CC BY
51
НАУКИ О ЗЕМЛЕ
«наука. инновации. технологии», № 2, 2018
удк 550.832.553 Гасумов Р.А.
[Gasumov R.A.]
выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров глинистых коллекторов
Selection and assessment of filtration-capacitive parameters for clay reservoirs
В статье рассмотрены вопросы о выделении и оценке фильтрацион-но-емкостных параметров глинистых коллекторов, обоснования нефтегазонасыщенной толщины и проницаемости коллекторов. Приведены результаты исследований, содержащих информацию о разнообразных свойствах глинистых пород нижнемайкопских отложений: пористость; объемный вес; известковистость; коэффициент гидрофобности, характеризующий физико-химические свойства поверхности; удельное электрическое сопротивление; интервальное время распространения упругих продольных волн. В соответствии с особенностями строения природного резервуара, с учетом результатов пробуренных скважин по их расположенности, выделены три категории участков для проведения поисковых работ. Изложены подходы по данным гидродинамических исследований, возможности определения численных значений параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, а также определены особенности строения пластов (наличие неоднородностей, непроницаемых границ). Для количественной оценки параметров коллектора выбраны результаты гидродинамических исследований скважин и изучены индикаторные диаграммы; кривые восстановления давления, зарегистрированные на скважинах, имеют типичный вид, характерный для трещинно-порового коллектора.
Consideration is given to the selection and assessment of filter-capacitive parameters of clay reservoirs, substantiation of oil-gas-saturated thickness and permeability of reservoirs. The results of studies containing information on the various properties of clay rocks in Lower Maikop deposits are presented: porosity; volume weight; calcification; coefficient of hydro-phobicity characterizing the physical and chemical properties of surface; specific electric resistance; interval time of propagation for elastic longitudinal waves. In accordance with the features of natural reservoir structure, taking into account the results of drilled wells, according to their location, three categories of plots for carrying out prospecting work are identified. The approaches are described according to the data of hydrodynamic studies, the possibility of determining the numerical values of the parameters characterizing the hydrodynamic properties of wells and formations, and also the features of their structure (heterogeneity, impermeable boundaries) are determined. The results of hydrodynamic well studies were selected and the indicator diagrams were studied to quantify the parameters of reservoir; the pressure recovery curves recorded have an appearance typical for fracture-pore type reservoir.
Ключевые слова: порода-коллектор, глинистые отложения, геологическое строение, пласт, скважина, трещиноватость, коллекторские свойства, кривая восстановления давления, гидрофобизация, приток нефти.
Key words: reservoir rock, clay deposits, geological structure, formation, well, fracturing, reservoir properties, pressure recovery curve, hydrophobi-zation, oil inflow.
Введение
В основе оценки геологических запасов нефти, газа и конденсата лежит порода-коллектор, способная вмещать нефть, газ или воду и отдавать их при разработке в любых, даже незначительных, количествах. Выделение коллекторов реализуется по прямым качественным признакам или с использованием количественных критериев. При этом количественные критерии коллекторов назывались нижними, абсолютными либо абсолютными нижними пределами фильтрационно-емкостных свойств, геолого-геофизическими кондициями, абсолютными пределами запасов и т.п.
Другая группа количественных критериев основывается на информации о рентабельных или экономически целесообразных дебитах нефти и газа (технико-экономические кондиции), которые зависят от коэффициентов извлечения углеводородов и минимальной эффективной толщины пласта. Однако, при подсчете геологических запасов выделение коллекторов по технико-экономическим критериям неправомерно.
Нельзя применять и способы выделения коллекторов, основанные на использовании любых величин дебитов, т.к. значения кондиционных пределов в этих способах изменяются во времени и различаются в зависимости от геологических особенностей разреза, то есть при постоянной депрессии один и тот же дебит можно получить при высокой проницаемости и малой толщине пласта либо при его низкой проницаемости и большой толщине. Следовательно, пласты с одинаковыми фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) в разное время и в разных условиях могут быть отнесены к коллекторам и неколлекторам [1-3].
