Геофизический и гидродинамический контроль эксплуатации неоднородных коллекторов на основе инвариантных параметров в скважинах с высокотехнологичным заканчиванием тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Гришина Екатерина Игоревна

• Гришина Екатерина Игоревна
• кандидат наук
• 2022

Оглавление диссертации кандидат наук Гришина Екатерина Игоревна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. МАКРОНЕОДНОРОДНОСТЬ КАК НЕОТЪЕМЛЕМЫЙ АТРИБУТ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ТРИЗ)

1.1. Объекты ТрИЗ, их особенности и подходы к разработке

1.2. Микронеоднородность и макронеоднородность коллектора низкой проницаемости как факторы, определяющие систему разработки

1.3. Трещиноватость коллектора как фактор неоднородности

1.3.1. Изучение трещиноватости на микроуровне

1.3.2. Изучение трещиноватости на макроуровне методами сейсморазведки

1.3.3. Изучение трещиноватости на макроуровне методами ГДИС и ПГИ

1.4. Информативность комплексирования ПГИ и ГДИС

1.4.1. Совместное вскрытия пластов вертикальным стволом

1.4.2. Горизонтальная скважина с многостадийным ГРП

1.5. Основные выводы к главе

ГЛАВА 2. ОСНОВНЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ФИЛЬТРАЦИИ ФЛЮИДА В ПЛАСТЕ,

ВСКРЫТОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ С МГРП

2.1. Базовая модель для интерпретации ГДИС

2.2. Условия диагностики характерных режимов течения

2.2.1. Период раннего линейного течения

2.2.2. Период раннего псевдорадиального течения

2.2.3. Поздние режимы течения

2.3. Количественная оценка параметров трещин при сопоставлении коэффициентов асимптот для основных режимов течения

2.4. Характеристика МГРП как системы сложных трещин

2.5. Влияние гидродинамической связи скважины с пластом вне трещин

2.6. Основные выводы к главе

ГЛАВА 3. РЕЗУЛЬТАТИВНОСТЬ ИНДИВИДУАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ПАРАМЕТРОВ ТРЕЩИН

3.1. Основные характеристики модели ГС с МГРП в неоднородном пласте

3.2. Характеристика инвариантных параметров ГДИС в условиях неоднородного по фильтрационным свойствам пласта

3.3. Алгоритмы оценки индивидуальных фильтрационных параметров зон неоднородного пласта и геометрических параметров трещин

3.4. Основные выводы к главе

ГЛАВА 4. ОПРОБОВАНИЕ МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОЙ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ДАННЫХ ГДИС, ГИС и ПГИ В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ С МГРП

4.1. Особенности геологической неоднородности исследуемых объектов

4.1.1. Особенности геологического строения терригенных отложений колганской толщи

4.1.2. Особенности геологического строения продуктивных отложений Новопортовского месторождения

4.1.3. Геологическая неоднородность продуктивного горизонта БВ8 мегионской свиты Вынгапуровского месторождения

4.2. Примеры диагностики режимов течения для модели ГС с МГРП по гидродинамическим исследованиям скважин

4.3. Оценка доли притоков (приёмистостей) по результатам промыслово-геофизических исследований скважин

4.4. Комплексная интерпретация на примере Вынгапуровского месторождения

4.5. Сравнение моделей ГС с МГРП и сегментного вскрытия

4.6. Основные выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время тенденция к увеличению доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) углеводородов пробуждает научный и практический интерес к их исследованию, который, главным образом, выражается в стремлении создать эффективные технологии разработки таких нетрадиционных объектов.

Одним из основных критериев для отнесения запасов к трудноизвлекаемым является низкая проницаемость коллекторов (от 0,01 до 0,1 мД и ниже), разработка которых напрямую связана с применением технологии горизонтального бурения скважин с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта (ГС с МГРП).

В исследованиях последних лет показана значимость данной технологии, являющейся эффективным способом интенсификации притока и увеличения зоны дренирования коллекторов за счёт создания протяженных искусственных трещин и каналов фильтрации.

Однако из-за неоднородности пласта по фильтрационным свойствам (ФЕС) возрастают риски его неравномерной и неполной выработки. Основой длительной и продуктивной работы ГС с МГРП является минимизация данных рисков путем проведения обоснованных геолого-технологических мероприятий (повторный гидроразрыв пласта, выравнивание профиля притока и прочее). Основными источниками информации для принятия обоснованных решений как на этапе планирования, так и на этапе реализации подобных мероприятий являются промыслово-геофизические (ГИС, ПГИ) и гидродинамические исследования (ГДИС).

