Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Определение фильтрационных параметров коллекторов и реологических свойств флюидов при разработке нефтяных месторождений

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Содержание диссертации, доктора технических наук, Иктисанов, Валерий Асхатович

Условные обозначения.

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСОБЕННОСТИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД С УЧЕТОМ ПРИТОКА.

1.1. Основные принципы теории упругого режима.

1.2. Анализ существующих методик с учетом притока.

1.3. Определение гидропроводности пласта с учетом притока при использовании численных методов.

1.4. Определение свойств призабойной зоны.

1.5. Учет влияния границ пласта.

1.6. Определение фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых пластов или горизонтов.

1.7. Определение фазовых проницаемостей нефти и воды по результатам ГДИ.

1.8. Особенность КВД в трещинно-поровом коллекторе при влиянии притока жидкости в скважину.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 1.

2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ КВД ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН.

2.1. Анализ работ, посвященных определению продуктивности ГС.

2.1.1. Анализ работ, посвященных теоретическому определению продуктивности ГС.

2.1.2. Дополнительные факторы, влияющие на продуктивность ГС.

2.2. Обзор существующих способов интерпретации КВД горизонтальных скважин и выделение их принципиальных недостатков.

2.3. Разработка более совершенной методики обработки КВД ГС.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 2.

3. АНАЛИЗ РЕОЛОГИЧЕСКОГО ПОВЕДЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ТЕКУЧИХ СРЕД И РАЗРАБОТКА БОЛЕЕ СОВЕРШЕННЫХ МОДЕЛЕЙ.

3.1. Классические законы механического поведения.

3.2. Микрореологический подход к описанию эффективной вязкости дисперсных систем.

3.3. Классификация реологического поведения дисперсных систем.

3.4. Анализ реологических моделей с независимыми от времени 138 свойствами.

3.5. Использование биномиального реологического уравнения при описании различных реостабильных систем.

3.6. Определение коэффициентов биномиальной модели с учетом истинных скоростей сдвига.

3.7. Реологические исследования нефти при различной температуре.

3.8. Описание тиксотропного разрушения структуры в потоке при использовании биномиальной модели.

3.9. Анализ реологических моделей для описания временнозависимых материалов.

3.10. Описание изотропных нелинейно-вязких упругих сред при использовании подхода Бюргерса.

3.11. Применение биномиальной реологической модели для описания течения в кольцевом канале при поступательном движении внутренней стенки.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 3.

4. УЧЕТ НЕЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ ПРИ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ ГДИ.

4.1. Фильтрация, обусловленная неньютоновскими свойствами жидкости и физико- химическим взаимодействием жидкости и пористой среды.

4.1.1. Фильтрация нелинейно-вязких жидкостей.

4.1.2. Изучение особенностей физико-химического взаимодействия жидкости с пластом-коллектором.

4.2. Учет нелинейной деформации пласта.

4.2.1. Анализ работ, посвященных нелинейной неустановившейся деформации.

4.2.2. Нелинейная обратимая деформация коллектора.

4.2.3. Необратимая деформация коллектора по результатам ГДИ.

4.3. Интегральная оценка преобладающего типа фильтрации по залежи при использовании результатов ГДИ по группе скважин.

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Определение фильтрационных параметров коллекторов и реологических свойств флюидов при разработке нефтяных месторождений"

Актуальность и постановка задачи. Современный этап разработки большинства нефтяных месторождений Российской Федерации характеризуется постоянным выбором наиболее эффективных технологических мероприятий для стабилизации добычи нефти. Отсутствие информации о состоянии и условиях выработки извлекаемых запасов приводит к их безвозвратной потере. При проектировании, регулировании и контроле за разработкой нефтяных месторождений особое внимание уделяется фильтрационным параметрам продуктивных пластов и реологическим свойствам флюидов и коллекторов.

Построение гидродинамической модели месторождения по данным пет-рофизических и геофизических исследований связано с определенными допущениями. Анализ образцов керна, отбираемых при бурении, не позволяет надежно оценить коллекторские свойства пласта в связи с дискретностью отбора керна и изменением его характеристик при подъеме на поверхность. Геофизические исследования основаны на определении емкостных параметров присква-жинной части пласта. Расчет фильтрационных параметров коллектора лучше всего проводить по результатам гидродинамических исследований скважин и пластов /ГДИ/, которые отражают непосредственный процесс фильтрации жидкости в пластовых условиях и дают усредненную информацию по значительной части пласта. Гидродинамические методы исследований позволяют оценивать качество вскрытия продуктивных пластов, эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи, стимуляции призабойной зоны скважин. С их помощью производится информационное обеспечение постоянно-действующих гидродинамических моделей разработки месторождения, определяются оптимальные забойные и пластовые давления.

В настоящее время опубликовано большое количество методик интерпретации экспериментальных кривых восстановления и падения давления. Многообразие методик вызвано принятием различных допущений и предпосылок при решении задач неустановившейся фильтрации. Традиционно большинство из них базируется на использовании аналитических уравнений, которые могут быть получены только для некоторых частных случаев. Кроме того, существование значительного числа подходов обусловлено различными условиями фильтрации в поровом и трещинно-поровом коллекторе, в вертикальных и наклонно-направленных или горизонтальных скважинах, однородных и неоднородных пластах, в замкнутом и бесконечном пласте, при фильтрации ньютоновской и неньютоновской жидкости, однофазной и многофазной систем, при существовании упругой и необратимой деформации пласта и т. д.

Исследования добывающих скважин обычно проводят, закрывая скважину на устье и снимая кривую восстановления давления /КВД/ или уровня продукции в затрубном пространстве /КВУ/. При этом практически до полного восстановления давления происходит приток жидкости из пласта в скважину. Необходимость учета данного параметра признана различными авторами, однако уравнение неустановившейся фильтрации с учетом притока невозможно решить аналитически. В связи с этим, используются вспомогательные операции дифференцирования или интегрирования экспериментальных значений забойного давления или расхода. Интегрирование экспериментальных значений приводит к меньшей ошибке по сравнению с дифференцированием. Однако выполнение данных операций всегда содержит высокую погрешность даже при наличии значительного количества экспериментальных точек и использовании высокоточных приборов. В качестве примера следует привести тот факт, что ни один из исследователей не отметил закономерностей отличия коэффициентов гидропро-водности, рассчитанных без учета и с учетом притока. Кроме этого, при обработке результатов исследований обычно используется приближенный графоаналитический метод. Статистическая погрешность исследований в данном случае учитывается в достаточно грубом приближении.

При решении задач неустановившейся фильтрации к горизонтальной скважине /ГС/ сложный пространственный поток обычно сводится к плоским фильтрационным потокам, которые проявляются при том или ином времени исследования скважинах. В основном применяются аналитические решения для наиболее простых типов потока - плоскорадиального и прямолинейно-параллельного, которые описывают реальный процесс фильтрации достаточно упрощенно. Для выделения типов потока рекомендуется использовать первую и логарифмическую производные забойного давления, что опять же приводит к значительной погрешности. Известны попытки описания неустановившейся фильтрации к ГС при использовании численных методов решения трехмерного уравнения пьезопроводности, но при этом необходимо располагать изначально неизвестными пластовым давлением и границами, на которых оно поддерживается постоянным.

