OPTIMIZATION OF CARBONATE RESERVOIR WELL TESTING

Abstract


The purpose of the paper is to design a workflow for well testing to optimize the time of study and reduce the switch-off period of wells in a pilot test. Another puprose is to confirm the economic efficiency of the presented workflow. Wells T-23, T-361, T-388 of the A-field were used as objects of study. Deposits of A-field are predominantly represented by cavernous-fractured carbonate rocks of the Riphean age. During the study an analysis of publications on the problem was performed. Field tests of wells located in low permeability carbonate reservoir were carried out. Modeling of well tests was carried out. Comparative calculations on the processing of results with help of Saphir software of KAPPA Engineering were made. Results on development of the well test workflow are given. The data of hydrodynamic investigations for 12 wells operating Riphean carbonate deposits for the period 2005-2008 are analyzed and results for wells T-23, T-361, T-388 are presented. An example of calculation of stabilization time for wells by the method of steady-state sampling as well as estimation of the optimal time of recording the pressure recovery curve are given. In addition, a comparison of the standard workflow) used in the well test (RD 153-39.0-109-01) is performed. Methodical instructions on complexing and stage of implementation of geophysical, hydrodynamic and geochemical studies of oil and oil and gas deposits (with the method) are presented in the paper. Based on the comparison economic efficiency was established.


