чем определяется аномальное пластовое давление
Аномальное пластовое давление
Литература : Aникиев K. А., Прогноз сверхвысоких пластовых давлений и совершенствование глубокого бурения на нефть и газ, Л., 1971; Kучерук E. B., Шендерей Л. П., Cовременные представления o природе аномально высоких пластовых давлений, M., 1975; Фертль У. X., Aномальные пластовые давления. Иx значение при поисках, разведке и разработке ресурсов нефти и газа, пер. c англ., M., 1980; Kerr R. А., Geopressured energy fighting uphill battle, «Science», 1980. v. 207, No 4438.
E. B. Kучерук, B. И. Kрылов.
Полезное
Смотреть что такое «Аномальное пластовое давление» в других словарях:
Аномальное пластовое давление — ► anomalous seam (strata) pressure Давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического). Пластовые давления, превышающие гидростатическое… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Пластовое давление — (a. reservoir pressure; н. Lagerdruck; ф. pression de couche; и. presion de capa, presion de roca, presion de yacimiento) давление, к poe пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы. П. д. важнейший параметр, характеризующий энергию … Геологическая энциклопедия
ДАВЛЕНИЕ ПЛАСТОВОЕ АНОМАЛЬНОЕ — величина пластового давления в какой либо точке залежи (нефти или газа) или водоносного пласта, существенно отклоняющаяся в ту и другую сторону от величины условного гидростатического давления в точке замера. Геологический словарь: в 2 х томах. М … Геологическая энциклопедия
аномальний пластовий тиск — аномальное пластовое давление abnormal seam pressure *ànomaler Flözdruck – 1) тиск, що діє на флюїди (воду, нафту, газ), які містяться в поровому просторі породи, величина якого відрізняється від нормального (гідростатичного). Пластові тиски, які … Гірничий енциклопедичний словник
Аномальное пластовое давление
АНОМАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ (а. abnormal seam pressure; н. anomaler Flozdruck; ф. pression anomale des соuches; и. presion anomal en capas) — давление, действующее на флюиды (воду, нефть, газ), содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого отличается от нормального (гидростатического).
Пластовые давления, превышающие гидростатическое, т.е. давление столба пресной воды (плотностью 103 кг/м 3 ), по высоте равного глубине пласта в точке замера, называют аномально высокими (АВПД), меньше гидростатического — аномально низкими (АНПД).
Аномально пластовое давление существует в изолированных системах. По вопросу о генезисе аномально пластового давления нет единого мнения. Основными причинами образования аномально пластового давления считают уплотнение глинистых пород, процессы осмоса, катагенетического преобразования пород и содержащегося в них органического вещества, процессы тектогенеза и геотермические условия земных недр. Каждый из этих факторов может преобладать в зависимости от геологического строения и истории развития региона. Однако, по мнению некоторых исследователей, важнейшим, по-видимому, является температурный фактор, т.к. коэффициент теплового расширения различных флюидов, заключённых в изолированном объёме пород, значительно больше, чем у минеральных компонентов горных породах.
Аномально пластовые давления установлены бурением многочисленных скважин на суше и в акваториях при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых залежей в отложениях от плейстоцена до докембрия в широком интервале глубин. Более часто встречается АВПД, особенно они широко развиты на больших глубинах (более 4 км). Обычно АВПД превышают гидростатическое давление в 1,3-1,8 раза, значительно реже в 2,0- 2,2; при этом они обычно не достигают значений геостатического давления, оказываемого весом вышележащих пород. Однако в единичных случаях на больших глубинах были зафиксированы АВПД, равные или превышающие значения геостатического давления, что, по-видимому, обусловлено действием дополнительных факторов (например, в результате проявления землетрясений, грязевого вулканизма, роста солянокупольных структур). АВПД встречаются в CCCP в Волго-Уральском, Южно-Каспийском, Днепровско-Донецком, Западно-Сибирском, Афгано-Таджикском, Северо-Предкарпатском и других нефтегазоносных бассейнах; за рубежом — в бассейнах Персидского и Мексиканского заливов, Caxapo-Восточно-Средиземноморском, Центрально-Европейском и др. АНПД могут быть вызваны искусственно при добыче нефти, газа и воды, если не происходит восполнение отбираемых из пласта флюидов. Поверхностный признак такого снижения давления — проседание земной поверхности. АНПД зафиксированы в CCCP в Северо-Предкарпатском, Днепровско-Донецком, Северо-Причерноморском, Иркутском и других нефтегазоносных бассейнах, за рубежом известны в бассейнах Сан-Хуан, Предаппалачском, Денвер и др.