Материалы и методы исследования
Исследования основаны на анализе и обобщении информации о комплексе гидродинамических характеристик пласта (на примере нижнемайкопских глинистых отложений), изучении аналитических зависимостей между доступными для непосредственных измерений величинами (пластовые давления, температуры, притоки жидкости и т.д.), что позволяет определить численные значения параметров, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, особенности строения последних (наличие не-однородностей, непроницаемых границ).
Результаты исследования и их обсуждение
Анализ палеогеографических условий осадконакопления показывает, что в пределах установленных полей нефтеносности часто на достаточно близком расстоянии отмечаются скважины с промышленными притоками нефти (25-100 м3/сут), низкодебитные (5-7 м3/сут), слабоприточные (0,01-1,5 м3/сут) и бесприточные. Результаты изучения трещиноватости глинистых пород свидетельствуют о том, что в разрезе нижнего майкопа сущест-
ДР
90,00
80,00 скв. 8
70,00 ^^ скв. 3
60,00 * ^^ скв. 5 скв. 6
50,00 о скв. 4
40,00 ^^^^^^^^ „. скв. 7
30,00 ш Д ...............'.....................................................
20,00 ^^
10,00 скв. 2
00,00 " 1 I I Q
0 2 4 6 8 10 12
Дебит
Рис. 1. Индикаторные кривые исследования скважин.
вуют отдельные интервалы с удовлетворительной емкостью (до 7 %) и высокой проницаемостью (до 534955,3 • 10-15 м2).
По результатам экспериментальных исследований среди величин, содержащих надежную и наиболее полную информацию о разнообразных свойствах глинистых пород, можно выделить: пористость; объемный вес; известковис-тость; коэффициент гидрофобности; удельное электрическое сопротивление; интервальное время распространения упругих продольных волн.
Результаты исследований показали, что количество связанной и свободной нефти в глинистом коллекторе нижнемайкопских отложений находится в прямой зависимости, во-первых, от физико-химического состояния поверхности, во-вторых, от коллекторских свойств пород. Выявлена достаточно четкая зависимость количества воды, связанной с поверхностью глинистых пород в условном монослое, от коэффициента гидрофобности. По мере увеличения степени гидрофобизации поверхности емкость условного монослоя уменьшается по гиперболическому закону. Четко демонстрируется зависимость количества воды в монослое от физико-химического состояния и структуры пустотного пространства коллектора листового типа [1, 2, 4, 5].
Гидродинамические исследования скважин проводились в различное время при разных пластовых давлениях (что так же создает проблемы при оценке энергетического состояния залежи). Использовать результаты этих исследований можно только для качественной оценки параметров пласта - коллектора [6-9].
На рис. 1 представлены индикаторные кривые гидродинамических исследований скважин. Эффективная толщина пласта при расчете проницаемости определена по результатам определения профилей притока на скважинах (табл. 1), и принята равной 7,5 м. Средняя проницаемость пласта равна 3,62-103 мкм2.
Таблица 1. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ ИНДИКАТОРНЫХ КРИВЫХ ПО СКВАЖИНАМ
№ скв. Водопроводимость, кфЬ, м2/сут Гидропроводность, мкм2 . см/мПа . с Проницаемость, * 103 мкм2
1 0,024 2,795 2,236
2 0,126 14,82 11,88
3 0,029 3,47 2,776
4 0,034 3,99 3,192
5 0,019 2,27 1,816
6 0,034 4,03 3,224
7 0,029 3,47 2,776
8 0,016 1,89 1,512
9 0,034 3,96 3,168
Для количественной оценки параметров коллектора выбраны результаты гидродинамических исследований скважин и составлены индикаторные диаграммы. Кривые восстановления давления (КВД), зарегистрированные на скважинах, имеют типичный вид, характерный для трещинно-порового типа коллектора. На КВД выделяются три характерных прямолинейных участка.
Первый линейный участок отражает процесс восстановления давления в проводящей среде (проводящая среда - трещинная система коллектора, обладающая высокой проводимостью и низкой пористостью) [2, 6]. Второй участок отражает процесс перераспределения давления между проводящей и питающей системами (питающая система - матрица породы, обладающая высокой пористостью и низкой проницаемостью). Третий участок соответствует окончательному восстановлению давления в питающей системе.
