автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин

Введение.

Глава I. СОСТОЯНИЕ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСА ОБОСНОВАНИЯ И ВЫБОРА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Технологический режим работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин.

1.2 Фильтрация газа к горизонтальной скважине.

1.3 Схематизация притока газа к горизонтальной скважине.

1.4 Определение производительности горизонтальных газовых скважин.

1.5 Влияние различных факторов на производительность горизонтальных скважин.

Глава 2. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ

ФАКТОРОВ НА ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН.

2.1 Исследование влияния подключения в общий коллектор горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин на режим их эксплуатации.

2.2 Исследование влияния расположения горизонтального ствола по толщине газоносного пласта на дебит скважины.

Глава 3. технологический режим работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин в условиях продвижения подошвенной и контурной воды.

3.1 Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные пласты с подошвенной водой.

3.2 Определение безводного дебита горизонтальной газовой скважины с использованием геолого-математической модели.

3.3 Схемы геолого-математических моделей рассматриваемых элементов.

3.4 Обоснование технологического режима работы горизонтальной газовой скважины, вскрывшей неоднородные пласты, с исполь -зованием геолого-математических моделей фрагментов залежи.

3.4.1 Геолого - математическая модель фрагмента залежи с наклонным пластом.

3.4.2 Геолого - математическая модель фрагмента залежи с горизонталь ным пластом.

3.5 Анализ результатов математических экспериментов по выделенным фрагментам, влияющим на производительность горизонтальных газовых скважин.

3.5.1 Модели наклонного пласта.

3.5.2 Модели горизонтального пласта.

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ ВОДОНАСЫЩЕН -НОСТИ В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НА РЕЖИМ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

4.1. Исследование влияния проницаемости и параметра анизотро -пии на интенсивность продвижения подошвенной и контур ной воды в газоносную часть залежи.

4.1.1 Анализ результатов математических экспериментов, проведенных на фрагментах наклонного пласта.

4.1.2 Анализ результатов математических экспериментов, проведенных на фрагментах горизонтального пласта.

4.2. Исследование влияния длины горизонтального ствола скважины и величины создаваемой депрессии на пласт на интенсивность обводнения и продвижения подошвенной и контурной воды в газоносную часть залежи.

4.2.1 Варианты, характеризующие разработку фрагментов залежи, пред ставленных горизонтальным пластом.

Актуальность темы. Необходимость обоснования и выбора технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, независимо от их типа (вертикальные, наклонные, горизонтальные), является важнейшей задачей проектирования разработки месторождений и непосредственно влияет на экономические показатели добычи газа. От правильности выбранного технологического режима эксплуатации скважин зависит объем капитальных вложений на разбуривание месторождений, объем эксплуатационных затрат, а также надежность добычи газа на месторождении.

Как отмечено в работе О.М. Ермилова, З.С. Алиева, В.В. Ремизова [23], в отличие от ряда отраслей народного хозяйства, где режим ограничен жесткими условиями, технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин часто выбирается на базе недостаточно точной информации. Поэтому режим эксплуатации скважин не всегда достаточно обоснован и однозначен. Степень условности выбранного режима зависит от качества и количества исходной информации, а также от ряда факторов, влияющих на технологический режим. К числу таких факторов относятся: конструкция скважины (характер вскрытия пласта, оборудование скважины); устойчивость призабойной зоны к разрушению; наличие подошвенной воды и ее продвижение в процессе разработки залежи; наличие мерзлоты (для северных месторождений); многослойность залежи и последовательность залегания разнопроницаемых пропластков; наличие конденсата, нефти и воды в добываемой продукции; расположение скважин (единичное или кустовое) и подключение скважин в общий коллектор с различными давлениями и др.

Разработка с учетом различных факторов теоретических основ установления технологического режима работы газовых и газоконденсатных скважин, а также определение параметров, применяемых при выборе технологического режима, необходимы при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Однако проведенные до последнего 4 времени теоретические исследования отдельных факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважин и определение параметров пласта и скважин, носят разрозненный характер. Невозможность комплексного учета указанных факторов при установлении технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, особенно в условиях возможности обводнения, и отсутствие методов по этой теме обусловили необходимость проведения предлагаемой работы.