Реклама
Аномально-высокое давление пласта – АВПД
Аномально-высокое пластовое давление
Аномально-высокое пластовое давление – это давление, действующее флюиды, содержащиеся в поровом пространстве породы, величина которого выше (минимум в 1.3 раза) гидростатического давления, соответствующего данной глубине залегания продуктивного пласта.
Гидростатическое давление
Гидростатическое давление для данной точки пласта – давление, создаваемое столбом пресной воды (плотностью 1×10 3 кг/м3), по высоте равным глубине залегания пласта в данной точке измерения.
Пластовые давления можно охарактеризовать коэффициентом аномальности Кан – отношению замеряемого пластового давления к условному (рассчитываемому теоретически) гидростатическому давлению для данной точки пласта. Исходя из данной формулировки – коэффициент аномальности является безразмерной величиной.
Среди причин, обуславливающих возникновение аномального пластового давления выделяют уплотнение глинистых пород, катагенетическое преобразование пород, процессы осмоса, геотермические и тектонические факторы.
Вскрытие зон АВПД при бурении скважин и может повлечь за собой возникновение аварий и осложнений, ликвидация которых потребует дополнительных затрат. Соответственно, наличие зон аномально-высокого пластового давления приводит к увеличению стоимости бурения скважины. Поэтому, в качестве превентивных мер, перед вскрытием отложений с АВПД вышезалегающие поглощающие отложения перекрывают обсадной колонной.
Зоны АВПД могут прогнозироваться по данным сейсморазведки, данным ГИС и данным, получаемым в процессе бурения.
АНПД
АНПД может быть создано искусственным образом при отборе флюидов из пласта, в том случае, если не происходит восполнения отобранных флюидов.
В качестве признака образования АНПД может служить проседание земной поверхности над разрабатываемой частью месторождения.
С этой статьей также читают:
При проведении гидроразрыва пласта (ГРП) применяются различные по своим физическим свойствам жидкости, материалы и добавки.…
Подготовка к выполнению работ Мини-ГРП Проведение ГРП Технология проведения гидроразрыва пласта включает в себя подготовку…
Проницаемость – фильтрационное-емкостное свойство горной породы, характеризующее ее способность пропускать флюиды (нефть, газ и воду)…
Аномальные зоны: ликвидация осложнений. Вскрытие и бурение зон с высоким и низким пластовым давлением
Описаны специфика и сложности вскрытия и бурения зон с аномально высоким и низким пластовым давлением. Проведен анализ возможных осложнений при сооружении и экс-плуатации скважин в данных условиях. Даны рекомендации позволяющие снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных ра-бот в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением.
Как известно, при нормальных условиях пластовое давление в каждой точке залежи нефти и газа равно гидростатическому давлению, замеренному на уровне ВНК, плюс избыточное давление. В природных условиях существует много залежей, особенно на больших глубинах, имеющих пластовое давление, значительно превосходящее расчетное гидростатическое [1]. Возникновение аномально высокого пластового давления объясняется следующими причинами:
1. Передачей части горного давления на залежь. Если скелет породы слабый, то часть горного давления передается на жидкость или газ, находящиеся в ее порах. К таким породам со слабым скелетом, в частности, относятся глины. Поэтому в изолированных линзовидных, карманообразных резервуарах, находящихся внутри глинистых толщ, возникают аномальные давления, превышающие нормальное гидростатическое давление.
2. Кратковременное повышение пластового давления возникает при землетрясениях или сдвигах земной коры. Многочисленные наблюдения показывают, что в сейсмически активных областях перед землетрясением повышаются дебиты нефти в скважинах.
3. Тектонические движения по разломам. В приподнятом блоке залежи, разорванной разломами, в течении длительного времени, будет сохраняться прежнее высокое пластовое давление, характерное до ее вздымания.
4. Вторичное увеличение объема залежи в зонах высоких температур. В зонах больших глубин и высоких температур сложные углеводородные соединения с длинными цепями разрушаются с образованием большого количества простых молекул. Увеличение числа молекул приводит к увеличению объема. Увеличение объема залежи приводит к возрастанию давления внутри замкнутого резервуара. По этой причине в газоконденсатных залежах, образующихся за счет разрушения газонефтяной залежи, часто наблюдается аномально высокое пластовое давление.