Для обработки КВД в трещинно-поровом коллекторе наиболее целесообразно применять метод Полларда [6-9]. Эта модель рассматривает депрессию из трех составляющих: перепад между пластовым давлением и давлением в матрице пласта; перепад между давлением в матрице и в трещинной системе пласта; перепад давления между трещинной системой пласта и приск-важинной зоной. По соотношению составляющих депрессии рассчитывается коэффициент динамической емкости, который позволяет оценить долю пус-тотности, приходящуюся на трещинную систему пласта. Определяется соотношение первичной (межгранулярной) и вторичной (трещинной и кавернозной) пористости. Кроме того, метод Полларда дает оценку истинной проницаемости трещин, величины скин-эффекта и коэффициента заканчивания скважины. Для определения модели пласта и режима фильтрации в послед-
№ 2, 2018
нее время практикуют построение графиков давления и производной давления в билогарифмических координатах.
Для дифференцирования КВД применяется специальный алгоритм с переменной степенью сглаживания, что позволяет регулировать степень сглаживания и получать не зашумленные и неискаженные кривые производной при различных временных интервалах и качестве замеров давления. Также можно оперативно исключить из расчетов отдельные недостоверные точки или участки кривых. Такие интерактивные манипуляции позволяют получить качественную кривую производной [6-11].
Производная вычисляется как по логарифму времени, так и по суперпозиции времен Хорнера, позволяя, таким образом, оценить возможность применения того или иного метода интерпретации. По горизонтальному участку на кривой производной определяют время начала режима линейного радиального потока: именно этот участок нужно использовать при обработке КВД. Отсутствие такого участка (недовосстановленная КВД) свидетельствует о необходимости учета эффекта «послепритока» в ствол скважины после её закрытия (рис. 2).
Модель Полларда сводит задачу к простому процессу расширения жидкости, однако в некоторых случаях дает приемлемые результаты и позволяет рассчитать ряд параметров трещиновато-пористого коллектора, в частности, объемы матрицы и трещин, пористости матрицы и трещин [6, 7]. Методика позволяет качественно оценить такие параметры, как трещинную проницаемость, истинную проницаемость трещин, раскрытость трещин, размер блоков. Основные параметры определяются как: объем матрицы; объем трещин; пористость матрицы; пористость трещин. Дополнительные параметры определяются как: коэффициент продуктивности; трещинная проницаемость, где цн - вязкость нефти, к - толщина пласта; истинная проницаемость трещин; скин-эффект. Пример расчета параметров пласта по методу Полларда результаты обработки КВД для скважины представлены в табл. 2.
Результаты расчетов и исследований позволяют уточнить петрофизи-ческую модель коллекторов нижнемайкопских отложений:
— эффективную нефтенасыщенную толщину для конкретной площади следует обосновывать по данным исследования профиля притока скважин, данным термометрии и акустического каротажа: средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, определенная по данным исследования профиля притока, равна 7,5 м;
— вторичная пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 1,7-2,5 %;
— насыщение свободной нефтью составляет в среднем 15,0 % от открытой пористости;
— по геолого-геохимическим данным пласты-коллекторы
ДР, МПа
10
2 3 4 5
Рис. 2.
Результаты регистрации КВД по скважинам.
представлены аргиллитоподобными глинами, породы-коллекторы сложены горизонтально-ориентированными тонкими, ровными, иногда линзовидными листочками, налегающими друг на друга, и разбиты сетью горизонтальных (58,5 %), наклонных (31,3 %) и вертикальных (10,2 %) трещин, в которых сосредоточены основные объемы нефти;
— коллектор отличается от неколлектора повышенными значениями общей пористости (до 16,27 %) и пониженными значениями плотности (2,35-2,4 г/см3);
— остаточная водонасыщенность глин по массовым определениям изменяется в относительно узких пределах (70-85 %);
— среднее значение проницаемости коллектора равно 5,23^103 мкм2, гидропроводность 3,39 мкм2.см/МПа.с, водопроводи-мость 0,044 м2/сут, коллектор относится к трещинно-поро-вому типу.