В то же время информативные возможности перечисленных групп методов при их обособленном применении к изучению пластов с зональной неоднородностью существенно ограничены. Риски, связанные с получением недостоверной информации о свойствах пласта, особенно велики в условиях, когда наличие протяженного горизонтального ствола скважины способствует вскрытию отложений с контрастными фильтрационными свойствами по простиранию.

Учитывая тот факт, что методы исследований скважин (ГДИС, ГИС и ПГИ) различаются как разрешающей способностью и глубинностью, так и влиянием на выработку пласта, их вклад в оценку неоднородности пласта и его свойств также будет иметь отличия.

Таким образом, ГДИС ориентированы на определение интегральных характеристик системы «скважина-пласт», на основе которых можно судить о свойствах исследуемого пласта-коллектора и об особенностях удалённой зоны пласта, границы которой отслеживаются на расстояниях порядка десятков, а иногда и первых сотен метров от скважины.

В свою очередь, ПГИ позволяют детально изучать процессы, происходящие в стволе скважины и в околоскважинной зоне, а в случае вскрытия скважиной локальных макротрещин -диагностировать их местоположение и долю в притоке (закачке).

А методы ГИС отвечают за характеристику околоскважинной среды, то есть позволяют выполнять оценку изменчивости свойств горных пород по разрезу и определять тип и свойства насыщающих флюидов в непосредственной близости от стенки скважины.

Совместное использование этих методов даёт возможность получить более полную и представительную информацию о вскрываемой скважиной толще неоднородного пласта-коллектора. Несмотря на то, что принципы комплексирования промыслово-геофизических и гидродинамических исследований известны, на сегодняшний день они в основном ориентированы на традиционные условия вскрытия неоднородных многопластовых систем вертикальным стволом скважины.

Для того, чтобы раскрыть потенциал подобного подхода для условий вскрытия неоднородного пласта горизонтальной скважиной с многостадийным ГРП, необходимо решить ряд актуальных прикладных теоретических и практических задач.

А именно, изучить влияние геологической неоднородности пласта и особенностей его вскрытия (геометрия ствола скважины, размеры и взаиморасположение трещин ГРП) на информативность результатов промыслово-геофизических и гидродинамических исследований.

Далее необходимо, на основе данного анализа обосновать подход к совместной интерпретации данных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований, который представляет собой (в зависимости от условий конкретной исследуемой скважины) алгоритм действий и совокупность сведений (априорная информация, перечень входных и выходных параметров), необходимых для достоверной интерпретации.

Вышеизложенный перечень проблем определил основную цель диссертационной работы и задачи исследования.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Геофизический и гидродинамический контроль эксплуатации неоднородных коллекторов на основе инвариантных параметров в скважинах с высокотехнологичным заканчиванием»

Цель работы

Целью работы является научное обоснование методики определения индивидуальных геометрических параметров трещин ГРП и фильтрационных свойств дренируемых ими зон пласта на основе данных промыслово-геофизического и гидродинамического контроля разработки пласта, характеризующегося низкой проницаемостью, зональной неоднородностью по фильтрационным свойствам и вскрытого горизонтальной скважиной с многостадийным ГРП.

Основные задачи исследований

1. Анализ общих закономерностей поведения гидродинамических параметров (давления и скоростей фильтрации) для сложных трещин, характеризующихся несколькими разноорентированными в пространстве поверхностями фильтрации, в пластах с низкой проницаемостью, а также обоснование инвариантных параметров, отражающих влияние на результаты гидродинамических исследований скважин системы сложных трещин.

2. Теоретический и экспериментальный анализ информативности гидродинамических исследований в пластах низкой проницаемости, вскрытых горизонтальной скважиной с МГРП, с целью обоснования условий диагностики режимов течения с радиальной и линейной симметрией линий тока, оптимальных для определения свойств неоднородного по фильтрационным свойствам пласта.

3. Изучение особенностей динамики давления в процессе ГДИС в зависимости от особенностей геологического строения, контраста изменения фильтрационных свойств по простиранию пласта, числа, размеров, вскрывающих пласт искусственных трещин и расстояния между ними, на основе модели фильтрации неоднородного пласта горизонтальной скважиной с МГРП.