5. Вторичное сокращение объема пор в коллекторах при кристаллизации цемента в законтурных частях резервуара. Залежь при этом приобретает замкнутый или полузамкнутый характер.
Таким образом, аномально высокое пластовое давление может возникать под действием разных причин, но главными из них являются замкнутая линзовидная форма резервуара и ее запечатанность со всех сторон непроницаемыми породами [2].
Все аномально высокие пластовые давления фиксируются только в непрочных коллекторах (глины, соль), в то время как в крепких телах, обладающих более жестким и прочным скелетом, аномально высокое пластовое давление практически нигде не зафиксированы [3].
В недрах Земли существуют также залежи, имеющие аномально низкое пластовое давление. Его появление может быть обусловлено вторичным увеличением объема резервуара ввиду возникновения вторичной трещиноватости. Пониженные давления возникают и при повторном опускании залежей. При этом восстановление нового пластового давления происходит не сразу, и в течении длительного геологического времени в залежи будет сохранятся низкое пластовое давление, существовавшее до ее опускания. Теоретическим обоснованием смены с глубиной нефтяных залежей газоконденсатными и газовыми явились по критериям определения границ существования жидких углеводородов. Согласно мнению отдельных исследователей, зона исчезновения нефтяных залежей располагается под изотермической поверхностью 200 0 С, залегающей в зависимости от градиентов на глубинах от 2,8 до 9,5 км.
На природу возникновения аномально высокого пластового давления существует две гипотезы: экзогенная и эндогенная. Экзогенная включает в себя явления уплотнения, катагенетических преобразований, пород, осмоса, теплового воздействия на залежь и др. Эндогенная гипотеза объединяет явления тектогинеза, внедрения флюидов из подкорковых глубин. Эндогенная гипотеза наиболее предпочтительна, так как рассматривает больше аспектов, которые могут являться причиной аномально высокого пластового давления.
Месторождения с аномально высокими пластовыми давлениями широко распространены во всем мире: Новая Гвинея, Ява, Бирма, Пакистан, Афганистан, Иран, Румыния, Алжир, Колумбия, Перу, США, Россия, Туркмения, Украина, Казахстан, Азербайджан.
Прогнозирование и количественное определение зон аномально высокого пластового давления в процессе бурения необходимо для безаварийной проводки скважин в глубокозалегающих мощных глинистых толщах [3]. Решение этой задачи входит в обязательный комплекс геолого-технологических исследований. Для выделения зон с аномально высоким пластовым давлением используются как технологические параметры, так и данные геолого-геофизических исследований разрезов скважин.
Существуют три группы метода прогноза аномально высокого пластового давления:
Оперативным методом прогноза пластовых давлений без остановки бурения является метод d-экспоненты и метод σ-каротажа [4]. Эти методы основаны на математической зависимости геометрии долота [7], показателей работы долота и режима бурения [8].
Обеспечить исправное состояние бурильных труб, противовыбросового и бурового оборудования. При возникновении проявления, принять меры к герметизации устья. После закрытия превенторов при газонефтеводопроявлениях необходимо установить наблюдение за возможным возникновением грифонов вокруг скважины и пропусков (жидкости, газа) в соединениях и узлах противовыбросового оборудования.
Для предупреждения газонефтеводопроявлений и обвалов стенок скважины в процессе подъема колонны бурильных труб следует производить контролируемый долив и контролировать объем вытесненного бурового раствора. Режим долива должен обеспечивать поддержание уровня раствора в скважине близким к ее устью. Предельно допустимое понижение уровня раствора устанавливается проектом с учетом допусков установленных правилами. Свойства бурового раствора, доливаемого в скважину, не должны отличаться от находящегося в ней.
Объемы вытесняемого из скважины при спуске бурильных труб и доливаемого раствора при их подъеме должны контролироваться и сопоставляться с объемом поднятого или спущенного металла труб бурильной колонны. При разнице между объемом доливаемого бурового раствора и объемом металла поднятых труб более 0,5 м 3 подъем должен быть прекращен и приняты меры, предусмотренные документацией по действию вахты при прямых и косвенных признаках начала и развития газонефтеводопроявлений.
Перед и после вскрытия пластов с аномально высоким давлением, при возобновлении промывки скважины после спускоподъемных операций, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев начинать контроль плотности, вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции.
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.
Запрещается производить подъем бурильной колонны до выравнивания свойств бурового раствора по всему циклу циркуляции.