Цель диссертации - обоснование и выбор технологического режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, вскрывших однородные и неоднородно - многослойные залежи массивного и пластового типов, в условиях продвижения подошвенной и контурных вод и возможности обводнения скважин, а также влияния различных геологических, технологических и технических факторов. Основные задачи исследования.

Настоящая диссертационная работа направлена на решение следующих основных задач:

1. Анализ и сравнение существующих методических подходов к вопросам обоснования и выбора технологического режима работы вертикальных и горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин.

2. Исследование влияния геолого - технических факторов на производительность горизонтальных скважин, в том числе: влияние подключения в общий коллектор горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин на режим их эксплуатации, расположения горизонтального ствола по толщине анизотропного пласта.

3. Определение технологического режима работы горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные и неоднородные пласты с подошвенной водой, с использованием геолого - математических моделей фрагментов различных залежей.

4. Исследование влияния интенсивности продвижения подошвенной и контурной воды и изменения водонасыщенности продуктивных пропластков в процессе разработки на режим эксплуатации горизонтальных газовых скважин. Методы исследования.

Для решения поставленных задач использовались методы теории разработки газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе теоретические основы разработки таких месторождений системой горизонтальных скважин, и теоретические основы метода, основанного на уравнении трехмерной многофазной нестационарной фильтрации в анизотропной неоднородной по толщине и по площади залежи, с учетом большинства геологических и технологических факторов. Научная новизна.

1. Предложен практический метод расчета и обоснование режима работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, подключенных в общий коллектор;

2. Исследовано влияние расположения горизонтального ствола по толщине газоносного пласта на производительность горизонтальной скважины;

3. Изучен вопрос об обеспечении устойчивой безводной эксплуатации горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин при выборе их технологического режима, с использованием численных методов на геолого -математических моделях фрагментов газовых залежей;

4. Исследовано влияние интенсивности продвижения подошвенной и контурной воды и изменение водонасыщенности продуктивных пластов на режим работы горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин в процессе разработки газовой залежи.

Практическая ценность. Предлагаемые численные решения, с использованием геолого - математических моделей фрагментов газовых месторождений, позволяют прогнозировать с достаточной для практики точностью время безводной эксплуатации горизонтальных скважин, динамику продвижения подошвенной и контурных вод, распределение пластового и забойного давлений на всем промежутке эксплуатации и др., а также позволяют рассмотреть различные варианты вскрытия анизотропных пластов горизонтальным стволом.

Получаемые прогнозы позволят увеличить срок службы горизонтальных газовых скважин, устранить возможные геолого - промысловые и технические факторы, снижающие производительность таких скважин, и уменьшить капитальные затраты при освоении газовых месторождений системой горизонтальных скважин. Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы доложены:

- 2-ой Международный семинар "Горизонтальные скважины", Москва, 27 -28 ноября 1997 г;

- 52-я Межвузовская студенческая научная конференция "Нефть и газ - 98", Москва, 21-23 апреля 1998 г;

- IV Международная конференция "Development of Russian Arctic Offshore", Санкт - Петербург 29 июня - 2 июля 1999 г.

- 3-я Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России "Новые технологии в газовой промышленности", 28-30 сентября 1999 г.

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 7 статей, из них 5 - материал научных конференций. Основные положения диссертации отражены в опубликованных работах и в отчете по НИР по теме № 378 - 97/501.

Структура и объем диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и выводов. Общий объем работы составляет 197 страниц, в числе 131 страницы машинописного текста, 45 рисунков, 21 таблицы, списка литературы и приложения.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Предложен практический метод расчета и обоснование режима работы горизонтальных газовых скважин (ГГС), подключенных в общий коллектор, с учетом влияния каждой скважины на работу других, при различных схемах подключения к коллектору и отвода газа к УКПГ. Из расчета следует, что для ГГС, подключенных в общий коллектор, существуют варианты подбора расчетных величин, таких как устьевое и забойное давление, депрессия на пласт, давление в месте подключения горизонтальной скважины к коллектору, дебит газа, а также их регулирования путем изменения конструкции скважины.