4. Анализ информативности результатов интерпретации ГДИС при условии привлечения дополнительной информации по скважине (промыслово-геофизические исследования скважин и другие) с целью обоснования возможности оценки степени неоднородности пласта и геометрии трещин.

5. Научное обоснование и разработка методики комплексной интерпретации данных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований горизонтальных скважин с целью определения индивидуальных характеристик трещин и фильтрационных свойств дренируемых ими зон пласта. Апробация методики на примере одного из месторождений Западной Сибири.

Методика проведения исследований

При решении задач, поставленных в диссертационной работе, использовались результаты обобщения и анализа отечественных и зарубежных публикаций, связанных с тематикой диссертационной работы; теоретическое изучение физических процессов, описывающих закономерности поведения поля давления и скоростей в пласте; математическое моделирование поведения поля давления и скоростей в зависимости от количества трещин и фильтрационных свойств локальных зон, которые дренируются трещинами; постановка, обобщение и анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин с использованием известных, усовершенствованных и разработанных автором методик и алгоритмов.

В ходе выполнения работы автором использовалось программное обеспечение отечественных и зарубежных компаний «Камертон-Контроль» (НПП «ГЕТЭК»); «Saphir», «Topaze» (Kappa Engineering); «Geolog» (Paradigm), «Eclipse300» (Schlumberger).

Достоверность научных выводов и результатов, полученных автором, подтверждена обобщением и анализом результатов отечественных и зарубежных исследований, оценкой информативности используемых методов исследований и достоверности выявленных закономерностей поведения изучаемых геофизических полей на базе математического моделирования и исследований на действующих месторождениях (Вынгапуровского, Царичанского, Приобского и Новопортовского).

Научная новизна

1. Предложена классификация трещин сложной геометрии на основе особенностей проявления и условий диагностики режимов фильтрации, отличающихся симметрией линий тока в коллекторе, обоснована зависимость продуктивности вскрываемого трещинами пласта от их геометрических параметров (общая площадь поверхности, средняя и максимальная длина).

2. На базе моделирования полей скоростей и давлений в горизонтальной скважине с многостадийным ГРП, вскрывающей пласт с зональной неоднородностью, обоснованы условия диагностики ранних режимов течения с радиальной и линейной симметрией линий тока. Определены критерии выбора интервалов времени для диагностики вышеперечисленных режимов течения по данным ГДИС в зависимости от размеров трещин, расстояния между трещинами и проницаемости коллектора.

3. Обоснованы новые комплексные инвариантные параметры, являющиеся комбинацией геометрических характеристик трещин и фильтрационных свойств коллектора и определяющие динамику изменения во времени давления в процессе ГДИС в периоды ранней радиальной и ранней линейной фильтрации в скважине с многостадийным ГРП, вскрывающей неоднородный пласт.

4. Предложена методика совместной интерпретации результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований горизонтальных скважин с многостадийным ГРП. Основой методики является количественное определение по ГДИС комплексных инвариантных параметров, отражающих интегральные фильтрационные свойства пласта и геометрические характеристики макротрещин, вскрывающих его, и оценка индивидуальных размеров трещин и фильтрационных свойств дренируемых ими локальных зон пласта с привлечением данных ГИС открытого ствола скважины (фильтрационных свойства коллектора) и данных ПГИ в действующей скважине (профиль притока/приёмистости).

Защищаемые положения

1. Количественная интерпретация комплексных гидродинамических и геофизических исследований горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта, вскрывающих неоднородный коллектор, требует анализа ранних режимов течения в пласте с линейной и псевдорадиальной симметрией линий тока, для которых характерно отсутствие взаимовлияния полей давления каждой трещины друг на друга.

2. Информативной основой интерпретации комплексных исследований горизонтальных скважин с многостадийным ГРП в неоднородном по фильтрационным свойствам пласте с низкой проницаемостью при оценке индивидуальных параметров трещин и фильтрационных свойств коллектора являются инвариантные соотношения, связывающие геофизические и гидродинамические параметры пласта, в интервалах времени, характерных для развития ранних режимов течений с линейной и радиальной симметрией линий тока. Каждая из подобных инвариант представляет собой комбинацию геометрических параметров трещин и фильтрационных свойств вскрываемых ими зон пласта.