При бурении в продуктивном газовом пласте механическая скорость должна ограничиваться до значений, при которых обеспечивается дегазация бурового раствора [4].
Если объемное содержание газа в буровом растворе превышает фоновое на 5%, то должны приниматься меры по его дегазации, выявлению причин насыщения раствора газом (работа пласта, поступление газа с выбуренной породой, вспенивание и т.д.) и их устранению.
Таким образом, вскрытие и бурение зон с аномально высоким и низким пластовым давлением обладают своей спецификой и связано с определенными сложностями. Однако, соблюдение описанных выше рекомендаций позволит существенно снизить риски возникновения внештатных ситуаций при проведении буровых и эксплуатационных работ в зонах с аномально высоким и низким пластовым давлением [9], и как следствие повысить безопасность персонала, а также снизить сроки и стоимость строительства скважин.
Мищевич В.И., Сидоров Н.А. Справочник инженера по бурению. В 2-х томах. Изд.: Недра. 1973.
Новиков А.С., Сериков Д.Ю., Гаффанов Р.Ф. Бурение нефтяных и газовых скважин.- М.: Нефть и газ, 2017. – 307 с.
Сериков Д.Ю. Повышение эффективности шарошечного бурового инструмента с косозубым вооружением: Автореф. дис. …докт. техн. наук. – Ухта, 2018.
Егоров Н.Г. Бурение скважин в сложных геологических условиях. – Тула: ИПП «Гриф и К», 2006. – 301 с.
Keywords: abnormally high and low formation pressure, excavation of wells, the depth of rocks, the column is operational
Оптимизационная модель материального баланса для контроля и управления энергетическим состоянием пласта
К.А. Сидельников, В.П. Цепелев, А.Я. Колида
ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», РФ, Ижевск
Введение. При мониторинге разработки месторождений углеводородов ведется контроль энергетического состояния пластов. Неточное представление о текущем распределении полей пластового давления может привести к определению неверной стратегии выработки остаточных запасов нефти.
Для оценки пластового давления по эксплуатируемому объекту строятся карты изобар. Наиболее простой и распространенный метод построения (по интерполяции значений проведенных замеров) имеет высокую чувствительность к охвату фонда скважин замерами и не учитывает динамику и компенсацию отборов жидкости из пласта скважинами в процессе работы. Для исключения данных недостатков предложено использовать метод многоблочного материального баланса (ММБ).
Цель. В статье рассмотрена возможность применения метода ММБ для снижения рисков по текущему пластовому давлению на этапе планирования ГТМ в условиях ограничений на количество и давность замеров с учетом истории добычи/закачки по скважинам, а также для прогноза динамики пластового давления в области дренирования.
Материалы и методы. В модели ММБ для каждой скважины задается своя ячейка (блок), для которой составляется уравнение матбаланса с учетом проводимостей между блоками. Значения проводимостей подбираются итерационно путем численного решения задачи минимизации функции невязки расчетных пластовых и забойных давлений по скважинам с фактическими данными.
Результаты. В работе приведены примеры подтверждения расчетных давлений по методу ММБ фактическими кривыми восстановления давления (КВУ) на скважинах месторождений Урало-Поволжья. Показана возможность прогнозных расчетов по оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД). Практическими преимуществами метода являются относительная простота формирования модели и автоматизированная настройка межблочных проводимостей.
Выводы. Сфера применения метода ММБ определяется задачами, в которых необходимо определение пластового давления в условиях недостатка свежих замеров. Методика ММБ применима для оценки пластового давления с целью снятия возможных рисков перед ГТМ, а также для прогноза оптимизации системы ППД.
Ключевые слова: пластовое давление, карты изобар, материальный баланс, взаимовлияние скважин
OPTIMIZATION MODEL OF MATERIAL BALANCE FOR RESERVOIR ENERGY SURVEY ANALYSIS AND CONTROL
Konstantin A. Sidelnikov, Vyacheslav P. Tsepelev, Aleksandr Ya. Kolida
Izhevsk Petroleum Scientifi c Center, RF, Izhevsk
Introduction. When monitoring the development of hydrocarbon fi elds, the energy state of the reservoirs is monitored. An inaccurate understanding of the current distribution of reservoir pressure leads to the wrong strategy for the development of residual oil reserves.
Isobar maps are constructed to assess reservoir pressure for productive formation. The simplest and most common method of map generation (by interpolating the values of the measurements) has a high sensitivity to the coverage of the well stock by well tests and does not take into account the dynamics and compensation of fl uid withdrawals. To eliminate these shortcomings, it is proposed to use the method of multi-tank material balance.