Full Text

Введение В мировом балансе энергоносителей доля углеводородов, сосредоточенных в карбонатных коллекторах, играет все более существенную роль. Запасы нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам, с содержанием в них вязкой и высоковязкой нефти к настоящему времени составляют в мире более 30 % от всех разведанных запасов [1-4]. В России запасы нефти в таких коллекторах составляют более 50 % от всех запасов. Наиболее крупными активами с такими залежами являются восточный участок Оренбургского месторождения, Куюмбинское и Западно-Чонское месторождения в Восточной Сибири, проект «Бадра» в Ираке, Приразломное месторождение на шельфе Печорского моря [5-6]. В статье рассматривается месторождение A, продуктивные отложения которого преимущественно представлены крепкими трещиноватыми карбонатными породами рифейского возраста. Рифейские отложения сложены в нижней части терригенными отложениями (зелендуконская и вэдрэшевская толщи), перекрытыми глинисто-карбонатными отложениями мадринской толщи. Выше залегает около 2500 м отложений преимущественно карбонатного состава, состоящих из чередования карбонатных пачек толщиной около 500 м каждая и глинисто-карбонатных пачек, толщина каждой из которых составляет порядка 100-200 м. Карбонатные пачки на 90-95 % представлены доломитами и на 10-5 % - прослоями аргиллитов. В глинисто-карбонатных пачках прослои аргиллитов занимают от 30 до 70 % общей толщины. Мощность прослоев аргиллитов изменяется от миллиметров до нескольких метров [7]. В процессе формирования карбонатных пород-коллекторов решающее значение имеют как условия образования осадков, так и вторичные постседиментационные преобразования карбонатных пород. По совокупности геохимических признаков условий осадконакопления формирование свиты месторождения A предположительно происходило в морских опресненных условиях со значительными локальными влияниями пресноводных масс. Формирование емкостного пространства в карбонатных породах осуществлялось на всех стадиях литогенеза. Первичная седиментационная структура карбонатных осадков предопределяет дальнейшее развитие постседиментационных процессов, что в совокупности окончательно формирует ёмкостные и фильтрационные свойства карбонатных пород. Первичная пористость в органогенных постройках значительно выше, чем в тонкозернистых иловых осадках, и обусловлена наличием пустотного пространства в строматолитовых и водорослевых доломитах. Плотная упаковка первичных седиментационных илов и отсутствие органических остатков предопределяют их низкую пористость. Матрица практически непроницаема, и ее пористость находится в пределах 0,1-1 % [8-11]. Следует отметить значительное влияние трещиноватости на условия фильтрации флюидов в карбонатных породах венда и рифея. Этим обусловлено преимущественное развитие в них коллекторов сложного типа: трещинно-поровых, порово-трещинных, трещиновато-кавернозных [12-13]. Трещиноватость является одним из факторов, способствующих не только фильтрации углеводородов, но и образованию вторичной емкости [14-15]. Многочисленными исследованиями, проведенными во Всероссийском нефтяном научно-исследовательском геолого-разведочном институте (ВНИГРИ), установлено, что густота трещин с глубиной не возрастает, но увеличивается ее роль в формировании фильтрационно-емкостных свойств. С глубиной возрастает и значение трещин как основных путей фильтрации. Как показывают результаты исследований, емкость трещин крайне низкая и в сильно трещиноватых породах не превышает 0,03-0,05 % [16]. Поэтому трещины не являются, а служат в основном путями фильтрации углеводородов и косвенно принимают участие в образовании вторичных пор выщелачивания. Вторичные поры выщелачивания, развитые вдоль открытых трещин, составляют 0,5-2,5 %, в сильно трещиноватых породах достигают 5-6 % [17]. Дизайн гидродинамического исследования В табл. 1 представлены основные геологические характеристики месторождения A. A относится к месторождениям очень сложного геологического строения со следующими характеристиками: - высокая степень литолого-фациальной неоднородности; - значительная дезинтегрированность; - изотропия фильтрационных свойств; - интенсивный обменный поток жидкости между трещинами и матрицей. Таблица 1 Геологические характеристики месторождения A Параметр Характеристика Фазовое состояние Нефтегазоконденсатная Тип залежи Массивная, тектонически экранированная Тип коллектора Литологический состав Карбонатный По типу пустотного пространства Кавернозно-трещинный Данные параметры являются причиной недостижения радиального режима фильтрации. С одной стороны, радиальное течение может «маскироваться» влиянием эффекта ствола скважины либо линейным течением в случае скважины с трещиной. С другой стороны, радиальный режим притока может быть искажен проявлением следующих граничных условий: - интерференция с окружающими скважинами; - геологический разлом, фациальное замещение (наличие непроницаемой границы); - процессы, происходящие в стволе скважины; - газовой шапки (границы постоянного давления). Вследствие сложного характера потоков интерпретация результатов ГДИ в условиях карбонатного коллектора является