В основу большинства способов обработки КВД положены следующие допущения и предпосылки: пластовая жидкость ньютоновская, плотность жидкости линейно зависит от давления, пористая среда подвергается только упругим линейным деформациям, зависимость проницаемости от давления не учитывается, физико-химическое взаимодействие между поверхностью горной породы и жидкостью отсутствует.

Обширный опыт различных исследователей свидетельствует, что ни одно из рассмотренных выше предположений не соответствуют реальности. Наличие смол, парафинов и асфальтенов придают нефти нелинейно-вязкие и вязко-упругие свойства. При изменении эффективного напряжения горные породы могут испытывать как упругие, так и необратимые деформации. Особую актуальность данная задача приобретает при разработке глубокозалегающих залежей, которые характеризуются аномально высоким пластовым давлением, близким к полному горному давлению. Согласно исследованиям кернов зависимость кол-лекторских свойств от давления является нелинейной и зависит от времени воздействия. Физико-химическое взаимодействие между горной породой, обладающей высокой удельной поверхностью, и флюидом может приводить к возникновению начального градиента давления даже для воды и газа при их фильтрации в глинизированных и трещиноватых коллекторах. Отсутствие учета влияния данных факторов вносит значительные погрешности при проектировании и осуществлении самых различных технологических операций и процессов добычи нефти. В связи с этим необходимо дальнейшее изучение вопросов неустановившейся нелинейной фильтрации, основными моментами которой являются: нелинейная деформация коллекторов, фильтрация неньютоновских жидкостей, учет физико-химического взаимодействия между жидкостью и поверхностью горной породы.

Решение данной задачи неотделимо от развития и совершенствования методов описания реологического поведения различных дисперсных систем, к которым относятся нефти с повышенным содержанием смол, парафинов и асфаль-тенов, водонефтяные эмульсии, растворы полимеров, используемые для повышения нефтеотдачи и обработок призабойной зоны, буровые растворы и сами продуктивные коллектора. Изучение вопросов реологии имеет непосредственное приложение в различных областях промышленности и науки. Прежде всего, это вызвано большим разнообразием дисперсных систем по химической природе и физическим свойствам. Основными задачами исследований в этой области являются установление сущности физико-химических закономерностей образования, сохранения устойчивости и разрушения различных структур и выбор реологического уравнения для описания различных типов деформаций и течений жидко- и твердообразных систем.

К настоящему времени опубликовано большое количество реологических моделей. Многообразие моделей способствует появлению большого количества работ, посвященных гидродинамическим расчетам течений в трубах, кольцевых каналах, пограничных слоях, струях, пористых средах. К сожалению, большинство моделей являются трансцендентными, что затрудняет их использование в гидродинамических расчетах, либо содержат эмпирические константы, не обладающие физическим смыслом. Ни одна из моделей не позволяет полностью учесть все основные реологические закономерности, присущие реальным текучим средам. Более того, на текущий момент времени не существует и общепринятой классификации реологического поведения дисперсных систем. Большинство исследователей и инженеров пользуются простейшими моделями, приводящими к значительной погрешности аппроксимации. В целом, задача описания реологического поведения требует дальнейшего развития и совершенствования.

Целями диссертационной работы являются:

1. Развитие и совершенствование методов определения фильтрационных параметров коллекторов нефтяных месторождений по результатам ГДИ.

2. Обобщение и создание методов описания реологического поведения различных флюидов.

В соответствии с целями работы в ходе исследований предстояло решить следующие основные задачи:

1. Разработка методик определения фильтрационных параметров пласта и призабойной зоны с учетом продолжающегося притока при использовании численных методов.

2. Создание методики интерпретации КВД горизонтальных скважин с учетом продолжающегося притока.

3. Обобщение и разработка более совершенной модели для описания реологического поведения флюидов.

4. Учет нелинейной фильтрации при интерпретации результатов ГДИ.

Методика исследований. Поставленные задачи решались на базе результатов обобщения большого количества теоретических изысканий, лабораторных экспериментов, результатов гидродинамических исследований скважин и пластов. Использованы методы численных решений дифференциальных и интегральных уравнений.

Научная новизна. В представленной работе впервые разработан подход к решению обратных задач неустановившейся фильтрации с учетом продолжающегося притока жидкости, осуществляемый при помощи использования численных методов: 1) для порового и трещинно-порового коллекторов, 2) при наличии границ и для бесконечного пласта, 3) для однопластовых объектов и совместно эксплуатируемых горизонтов, 4) для нелинейно-упругой и необратимой деформаций пласта, 5) при фильтрации к стволу горизонтальной скважины в пласте, ограниченном непроницаемыми кровлей и подошвой.

Показано, что действительная гидропроводность, рассчитанная с учетом притока, имеет меньшую величину по сравнению с гидропроводностью, определенной без учета данного фактора. Приток жидкости оказывает гораздо большее влияние на форму КВД по сравнению с коэффициентом упругоемкости порового пласта и различием коэффициентов упругоемкости системы трещин и системы блоков трещинно-порового пласта. Пренебрежение функцией проницаемости от давления приводит к ошибочно завышенным значениям проницаемости для нагнетательных скважин и заниженным значениям для добывающих скважин. Влиянием зависимости пористости от изменения давления и времени приложения нагрузки можно пренебречь по сравнению с влиянием продолжающегося притока.

Предложен метод определения преобладающего типа фильтрации по залежи, основанный на использовании результатов обработки КВД по группе скважин.

Предложена и апробирована реологическая модель, учитывающая нелинейно-вязкие свойства, релаксацию напряжения и задержку деформации, влияние скорости нагружения или скорости сдвига на деформационную кривую, гистерезис кривой при нагружении и разгрузке, наличие максимума напряжений и его смещение при различных скоростях сдвига для нелинейно-вязких систем. Разработан метод описания кривых течения с учетом истинных скоростей сдвига для капиллярных и ротационных вискозиметров различной конструкции. Показано, что при исследованиях на капиллярах или трубах большого диаметра отношение истинной скорости сдвига к рассчитанной для ньютоновской жидкости одинаково для равных значений напряжений. Обнаружено, что такие параметры неньютоновских систем как вязкость при малых скоростях сдвига или пластичеекая вязкость, так же как и ньютоновская вязкость, экспоненциально зависят от температуры. Показано, что наличие максимума напряжений на деформационной кривой обусловлено одновременным проявлением у исследуемой системы как релаксации напряжения, так и запаздывания деформации.

Основные впервые разработанные автором защищаемые положения:

1. Математические модели неустановившейся фильтрации жидкости с учетом продолжающегося притока жидкости в скважину и их численное решение: 1) для порового и трещинно-порового пласта, 2) при наличии границ и бесконечного пласта, 3) для совместно эксплуатируемых пластов или горизонтов, 4) для упругой нелинейной деформации пласта при использовании экспоненциальных зависимостей пористости, проницаемости и плотности жидкости от давления, 5) для необратимо-деформируемого пласта при учете неодинакового характера изменения пористости в процессе нагружения и разгрузки, 6) к стволу горизонтальной скважины при моделировании течения к точечному стоку в полосе постоянной толщины.

2. Реологическая модель, учитывающая основные реологические закономерности нелинейно-вязко-упругих изотропных материалов и способ определения коэффициентов модели.