Objectives. The purpose of the work is to show the possibility of using the multi-tank material balance method (MMB) to reduce the risks related to low current reservoir pressure at the stage of well workover planning under conditions of limitations on the number and duration of well tests and taking into account the history of production / injection, as well as to predict the dynamics of reservoir pressure in the drainage area.
Methods. In the MMB model, for each well, its own block (tank) is specifi ed, for which the mathematical balance equation is drawn up, taking into account the crossfl ow between the blocks. The transmissibility values are obtained iteratively by numerically solving the problem of minimizing the loss function of the discrepancy between the calculated reservoir and bottom hole pressures and their actual values.
Results. The paper provides examples of good convergence of the calculated pressures by the MMB method to the actual build-up test results at the wells of the Ural-Volga fi elds. The possibility of predictive calculations to optimize the reservoir pressure maintenance system is shown. The practical advantages of the method are: relative simplicity of model, automated adjustment of interblock transmissibility.
Discussion. The fi eld of application of the MMB method is determined by the tasks in which it is necessary to determine the reservoir pressure in conditions of a lack of fresh measurements. The MMB methodology is applicable to assess reservoir pressure in order to remove risks before well workovers, as well as to predict the optimization of the reservoir pressure maintenance system.
Keywords: reservoir pressure, pressure map, material balance, well interference
ВВЕДЕНИЕ
Одной из важнейших задач мониторинга разработки месторождений углеводородов является контроль энергетического состояния пластов [1, 2]. Неточное представление о текущем распределении полей пластового давления приводит к выбору неверной стратегии выработки остаточных запасов нефти, возникновению невозвратных потерь добычи нефти и часто выражается в проведении экономически неуспешных геолого-технических мероприятий. Кроме оценки текущего пластового давления необходимо отслеживать и его, и динамику. Анализ динамики пластового давления позволяет уточнить предельные значения извлекаемых запасов нефти, а также судить об эффективности работы системы ППД. Для оценки среднего пластового давления по эксплуатируемому объекту строятся карты изобар с учетом результатов проведенных гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Одним из самых распространенных методов картопостроения является метод интерполяции замеров. Адекватность карт пластовых давлений, построенных методом интерполяции, сильно зависит от частоты проведения ГДИС и охвата исследованиями фонда скважин. Недостатками построения карт изобар методом интерполяции являются:
Как следствие, зачастую возникают ситуации, когда тренды снижения средневзвешенного Pпл по картам изобар и фактические (по ГДИС) различаются (рис. 1).
Более точную информацию о полях распределения текущего пластового давления позволяет получить применение расчетных методов построения карт изобар, частично или полностью воспроизводящих физику процесса разработки (табл. 1).
Симуляторы гидродинамического моделирования (ГДМ) позволяют получить наиболее точную картину за счет строгого учета физики пласта, но требуют значительных временных трудозатрат на адаптацию моделей.
Применение упрощенных моделей снижает трудоемкость за счет автоматизации адаптации и позволяет исключить ограничения метода интерполяций [3–5]. В данной работе предлагается рассмотреть применение метода многоблочного материального баланса (ММБ).
ОПИСАНИЕ МЕТОДА
Метод ММБ состоит из двух этапов, первым из которых является решение прямой задачи для получения расчетного профиля пластового давления (рис. 2).
Задача решается численным методом согласно уравнению (1) для всех блоков, в пределах которых есть скважина, с учетом перетоков флюидов между блоками. Аквифер также представляется одним или несколькими блоками с нулевой добычей/закачкой (рис. 3).
где Sl, Bl — насыщенность и объемный коэффициент l-й фазы; Vp, i — поровый объем i-го блока; Pi — пластовое давление в i-м блоке; Ti, j — межблочная проводимость; Ql, i — добыча l-й фазы в i-м блоке; Qinj, i — закачка воды в i-м блоке; λi — коэффициент эффективности закачки в i-м блоке; ωi — множество соседних блоков для i-го блока; n — номер шага во времени.
Вторым этапом является решение обратной задачи — подбор определенных параметров блоков (многомерное пространство параметров) для адаптации расчетного пластового давления к имеющимся фактическим замерам давления (рис. 4).