непростой задачей. С целью устранения неоднозначности получаемой информации в данной статье предлагается разработка комплексного подхода к моделированию процесса проведения исследований и прогноза получаемых данных с помощью дизайна. Данный метод позволяет: - прогнозировать длительность работы в определенном режиме; - прогнозировать длительность остановки на кривой восстановления давления (КВД), при этом общая продолжительность ГДИ определяется с учетом наименьших потерь времени эксплуатации скважин и добычи углеводородов; - учитывать технические и технологические условия проведения работ; - определить наиболее часто проявляющиеся факторы и принять меры по уменьшению их негативного влияния на проведение ГДИ; - оценить возможности получения фильтрационно-ёмкостных свойств (ФЕС) пласта и параметров скважины по КВД; - оценить потери по добыче нефти. В статье приводятся результаты анализа данных исследований трех добывающих скважин, которые вскрыли продуктивный горизонт, представленный карбонатными отложениями рифейского возраста. В 2018 г. на месторождении A в рамках проекта пробной эксплуатации планируется переиспытание скважин Т-23, Т-361; Т-388 с проведением ГДИ методом установившихся отборов и методом неустановившейся фильтрации (регистрация забойного давления после остановки скважины). После проведения ГДИ планируется запуск скважины в пробную эксплуатацию. Разработка дизайна гидродинамических исследований осуществлялась в программном продукте Saphir пакета Ecrin компании KAPPA Engineering [18]. В качестве исходной информации используются следующие данные: 1. Характеристика скважин-кандидатов Первые гидродинамические исследования скважин Т-23, Т-361; Т-388 проводились в 2007 г. Вторичное вскрытие выполнено кумулятивной перфорацией ПКО-89С, плотность прострела для скважины Т-23 составила 14 отверстий/погонный метр, для скважин Т-361 и Т-388 - 20 отверстий/погонный метр. Для вызова притока было проведено несколько циклов свабирования с созданием депрессии до 35 % от пластового давления, после чего скважина перешла в режим фонтанирования. Для формирования дизайна исследования была использована реальная работа скважин. В табл. 2 представлены основные параметры скважин-кандидатов. Таблица 2 Характеристика скважин Параметр Характеристика Скважина Т-23 Т-361 Т-388 Назначение Разведочная Разведочная Разведочная Тип Вертикальная Вертикальная Вертикальная Дебит, м3/сут 182,8 309,0 136,0 2. PVT-свойства флюида, параметры пласта В табл. 3, 4 представлены свойства флюидов и параметры пласта. Таблица 3 Свойства флюидов Параметр Ед. изм. Т-23 Т-361 Т-388 Начальное пластовое давление кгс/см2 216 200,6 200,6 Вязкость пластовой нефти μo сПз 1,332 1,06 1,06 Объемный коэффициент нефти Bo доли ед. 1,288 1,465 1,465 Плотность нефти (пластовые условия) ρo п.у г/см3 0,714 0,7 0,7 Плотность нефти (стандартные условия) ρo с.у г/см3 0,822 0,825 0,825 Полная сжимаемость Сt 1/МПа·10-4 18,3 18,3 18,3 Таблица 4 Параметры пласта Параметр Ед. изм. Значение Эффективная толщина пласта Hэфф М 93,2 Средняя пористость коллектора φ доли ед. 0,01 3. Подбор оборудования Для проведения ГДИ предполагается использование прибора «САМТ-02». Данный глубинный манометр-термометр предназначен для регистрации значений давления и температуры по стволу скважины и изменения их во времени в любой точке, например, на забое при снятии кривой восстановления давления [19]. Основными преимуществами прибора являются: - скоростной режим замера для обеспечения оперативности исследования; - регулирование режима работы и передача данных без разборки корпуса. В качестве исходных данных для формирования дизайна исследования использовались характеристики оборудования, приведенные в табл. 5. Таблица 5 Краткие технические характеристики «САМТ-02» Параметр Ед. изм. Значение Диапазон измерения давления МПа 0-60 Предельно допустимые условия эксплуатации °С -40...+125 Минимальная дискретность измерения c 1/128 Время непрерывной работы от свежей батареи Ед. До 1 года Разрешающая способность по давлению МПа 0,0001 Максимальная скорость записи с 1 Погрешность измерений давления от полной шкалы % 0,15 4. Формирование программы исследований В статье рассматривается дизайн индикаторной диаграммы (ИД) с прямым и обратным ходом методом монотонно-ступенчатого изменения дебита. В основе всех модификаций вариантов исследования с помощью ИД лежит метод установившихся отборов. Обязательными требованиями к проведению исследований методом установившихся отборов являются полное восстановление давления в ходе остановки скважины и полная стабилизация на режиме [20]. Известно, что в случае низкопроницаемых коллекторов такой процесс требует длительного времени. Исследуются четыре режима прямого хода (с минимального штуцера), остановка на КВД и два режима обратного хода. Режимы обратного хода применяются для контроля очистки скважины и ухудшения свойств призабойной зоны. Запись КВД после окончания прямого хода целесообразна, так как на последнем режиме прямого хода происходит работа с максимальным дебитом, что обусловливает максимальное значение производной давления при КВД. Таким образом, создаются наиболее благоприятные условия