Практическая значимость работы. Научные результаты, полученные в ходе теоретических и экспериментальных исследований, вошли в РД 390147585-214-00 «Методическое руководство по проектированию, строительству, геофизическим и промысловым исследованиям, эксплуатации горизонтальных скважин и разработке нефтяных месторождений с применением горизонтальной технологии», РД 39-0147585-233-01 «Методические указания по технологии проведения и обработке результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин», РД 39-0147585-151-97 «Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и забойных давлений», «Методику обработки кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину при использовании численных методов», «Методику определения фильтрационных параметров совместно эксплуатируемых пластов и горизонтов по результатам гидродинамических исследований».

Программное обеспечение, созданное на основе математических моделей неустановившейся фильтрации жидкости с учетом продолжающегося притока жидкости в скважину, используется при интерпретации КВД вертикальных и горизонтальных скважин в ЦНИПРах НГДУ ОАО «Татнефть», малых нефтяных компаниях «Татех», «СМП-Нефтегаз», «Шешма-ойл». Программа интерпретации КВД для совместно эксплуатируемых пластов и горизонтов применяется в НГДУ «ТатРИТЭКнефть».

Созданная реологическая модель использовалась в составе ряда договорных работ между ТатНИПИнефть и ОАО «Татнефть». Результаты работы вошли в «Методическое пособие по дисциплине «Реология неньютоновских жидкостей» для студентов специальности 09.07.00». Получено 2 патента РФ на изобретение №№ 2129264, 2172404.

Диссертационная работа выполнена в соответствии с Государственной программой по воспроизводству запасов минеральных ресурсов и повышения эффективности добычи ископаемых и протоколом ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ № 2548 от 10.02.2000 «Современные гидродинамические методы исследований скважин».

Апробация работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались: на научно-технической конференции, посвященной 70-летию первого выпуска российских инженеров-нефтяников, 1994, г. Москва; научно-практической конференции «Решение проблем освоения нефтяных месторождений Башкортостана», декабрь 1998, г. Уфа; научно-практической конференции, посвященной 50-летию открытия Ромашкинского месторождения, 1998, г. Альметьевск; конференции «По проблемам выработки запасов многопластовых объектов с учетом возможных необратимых пластических деформаций продуктивных пластов», август 1999, р.п. Актюба; семинаре - конференции «Проблемы и состояние решения при эксплуатации горизонтальных скважин и боковых горизонтальных стволов», декабрь 1999, р.п. Актюба; научно-технической конференции VI международной специализированной выставки «Нефть, газ - 99» «Высоковязкие нефти, природные битумы и остаточные нефти разрабатываемых месторождений», сентябрь 1999, г. Казань; International conference dedicated to P.Ya. Kochina, Modern approaches to flow in porous media, Moscow, IPM RAS, Sept. 1999; всероссийской конференции «Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений», июнь 2000, г. Казань; научно-практической конференции, посвященной 300-летию Горногеологической службе России и 50-летию ОАО «Татнефть», сентябрь 2000, г. Казань; International Symposium SPE on Formation Damage held in Lafayette, Louisiana, February 2000; 3-м Международном семинаре «Горизонтальные скважины», ноябрь 2000, г. Москва; Н-ой научно-практической конференции «Опыт и использование результатов ГДИС», г. Москва, май 2001 г.; научно-практической конференции «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи», г. Казань, сентябрь 2001 г.; Всероссийской научно-технической конференции «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы», г. Альметьевск, октябрь 2001 г.; региональной научно-практической конференции «Проблемы и перспективы геологического изучения и освоения мелких нефтяных месторождений», г. Ижевск, октябрь 2001 г.; на семинарах главных геологов ОАО «Татнефть» (1998-2001).

Публикации. Основные положения диссертационной работы отражены в 35 публикациях, в том числе в одной монографии и 2 патентах.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из 4 глав, введения и заключения, библиографического списка из 279 наименований, 3 приложений на 3 страницах и содержит 277 страниц машинописного текста, 74 рисунка и 27 таблиц.

Диссертация выполнена в Татарском научно- исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО «Татнефть».

15

Автор выражает искреннюю благодарность научному консультанту д.т.н., профессору Дияшеву Р.Н., сотрудникам лаборатории гидродинамических исследований скважин и пластов за помощь в проведении и обработке результатов исследований, а также д.т.н., профессору Сахарову В.А., к.т.н. Блинову А.Ф., к.ф.-м.н. Овчинникову М.Н., к.ф.-м.н., доценту Мирсаитову Р.Г. за ряд ценных замечаний и советов.

Заключение Диссертация по теме "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", Иктисанов, Валерий Асхатович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Диссертационная работа представляет собой совокупность теоретических положений, составляющих основу новых направлений гидродинамических методов контроля при разработке нефтяных месторождений.

2. Предложены, научно обоснованы и реализованы математические модели и их численное решение для неустановившейся фильтрации жидкости с учетом продолжающегося притока:

• для порового и трещинно-порового пласта,

• при наличии границ пласта,

• для совместно эксплуатируемых пластов или горизонтов,

• для упругой нелинейной деформации пласта при использовании экспоненциальных зависимостей пористости, проницаемости и плотности жидкости от давления,

• для необратимо-деформируемого пласта при использовании обобщенной реологической модели,

• к стволу горизонтальной скважины при моделировании течения к точечному стоку в полосе постоянной толщины.

3. Предложены, обоснованы и апробированы:

• биномиальная реологическая модель для описания нелинейно-вязких жидкостей и метод определения ее коэффициентов с учетом истинных скоростей сдвига,

• реологическая модель для описания нелинейно-вязких упругих изотропных материалов и метод определения ее коэффициентов,

• метод интегральной оценки преобладающего типа фильтрации по залежи.

4. Установлены следующие закономерности:

• действительная гидропроводностъ, рассчитанная с учетом притока, имеет меньшую величину по сравнению с гидропроводностью, определенной без учета данного фактора, приток жидкости оказывает преобладающее влияние на форму КВД по сравнению с коэффициентом упругоемкости для порового пласта и различием коэффициентов упругоемкости системы трещин и системы блоков для трещин-но-порового пласта, пренебрежение функцией проницаемости от давления приводит к ошибочно завышенным значениям проницаемости для нагнетательных скважин и заниженным значениям для добывающих скважин, при интерпретации КВД с учетом притока влиянием необратимого изменения пористости в процессе исследований можно пренебречь, отношение истинной скорости сдвига к рассчитанной для ньютоновской жидкости не изменяется при равных значениях напряжения на стенке капилляра или трубы, вязкость при малых скоростях сдвига и пластическая вязкость экспоненциально зависят от температуры, наличие максимума напряжений на деформационной кривой обусловлено одновременным проявлением как релаксации напряжения, так и запаздывания деформации.

5. Развитый в работе подход позволил: увеличить точность определения фильтрационных параметров пласта и при-забойной зоны, определить начальный градиент давления или коэффициент экспоненциальной зависимости проницаемости от давления при использовании результатов обработки КВД по группе скважин, учесть основные реологические закономерности жидко- и твердообразных изотропных материалов.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Иктисанов, Валерий Асхатович, Бугульма

1. Абрукин A.JL, Баишев Б.Т., Пустовойт С.П. Пути и методы послойного определения гидродинамических характеристик продуктивного разреза // Нефтяное хозяйство. 1976. - № 12. - С. 27-31.

2. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. -131 е.: ил.

3. Аметов И.М., Шерстнев Н.М. Применение композитных систем в технологических операциях эксплуатации скважин. М.: Недра, 1989. - 213 с.

4. Аминян В.А., Васильева Н.П. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. -М: Недра, 1972.-336 с.