3. Оценка индивидуальных параметров трещин и фильтрационных свойств зон неоднородного пласта низкой проницаемости производится на основе определенных по результатам ГДИС значениям инвариантных параметров в комплексе с информацией ГИС открытого ствола о распределении проницаемости по стволу скважины и ПГИ в действующей скважине о доле каждой трещины в притоке (закачке).

Основные защищаемые результаты

1. Обоснованные моделированием закономерности дренирования пласта низкой проницаемости горизонтальной скважиной с макротрещинами сложной конфигурации, которые отличаются приоритетным влиянием на динамику давления и расхода за счёт суммарной поверхности всех трещин.

2. Обоснованные моделированием условия уверенной диагностики по результатам гидродинамических исследований (ГДИС) в неоднородном пласте с низкой проницаемостью, вскрытом горизонтальной скважиной с многостадийным ГРП, ранних режимов течения с линейной и радиальной симметрией линий тока, при которых отсутствует интерференция между полями давлений в окрестности каждой локальной трещины системы.

3. Состав и структура инвариантных параметров, определяющих информативность ГДИС и характер фильтрации углеводородов в пласте и к стволу скважины, при ранних режимах течения с линейной и радиальной симметрией линий тока.

4. Методика совместной интерпретации результатов гидродинамических (ГДИС), и промыслово-геофизических исследований скважин на этапах бурения (ГИС) и эксплуатации (ПГИ) горизонтальных скважин с многостадийным ГРП в условиях формирования в пласте вокруг каждой трещины воронки депрессии (репрессии) с линейной симметрией (при приоритетном влиянии на результат интерпретации проницаемости пласта и площади поверхностей трещин).

5. Методика совместной интерпретации ГДИС, ПГИ и ГИС горизонтальных скважин с многостадийным ГРП в условиях формирования в пласте вокруг каждой трещины воронки депрессии (репрессии) с псевдорадиальной симметрией (при приоритетном влиянии на результат интерпретации проницаемости пласта и количества дренируемых его трещин).

Практическая ценность и личный вклад

Разработанная автором методика комплексной интерпретации результатов ГДИС, ПГИ и ГИС позволяет определять индивидуальные параметры трещин (полудлины трещины) и фильтрационные свойства дренируемых ими зон пласта (проницаемости). На основе этих данных обоснована целесообразность геолого-технологических мероприятий (ГТМ) по повышению эффективности разработки пластов с зональной неоднородностью: повторные ГРП, выравнивание профиля притока/приемистости.

Личный вклад автора состоит в обосновании и создании численной модели для описания поведения полей давления в горизонтальных скважинах с МГРП, существенное влияние на которое оказывают различие в длинах трещин системы и изменчивость фильтрационных свойств зон пласта, в выполнении анализа информативности методов промыслово-геофизического и гидродинамического контроля в условиях неоднородного по фильтрационным свойствам пласта, а также разработке алгоритмов комплексной интерпретации результатов ГДИС, ПГИ и ГИС, позволяющих определять индивидуальные фильтрационные параметры пласта и геометрические параметры трещин.

Реализация

Внедрение разработанной автором методики позволило увеличить информативность исследований на горизонтальных скважинах, вскрывающих неоднородный по фильтрационным свойствам пласт системой сложных трещин. Автором проинтерпретировано не менее 100 исследований, как промыслово-геофизических, так и гидродинамических, на основе которых были выданы рекомендации на проведение результативных геолого-технических мероприятий (повторные ГРП, выравнивание профиля приемистости).

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на IX Российско-Китайском симпозиуме «Новые техника и технологии ГИС в нефтегазовой промышленности» (г. Санкт-Петербург, 2016г.); на Российской нефтегазовой технической конференции SPE (г. Москва, 2017 и 2018 гг.); на 72-ой Международной молодежной научной конференции «Нефть и газ - 2018» (г. Москва, РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина, 2018г.); на 2-ой Всероссийской молодежной научной конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г. Москва, Институт проблем нефти и газа РАН, 2018г); на Международной научно-практической конференции «Новые идеи в геологии нефти и газа - 2019» (г. Москва, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, 2019г.); на 3-ей Научно-практической конференции «Горизонтальные скважины 2019. Проблемы и перспективы» (г. Калининград, 2019г.); на 4-ой научно-практической конференции «Горизонтальные скважины 2021. Проблемы и перспективы». (г. Астрахань, 2021г.).