Основные параметры адаптации блоков:
В РЕЗУЛЬТАТЕ ПРИМЕНЕНИЯ ММБ ДЛЯ ОПТИМИЗАЦИИ РАЗРАБОТКИ ВЫПОЛНЕННЫЙ ГТМ ВПП НА ОДНОЙ ИЗ СКВАЖИН УРАЛО
Критерием оптимальности при подборе параметров является минимум целевой функции (2), учитывающей отклонение расчетных значений давлений (пластовых и забойных) от фактических.
Работа модуля реализована в среде программирования Python. Схема работы имеет следующий вид:
ТЕСТИРОВАНИЕ И ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДИКИ
Для определения погрешности расчетных и фактических показателей пластового давления произведено тестирование метода ММБ на скважинах месторождений Урало-Поволжья, на которых в 2019 году было проведено КВУ перед ОПЗ.
Результаты расчета сведены в табл. 2. Значительное отклонение наблюдается по единственной скважине № 876. Вероятные причины высокого уровня расхождения показателей:
ОЦЕНКА ВЗАИМОВЛИЯНИЯ СКВАЖИН
Оптимизационная модель ММБ дополнительно позволяет оценить взаимовлияние скважин с целью регулирования и оптимизации разработки месторождения нефти. Практическое применение методики представлено на рис. 5. По скв. WPRD_1, WPRD_2 наблюдался рост обводненности, связанный с прорывом закачиваемой воды. В районе данных добывающих скважин находятся 3 нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.
Путем оценки взаимовлияния скважин методом многоблочного материального баланса (на основе коэффициента связности (3)) для проведения ГТМ ВПП выбрана скважина ППД WINJ_1.
ВЫВОДЫ
В результате обзора различных методик предлагается использовать метод ММБ для восстановления динамики расчетного пластового давления с учетом фактических замеров и истории добычи/закачки.
Метод применим в условиях ограничений на количество и давность замеров, тестирование показывает высокую точность в оценке
Применение методики позволяет:
Дополнительный интерес представляет вопрос сходимости расчетов на базе 3D-модели трехфазной фильтрации и модели ММБ однофазной фильтрации, подробное изучение которого не подразумевалось в рамках данной работы. В дальнейшем предлагается подробно разобрать данный вопрос в качестве отдельного исследования.
Список литературы
1. Ахмед Т., МакКинни П.Д. Разработка перспективных месторождений. Пер. с англ. ООО «Эники» под ред. Тимашева А.Н. — М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2010. — 537 с.
2. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров. Пер. с англ. под ред. М.Н. Кравченко. — М.—Ижевск: Институт компьютерных исследований. — НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. — 668 с.
3. Никишов В.И., Утарбаев А.И., Федоров В.А. Применение метода материального баланса для расчета прогнозных по- казателей разработки нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 2.– С. 70–73.
4. Рублев А.Б., Федоров К.М., Шевелёв А.П., Им П.Т. Моделирование работы залежи с применением метода материального баланса // Нефть и газ. — 2011. — № 5. — С. 32–41.
5. Сорокин К.С., Чугунов А.Г. ПО SIAM ATOM: построение карт изобар на основе материального баланса с автоадаптаци- ей исходных данных // Инженерная практика. — 2010. — № 10. — С. 70–73.
6. Эрлагер Роберт мл. Гидродинамические методы исследования скважин. — Москва-Ижевск: Институт компьютер- ных исследований, 2007. — 512 с.
References
1. Ahmed T., McKinney P.D. Advanced Reservoir Engineering. Burlington, Gulf Professional Publishing, 2004, 424 p.
2. Dake L.P. The Practice of Reservoir Engineering (Revised Edition). Amsterdam, Elsevier Science, 2001, 572 p.
3. Nikishov V.I., Utarbaev A.I., Fedorov V.A. Application of material balance method for calculating the forecast of oil fi eld development. Neftyanoye Khozyaystvo [Oil Industry]. 2010, no. 2, pp. 70–73. (In Russ.)
4. Rublev A.B., Fedorov K.M., Shevelev A.P., Im P.T. Modeling of a deposit performance using the material balance method. Neft’ i gas [Oil and Gas Studies]. 2011, no. 5, pp. 32–41. (In Russ.)
5. Sorokin K.S., Chugunov A.G. SIAM ATOM Software: pressure map building based on material balance with automatic history matching. Inzhenernaya praktika [Engineer Practice]. 2010, no. 10, pp. 70–73. (In Russ.) 6. Earlougher R.C., Jr. Advances in Well Test Analysis. New York: Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME, 1977, 264 p.
К.А. Сидельников, В.П. Цепелев, А.Я. Колида
ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», РФ, Ижевск