5. Андриасов P.C. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. М.: Гос. НИИ техн. инф. мин-ва нефт. пром,, 1960.

6. Аппаратурно-методический комплекс для исследования горизонтальных скважин АМК-Г1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. //ВНИИГИС. -М., 1994. 39 с.

7. Астарита Дж., Марруччи Дж. Основы гидромеханики неньютоновских жидкостей. М.: Мир, 1978. - 309 с.

8. Байгушев A.B., Иктисанов В.А. Определение зависимости проницаемости от давления на установившихся режимах фильтрации // Нефть Татарстана. -2001.-№3-4 (5-6). -С. 17-19.

9. Ю.Баренблатт Г. И., Желтов Ю.П. Об основных уравнениях фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // ДАН СССР. -1960. Т. 132. -№3. -С. 545-548.

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

11. Бартенев Г.М., Ермилова Н.Е. Физико-химическая механика дисперсных структур,- М.: Наука, 1966. — 371 с.

12. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. М.: Недра, 1993,-416 е.: ил.

13. Блинов А.Ф. О восстановлении давления в скважине, эксплуатирующей двапласта с различным пластовым давлением.//Тр.ин-та/ ТатНИИ. —1960. Вып. 2. - С.253-261 .

14. Блинов А.Ф., Дияшев Р.Н. Исследования совместно эксплуатируемых пластов. -М.: Недра, 1971. 175с.

15. Борисов Ю.П. Определение параметров пласта при исследовании скважин на неустановившихся режимах с учетом продолжающегося притока жидкости. //Тр.ин-та/ ВНИИ. 1959. - Вып. 19. -С. 115-133.

16. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964.- 154с.

17. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся вузов: /Под гл. ред. физ.-мат. лит. 13-е изд., испр. - М.: Наука, , 1986. -544 с.

18. Буевич Ю.А., Сафрай В.М. Вязкость жидкой фазы в дисперсных системах // ПМФТ. 1967. - № 2. - С. 45-49 .

19. Бузинов С.Н., Григорьев A.B., Егурцов H.A. Исследование горизонтальных скважин на неустановившихся режимах // Горизонтальные скважины: Тез. 3-го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г. М., 2000.

20. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М.: Недра, 1973 - 248 с.

21. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984 - 265 с.

22. Булыгин В.Я. Оценка проницаемости и упругоемкости нефтяных пластов по эксплуатационным данным // Нефтяное хозяйство. 1957. - №7. - С. 35-38.

23. Бэтчелор Дж. Введение в динамику жидкости. М.: Мир, 1973. - 758 с.

24. Валеев М.Д. Определение коэффициента гидравлического сопротивления канала кольцевого сечения с подвижной внутренней стенкой // Механика: РЖ ВИНИТИ 1973. - № 4. -реф. 4Б 688.

25. Валеев М.Д., Репин H.H. Исследования сопротивления трения муфтовых соединений штанговых колонн в вязких жидкостях // Изв. вузов "Нефть и газ". 1976. - № 8. - С. 39-44.

26. Винарский М.С. Оценка состояния призабойной зоны пласта по результатам гидродинамических исследований скважин. Бурение глубоких скважин в Нижнем Поволжье. Волгоград, 1967. - 184 с.

27. Виноградов Г.В., Малкин А.Я. Реология полимеров. -М.: Химия, 1977. 438 с.

28. Выработка трещиновато-пористого коллектора нестационарным дренированием / Ю.М. Молокович, А.И. Марков, Э.И. Сулейманов и др. Казань: Ре-гентъ, 2000. -156 с.

29. Вышенский М.В., Иктисанов В.А., Мельников Г.М. Уравнение фильтрации неньютоновской жидкости на основе обобщенной реологической модели // Нефтепромысловое дело. 1997. - № 4-5. - С.17-19.

30. Гидродинамическое давление в скважине при спуско-подъемных операциях /В.В. Грачев, Е.Г. Леонов, В.Д. Малеванский и др. //Газовая промышленность. 1980. - № 10. - С.35-38.

31. Голубев Д.А. Точное и приближенное решение общей стационарной задачи о течении вязкопластичных систем в кольцевом пространстве. //Проблемы нефти и газа Тюмени. 1979. - № 42. - С. 22-25.

32. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Пер. с англ. под ред. Ковалева А.Г. М.: Недра, 1986. -608 с.

33. Горбунов А.Т. Разработка аномальных нефтяных месторождений. М.: Недра, 1981.-237 с.

34. Гукасов H.A. Гидравлика газожидкостных смесей в бурении и добыче нефти: Справ. Пособие. М.: Недра, 1988. - 237 с.:ил.

35. Девликамов В.В., Хабибуллин З.А., Кабиров М.М. Аномальные нефти. -М.: Недра, 1975. 167с.

36. Дияшев Р.Н., Иктисанов В.А., Мусабирова Н.Х. Оценка качества вскрытия пластов по результатам ГДИ // Приоритетные методы увеличения нефтеотдачи пластов и роль супертехнологий. Казань: Новое знание, 1998. - С.287-297.

37. Дияшев Р.Н., Костерин A.B., Скворцов Э.В. Фильтрация жидкости в дефор-миремых нефтяных пластах. Казань: Изд-во Казанского мат. об-ва, 1999. -238 с.

38. Дияшев Р.Н., Мусабирова Н.Х., Иктисанов В.А. Методическое руководство по определению оптимальных пластовых и забойных давлений // Ротапринт ТатНИПИнефть. Бугульма, 1997. - 58 с.

39. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М.: Недра, 1970. - 239 с.

40. Жаутыков O.A. По поводу решения одной задачи теории фильтрации. //Известия Академии Наук Казахской ССР. 1957. - Вып. 6(10). - С. 46-50.

41. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1966,- 198 с.

42. Зубов Н.В., Шапошников В.Л. Одномерная задача вытеснения неньютоновских жидкостей// Тр. ин-та/ КраснодарНИПИнефть. 1977. - Вып. 12. - С. 9296.48.3убчанинов В.Г. Основы теории упругости и пластичности. М.: Высш. шк., 1990.-368 с.

43. Иктисанов В.А. Влияние притока жидкости при обработке кривых восстановления давления в трещиновато-пористых коллекторах // Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы. Труды Всероссийской научно-техн. конф. -Альметьевск, 2001. - Т. 1. - С. 148 - 157.

44. Иктисанов В.А. Использование биномиального реологического уравнения при описании различных реостабильных неньютоновских систем // Коллоид, журн. 1999,- Т. 61. - № 3. - С.326- 330.

45. Иктисанов В.А. Исследование закономерностей движения скважинной продукции в кольцевых каналах ШСНУ: Дисс. канд. техн. наук: 05.15.06 / ГАНГ им. И.М. Губкина. М., 1992. - 161 с.

46. Иктисанов В.А. Методика интерпретации кривой восстановления горизонтальной скважины // Нефть Татарстана. 2000. - № 3-4(5-6). - С.32-27.

47. Иктисанов В.А. Описание нелинейно-вязких упругих сред при использовании подхода Бюргерса // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2001. - №4. - С. 32-37.

48. Иктисанов В.А. Определение фильтрационных параметров пластов и реологических свойств дисперсных систем при разработке нефтяных месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2001. - 212с.

49. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации КВД горизонтальных скважин // Опыт и использование результатов ГДИС: Тез. докл. 11-ой научно-практ. конф. 25 мая 2001 г. Москва, 2001.