По теме диссертации опубликовано 1 4 печатных работ, 2 из которых - в научных журналах, входящих в перечень рецензируемых научных изданий ВАК, 3 статьи - в технических журналах SPE, 1 статья - в производственно-техническом нефтегазовом журнале, 2 работы - в монографиях, включающих совместно написанные с Гришиной Е.И. разделы, 6 работ - в виде тезисов докладов на конференциях.

ГЛАВА 1. МАКРОНЕОДНОРОДНОСТЬ КАК НЕОТЪЕМЛЕМЫЙ АТРИБУТ РАЗРАБОТКИ ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ (ТРИЗ)

1.1. Объекты ТрИЗ, их особенности и подходы к разработке

В настоящее время тенденция к увеличению доли месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) углеводородов пробуждает научный и практический интерес к их исследованию, который, главным образом, выражается в стремлении создать эффективные технологии разработки таких нетрадиционных объектов [122; 45; 126; 22; 86].

Критерии отнесения запасов к ТрИЗ следуют из приказа Министерства природных ресурсов РФ от 1998 года. По состоянию на январь 2016 года в документе сформулировано: «Трудноизвлекаемыми следует считать запасы, экономически эффективная (рентабельная) разработка которых может осуществляться только с применением методов и технологий, требующих повышенных капиталовложений и эксплуатационных затрат по сравнению с традиционно используемыми способами» [91]. Нетрадиционные способы применяют для месторождений со специфическими особенностями, такими как сложное геологическое строение, ухудшенные фильтрационно-емкостные свойства продуктивных пластов (низкие пористость и проницаемость коллекторов) и физико-химические характеристики углеводородов (высоковязкая нефть), степень выработанности (истощенности) залежей и связанная с ней проблема обводнённости продукции, а также удаленность от основных центров нефтегазодобычи. Современные исследователи сходятся во мнении, что для освоения такого типа залежей необходимо применять специальные технологические решения [126; 72; 39; 112; 115; 53; 107].

Базовые критерии, на основании которых осуществляется отнесение запасов к трудноизвлекаемым, изложены в работах Нестерова И.И., Муслимова Р.Х., Плотниковой И.Н. [22; 86].

Наличие у нефти аномального физико-химического свойства, такого как высокая вязкость (более 30 мПас [90]), является первым из подобных критериев. К месторождениям, содержащим залежи высоковязких нефтей, относятся Тазовское (1962), Комсомольское (1966), Русское (1968). Несмотря на то, что они были открыты более 50 лет назад, степень их выработанности составляет 0,2%. При текущих извлекаемых запасах (АВС1С2), равных 1,1 млрд т., накопленная за весь период разработки добыча составила 2,3 млн т. [22].

Вторым критерием для отнесения запасов к трудноизвлекаемым является низкая проницаемость коллекторов (от 0,01 до 0,1 мД и ниже), разработка которых напрямую связана с

применением технологии горизонтального бурения скважин с последующим проведением многостадийного гидроразрыва пласта (ГС с МГРП)

Данная технология применяется для добычи углеводородов из сланцевых, низкопроницаемых отложений Северной Америки и является основой сланцевой революции и большого прогресса в США в области нефтеизвлечения [58; 12; 86; 98]. Горизонтальное бурение в низкопроницаемых пластах имеет преимущество перед вертикальным за счёт вовлечения в процесс выработки большей площади газо- или нефтеносной породы. На том основании, что пласты имеют низкую проницаемость, которая препятствует движению нефти и газа к стволу скважины, использование гидроразрыва пласта совместно с горизонтальным бурением является наилучшим способом достижения рентабельной добычи нефти и газа.

К трудноизвлекаемым также условно относят запасы месторождений, на которых текущее нефтеизвлечение существенно усложнено из-за нерационального освоения залежей, например, месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Запасы залежей данных месторождений учтены в государственном балансе в промышленных категориях АВС1. По 31 месторождению с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн т суммарные остаточные запасы составляют 5,2 млрд т. Анализируя состояние разработки месторождений, отмечается высокий уровень обводненности продукции. По ряду месторождений, таких как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, обводненность достигла 95%-ов. [22]. Причиной подобного рода проблемы является нерациональное освоение месторождений, а именно: образование искусственных трещин с прорывом водонасыщенного пласта; наличие высокопроницаемых пропластков, подошвенной воды; образование конуса воды; влияние нагнетательных скважин; наличие заколонных перетоков, негерметичностей эксплуатационных колонн.