2. Установлено, что при перемещении горизонтального ствола по толщине пласта, при толщинах 10<Н<500 м., снижение дебита ГГС по сравнению с дебитом симметричного расположения составляет 2% < Q < 31%. При симметричном расположении горизонтального ствола дебит газа увеличивается с увеличением длины горизонтального ствола, толщины залежи и уменьшением радиуса контура питания.

3. В результате проведения математических экспериментов на моделях однородных и неоднородно - многослойных залежей массивного и пластового типов исследована динамика продвижения подошвенной и контурной воды в газоносную часть залежи и возможность обводнения ГГС. Установлено, что обводнению ГГС способствует ряд причин:

- при вскрытии ГГС однородного горизонтального пласта таковыми являются длина горизонтального ствола; увеличение абсолютной проницаемости при отсутствии низкопроницаемой перемычки; параметр анизотропии и величина депрессии на пласт.

- при вскрытии ГГС неоднородного горизонтального пласта, кроме перечисленных ¿выше причин, дополнительно следует учитывать расположение горизонтального ствола относительно ГВК, с учетом проницаемости нижележащих пропластков, и форму вскрытия пропластков. Из полученных результатов следует, что при принятых условиях обводнение

180

ГГС отмечено в случаях близкого расположения горизонтального ствола к ГВК; нисходящей и восходящей форме вскрытия пропластков и увеличении величины депресии при расположении горизонтального ствола в первом пропластке.

При вскрытии ГГС наклонного пласта, по всем рассмотренным вариантам, скважины остаются не обводненными до конца разработки. Продвижение контурной воды и увеличение водонасыщенности, при принятых условиях, не следует считать опасным для возможного быстрого обводнения ГГС, а вода, добываемая с газом, является конденсационной, связанной лишь с влажностью газа.

4. Проведенные исследования позволяют дать рекомендации по обоснованию и выбору рационального режима работы горизонтальных газовых скважин, вскрывших однородные и неоднородно - многослойные залежи массивного и пластового типов. Полученные эксперименты позволяют выявить некоторые закономерности продвижения подошвенной и краевой воды в газоносную часть залежи, вскрытой горизонтальной скважиной, рекомендовать необходимые расположения и конструкции скважин, с учетом емкостных и фильтрационных параметров пласта, и величину депрессии, позволяющей избежать ее обводнения.

1. Адамов Г. А. Движение реальных газов в наклонных трубах и расчет забойного давления в газовых скважинах: Тр. ВНИИГаза. М.: Гостоптехиздат, 1953. с. 183.

2. Адамов Г. А. Движение реальных газов по вертикальным трубам при высоких давлениях. Сб. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. -М.: Гостоптехиздат, 1951.

3. Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. М.: Недра, 1978. 279 с.

4. Алиев З.С., Шеремет В,В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М.: Недра, 1995. 131с.

5. Алиев 3. С., Черных В.В. Методика расчета безводного дебита горизонтальной газовой скважины. // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Ч.2.- М.: ВНИИГаз, 1996. с. 22.

6. Алимжанов М.Т., Байзаков М.К., Джукатаев З.Д. Влияние радиуса искривления горизонтальной скважины на размеры и конфигурацию зоны неупругих деформаций. // Нефтяное хозяйство.-1995,- № 12. с. 16.

7. Андриасов P.C., Сахаров В.А. О некоторых закономерностях движения газожидкостных смесей в трубах: Тр. МИНХ и ГП, М.: 1965. вып. 55. с. 202.

8. Ю.Байбаков Н.К., Абызбаев Б.И., Калинин А.Г. Совершенствование бурения горизонтальных и разветвленно-горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство.-1997.-№ 4. с. 8.

9. П.Басниев К.С., Алиев З.С., Критская С.Л. и др. Исследование влияния расположения горизонтального ствола газовой скважины относительно кровли и подошвы на её производительность. М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1998., 44 с.

10. Борисов Ю. П., Пилатовский В. П., Табаков В. П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. М.: Недра, 1964. 76 с

11. Буслаев В. Ф. Применение кустовых направленных скважин для освоения месторождений Севера России.//Нефтяное хозяйство. 1995. №9. с. 10.