50. Иктисанов В.А. Совершенствование методик интерпретации кривых восстановления давления горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство. 2002. -№2. - С.56-59.

51. Иктисанов В.А. Точное описание реологических характеристик неньютоновских систем, обладающих и необладающих пластическими свойствами // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1995. - № 9. -С. 51-70.

52. 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. 31-36.

53. Иктисанов В.А., Дияшев Р.Н., Мирсаитов Р.Г. Интерпретация КВД горизонтальной скважины с учетом притока // Горизонтальные скважины: Тез. докл. 3-го Международного семинара. 29-30 ноября 2000 г. -. Москва, 2000. -С.103-104.

54. Иктисанов В.А., Мельников Г.М. Методическое пособие по дисциплине «Реология неньютоновских систем». Альметьевск: АлНИ, 1997. - 52 с.

55. Иктисанов В.А., Сахаров В.А. Учет методической погрешности при определении реологических характеристик неньютоновских жидкости // Коллоид, журн. 1992. - Т.54. - № 4. - С. 59-64.

56. Иктисанов В.А., Сахабутдинов К.Г. Реологические исследования парафини-стой нефти при различных температурах // Коллоид, журн. -1999. -Т. 61,-№6,- С.776-779.

57. Иктисанов В.А., Сахаров В.А. Определение реологических характеристик неньютоновских систем на основе обобщенной модели // Коллоид, журн., -1992. Т.54. -№ 2. - С. 84-89.

58. Иктисанов В.А., Фокеева Л.Х., Мирсаитов Р.Г. Гидродинамические исследования деформации терригенных коллекторов при изменении пластового и забойных давлений // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. -№ 9. - С. 29-34.

59. Интерпретация гидродинамических исследований для горизонтальных скважин / А.З.Нафиков, М.Х.Хайруллин, Р.В.Садовников и др. 1999. - С. 316322.

60. Исследования горизонтальных скважин, оборудованных штанговыми насосами / А.Г.Корженевский, В.А.Иктисанов, К.Г. Мазитов и др. // Нефть Татарстана. 2001. - № 2. - С. 10-12.

61. Каменецкий С.Г., Кузьмин В.М. Изучение характеристик пластов по вскрытому разрезу//ТР. Ин-та/ВНИИ. 1967. - вып.50.

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

63. Карпов В.М., Рамазанов Д.Ш. Сравнительная оценка состояния призабойной зоны пластов на месторождениях Среднего Приобья. // Нефтепромысловое дело. 1980. -№ 7. -С 27.

64. Каюмов Ш.В. Численный алгоритм решения одномерных задач вытеснения ненью-тоновских жидкостей // Вопросы вычислений и прикладной математики. 1975. - Вып.37. - С. 72-95.

65. Клевченя A.A., Таранчук В.Б. О некоторых численных решениях задач вытеснения неньютоновской нефти водой // Численные методы решения задач фильтрации несжимаемой жидкости 1980. - С 123-129.

66. Кожевников C.B. // Состояние и перспективы геолого-геофизических и технологических исследований, проводимых в процессе бурения скважин: Тез. докл. в областной научно-практической конференции 1987 г. Тюмень, 1987. - С. 25.

67. Котяхов Ф.И. Влияние воды на приток нефти при вскрытии пласта. М.: Гос-топтехиздат, 1949. -72 с.

68. Кочин Н.Е. Векторное исчисление и начала тензорного исчисления. М.: Наука, 1965.-425 с.

69. Кулыпш Л.Г., Мясников Ю.А. Гидродинамические методы исследования не-тегазоводоносных пластов. М. : Недра, 1974. - 200 с.

70. Кундин A.C. Об обработке кривых восстановления давления методом Щелка-чева // Нефтяное хозяйство. -1973. № 7. - С. 7-9.

71. Ландау Л.Д., Лившиц Е.М. Механика сплошных сред. —М.: Гостехиздат, 1944.

72. Леви Б.И. Об однородном вытеснении вязкопластической нефти водой // Тр. ин-та/ БашНИПИнефть. 1972. - Вып. 30. - С. 341-348.

73. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. М.: Физматгиз, 1959. - 700 с.

74. Лейбензон Л.С. Курс теории упругости. М.: Гостехиздат, 1957. - 468 с.

75. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении: Учеб. для вузов. М.: Недра, 1987. - 304 с.

76. Ли Юн-шан. Определение параметров пласта по наблюдениям за изменением забойного давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки // Известия вузов. Нефть и газ. 1960. - № 7. - С. 43-46.

77. Литвинов A.A., Блинов А.Ф. Промысловые исследования скважин. М., Недра, 1964. - 235 с.

78. Лойцянский Л.Г. Механика жидкости и газа. Учеб. для вузов. 6-е изд., пере-раб. и доп. - М.: Наука, 1987. -372 с.

79. Лысенко В.Д. Инновационная разработка нефтяных месторождений. М.: ООО "Недра - Бизнесцентр", 2000. - 516 с.:ил.

80. Малкин А.Я., Чалых А.Е. Диффузия и вязкость полимеров. Методы измере-ния.-М.: Химия, 1979.-304 с.:ил.

81. Матвеенко В.Н., Кирсанов Е.А., Ремизов С.В. Высокопарафинистая нефть как дисперсная система. Выбор уравнения течения.// Коллоид, журн. 1994. -Т.56. - № 3. - С. 393 -399.

82. Материалы семинара-дискуссии // Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. — Альметьевск, 1996. С. 187-188.

83. Меркулов В.П, Сургучев И.А. Определение дебита и эффективности наклонных скважин // Нефтяное хозяйство. 1960. - № 21.

84. Меркулов В.П. О дебите наклонных и горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. 1958. - № 6.

85. Меркулов В.П. Поток к горизонтальной скважине конечной длины в пласте ограниченной толщины // Нефть и газ. -1958. №1.

86. Меркулов В.П. Расчет притока жидкости к кусту скважин с горизонтальными забоями // Тр. ин-та/КуйбышевНИИ. -1960. Вып. 8.

87. Методические указания по технологии проведения и обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин. РД 39-0147585233-01 / Р.Н. Дияшев, А.Г. Корженевский, В.А. Иктисанов и др. Бугульма, 2001.-20 с.

88. ЮО.Минеев Б.П. Определение параметров пласта по кривым восстановления давления с учетом гидродинамического несовершенства скважин // Нефтепромысловое дело. 1976. - № 6. - С. 12 - 16.

89. Мирзаджанзаде А.Х., Ковалев А.Г., Зайцев Ю.В. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей. М.: Недра, 1972. - 200 с.

90. Мирзаджанзаде А.Х., Огибалов П.М., Керимов З.Г. Термо-вязко-упругость и пластичность в нефтепромысловой механике. М.: Недра, 1973. - 280 с.

91. Мирсаитов Р.Г. Идентификация параметров двухфазной фильтрации. Автореферат дис. канд. физ.-мат. наук. Казань, 1996. -22 с.

92. Михайлов Н.В., Лихтгейм А.М. // Колл. журн. 1955. -Т. 17. - №5. - С.364-368.

93. Многофакторная оценка характера деформационных процессов в коллекторах при лабораторном исследовании керна / Р.Н. Дияшев, K.M. Мусин, В.А. Иктисанов и др. // Нефтяное хозяйство. -2001. №12. - С.55-59.