Начиная с 2015 года, в России прогнозируется рост доли извлечения нефти из трудноизвлекаемых запасов. Об этом свидетельствует проект энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года. По состоянию на февраль 2017 года в документе сформулирована цель по увеличению освоения трудноизвлекаемых ресурсов в объеме с 8%-ов, который наблюдается в настоящее время, до 17%-ов от общего объема добычи нефти. Прогнозные расчёты выполнены Институтом энергетических исследований РАН [101].

Из вышеизложенного становится очевидным, что Министерство Энергетики России заинтересовано в увеличении добычи углеводородов из залежей с трудноизвлекаемыми запасами и, следовательно, во внедрении новых технологий и подходов к освоению таких нетрадиционных объектов.

Руководствуясь данной концепцией, автором принято решение ориентировать своё исследование в сторону контроля выработки ТрИЗ, а именно запасов месторождений с низкими фильтрационными свойствами коллекторов.

1.2. Микронеоднородность и макронеоднородность коллектора низкой проницаемости как факторы, определяющие систему разработки

Любая залежь углеводородов обладает сложным строением, которое проявляется в неоднородности пластов, слагающих её. В связи с этим, взяв за основу степень детализации структуры залежи, многими исследователями предложены различные подходы к оценке геологической неоднородности пластов и её классификации [138; 49; 47].

Учитывая ёмкость и значимость понятия «геологическая неоднородность», в тексте диссертационной работы раскрывается его смысл. Резюмируя исследования ряда авторов [138; 49; 47], под геологической неоднородностью следует понимать изменчивость литолого-фациальных и физических свойств пласта по площади и разрезу.

Наиболее распространено разделение геологической неоднородности, исходя из структурной организации (иерархических уровней) залежей, на микронеоднородность и макронеоднородность.

Под микронеоднородностью понимают изменение вещественного состава, структуры и текстуры горной породы, обусловленное условиями её формирования, которые также напрямую влияют на физические (коллекторские) свойства продуктивного пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенность. При эксплуатации залежей важное значение имеет неоднородность по проницаемости, которая оказывает определяющее влияние на процесс извлечения углеводородов. Неоднородность по проницаемости прослеживается как по толщине (по вертикали) пластов, которая выражается в переслаивании прослоев-коллекторов различной проницаемости, так и по площади, которая выражается в наличии зон трещиноватости, то есть наличии высокопроницаемой транспортной сети коллектора.

Макронеоднородность отражает морфологию залегания пород-коллекторов в объёме залежи углеводородов, то есть характеризует взаимное распределение в ней коллекторов и неколлекторов или областей, существенно отличающихся значением ФЕС.

Макронеоднородность по толщине объекта разработки выражается в расчлененности пласта на отдельные пропластки коллекторов, а по простиранию - в изменчивости толщин пропластков коллекторов вплоть до нуля, то есть отражает их прерывистость (литологическое замещение, выклинивание, локальные залегания в виде линз).

В работах авторов [30; 118; 61; 95; 123] показаны результаты исследований пластов, характеризующихся микро- и макронеоднородностью.

Например, геологическая неоднородность коллекторов башкирского пласта Бш1 Сивинского месторождения выражается в значительной изменчивости коллекторских свойств (значение эффективной нефтенасыщенной толщины варьируется от 0 до 6,0 метров, пористости - от 7,7 до 25,0%-ов, проницаемости - от 0,059 до 0,856 мкм2) и в присутствии по разрезу зон замещения коллекторов плотными непроницаемыми породами (Рисунок 1.1) [61].

** . - ■ \ - * ' >

/ ' • 1 ■ : ' ' " '

I ■ *. ■

: I ^ >

С'ивинскос : , * 1 ••

1 ч а

поднятие V, С1 1

Условные обозначения:

г» номер скыжшы •мгт пропкпаечос гь. мкм

— и ю.пиши проницаемости

— Гранина тучсшгости залежи

— - - кош\р нефтеносности

хорошо проницаемые (0,1 I мкм-) срсднспрошшасммг (0,01-0,1 мкм-)

Рисунок 1.1 - Карта эффективных нефтенасыщенных толщин (слева) и карта проницаемости

(справа) башкирского нефтяного пласта Бш 1.

Источник: Кочнева О.Е. Влияние геологической неоднородности коллекторов башкирского пласта на процесс извлечения нефти Сивинского месторождения / Кочнева О.Е., Моисеева Т.В. //Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2013. - № 8.