Выделение зон разуплотнения по данным динамического анализа волнового поля методом общей глубинной точки выполнено по восьми сейсмическим профилям сейсмических партий. Преимущественно на всех проанализированных профилях выделяются малоамплитудные тектонические нарушения, которые фиксируются в отложениях хадума в виде сбросов. Выше их прослеживается зона разуплотненных пород (повышенной тре-щиноватости), характерной особенностью которой является выраженность в форме столбчатой трещиноватости [12-15].
скв. 1
8
6
4
2
0
0
6
7
Таблица 2. РЕЗУЛЬТАТЫ ОБРАБОТКИ КВД НА СКВАЖИНАХ (ПО МЕТОДУ ПОЛЛАРДА)
№ скв Дебит жидкости, м3/сут Депрессия на Коэффициенты кривой Объем дренирования, м3 Средняя раскры-тость Средний межтрещинный Проницаемость X 103 мкм2
пласт, МПа Ар Ср Вр матрицы трещин трещин в пласте, мкм интервал, см
1 3,254 11,39 115,1 100 5,2 4383,3 1,9 439,39 12,23 5,77
2 29,21 6,68 62,1 35,5 30,5 126808,1 88,3 433,55 8,0 8,86
3 10,66 8,28 82,4 58,9 25,4 4304,4 9,3 163,02 0,93 3,88
4 4,84 12,31 76,5 70,8 1,8 7947,2 2,7 1037,73 37,31 24,9
5 14,47 7,66 75,7 41,7 35,6 8927,3 32,3 123,94 0,42 3,75
6 6,5 5,86 58,2 53,0 8,8 2244,1 10,9 144,22 0,36 6,83
В скважинах, давших притоки нефти, продуктивные интервалы приурочены к зонам трещиноватых аргиллитоподобных листоватых глин. Освоение скважин проводилось по стандартной методике путем снижения плотности раствора, заполняющего скважину, водой с последующей аэризаци-ей. Лишь единичные скважины осваивались без применения дополнительной интенсификации притока проведением нефтекислотных ванн и соляно-кислотной обработки продуктивного пласта. Остальные скважины требовали двух или трехкратной обработки. В ряде скважин, пробуренных на исследуемом участке, после многократной обработки пласта притоков получено не было. Вероятно, эти скважины находятся в зонах уплотненных глин, не имеющих зон трещиноватости. Возможно, из-за глубокого проникновения фильтрата бурового раствора в процессе бурения скважин в зоны с более высокой степенью трещиноватости проводимых операций по интенсификации притока недостаточно и необходимо проводить более действенные операции, например, гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако следует отметить, что ГРП (песконоситель - вода с 0,2 % дисольваном), проводившийся в некоторых скважинах, не только не дал необходимого результата, но и дебит после его проведения значительно снизился. Вероятно, от воздействия воды глинистые породы продуктивного пласта разбухли, что привело к смыканию имеющихся трещин [2, 3, 5, 16].
Известно, что фильтрат бурового раствора при первичном вскрытии значительно снижает проницаемость продуктивных пластов. Особенно значительное снижение продуктивности скважин происходит при большом радиусе проникновения фильтрата бурового раствора.
Для условий первичного вскрытия продуктивных трещиноватых пластов величина зоны проникновения фильтрата оценена согласно методике, изложенной в работах [7, 8].
Приведенные расчеты показывают, что при первичном вскрытии нижнемайкопских отложений фильтрат бурового раствора проникает в пласт на расстояние около 7 м. Это свидетельствует о том, что, если при первичном вскрытии нетрадиционных трещинных глинистых коллекторов тонкого и частого чередования в отложениях применять вскрытие их на депрессии или равновесии, то можно получить объективную картину о положении в разрезе не-фтенасыщенных и водонасыщенных пропластков.
Внедрение воды в условиях проявления упруговодонапорного режима происходило по вертикальным трещинам. Установлена логарифмическая зависимость подъема водонефтяного контакта (ВНК) от отборов нефти, коэффициент корреляции составил 0,9862. Выявленная зависимость позволяет прогнозировать подъем ВНК. Установлено, что основным источником поступления вод при разработке нефтяного месторождения являются пластовые подошвенные и законтурные воды. Имеется основание предполагать, что в скважинах, находящихся внутри контура нефтеносности, источником поступления воды является вышележащий водоносный термальный пласт. При эксплуатации скважин следует обратить особое внимание на возможность обводнения скважин за счет поступления воды из верхних водоносных пластов [4, 16-18].