для очистки забоя от жидкости и механических примесей, что обеспечивает хорошее качество КВД [21-26]. При проведении исследований для рассматриваемых скважин месторождения A методом установившихся отборов время стабилизации рассчитывается по формуле где Rk - радиус контура питания, или половина расстояния до соседних скважин, м; χ - пьезопроводность пласта, м2/с. Оценка продолжительности работы скважины на каждом режиме осуществляется на основе выхода скважины на установившийся режим. Коэффициент пьезопроводности пласта рассчитывается по формуле где k - проницаемость пласта, м2; µ - динамическая вязкость пластового флюида, Па·с; β* - упругоемкость пласта, Па-1. В качестве исходных для построения дизайна приняты данные ГДИ, проведенного в 2007 г. (проницаемость, влияние ствола скважины, дебит) [27]. При моделировании использовано нейтральное значение механического скин-фактора, равное 0. В табл. 6 представлены исходные данные и расчетное время, необходимое для работы скважины на каждом режиме. Таблица 6 Рекомендуемые режимы работы скважины Технология Штуцер, мм Длительность, ч Расчетный дебит, м3/сут Скважина Т-23 Очистка ПЗП 10 24 149,8 КВД Прямой ход 6 42 64,9 8 42 113,2 10 42 149,8 12 42 182,8 КВД Обратный ход 10 42 149,8 8 42 113,2 Скважина Т-361 Очистка ПЗП 10 24 216 КВД Прямой ход 6 17 121,9 8 17 166,1 10 17 216 12 17 309 КВД Обратный ход 10 17 216 8 17 166,1 Скважина Т-388 Очистка ПЗП 10 24 123 КВД Прямой ход 6 19 70 8 19 93 10 19 123 12 19 136 КВД Обратный ход 10 19 123 8 19 93 На рис. 1 представлены модели дизайна исследований скважин Т-23, Т-361, Т-388. Согласно результатам проведенного моделирования, для получения качественной ИД нужна работа скважины на каждом режиме (без учёта времени, необходимого для смены режима) не менее: - 42 ч для скважины Т-23; - 17 ч для скважины Т-361; - 19 ч для скважины Т-388. В результате численного моделирования были получены диагностические графики КВД. На рис. 2 представлен детализированный график для скважины Т-23. Согласно выполненному моделированию, время окончания влияния ствола скважины составило 12 часов, начало выхода на радиальный режим течения диагностируется спустя 35 часов. С целью получения корректных результатов при интерпретации КВД на скважине Т-23 длительность радиального режима должна составить не менее 1/2 логарифмического цикла. С учётом указанного условия длительность регистрации КВД составит порядка 100 часов (4 суток). В результате выполненного дизайна был проведен тщательный анализ исходных данных и произведено численное моделирование поведения забойного давления для скважин Т-23, Т-361, Т-388 (рис. 3). По результатам моделирования рекомендованная продолжительность исследования составляет: - Т-23 - 100 ч; - Т-361 - 40 ч; - Т-388 - 35 ч. Также в рамках данной работы удалось провести сопоставление дизайна исследования с реальными результатами испытания для скважины Т-23. Необходимо отметить, что регистрация кривой восстановления давления проводилась в течении 144 ч в соответствии с рекомендациями, указанными в РД 153-39.0-109-01. На полученном диагностическом графике математического моделирования КВД в билогарифмических координатах наблюдается длительный период влияния ствола скважины, осложненный фазовыми перераспределениями, - 35 ч, время выхода на радиальное течение составляет порядка 38 ч. Анализ рис. 6 показывает, что фактическое начало выхода на радиальный режим течения Тнач.рад диагностируется спустя 38 ч, при этом Тнач.рад, полученное в результате моделирования дизайна исследования, составило 35 ч. Вышеприведенные данные подтверждают высокую эффективность применения методики разработки комплексного подхода к моделированию процесса проведения исследований, основанного на создании дизайна. Экономический эффект В период планирования ГДИ на этапе опытно-промышленной эксплуатации скважин фактором для экономической оценки является время проведения исследований. Чем меньше период проведения ГДИ и, как следствие, период остановки скважины, тем проект выгоднее. С целью оценки экономической эффективности представленного подхода был проведен сравнительный анализ, при этом использовались рекомендации, указанные в РД 153-39.0-109-01, в соответствии с геологическими условиями, а также данные, полученные в результате моделирования дизайна исследования. Исходя из рекомендаций, указанных в РД, необходимое время эксплуатации скважины на одном режиме для коллектора с проницаемостью 0,05-0,01 мкм2 составляет 96 ч, а время снятия КВД - 144 часа [28-32]. Рис. 1. Дизайн исследования скважины: а - T-23; б - T-361; в - T-388 Рис. 2. Дизайн диагностического графика КВД скважины Т-23 в билогарифмических координатах Рис. 3. Дизайн диагностического графика КВД скважин Т-23, Т-361, Т-388 в билогарифмических координатах: Тнач.