12. Волков Б. П., Галлямов К. К., Хмелевский М. С. и др. Строительство и эксплуатация горизонтальных скважин на Самоотлорском месторождении. // Нефтяное хозяйство.-1997,- №6. с. 41.

13. Воловодов А.В. Создание методики расчёта скважинных газожидкостных подъемников на основе критериального метода обобщения промысловой информации. Дис. канд. техн. наук. М.: МИНГ. 1987. 172 с.

14. Гилязетдинов 3. Ф., Поваляев А. И. Строительство горизонтальных скважин на месторождениях Татарстана. // Нефтяное хозяйство.-1996,- № 12. с. 23.

15. Голов Л.В., Волков С.Н. Состояние строительства и эксплуатации горизонтальных скважин в России. // Нефтяное хозяйство.-1995,- №7. с. 23.

16. Гриценко А.И., Зотов Г.А., Степанов Н.Г. и др. Теоретические основы применения горизонтальных газовых скважин./ЯОбилейный сб. науч. тр. т.2. М.: ИРЦ "Газпром", 1996. с. 71.

17. Гриценко А.И., Алиев 3. С., Ермилов О. М., и др. Руководство по исследованию скважин. М.: Наука, 1995. 523 с.

18. Грон В. Г., Кулагин В. Н. О некоторых методах расчета процесса движения газонефтяных смесей в скважинах: Тр. МИНХ и ГП, М.: 1977. вып. 129.с.93.

19. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справ, руководство, т.2. М.: Недра, 1984. 288 с.

20. Ермилов О. М., Алиев 3. С., Ремизов В. В., и др. Эксплуатация газовых скважин. -М.: Наука, 1995. 359 с.

21. Ермилов О. М., Ремизов В. В., Ширковский А. И. и др. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа. М.: Наука, 1996. 250 с.

22. Ерохин В. П. Щавелев Н. Л., Наумов В. И. и др. Опыт и проблемы строительства горизонтальных скважин. // Нефтяное хозяйство.-1997,-№9.с.32.

23. Закиров С. Н., Сомов Б. Е., Гордон В. Я и др. Многомерная и многокомпонентная фильтрация. -М.: Недра, 1988. 355 с.

24. Закиров С. Н., Сомов Б. Е„ Палатник М. Б. Трехмерное моделирование двухфазной фильтрации в задачах разработки газовых месторождений. //Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле. 1983. с. 56.

25. Закиров С. Н., Щепкина Н. Е., Брусиловский А. И. Математическое моделирование стационарного неизотермического движения газоводяных и газоконденсатных смесей в скважине.//Изв. АН АзССР. Сер. Наука о Земле. 1989. с. 3.

26. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокондексатных месторождений. М.: ОАО "Внешторгиздат", 1998, 626с.

27. Закиров Э.С. Горизонтальные скважины в слоисто-неоднородных коллекторах. //Газовая промышленность.-1996,- № 5-6. с. 71.

28. Зотов Г.А. Расчет фильтрационных сопротивлений скважины, несовершенной по степени вскрытия пласта при нелинейном режиме фильтрации. // Труды ВНИИГаза, вып. 18/26. М. Гостоптехиздат, 1963.

29. Ибрагимов А.И. Математическое моделирование разработки газовых месторождений горизонтальными скважинами в трехмерной постановке.// Газовая промышленность.-!997,- № 7. с. 89.

30. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под. ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. М.: Недра, 1980. 301с.

31. И.Калинин А. Г., Никитин Б. А., Солодкий К. М. и др. Бурение наклонных и горизонтальных скважин. М.: Недра, 1997. 648 с.

32. Корженевский А. Г., Юсупов Р. И., Фаткуллин P. X. Исследование горизонтальных скважин испытателями пластов на трубах. // Нефтяное хозяйство.-1995,-№ 1-2. с. 26.

33. Коротаев Ю. П., Ширковский А. И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. -М.: Недра, 1984. 487 с.

34. Коротаев Ю. П., Точигин А. А., Семенов Н И. Инструкция по гидродинамическому расчету газоконденсатных скважин. Иванове, 1980. 60с.