Характерной особенностью гидродинамики седиментационного бассейна исследуемого района, по сравнению с инфильтрационным, является движение пластовых вод из глубоко погруженных зон к периферийным участкам впадин. В условиях постоянного возрастания геостатического давления поровая вода выжимается из них в трещиноватые породы-коллекторы [4, 17]. В связи с изоляцией седиментационного бассейна в нем были созданы избыточные напоры, которые обеспечивают движение пластовых вод и транспортировку ими углеводородов из осевых частей прогиба и впадины к периферийным зонам.
Имеющиеся данные позволяют определить направление, скорость и расход потока седиментационных вод. Пластовые воды относятся к зоне весьма затрудненного водообмена, характеризующейся аномально-высокими пластовыми давлениями (АВПД). Движение седиментационных вод происходит по направлению с востока на запад. Анализ фактического материала по испытанию скважин, данные по разработке площади показали, что залежи обводняются сначала в условиях упругого, а затем упруговодонапорного режима.
Выводы
В результате анализа теоретических данных и практического опыта исследований установлено, что нефтяное месторождение приурочено к гидродинамической ловушке, то есть соответствует классической модели. Анализ результатов испытания многочисленных скважин показывает, что структурно-литологическая водоплавающая нефтяная залежь в северной части контролируется замещением трещиноватых коллекторов глинистыми аргиллитами, в юго-западной и восточной части площади во-донефтяным контактом, проведенным по результатам испытания скважин. Можно предполагать, что режим разработки залежи при отборе нефти на начальном этапе будет обеспечиваться за счет упругоемкости гидродинамической системы и далее за счет внедрения законтурных и подошвенных пластовых вод [4, 18].
Определение зон активного внедрения пластовых вод основывается на анализе процесса пробной эксплуатации, в результате которого установлены следующие основные положения:
— одинаковые пластовые давления свидетельствует о принадлежности площадей к единому месторождению;
— падение пластового давления в гидродинамической системе месторождения зависит от объемов отбора нефти и поступления пластовой воды из законтурной области.
Прямым качественным признаком наличия коллектора является проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, способного реагировать на наличие глинистой или шламовой корки на стенке скважины. Прямым признаком коллектора является приток пластовой жидкости или газа, полученный из пласта при испытании. В то же время, отсутствие притока, при благоприятной геофизической характеристике, не является достаточным основанием для отнесения пласта к неколлекторам. В таких случаях требуется проведение дополнительных или повторных исследований.
Выделение и оценка фильтрационно-емкостных параметров глинистых коллекторов, определение их численных значений, характеризующих гидродинамические свойства скважин и пластов, можно определить с учетом особенности их строения (наличие неоднородностей, непроницаемых границ), что позволяет оценить геологические запасы нефти в коллекторе, и возможность их извлечения при разработке месторождений. Выделение коллекторов реализуется по прямым качественным признакам или с использованием количественных критериев.
Библиографический список
1. Гасумов РА. Риски при бурении поисково-разведочных скважин в осложненных горно-геологических условиях // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. 2014. №9. С. 26-30.
2. Гасумов РА. Обработка продуктивного пласта с низкой приемистостью при освоении малых месторождений (на примере газоконденсатного месторождения Северного Кавказа // Нефтепромысловое дело. 2018. №1. С. 5-11.
3. Гасумов Р.А. Влияние геологических факторов на качество крепления глубоких скважин (на примере Восточно-Прибрежной площади) / Р.А. Гасумов, С.Б. Бекетов, А.-Г.Г. Керимов, В.В. Федоренко, Б.Ф. Галай // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. №1. С. 12-15.
4. Гаттенбеггер Ю.П. Гидрогеология и гидродинамика подземных вод. М.: Недра, 1971. 184 с.
5. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Analysis. The theory and practice of Pressure Transient, Production Analysis, Well Performance Analysis, Production logging and the use of Permanent Downhole Gauge data. Sophia Antipolis, France: KAPPA, 2011. 414 p.
6. Методическое руководство по гидродинамическим исследованиям сложноэкранированных залежей. М., 1983.
7. Хисамов Р.С. Гидродинамические исследования и методы обработки результатов измерений / Р.С. Хисамов, Э.И. Сулейма-нов, Р.Г. Фархуллин, О.А. Никашев, А.А. Губайдуллин, Р.К. Иш-каев, В.М. Хусаинов. М.: ВНИИОЭНГ, 2000. 228 с.
8. Earlougher R.C. Jr.: Advances in Well Test Analysis. SPE Monograph. 2003. 512 р.
9. Камартдинов М.Р. Гидродинамические исследования скважин: Анализ и интерпретация данных // М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина. Томск, 2010. 301 с.
10. Tarek Ahmed, Paul D. McKinney. Advanced reservoir engineering. [electronic resource]. Boston Gulf Professional Pub, 2000. 407 p.
11. Гасумов Р. А. Геологические факторы, влияющие на качество крепления скважин (на примере конкретной скважины Прибрежной группы месторождений) // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2014. №12. С. 48-53.
12. Гасумов Р. А. Особенности разработки малых месторождений (на примере газоконденсатных месторождений Северного Кавказа) // Записки Горного института. 2016. Т. 220. С. 556-563.
13. Гасумов Р. А. Особенности строительства глубоких скважин в осложненных горно-геологических условиях Предкавказья / Р.А. Гасумов, В.Г. Копченков, В.Т. Лукьянов, Н.Г. Федорова, С.Н. Овчаров // Наука. Инновации. Технологии. 2017. № 3. С. 109-118.
14. Гасумов Р. А. Влияние геомеханических свойств пласта на успешность геолого-технических мероприятий разработки место-
рождений Восточного Предкавказья / РА. Гасумов, С.В. Неле-пов, М.В. Нелепов, В.Г. Копченков, С.Б. Бекетов, В.И. Петренко, В.В. Федоренко, С.А. Дудаев // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 11. С. 59-65.
15. Gao Changhong, Rajeswaran T., Nakagawa Edson. A literature review on smartwell technology [electronic resource] // 2007 SPE Production and Operations Symposium.
16. Майдебор В.Н. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. М.: Недра, 1980. 288 с.
17. Going W.S., Thigpen B.L., Chock P.M. et al. Intelligent - Well Technology: Are We ready for Closed-Loop Control? [electronic resource] // 2006 SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition.
18. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Penn Well Book. Tulsa, Oklahoma, 1991. 535 р.
References
1. Gasumov R.A. Riski pri burenii poiskovo-razvedochnyh skvazhin v oslozhnennyh gorno-geologicheskih uslovijah (Risks while prospecting and exploration wells drilling in complicated mining and geological conditions) // Problemy jekonomiki i upravlenija neft-egazovym kompleksom. 2014. № 9. S. 26-30.
2. Gasumov R.A. Obrabotka produktivnogo plasta s nizkoj priemistost'ju pri osvoenii malyh mestorozhdenij (na primere gazo-kondensatnogo mestorozhdenija Severnogo Kavkaza) (Low injec-tivity productive formation treatment in the development of small deposits (by example of the North Caucasus gas condensate field) // Neftepromyslovoe delo. 2018. № 1. S. 5-11.
3. Gasumov R.A. Vlijanie geologicheskih faktorov na kachestvo kre-plenija glubokih skvazhin (na primere Vostochno - Pribrezhnoj ploshhadi) (Influence of geological factors on the quality of deep wells stabilization (by example of Vostochno-Pribrezhnaya area) / R.A. Gasumov, S.B. Beketov, A.-G.G. Kerimov, V.V. Fedorenko, B.F. Galaj // Stroitel'stvo neftjanyh i gazovyh skvazhin na sushe i na more. 2018. № 1. S. 12-15.