Следующим примером является геологическая неоднородность устьевого бара месторождения Красный лес, которая выражается в слоисто-неоднородном строении продуктивного пласта, состоящего из нескольких регрессивных седиментационных песчаных циклитов, разделенных непроницаемыми глинистыми прослоями. Кроме того, слоистая структура отложений барового типа устойчиво выдержана по простиранию (Рисунок 1.2) [118].

Рисунок 1.2 - Схема внутрипластовой корреляции устьевого бара фронта дельты

Источник: Чжан Цян. О влиянии геологической неоднородности устьевого бара на гидродинамику коллектора месторождения Красный лес (КНР) / Чжан Цян, Рыкус М.В. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2015. - №1

Также необходимо отметить роль зон трещиноватости и разрывных нарушений в формировании фильтрационной неоднородности продуктивных пластов. Так, например, в работе [30] на примере эксплуатации одного из месторождений Западной Сибири показано, что по данным сейсморазведки в зонах разрывных нарушений с рассчитанной послесеноманской неоднородностью структуры поля деформаций дебиты добывающих скважин из продуктивного пласта Ю1 (песчаники верхнеюрских отложений) существенно различаются на порядок за счет трещинной проницаемости. Подход к интерпретации основывался на использовании параметра неоднородности структуры поля деформации отражающих горизонтов, который достаточно точно описывает деформационные процессы на границах блоков. На рисунке 1.3 видно, что максимальные дебиты отмечаются вблизи разрывных нарушений с послесеноманской активизацией, которым соответствуют максимальные значения параметра неоднородности структуры поля деформаций послесеноманского времени. Другими словами, максимальные значения параметра неоднородности структуры поля деформаций послесеноманского времени обусловлены наличием зон трещиноватости коллектора, которые отличаются повышенной проницаемостью и, следовательно, высокими дебитами скважин в этих зонах.

Ш1 Из

Рисунок 1.3 - Карта соотношения неоднородности структуры поля деформаций по отражающему горизонту, приуроченному к кровле сеноманских отложений, и дебитов эксплуатационных скважин: 1 — эксплуатационные скважины, цифры — максимальный суточный дебит (т), а — от 5 до 20 т/сут, б — от 20 до 60 т/сут; 2 — изолинии максимальных суточных дебитов, а — до 20 т/сут, б — свыше 20 т/сут; 3 — участки разрывов: а —

активизированные, б — прочие.

Источник: Глухманчук Е.Д. Характеристика зон трещиноватости по неоднородности структуры поля деформаций отражающих горизонтов / Глухманчук Е.Д., Василевский А.Н. // Геология и геофизика. - 2013. - № 1.

Резюмируя всё вышесказанное, следует отметить, что внутреннее строение залежи неоднородно. Это связано с тем, что, во-первых, основу залежи составляют породы-коллекторы, которые изменчивы по свойствам (литологическим, физическим и др.). Во-вторых, в пределах залежи распространение коллекторов и неколлекторов обладает определенной закономерностью, которая выражается в виде литологического замещения, выклинивания.

Исходя из вышесказанного, при исследовании пластов с наличием трещиноватости необходимо учитывать не только неоднородность по проницаемости, но и принимать во внимание характер залегания структуры пласта, литологический состав горных пород, слагающих пласт и другие факторы.

В рамках темы диссертационной работы представляет интерес связь микро- и макронеоднородности продуктивного пласта с информативными возможностями промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин. Учитывая тот факт, что методы исследований скважин различаются как разрешающей способностью и глубинностью, так и влиянием на выработку пласта, их вклад в оценку геологической неоднородности пластов также будет иметь отличия.

Основными источниками информации о микронеоднородности являются керновые данные и геофизические исследования скважин (ГИС), обладающие различной степенью детальности (радиус исследования до 2 м от скважины). Так, например, неоднородность продуктивного пласта на микроуровне отчетливо проявляется в изменчивости горных пород, из которых он состоит, а также отражает характер распространения вещественного состава этих пород по разрезу в рамках одной скважины. В связи с этим, для масштаба микроуровня продуктивность скважины можно связать с влиянием коллекторских свойств горных пород, вскрытых этой скважиной.