рад - начало выхода на радиальный режим течения Рис. 4. Фактический диагностический график КВД скважины Т-23 в билогарифмических координатах Исходные данные для расчета представлены в табл. 7. Таблица 7 Исходные данные для экономического анализа Параметр Характеристика Технические характеристики Скважина Т-23 Т-361 Т-388 Дебит Qнефти, т/сут 150,3 254,0 111,8 Время снятия кривой восстановления забойного давления, сут: - стандартная методика РД 153-39.0-109-01 Т1 6 6 6 - методика тест-дизайна Т2 4,2 1,7 1,5 Экономические макропараметры Цена нефти Sбарр (среднее за год, по данным на февраль 2018 г.), долл/баррель 68,95 Коэффициент барреляжа Kбарр (по данным аналитического агентства АРГУС), баррель/т 7,43 Как упоминалось выше, при рассмотрении стандартного подхода минимальное время снятия кривой восстановления забойного давления Т1 = 144 часа (6 суток) принято для скважин с высокими устойчивыми дебитами и коллекторов с проницаемостью ниже 0,05-0,01 мкм2. Цена нефти Sт, долл/т [33-34]: Sт = Sбарр · Kбарр = = 68,95 · 7,43 = 512,30. С учетом курса доллара (по данным на февраль 2018 года) Sдолл = 57,66 руб/долл., стоимость нефти S, тыс. руб/т: S = Sт · Sдолл = = 512,30 · 57,66 = 29,54. Масса нефти, полученной в процессе проведения ГДИ в зависимости от применяемой методики прогнозирования ГДИ, т: Мн = Qнефти · Т. Экономический эффект Э при применении методики создания дизайна по сравнению со стандартным подходом рассчитывался по формуле [34-38] Э = (Мн1 - Мн2)S, В табл. 8 представлены результаты экономических расчетов. Таблица 8 Результаты экономического сравнения методик Сква-жина Дебит, т/сут Длитель-ность, сут Потери нефти, т Стоимость нефти, тыс. руб/т Эконом. эффект, тыс. руб. РД тест-дизайн РД тест-дизайн Q Т1 Т2 Мн1 Мн2 S Э Т-23 150,3 6 4,2 901,8 631,3 29,54 7 991,8 Т-361 254,0 6 1,7 1 524,0 431,8 32 263,6 Т-388 111,8 6 1,5 670,8 167,7 14 861,6 Из вышеприведенных данных следует, что экономический эффект от применения представленной методики прогнозирования ГДИ, основанного на создании дизайна, в сравнении со стандартным подходом по РД 153-39.0-109-01 для рассматриваемых скважин месторождения А составит: Э1 = 7991,8 тыс. руб.; Э2 = 32 263,6 тыс. руб.; Э3 = 14 861,6 тыс. руб. Можно заключить, что методика создания дизайна исследования позволяет сократить срок проведения ГДИ на стадии планирования. Таким образом, период остановки скважины уменьшится, что позволит сократить потери на этапе опытно-промышленной эксплуатации скважин и получить дополнительную выгоду от реализации продукта (рис. 5). Рис. 5. Результаты экономического сравнения методик. Экономический эффект применения методики «Тест-дизайн» Выводы В результате выполненного дизайна был произведен тщательный анализ исходных данных и выполнено численное моделирование поведения забойного давления в скважинах Т-23, Т-361, Т-388. По результатам моделирования рекомендованная продолжительность исследования составила: - Т-23 - 100 ч; - Т-361 - 40 ч; - Т-388 - 35 ч. Потери нефти для исследуемых скважин при остановке будут составлять: - Т-23 - 631,3 т; - Т-361 - 431,8 т; - Т-388 - 167,7 т. Данные скважины Т-23 также были сопоставлены с реальными данными исследования. В ходе анализа было установлено, что выбранный дизайн исследования и проведенные расчеты полностью подтверждаются. В статье подтверждена экономическая целесообразность моделирования ГДИ, основанного на создании дизайна исследования. Уточнение времени проведения исследований по сравнению со стандартным подходом РД 153-39.0-109-01 позволяет сократить период остановки скважины и увеличить время добычи нефти на этапе опытно-промышленной эксплуатации. Усредненное значение экономического эффекта на основе данных по трем разведочным скважинам месторождения A составило 20 292,7 тыс. руб. В условиях сформированной системы разработки месторождений для повышения качества ГДИ требуются обязательная точная постановка целей гидродинамического исследования в адресной скважине с определением возможностей того или иного метода ГДИ, а также обязательное соблюдение технологии исследования, изложенной в дизайне. Это позволит значительно повысить качество ГДИ, оптимизировать затраты на исследования и потери нефти, компенсируя их высокой точностью полученной информации. Предложенные в статье решения позволяют оценить целесообразность и экономическую эффективность планируемых работ. Очевидно, что для проведения качественных исследований необходимо планировать ГДИС на этапе, предшествующем замерам. Иными словами, перед любым ГДИ следует выполнить его дизайн либо в специализированном программном продукте, либо по эмпирическим формулам [39-42]. Важно отметить, что как бы идеально ни было спланировано исследование, необходимо обеспечить технические (подготовка скважины, выбор работоспособного исследовательского оборудования) и технологические (соблюдение длительности исследования) условия проведения работ в адресной скважине каждой из ответственных сторон (нефтяной компанией и сервисным предприятием). Кроме того, необходимо установить, что именно может помешать получению отчетливо диагностируемого участка радиального течения. С одной стороны, радиальное течение может «маскироваться» влиянием эффекта ствола скважины либо линейным течением в случае скважины с трещиной. С другой стороны, радиальный режим притока может быть искажен проявлением следующих граничных условий: 1) интерференции с окружающими скважинами; 2) геологического разлома (наличие непроницаемой границы); 3) газовой шапки (границы постоянного давления).