35. Коротаев Ю.П., Тагиев В.Г., Самородкин В.Д. Оптимизация режимов эксплуатации объектов добычи природного газа. М.; Недра, 1982, 231с.

36. Коротаев Ю.П. Исследование и режимы эксплуатации скважин. Обз. Информация. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М. ВНИИЭгазпром, 1991, 74 с.

37. Коротаев Ю. П. Избранные труды. T.I. -М.: Недра, 1996. 606 с.

38. Крейнин Е.В., Звягинцев К.Н., Васяев Г.М. Повышение дренирующей способности горизонтальных скважин. // Газовая промышленность. -1997,-№3. с.54.

39. Лаврентьев B.C., Лихушин A.M., Мишин Ф.А. и д.р. Заканчивание горизонтальной скважины на Елшано-Курдюмском ПХГ. // Газовая промышленность.-1997.-№ 12. с.38.

40. Леви Б.И., Темнов Г.Н., Евченко B.C., Санкин В.М. Применение горизонтальных скважин на месторождениях ПО Красноленинскнефтегаз. Обз. информ. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 1993. 68 с.

41. Левыкин Е.В. Установление рационального режима эксплуатации скважин. М.; Труды ВНИИГаза, 1953,вып. III, с 265-286.

42. Лукьянов Э. Е. Состояние и перспективы развития геофизических исследований в горизонтальных скважинах, ч. 2. Тверь.: НПГП ТЕРС", 1994. 135 с.185

43. Мамаев В. А., Одишария Г. Э., Клапчук О. В. Движение газожидкостных смесей в трубах. М.: Недра, 1978. 270 с.

44. Минский Е. М. Нестационарное движение газа через пористые среды при нелинейном законе сопротивления. Тр. ВНИИГаза. М.: Гостоптехиздат, 1963.

45. Ю.Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давления в наклонных и горизонтальных скважинах. М.: ИРЦ "Газпром", 1997. 30 с.

46. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Определение параметров газонефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной.// Газовая промышленность,-1997.-№ 10. с.18-20.

47. Никитин Б. А., Басниев К. С., Алиев 3. С. и др. Методика определения забойного давления в горизонтальной газовой и газоконденсатной скважине с учетом наличия в потоке газа жидкости. -М.: ИРЦ "Газпром", 1998. 32 с.

48. Никитин Б. А., Басниев К. С., Гереш П. А. Определение производительности горизонтальных газовых скважин и параметров пласта по результатам гидродинамических исследований на стационарных режимах. М.: ИРЦ ОАО "Газпром", 1999, 67 с.

49. Ремизов В.В., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Исследование влияния обвязки в общий коллектор горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин на режим их эксплуатации. НТ сб. ИРЦ РАО "Газпром", вып. 4-5. -М., 1996. с 2-4.

50. Ремизов В. В„ Маслов В. Н., Лапердин А. Н. Мировой опыт бурения скважины с горизонтальными забоями. // Газовая промышленность.-!997,- № З.с.ЗО.

51. Саттаров М. М., Мусин М. X. Полудень И. А. Системы разработки месторождений нефти и газа с помощью горизонтальных скважин. М.: ВНТИЦентр ГКНТ СССР. 1991. 140 с.

52. Скира И.Л. Газогидродинамические исследования горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин при стационарных режимах фильтрации. Дис. на соиск. к-та техн. наук. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1998. 200 с.

53. Сомов Б. Е. Решение задач пространственной фильтрации трехфазной углеводородной смеси. М.: Тр. МИНХ и ГП им. Губкина, 1985. вып. 192. с. 17-30.

54. Ю. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Т.1 / Гиматудинов Ш. К., Борисов Ю. П., Розенберг М. Д. и др. -М.: Недра, 1983.

55. Хаббарт М. Д., Даклер А. Э. Характеристика режимов течения горизонтального двухфазного потока. // В кн. Достижения в области теплообмена. М.: Мир, 1970.с. 7.

56. Черных В. А. Методика обработки результатов гидродинамических исследований горизонтальных скважин.// Газовая промышленность. -1997.-№ 10. с. 11.

57. Черных В. А., Скира И. Л. Первый опыт газодинамических исследований горизонтальных скважин при стационарных режимах фильтрации на Ямбургском газоконденсатном месторождении.// Газовая промышленность.-1997,-№9. с.33-37.