94. Юб.Мовсумов A.A. Гидродинамические основы совершенствования проводки глубоких скважин. М.: Недра, 1976. - 192 с.

95. Мордвинов A.A. Оценка совершенства скважин Усинского месторождения. // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 4. - С. 43-47.

96. Мукук К.В. Элементы гидравлики релаксирующих аномальных систем. -Ташкент: ФАН, 1980. 186 с.

97. Муравьев И.М., Репин H.H. Исследование движения многокомпонентных смесей в скважинах. М.: Недра, 1972. — 208 с.

98. Непримеров H.H., Молокович Ю.М., Штанин A.B. Особенности гидродинамических методов определения фильтрационных характеристик продуктивных пластов // Нефтяное хозяйство. -1977. № 8. - С. 45-50.

99. Оценка эффективности обработок призабойной зоны по результатам гидродинамических исследований / Р.Н.Дияшев, В.А.Иктисанов, Н.Х.Мусабирова и др.// Нефть Татарстана. 2001. - №1,- С. 21-25.

100. Папко В.В. Изучение процесса разрушения эмульсий типа "вода в масле" в электрических полях. Дисс. канд. техн. наук / МИНХ и ГП им И.М.Губкина. - М., 1970. -190 с.

101. Пат. 2087929. Геофизический кабель для исследования наклонных и горизонтальных скважин и способ исследования этих скважин / А.Г.Корженевский, А.А.Корженевский, В.Н. Алейников. Заявл. 12.03.96 // Бюл. Изобретения. -1997. -№23. -С. 375.

102. Пб.Перцов A.B., Крючков А.Н., Кнунянц М.И., Акопян E.JL, Бакеев Н.Ф. // Коллоид. журн. -1998. -Т.60. № 5. - С.624 - 629.

103. Пилатовский В.П. Исследование некоторых задач фильтрации жидкости к горизонтальным скважинам, пластовым трещинам, дренирующим горизонтальный пласт// Тр. ин-та/ ВНИИ. -1961. Вып. 32. -С. 29-57.

104. Подземная гидравлика / К.С. Басниев, А.М Власов, И.Н. Кочина и др. М.: Недра, 1986.-303 с.

105. Полубаринова Кочина П.Я. О наклонных и горизонтальных скважинах конечной длины. Прикладная математика и механика. АН СССР, 1956. ТХХ.

106. Полубаринова Кочина П.Я. Теория движения грунтовых вод. - М.: Гостех-издат, 1952 . - 674 с.

107. Рабинович Н.Р., Смирнова Н.В., Бадовская В.И. Оценка качества вскрытия пластов и освоение скважин в осложненных условиях // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 6. - С 19-22.

108. Работнов Ю.Н. Сопротивление материалов. М.: Физматгиз, 1962. - 455 с.нефтегазовой промышленности. //Тр. ин-та / ГАНГ им. Губкина. 1997. -С.117-140.

109. Хуань-Коу-жень. Об обработке кривых восстановления давления с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки // Тр. ин-та / МИНХ и ГП. -1963. Вып. 42. - С. 164-175.

110. Чарный H.A. Подземная гидрогазодинамика. М.: Гостоптехиздат, 1963. -396 с.

111. Чарный H.A., Умрихин И.Д. Об одном методе определения параметров пласта по наблюдениям неустановившегося режима притока к скважинам. М.: Углетехиздат, 1957. - 47 с.

112. Чекалюк Э.Б. К анализу методов исследования скважин // Нефтяное хозяйство. 1948.-№ 11. - С. 27-30.

113. Чернов Б.С., Базлов М.Н, Жуков А.И. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. М., 1960. - 318 с.

114. Черных В.А. Гидрогазодинамика горизонтальных газовых скважин: Автореф. дисс. докт. техн. наук 05.15.06 / ВНИИГАЗ. -М., 2000. 49 с.

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

116. Шульман З.П. Конвективный тепломассоперенос реологически сложных жидкостей,- М.: Энергия, 1975. 351 с.

117. Шульман З.П. Одно феноменологическое обобщение кривой течения вязко-пластичных реостабильных дисперсных систем.// Тепло- и массоперенос. -Минск, 1968. Т. 10. - С. 3-10.

118. Шульман З.П., Задворных В.Н., Литвинов А.И. Реодинамика нелинейно-вязкопластичных жидкостей в кольцевых каналах с подвижными внутренними стенками. Минск, 1987. - 51 с.:ил.

119. Щелкачев В.Н. Основы и приложения теории неустановившейся фильтрации: Монография: В 2 ч. М.: Нефть и газ, 1995. -Ч. 2. - 493 с.

120. Щербаков Г.В. Методика исследования глубиннонасосных скважин по скорости восстановления забойного давления после прекращения откачки из скважин//Нефтяное хозяйство. 1956. - №3. - С. 32-37.

121. Щукин Е.Д., Ребиндер П.А.// Тез. докл. V Всерос. конф. по коллоидной химии. М.: АН СССР, 1962. - С. 166.

122. Щукин Е.Д.,Перцов A.B., Амелина Е.А. Коллоидная химия. -М.: Моск. ун-т, 1982.-348 е.,ил.

123. Щуров В.И. Влияние перфораций на приток жидкости из пласта в скважину // Совещание по развитию НИР в области вторичных методов добычи нефти / Академия Наук Азербайджанской ССР. 1953. - С. 144- 149.

124. Эмульсии / Перевод с англ. под ред. А.А.Абрамзона. Ленинград: Химия, 1972. - 448 с.

125. Яковлев В.П. Гидрогеологическая разведка нефтяных и газовых горизонтов. М.: Гостоптехиздат, 1953. 206 с.

126. Aguilera R. Ng М.С. Transient pressure analysis of horizontal wells in anisotropicnaturally fractured reservoir // Ibid. 1991. Mar. pp. 95-100.

127. Aguilera R., Artindale J.S., Cordell G.M., Ng. M.C., Nicholl G.W., Runions G.A.: Horizontal wells, Gulf Pulishing, Houston, 1991.

128. Arnaud J. Etude des courbes de remontee de prission dans les gisements d'huile sous-saturee en tenant compte du volume du puits // Rev. Inst. Franc. Petrole. 1960. V.15,№1.

129. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of a horizontal well, SPE18334, 1988, November 1989, SPEFE, pp.417-421.

130. Bingham E.C. Fluidity and Plasticity. Me Graw-Hill, New York. 1922.

131. Bourdet D. et al. A new set of type curves simplifies well test analysis // World Oil. 1983, May, pp. 95-106.

132. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of pressure derivative in well test interpretation // SPE, 1984, №12777.

133. Briant J.// Rev. Inst. Français Petrole. 1956. №11, p.133.

134. Brinkman H.C. // J.Chem. Phys. 1952. №20, p. 571.

135. Broughton J., Squires L. // J. Phys. Chem. 1938. № 42, p.253.

136. Brown T.X.,Gutowsky H.S., van Holde K.E. // J. Chem. and Engn. Data/ April 1960.

137. Buckley S.E., Leverett M.C. Mechanism of fluid displasement in sands. // Trans. AIME. 146, 1942, pp. 107-116.

138. Burgers J.M. //Academy of Sciences of Amsterdam.First report on Viscosity and Plasticity, 1935.

139. Butler R.M. Horizontal wells for the recovery of oil, gas and bitumen. Petroleum Society Monograph, 1997, p. 224.

140. Butler R.M. The potential for horizontal wells for petroleum production // JCPT. 1989. May-June, № 3. pp. 39-47.

141. Carvalho R.S., Rosa A.J. Transient pressure behavior for horizontal wells in naturally fractured reservoir//SPE. 1988. 18302.