About the authors

Anastasiya E. Davydova

Siberian Federal University

Author for correspondence.
Email: DavydovaAE@knipi.rosneft.ru
79 Svobodny av., Krasnoyarsk, 660041, Russian Federation

PhD student at the Department of Reservoir Engineering

Aleksandr A. Shchurenko

Siberian Federal University

Email: ShchurenkoAA@knipi.rosneft.ru
79 Svobodny av., Krasnoyarsk, 660041, Russian Federation

PhD student at the Department of Reservoir Engineering

Nikita M. Dadakin

Siberian Federal University

Email: DadakinNM@knipi.rosneft.ru
79 Svobodny av., Krasnoyarsk, 660041, Russian Federation

PhD student at the Department of Reservoir Engineering

Artyom D. Shutalev

Siberian Federal University

Email: ShutalevAD@knipi.rosneft.ru
79 Svobodny av., Krasnoyarsk, 660041, Russian Federation

PhD student at the Department of Reservoir Engineering

Bronislav B. Kvesco

Siberian Federal University

Email: kveskobb@gmail.com
79 Svobodny av., Krasnoyarsk, 660041, Russian Federation

PhD in Physics and Mathematics, Professor at the Department of Reservoir Engineering of the Institute of Oil and Gas

References

  1. Deeva T.A., Kamartdinov M.R., Kulagina T.E., Mangazeev P.V. Gidrodinamicheskie issledovaniia skvazhin analiz i interpretatsiia dannykh [Well tests: analysis and interpretation of data]. Tomsk, Izdatelstvo Tomskogo politekhnicheskogo universiteta, 2009, 243 p.
  2. Pokrepin B.V. Razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii [Development of oil and gas fields]. Volgograd, In-Folio, 2008, 192 p.
  3. Brand U., Veizer J. Chemical diagenesis of a multicomponent carbonate system – 1: trace elements. Journal of Sedimentary Petrology, 1980, vol.50, no.4, pp.1219-1236. doi: 10.1306/212F7BB7-2B24-11D7-8648000102C1865D
  4. Choquette Ph. W., James N.P. Diagenesis 12. Diagenesis in limestones – 3. The deep burial environment. Geoscience Canada, 1987, vol.14, no.1, pp.3-35.
  5. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Kuvshinov I.V. Uvelichenie nefteotdachi v karbonatnykh kollektorakh [Increase of oil recovery in carbonate reservoirs]. NEFTEGAZ.RU, 2017, no.3, pp.99-103.
  6. Barnaby R.J., Read J.F. Dolomitization of a carbonate platform during late burial: Lower to Middle Cambrian Shady dolomite, Virginia Appalachians. Journal of Sedimentary Geology, 1992, vol.62, no.6, pp.1023-1043. doi: 10.1306/D4267A3C-2B26-11D7-8648000102C1865D
  7. Vasileva K.Iu. Stadiinost postsedimen­tatsionnykh izmenenii karbonatnykh porod rifeia – venda Kuiumbinskogo mestorozhdeniia i ee sviaz s geologicheskoi evoliutsiei Baikitskoi anteklizy (iugozapad Sibirskoi platformy) [Stages of post-sedimentation changes of carbonate rocks of the Riphean-Vendian Kuyumbinsky deposit and its connection with the geological evolution of the Baikite anteclase (south-west of the Siberian platform)]. Saint Petersburg, 2017, 138 p.
  8. Bathurst R.G.C. Carbonate sediments and their diagenesis. Amsterdam, Elsevier, 1975, 620 p.
  9. Metodicheskie rekomendatsii po izucheniiu i prognozu kollektorov nefti i gaza slozhnogo tipa [Methodical recommendations for the study and forecasting of complex gas-oil reservoirs and gas]. Leningrad, Nedra, 1989, 103 p.
  10. Varkasina I.V. Sidementatsionnye i postsidemen­tatsionnye faktory formirovaniia rifeiskikh karbonatnykh kollektorov IuTZ neftegazonakopleniia (Vostochnaia sibir): kriterii otsenki neftegazonosnosti nizhe promyshlenno osvoennykh glubin i opredelenie prioritetnykh napravlenii geologo-razvedochnykh rabot [Sedimentation and post-sedimentation factors of formation of Riphean carbonate collectors of UTZ of oil and gas accumulation (East Siberia): Criteria for assessing oil and gas content lower than industrial depths and determining priority directions of geological prospecting works]. Tezisy dokladov vserossiiskoi konferentsii. Perm, 2000, 159 p.