58. Черных В.А. Газогидродинамика горизонтальных газовых скважин. Дис. на•чсоиск. д-ра техн. наук. -М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 1999. 250 с.

59. Черных В. А., Славицкий В. С. Стационарные газодинамические исследования горизонтальных скважин. // Газовая промышленность. 1997. № 12. с. 62.

60. Шеремет В. В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин. // Научно-технические достижения и передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в газовой промышленности. -М.: ВНИИЭГазпром, вып.2. 1992.

61. Ширковский А. И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1987, 309 с.

62. Babu D. К., Odeh A. S. Productivity of a Horizontal Well. SPE 18301, 1988.

63. Besson J. Perfomance of Slanted and Horizontal Wells on an Anisotropic Medium. SPE 20965,1990.

64. Economidas M.J., Mc. Lennon J.D., Brown E. Perfomance and Stimulation of Horizontal Wells./AVord Oil, v. 208, № 6, 1989.

65. Economidas M.J., Deimbacher F.X., Brand C.W. Comprehensive Stimulation of Horizontal Well Perfomance. SPE 20717, 1990.

66. Giger F. M. Reduction Du Nomber de Piiits Par L'utilisation de Forages Horizontaux.// Revue De L'institut Fr. Du Petrole. v. 38, № 3, May-Juin, 1983.

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

68. Hegre T.M., Larsen L. Productivity of Multifractured Horizontal Wells. SPE 28845, 1994.

69. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. 1991, pp. 533.

70. Karcher B. J., Giger F. M., Combe J. Some Practical Formulas to Predict Horizontal Well Behavior. SPE 15430, 1986.

71. Kong X. Y., Xu X. Z„ Lu D. T. Pressure Transient Analysis for Horizontal Well and Multi-Branched Horizontal Wells. SPE 37069.

72. Kuchuk F. J., Saaedi J. Inflow Performance of Horizontal Wells in Multilayer Reservoirs. SPE 24945, 1992.

73. Leazer C., Marguez М» R. Short-Radius Drilling Expands Horizontal Well

74. Applications. Petroleum Engineer International, 1995.188

75. O.Norris S. 0., Piper L. D. Modeling Fluid Flow Around Horizontal Well. SPE 20719, 1990.l.Ozkan E., Raghavan R., Joshi S. D. Horizontal Well Pressure Analysis. SPE 16378, 1987.

76. Peaceman D. W. Representation of a Horizontal Well in Numerical Reservoir Simulation. SPE 21217, 1991.

77. Raghavan R., Chen C.-C., Agarwal B. An Analysis of Horizontal Wells Intercepted by Multiple Fractures. SPE 27652, 1994.

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

79. Renard G. 1., Dupug J. M. Influence of Formation Damage on the Flow Efficiency of Horizontal Wells. Paper SPE 19414, Louisiana 1990.

80. Rosa A. J., Carvaino R. A mathematical Model for Pressure Evaluation in an infinite-conductivity Horizontal Well. SPE 15967, 1989.

81. У1. Rose W. Theoretical generalization leading to the evolution of retutive permeability.- Trans AIME, v.186, 1949.1.>. Sherrard D. W. Prediction and Evalution of Horizontal Well Performance. SPE 255651, 1993.

82. Suzuki K., Nanba T. Horizontal Well Test Analysis System. SPE 20613, 1990.

83. Ю. Williams E.T., Kikani J. Pressure Transient Analysis of Horizontal Wells in a Naturally Fractured Reservoir. SPE 20612, 1990.

84. Отчёт по НИР по теме № 514/96 6-96 "Разработка методики гидродинамических исследований горизонтальных скважин месторождений Арктического шельфа с целью оптимизации системы разработки". Фонды ГАНГ им. И.М. Губкина, кафедра РиЭГГКМ. -М.: 1996.

85. Отчёт по теме 3 /4-97 "Интерпретация результатов испытаний разведочных скважин №1 и №2 месторождения "Варандей-море". Фонды ГАНГ им. И.М. Губкина, кафедра РиЭГГКМ. -М. 1997.