142. Casson N.A. // In: Rheology of Disperse Systems (Ed.C.C. Mill). Pergamon Press, Oxford. 1959.

143. Chaug C.C., Ramanaiah P. Unified rheological relation of non-Newtonian fluids. // Phys. of Fluids. 1961, V.4, № 9.

144. Clonts M.D., Ramey H.J. Pressure transient analysis for wells with horizontal drainholes//SPE. 1986. 15119.

145. Cross M.M. // J. Colloid Sci., 1965. № 20, p.417.

146. De Haven E.S. //Ind. Eng. Chem. 1959. №51, p.813.

147. De Swaan A.O. Analytic solutions for determining naturally fractured reservoir properties by well testing.// SPEJ, 1976, June, p. 117-122.

148. Denny D.A., Brodkey R.S. // J. Appl. Phys., 1962. V.33, №3, pp. 2269-2274.

149. Economides M.J., Ehlig- Economides C.A., Discussion of formation damage effects on horizontal-well flow efficiency. JPT, December 1991, pp. 1521-1522.

150. Ehlig-Economides C., Joseph J. A New Test for Determination of Individual Layer Properties in a Multilayered Reservoir // SPEFE , Sept. 1987, pp.261-83.

151. Ehlig-Economides C.A. Use of pressure derivative for diagnosing pressure-transient behavior // JPT, 1988, Oct., pp. 1280-1282.

152. Elbel J., Ayoub J. Evaluation of apparant lengths indicated from transient tests // JCPT. 1992. Dec, V.31,№3.

153. Giger F.M. Horisontal wells production techniques in heterogeneous reservoirs. SPE 13710, 1985.

154. Gilbert C.J. Pressure transient analysis in horizontal wells in some sole pit area fields U.K. // SPE FE. 1996. May. pp.101-108.

155. Gladfelter R.E., Tracy G.W., Wilsey L.E. Selecting wells which will respond to producrtion-stimalation treatment // OGJ, V.54, №3, 1955. May, pp. 126-131.

156. Goode P.A., Thambynaygam R.K.M. Pressure drawdown and buildup analysis of horizontal wells in anisotropic media // SPE FE. 1987. Dec. pp.683-699.

157. Gringarten A.C., Ramey H.J., Raghavan R. Unsteady-State pressure distributions created by a well with a single infinite-conductivity vertical fracture // SPEJ, 1974, Aug., pp.347-360.

158. Hawkins M.F. A note on the skin-effect // JPT, Dec. 1956, №65-66, Trans., AIME, p.207.

159. Hegeman P.S., Hallford D.L., Joseph J.A. Well-test analysis with changing wellbore storage // SPE FE. Sept. 1993, pp. 201-207.

160. Herschell W., Bulkey R. // Proc. Amer. Soc. Testing Materials, 1926. № 82.

161. Hirschberg A., de Jong L.N.G.,Schipper B.A., Meijer J. // J.Petrue.Engn. -1984, V.24. №3. p.283.

162. Horner D.K. Pressure build-up in wells. // Proc. Third/ World Petroleum Congress, The Hague, 1951.

163. Hurst W. Establishment of the skin effect and its impediment to fluid flow into a well bore. //The Petroleum Engineer. Oct. 1953, Vol. XXV, №11, pp. B6-B16.

164. Hurst W. Unsteady flow of fluids in oil reservoirs. // Physics, Jan. 1934, V.5, №1. pp. 20-30.

165. Joly E. L., Dormingly A.M. New production logging technicus for horizontal wells. //JPT, 1988, №8 pp. 328-332.

166. Jones F.O., Owens W.W. A laboratory study of low permeability gas sands.// JPT, sept.,1980, pp. 1631-1640.

167. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // JPT, 1988 June, pp. 729-739.

168. Joshi S.D. Horizontal well technology: Penn Well, Tulsa, OK, 1991.

169. Kamal M.M., Freyder D.G., Murray M.A. Use of transient testing in reservoir managment//JPT, 1995.

170. Kazemi H. Pressure builup in reservoir limit testing of stratified systems // JPT, April 1970.

171. Kelvin (Sir W.Thomson). Elasticity, Encyclopaedia Britannica, Ninth Edition, 1875.

172. Kuchuk F., Karakas M., Ayestaran L. Well Testing and Analysis Techniques for Layered Reservoirs // SPEFE, Aug. 1986. pp. 342-54.

173. Kuchuk F.J. et al. Pressure transient behavior horizontal wells with and without gas cap or aquifer // SPE FE.1991. Mar. pp.86-94.

174. Kuchuk F.J. Well testing and interpretation for horizontal wells // JPT. 1995. Jan. pp. 36-41.

175. Kuchuk F.J., Goode P.A., Brice B.W. et al. Pressure transient analysis and inflow performance for horizontal wells // JPT. 1990. Aug. pp.974-1031.

176. Kuchuk F.J., Lenn C., Hook P., Fjerstad P. Performance Evaluation of Horizontal Wells. SPE 39749. pp. 231-243.

177. Le Fur В., Martin M. //J. Fluid Mech. 1963. V. 30, part 3.

178. Lee W.J. Characterizing formations with well tests.// SPE, S.A.Holditch and Associates, Inc., 1997 .

179. Lefkovits H.C. et al. A Study of the behavior of bounded reservoirs composed of stratified layers // SPEJ, March, 1961.

180. Leviton A., Leighton A.// J. Phys. Chem., 1936. Y.40, pp.71.

181. Lichtenberger G.J. Data acquisition and interpretation of horizontal well pressure transient tests // JPT, 1994. Febr. pp. 157-162.

182. Macary S., Al Hamid W.A. Technique predicts oil recovery from waterfloods // OGJ, V.9, №4, 1999.

183. Makovei N. Hidraulica forajului. Editura tehnica Bucuresti, 1982 536. /(Маковей H. Гидравлика бурения. Пер. с рум. - М.: Недра 1986 - 536 е./

184. Maxwell J.C. //Phil. Trans. 1867. Y.49. р.157.

185. McKinley R.M., Streltsova T.D. Early-time pressure buildup analysis for Prudhoe Bay wells//JPT. 1984. Febr. pp.311-319.

186. Methnani M. Simulator helps analyze horizontal- well tests // OGJ, 1999, June, pp. 54-57.

187. Meunier D., Wittman M.J., Stewart G. Interpretation of pressure buildup test using in-situ measurement of after flow // JPT, Jan. 1985.

188. Miller C.C., Dyes A.B., Hutchinson C.A., The estimation of permeability and reservoir pressure from bottom-hole pressure build-up characteristics. // Trans. AIME, 1950, v.189, pp.91-107.

189. Mukherjee H., Economides M.J. A parametric comparison of horizontal and vertical wellperformance // SPE FE. 1991. June. pp. 209-216.

190. Muskat M. The flow of compressible fluids through porous media and some problems in heat conduction. //Physics, V.5,1934, №3, March, pp. 71-94.

191. Muskat M. The use of data on build-up of bottom hole pressures.// Transaction AIME, №123, 1937.

192. Odeh A.S., Babu D.K. Transient flow behavior of horizontal wells: Pressure drawdown and buildup analysis // SPE FE. 1990. Mar. pp. 7-15.