  11. Gutina O.V. Sovershenstvovanie skhemy raschleneniia i korreliatsii rifeiskikh otlozhenii iugo-zapadnoi chasti Sibirskoi platformy [Improvement of the scheme of dismemberment and correlation of the Riphean deposits of the southwestern part of the Siberian platform]. Geologiia, stroenie, neftegazonosnost i perspektivy osvoeniia neftianykh i gazovykh mestorozhdenii nizhnego Priangaria. Sbornik dokladov Vserossiiskoi konferentsii. Krasnoiarsk, 1996, pp.45-46.
  12. Gmid L.P., Levi S.Sh. Atlas karbonatnykh porod-kollektorov [Atlas of carbonate rock-reservoirs]. Leningrad, Nedra, 1972, 200 p.
  13. Korsakov S.P. et al. O vliianii epigeneticheskikh protsessov v karbonatnykh porodakh na vozniknovenie vtorichnoi emkosti (na primere mestorozhdenii Srednei Azii) [On the influence of epigenetic processes in carbonate rocks on the emergence of secondary capacities (on the example of deposits of Central Asia)]. Karstovye kollektory nefti i gaza. Perm, 1973, pp.148-149.
  14. Kontorovich A.E., Izosimova A.N., Kontorovich A.A., Khabarov E.M., Timoshina I.D. Geologicheskoe stroenie i usloviia formirovaniia gigantskoi Iurubcheno-Tokhomsoki zony neftegazonakopleniia v verkhnem proterozoe Sibirskoi platformy [Geological structure and conditions for the formation of a giant Yurbchenko-Tohomoskoy oil and gas accumulation zone in the Upper Proterozoic of the Siberian Platform]. Geologiia i geofizika, 1996, vol.37, no.8, pp.166-195.
  15. Sokolov D.S. Formirovanie poristosti i kavernoznosti rastvorimykh porod [Formation of porosity and cavity of soluble rocks]. Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii, 1958, no.1, pp.54-66.
  16. Belonovskaia L.G. Treshchinovatost karbo­novykh porod i razrabotannye vo VNIGRI osnovy poiskov treshchinnykh kollektorov nefti i gaza [The fracture of carbonaceous rocks and the bases of the search for cracked oil and gas collectors developed in VNIGRI]. Neftegazovaia geologiia. Teoriia i praktika, 2006, pp.9-13.
  17. Burdine N.T. Relative permeability calculations from pore size distribution data. Transaction of AIME, 1953, vol.5, no.3. doi: 10.2118/225-G.
  18. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic data analysis v4.12.02. Kappa, 2011, 557 p.
  19. Manometry-termometry glubinnye “САМТ-02-25-d32”, “САМТ-02-40-d32”, “САМТ-02-60-d32”. Rukovodstvo po ekspluatatsii [Manometers, thermometers deep “SAMT-02-25-d32”, “SAMT-02-40-d32”, “SAMT-02-60-d32”. Operating manual]. Moscow, 2010, 13 p.
  20. Baikov V.A., Emchenko O.V., Zainulin A.V., Davletbaev A.Ia. Interpretatsiia i analiz rezultatov issledovanii kollektora treshchinno-kavernozno-porovogo tipa [Interpretation and analysis of the research results of the collector of the crack-cavernous-porous type]. Nauchno-tekhnicheskii vestnik OAO NK “Rosneft”, 2007, no.5, pp.30-34.
  21. Brooks R.H., Corey A.T. Properties of porous media affecting fluid flow. Journal of Irrigation and Drainage Engineering (ASCE), 1966, vol.92, no.2, pp.61-88.
  22. Earlaugher R.C. Jr., Kerch K.M. Analysis of short-time transient test data by type-curve matching. Journal of petroleum technologies, 1974, vol.26, pp.793-800. doi: 10.2118/4488-PA
  23. Gringarten A.C. Well test analysis in practice. The way ahead (TWA), 2012, p.10-15. doi: 10.2118/0212-010-TWA
  24. Horne R.N. Modern well test analysis. A computer Aided Approach. Petroway Inc. US, 1990, 185 p.
  25. Zein Al-Abidin M.D., Sokhoshko S.K., Sarancha A.V. Razrabotka dizaina gidrodina­micheskogo issledovaniia neftianoi skvazhiny v neftegazokondensatnom kollektore s primeneniem metodov trekhmernogo chislennogo mo [Development of oil well test design in the oil-gas reservoir using the methods of 3d hydrodynamic simulation]. Fundamentalnye issledovaniia, 2016, no.4-1, pp.47-51.
  26. Merkulov V.P., Krasnoshchekova L.A. Otsenka vliianiia filtratsionnoi anizotropii neftegazonosnykh kollektorov pri modelirovanii mestorozhdenii [An estimation of the influence of filtration anisotropy of oil and gas collectors in the field modeling]. Gazovaia promyshlennost, 2014, no.3, pp.22-27.