4. Guttenbegger Y.P. Hydrogeology and hydrodynamics of groundwater. Moscow: Nedra, 1971.184 p.
5. Houze O., Viturat D., Fjaere O.S. Dynamic Analysis. The theory and practice of Pressure Transient, Production Analysis, Well Performance Analysis, Production logging and the use of Permanent Downhole Gauge data. Sophia Antipolis, France: KAPPA, 2011. 414 p.
6. Metodicheskoe rukovodstvo po gidrodinamicheskim issledovanijam slozhnojekranirovannyh zalezhej (Methodical guidelines for hydro-dynamic studies of complex shielded deposits). M., 1983.
7. Hisamov R.S. Gidrodinamicheskie issledovanija i metody obrabotki rezul'tatov izmerenij (Hydrodynamic studies and methods for processing the results of measurements) / R.S. Hisamov, Je.I. Sule-
jmanov, R.G. Farhullin, O.A. Nikashev, A.A. Gubajdullin, R.K. Ish-kaev, V.M. Husainov. M.: OAO «VNIIOJeNG», 2000. 228 s.
8. Earlougher R.C. Jr.: Advances in Well Test Analysis. SPE Monograph. 2003. 512 p.
9. Kamartdinov M.R. Gidrodinamicheskie issledovanija skvazhin: Analiz i interpretacija dannyh (Hydrodynamic studies of wells: Analysis and interpretation of data) // M.R. Kamartdinov, T.E. Kulagina. Tomsk, 2010. 301 p.
10. Tarek Ahmed, Paul D. McKinney. Advanced reservoir engineering. [electronic resource]. Boston Gulf Professional Pub, 2000. 407 p.
11. Gasumov R.A. Geologicheskie faktory, vlijajushhie na kachestvo kreplenija skvazhin (na primere konkretnoj skvazhiny Pribrezhnoj gruppy mestorozhdenij) (Geological factors affecting the quality of wells stabilization (using the example of a particular well of the Pri-brezhnaya group deposits) // Geologija, geofizika i razrabotka neft-janyh i gazovyh mestorozhdenij. 2014. № 12. S. 48-53.
12. Gasumov R.A. Osobennosti razrabotki malyh mestorozhdenij (na primere gazokondensatnyh mestorozhdenij Severnogo Kavkaza) (Features of small deposits development (by the example of North Caucasus gas condensate deposits) // Zapiski Gornogo instituta.
2016. T. 220. S. 556-563.
13. Gasumov R.A. Osobennosti stroitel'stva glubokih skvazhin v oslo-zhnennyh gorno-geologicheskih uslovijah Predkavkaz'ja (Features of the construction of deep wells in the complicated mining and geological conditions of the Ciscaucasia) / R.A. Gasumov, V.G. Kop-chenkov, V.T. Luk'janov, N.G. Fedorova, S.N. Ovcharov // Nauka. Innovacii. Tehnologii. 2017. № 3. S. 109-118.
14. Gasumov R.A. Vlijanie geomehanicheskih svojstv plasta na uspesh-nost' geologo-tehnicheskih meroprijatij razrabotki mestorozhdenij Vostochnogo Predkavkaz'ja (The influence of geomechanical reservoir properties on the success of geological and engineering measures for the development of deposits in the Eastern Ciscaucasia) / R.A. Gasumov, S.V. Nelepov, M.V. Nelepov, V.G. Kopchenkov, S.B. Beketov, V.I. Petrenko, V.V. Fedorenko, S.A. Dudaev // Geologija, geofizika i razrabotka neftjanyh i gazovyh mestorozhdenij.
2017. № 11. S. 59-65.
15. Gao Changhong, Rajeswaran T., Nakagawa Edson. A literature review on smartwell technology [electronic resource] // 2007. SPE Production and Operations Symposium.
16. Majdebor V.N. Osobennosti razrabotki neftjanyh mestorozhdenij s treshhinovatymi kollektorami (Features of fractured oil fields development). M.: Nedra, 1980. 288 s.
17. Going W.S., Thigpen B.L., Chock P.M. et al. Intelligent - Well Technology: Are We ready for Closed-Loop Control? [Electronic resource] // 2006 SPE Intelligent Energy Conference and Exhibition.
18. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. Penn Well Book. Tulsa, Oklahoma, 1991. 535 p.