193. Oldroyd J.G. //Proc. Roy. Soc. A232, 1955. p.567.

194. Ostensen R.W. The effect of stress-dependent permeability on gas production and well testing.// SPEFE, june, 1986, pp. 22-235.

195. Ostwald W. // Kolloid- Zeitschrift. 1925, V. 36, pp.99.234.0zkan E., Raghavan R., Joshi S.D. Horizontal-well pressure analysis // SPE FE, 1989, Dec. pp. 567-575.

196. Palagl C.L., Aziz К Modeling vertical fiid horizontal wells with voronoi grid // SPEFE. 1994. Febr. pp. 15-21.

197. Philipoff W. // Viscositaet der Kolloide, Dresden und Leipzig, 1942.

198. Pollard P. Evalution of acid treatments from pressure build-up analysis. // Trans AIME, 1959, vol. 216, pp. 38-43.

199. Poon D. Decline curves for predicting production performance from horizontal wtlls // JCPT. 1991 Vol. 30, № 1. pp. 77-81.

200. Powell R.E. and Eyring H. // Nature. 1944. №154, p.427.

201. Prijambodo R., Raghavan R., Reynolds A.C. Well Test Analysis for Well Producing Layered Reservoirs with Crossflow // SPEJ, June, 1985, pp. 380-96.

202. Proc. First Int. Cong, on Reology, Scheveningen 1948. North Holland, Amsterdam 1949.

203. Production-Induced Compaction of the Brent Field: An Experimental Approach. P.M.T.M. Schutjens, H. de Ruig,C.M.Sayers and other. // SPE Formation Evoluation, 1996, June, V.ll, № 2, pp. 99-108.

204. Rabinowitsch B. Zeitschrift fur physiralische chemic stochio-metric und verwandschaftslehre A-145, 1929. №1.

205. Raghavan R., Joshi S.D. Productivity of multiple drainholes or fractured horizontal wells // SPE FE. 1993. Mar. pp. 11-16.

206. Ramey H.J. Advances in practical well test analysis // JPT. 1992. June. pp. 650659.

207. Ree Т. Eyring. Theory of non-newtonian flow. Solid plastic systems. // J. apll. Phys. 1955, V. 26, p.793.

208. Reiner M. and Riwlin R. // Kolloid Zeitschrift. 1927. № 43, pp.72.

209. Reiner M., Deformation, strain and flow. An elementary introduction to rheology. London. 1960. / Рейнер. M. Деформация и течение. Введение в реологию. М.: Гос. научно-техню изд-во неф-ой игорно-топл. лит-ры. 1963 381 е./

210. Richardson Е. G. // J. Colloid. Sei., 1950, V.5, р.404.

211. Rivlin R.S. // Trans. Faraday Soc. 1949. V.45, p.739.

212. Schwedoff T. Recherches experimentáis sur la cohesion des liquides. //J. de Phys.1890. V.9, p.34.

213. Scorer J.D.T., Miller F.G. A Review of Reservoir Rock Compressibility and its Relationship to Oil and Gas Recovery // Institute of Petroleum, London, 1974.

214. Shah P.C., Gupta D.K., Singh L., Deruyck B.G. Field application of a method for interpretation of horizontal-well transient tests // SPE FE, 1994, March, pp. 23-31.

215. Shah P.C., Karakas M., Kuchuk F., Ayestaran L. Estimation of the Permeabilities and Skin Factors in Layered Reservoirs with Downhole Rate and Pressure Data // SPEFE, Sept. 1988, pp.555-66.

216. Shofield R.K., Scott-Blair G.W. The relationship between viscosity elasticity and plastic strenght of a soft material as illustrated by some mechanical properties of flouir dough. // Proc. Roy. Soc. 1932, A138.

217. Simha R., Somcynsky T. // J. Colloid. Sci. 1965, V.20, p.278.

218. Slawomirski M.R. Rheological Behavior of Oil Well Drilling Fluids. // Int I. Rock Mech. Sci.& Geonetric Abstr. Pergamon Press. 1975. V.12. p. 115.

219. Solimán M.Y., Hunt J.L., El Rabaa A.M. Fracturing aspects of horizontal wells // JPT. 1990. Aug. pp. 966-973.

220. Spivey J.P., Lee W.J. Fundamentals of type curve analysis. // Petroleum Engineer, 1997, Sept., pp. 63-70.

221. Sprous A.M., Joufs A., Rocca M. Logging horizontal wells: field proctice for various technigues. // Petrol Technol. 1988, №10, pp. 1352-1354.

222. Stanislav J.F., Easwaran C.V., Kokal S.L. Elliptical flow in composite reservoir // JCPT. 1992 Vol. 31, № 10. pp. 47-50.

223. Stewart G., Recent Developments in well Test analysis // Petroleum Engineer, 1997, Aug., pp. 47-56.

224. Stewart G., Westaway P. Future developments in well test analysis: horizontal well test interpretation techniques // Petroleum Engineer, 1997, Nov., pp. 77-80.

225. Suprunowicz R., Butler R.M.The productivity and optimum pattern shape for horizontal wells arranged in staggered rectangular arrays.// JCPT, June 1992. V.31, №6, pp.41-46.

226. Tadros Th. // Colloid Surface. 1986. V.18. № 214. p.l.

227. Tariq S.M. Ramey H.J. Drawdonw behavior of a well with storage and skin effect communicating with layers of different radii and other characteristics // SPE 7453, Oct. 1978.

228. Taylor G. I. // Proc. Roy. Soc., 1932. A138, p.41.

229. Truesdell C., Noll W. The non-linear field theories of mechanics, in Handbuch der Physik //Ed. S. Flugge. Springer. 1965. V.lll, p.3.

230. Ulbrecht J. and Mitschka P. Nicht-Newtonische Flussigkeiten. Leipzig .1967.

231. Wacholder E., Hetsroni G. The viscosity of emulsion containing fluid spheres. // Israel Jour. Tech. V.8, № 3, 1970, pp.271-79.

232. Wang E., Sharma M. Unconsolidated sand grain shape, size impact frac-pack design. // OGJ, V. 95, 1997, №20, pp. 67-72.274

233. Warpinski N.R., Teufel. Determination of the effective-stres law for permeability and deformation of in low-permeability rock.// SPE Tech. Paper 20572, 1990.

234. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs. // Soc. Pet. Eng. J. 1963, pp. 245-255.

235. Wilkinson W.L. Non-newtonian fluids. New York, Pergamon Press Inc., I960./ Уилкинсон У.JI. Неньютоновские жидкости: Перев. с англ. М.:Мир, 1964 -216 с./

236. Williamson R.V. // Ind. Engng Chem. 1929. V.21, p.l 108.

237. Wyble D.O. Effect of applied pressure on the conductivity, porosity and permeability on sandstones. // Trans AIME, 1958, V.213, pp. 430-432.

238. Yakimov A.S., Diyashev R.N., Iktissanov V.A. Interpretation of Pressure Buildup Curve in Layered Reservoirs With Afterflow.// International Symposium SPE on Formation Damage held in Lafayette, Louisiana 23-24 February 2000.

239. Zaki Harari, Shu-Teh Wang, Salih Saner. Pore-Commpressibility Study of Arabian Carbonate Reservoir Rocks. // SPE Formation Evoluation. 1995, Dec. V.10, №4, pp. 207-215.