  27. Olkhovskaia V.A., Zinovev A.M., Golovina Iu.A. Parametricheskaia interpretatsiia dannykh gidrodinami­cheskikh issledovanii skvazhin i plasta kak reologicheskoi sistemy [Parametric interpretation of data of hydro­dynamic investigations of wells and reservoirs as a rheological system]. Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii, 2012, no.8, pp.40-44.
  28. Bo Gao, Zhao-Qin Huang, Jun Yao, Xin-Rui Lv, Yu-Shu Wu. Pressure transient analysis of a well penetrating a filled cavity in naturally fractured carbonate reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2016, pp.392-403. doi: 10.1016/j.petrol.2016.05.037
  29. RD 153-39.0-109-01. Metodicheskie ukazaniia po kompleksirovaniiu i etapnosti vypolneniia geofizicheskikh gidrodinamicheskikh i geokhi­micheskikh issledovanii neftianykh i neftega­zovykh mestorozhdenii [Methodical instructions on complexing and stage of execution of geophysical, hydrodynamic and geochemical studies of oil and oil and gas deposits]. Moscow, Nauka, 2002, 95 p.
  30. Patrusheva E.G. Investitsionnyi menedzhment [Investment management]. Iaroslavl, Iaroslavskii gosudar­stvennyi universitet imeni P.G. Demidova, 2017, 120 p.
  31. Shpaikher E.D., Salikhov V.A. Geologo-razve­dochnye raboty i geologo-ekonomicheskaia otsenka mestorozhdenii poleznykh iskopaemykh [Geological exploration and geological and economic evaluation of mineral deposits]. Novokuznetsk, Sibirskii gosudarst­vennyi industrialnyi universitet, 2002, 311 p.
  32. Astafeva M.P., Melekhin E.S., Porokhnia E.A. Otsenka mestorozhdenii poleznykh iskopaemykh kak obektov investirovaniia i biznesa [Assessment of mineral deposits as investment and business objects]. Moscow, VNIILM, 2002, 142 p.
  33. Khakimova A.S. Kompleks GIS v ekonomi­cheskikh raschetakh mestorozhdenii nefti i gaza [GIS complex in economic calculations of oil and gas deposits]. Ekonomika i biznes: teoriia i praktika, 2017, no.8, pp.79-81.
  34. Kuzmin T.G., Molodykh P.V. Ekonomika investi­tsionnogo proekta v neftegazovoi otrasli [The economy of an investment project in the oil and gas industry]. Tomsk, Tomskii politekhni­cheskii universitet, 2010, 181 p.
  35. Kochetkov A.A. Ekonomicheskaia teoriia [Economic theory]. Moscow, Dashkov i K, 2016, 696 p.
  36. Davydova A.E., Groo A.A. Razrabotka raschetnogo kompleksa poverkhnostnogo obustroistva 0-d urovnia [Development of the settlement complex of surface-level arrangement of 0-d]. Sbornik dokladov VIII regionalnoi nauchno-tekhnicheskoi konferentsii molodykh spetsialistov OOO “RN-krasnoiarskNIPIneft”. Krasnoyarsk, 2016, 108 p.
  37. Babuk I.M., Korolko A.A., Adamenkova S.I., Kostiukevich E.N. Raschet ekonomicheskoi effektivnosti novykh tekhnologicheskikh protsessov [Calculation of economic efficiency of new technological processes]. Minsk, Belorusskii natsionalnyi tekhnicheskii universitet, 2010, 56 p.
  38. Acka G., Mohammed A., Ampomah J., Oppong D., Sampah O. Impact of oil prices on nominal exchange rate: evidence from Ghana. The International Journal Of Business & Management, 2017, pp.269-281.
  39. Bourde D. Well test analysis: the use of advanced interpretation Models. Amsterdam, Elsevier science, 2002, 461 p.
  40. Economides M., Daniel H. Petroleum production systems. Prentice Hall Inc, Upper Saddle River, NJ 07458, 1994, 607 p.
  41. Adedapo A., Ayham A.A Cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2017, pp.306-320.
  42. Awolayo A., Ashqar A., Uchida M., Salahuddin A.A., Olayiwola S.O. A cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2017, vol.7, iss.3, pp.637-657 doi: 10.1007/s13202-017-0318-2
  43. Arbab B., Jahani D., Movahed B. Reservoir characterization of carbonate in low resistivity pays zones in the buwaib formation, Persian Gulf. Open Journal of Geology. 2017, pp.1441-1451. doi: 10.4236/ojg.2017.79096

Statistics

Views

Abstract - 362

PDF (Russian) - 24

PDF (English) - 78

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2018 Davydova A.E., Shchurenko A.A., Dadakin N.M., Shutalev A.D., Kvesco B.B.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies