK, August 29−31, 1994.
  70. Home R.N. Modern Well Test Analysis: A Computer-Aided Approach, Petroway, Inc., Palo Alto, CA, second edition 1995.
  71. Homer D.R. Pressure Build-Up in Wells // Proc. Third World Pet. Cong., Seertr., E.J.Brill, Leiden, Holland, 1951, v.II.- p. 505.
  72. Joshi S. D. Horizontal Well Technology, 1991, p. 533
  73. Joshi S. D. Augmentation of well productivity slant and horizontal wells. SPE 15 375, 1986
  74. Kohlhlaas C.A. A Method for Analysing PresBure Measured During Drill Stem Test Flow Periods // J. Petrol. Technol., Oct. 1972.
  75. Kong X. Y., Xu X. Z., Lu D. T. Pressure transient analysis for horizontal wells and multi-branched horizontal wells. SPE 27 652,1994.
  76. Liebmann G.A. A New Electrical Analog Method for the Solution of Transient Heatconduction Problems//Trans. A8 1 1956, v.78, 1 5.
  77. Matthews C.S. and Russel D.G. Pressure Build-Up and Flow Tests in Wells. // Monograph Series, Sosiety of Petroleum Engineers, Dallas, 1967.- 172 p.
  78. McAlister J.A., Nutter B.P. and Lebourg M. A New System of Tools for Better Control and Interpretation of Drill-Stem Tests // J. Petrol. Technol., Feb. 1965.-p. 207−214.
  79. McKinley K.M. Wellbore Transmissibility from Afterflow-Dominated Pressure Build-up Data // J. Petrol. Technol., July, 1971.
  80. Miller C.C., Dyes A.B. and Hutchinson C.A. The Estimation of Permeability and Reservoir Pressure from Bottom-Hole Pressure Build-up Characteristics // Trails. AIME, 1950. v. 189. — p. 91−104.
  81. Petty L.O. How to Get Better Data From a Drill-Stem Test // Oil and Gas Journal, Feb. 1962.
  82. Raghavan R., Reynolds A.C., Meng H.Z. Analysis of Pressure Build-up Data Folowing a Short Flow Period // J.P.T., 1982.
  83. Ramey H.J. Short-Time-Well Test Data Interpretation in, the Presence of Skin-Effect and Wellbore Storage // J. Petrol. Technology, 1970.- Jan. p. 97−104- Trans AIME. 249.
  84. Ramey H.J., Agarwall R.G. Annulus Unloading Rates as Influencedly Wellbore Storage and Skin-Effect // SPEJ, Oct. 1972.
  85. Ramey H.S., Cobb W.M. A General Pressure Build-up Theory for a Well in a Closed Drainage Area// J. Petrol. Technol., 1971.- Dec.- v.2. p. 1495- 1505.
  86. Rogers E.J. and Economides M.J. The Skin due to Slant of Deviated Wells in Permeability-Anistropic Reservoirs // Paper SPE 37 068, 1996.
  87. Rosa A.J. and Home R.N. Reservoir Description by Well Test Analysis Using Cyclic Flow Rate Variations, SPE 22 698, Proceedings, 66th Annual Technical Conference & Exhibition, Dallas, TX, October 6−9, 1991.
  88. Rosa A.J. and Home R.N. Pressure Transient Behavior in Reservoirs with an Internal Circular Discontinuity, SPE Journal, (March 1996).
  89. Rosa A.J., and Home R.N. New Approaches for Robust Nonlinear Parameter Estimation in Automated Well Test Analysis Using the Least Absolute Value Criterion, SPE Advanced Technology Series, 4, (1996), 21−27.
  90. Streltsova T Well Testing in Heterogeneous Formations John Wiley and Sons, New York, 1988.
  91. Strelsova T.D., McKinley R.M. Early Time Build-up Data Analysis for a Complex Reservoir // J.P.T., May 1982.
  92. Theis C.V. The Relationship Between the Lowering of Piesometric. Surface and Rate and Duration of Discharge of Wells Using Ground-Water Storage // Trans., AGU. 1955. v-II.-p. 519.
  93. Tauzin E., and Home R.N. Influence Functions for the Analysis of Well Test Data from Heterogeneous Permeability Distributions, paper SPE 28 433, Proceedings, 70th Annual SPE Technical Conference and Exhibition, New Orleans, LA, September 25−28, 1994.
  94. Van-Everdingen A.F. Tlie Skin Effect and its Influence on the Productive Capacity of the Wells //Trans. AIME, 1953, v. 198. p. — 171−176.
  95. Van-Everdingen A.F. and Hurst W. The Application of the Laplace Transformation to Flow Problems in the Reservoirs // Trans. AIME. 1949, -v. 186. -p. 305- 324.
  96. Wattenberger R.A., Ramey H.J. An Invastigation of Wellbore Storage and Skin Effect in Unsteady Liquid Flow: I. Finite Difference Treatment// SPEJ, Sept. 1979.-p. 291−297.
  97. Zak A.J. and Griffin P. Here’s a Method for Evaluating DST Data // Oil and Gas Journal, April, 1957.
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!