В качестве альтернативы следует рассмотреть информативность гидродинамических исследований скважин. Преимуществом методов ГДИС является их большая глубинность (от десятков до сотен метров от скважины), а недостатком - их низкая разрешающая способность. То есть гидродинамические исследования скважин являются инструментом для выявления характеристик удалённой зоны пласта, но в то же время не позволяют описать особенности фильтрации в околоскважинном пространстве.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Гришина Екатерина Игоревна, 2022 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдуллин Р.Н. Пример практического применения информации о трещиноватости по данным комплекса ГИС и высокотехнологических методов. / Абдуллин Р.Н., Рахматуллина А.Р. // Георесурсы. - 2018. - № 3. - С. 261-266.

2. Агалаков С.Е. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири. / Агалаков С.Е., Бакуев О.В. // Геология нефти и газа. - 1992. - № 11. - С. 26-28.

3. Администрация энергетической информации США. / Шрв://,^^^е1а.§оу/1;оёаутепег§у/ёе1аП.ркр?1ё=39752 (15.10.2019).

4. Азиз, Х. Математическое моделирование пластовых систем / Х. Азиз, Э. Сеттари; пер. с англ. А. В. Королева, В. П. Костнера. - Недра, 1982. - 407 с.

5. Александров С. И. Успешный опыт микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта на нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири. / Александров С. И., Мишин В. А., Никонов Е. О., Буров Д. И., Шуфлинский Д. В. // Каротажник. - 2017. - № 281.

6. Александров В.М. Технологический контроль проведения многостадийного ГРП с использованием метода микросейсмомониторинга. / Александров В.М., Белкина В.А., Казанская Д А. // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 10. - С. 16-19.

7. Александров С.И. Микросейсмический мониторинг гидроразрыва пласта: успехи и проблемы. / Александров С.И., Мишин В.А., Буров Д.И. // Технологии. - 2014. - № 2.

8. Алексеев А. Методы прогноза и оценки свойств пласта в условиях его разработки с помощью технологий ГРП// БРБ 191679. - 2018.

9. Алексеев В. П. Состав, строение и условия формирования коллекторов группы ВК восточной части Красноленинского нефтяного месторождения (Западная Сибирь) / В. П. Алексеев, Э. О. Амон, Ю. Н. Федоров. - Екатеринбург: УГГУ, 2011. - 325 с.

10. Амон Э.О. Стратиграфия и палеогеография мезозойско-кайнозойского осадочного чехла Шаимского нефтегазоносного района (Западная Сибирь) / Э. О. Амон, В. П. Алексеев, А. Ф. Глебов, В. А. Савенко, Ю. Н. Федоров. - Екатеринбург: УГГУ, 2010. - 257 с.

11. Апасов Г.Т. Влияние природной и искусственной трещиноватости коллекторов на результаты применения методов повышения нефтеотдачи. / Апасов Г.Т., Сахипов Д.М. // Наука и ТЭК. - 2012. - №1.

12. Аржаев Ф.И. Сланцевая революция США: этапы и результаты. // Вопросы студенческой науки. - 2017. - №14.

13. Аржиловский, А.В. Научные аспекты совместной разработки пластов и технологий ОРЭ (ОРЗ): диссертация кандидата технических наук: 25.00.17: защищена 20.09.2012: утв. 10.01.2013. - Уфа, 2012. - 151 с.

14. Ахметов Н. З. Повышение эффективности регулирования выработки остаточных запасов из многопластового объекта циклическим заводнением: диссертация кандидата технических наук: 25.00.17. - 2003. - 158 с.

15. Багринцева К.И. Роль трещин в развитии сложных типов коллекторов и фильтрации флюидов в природных резервуарах. / Багринцева К.И., Чилингар Г.В. // Геология нефти и газа. -2012. - №5

16. Багринцева К. И. Роль трещин в развитии сложных типов коллекторов и фильтрации флюидов в природных резервуарах / Багринцева К. И., Чилингар Г. В. // Геология нефти и газа. - 2017. - №5.

17. Бакиров Д.Л. Совершенствование технологии строительства горизонтальных скважин / Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М., Бабушкин Э.В. // Нефтепромысловое дело. - 2020

18. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика", 2010. - 536

19. Белоновская Л.Г. Роль трещиноватости в формировании ёмкостно-фильтрационного пространства сложных коллекторов. / Белоновская Л.Г., Булач М.Х., Гмид Л.П. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2007.

20. Библиографический обзор «Сланцевые углеводороды». / (Цветков Л.Д., Цветкова Н.Л.). - 2012.

21. Боярчук А.Ф. Изучение фильтрационной неоднородности трещиноватых карбонатных коллекторов по комплексу геолого-геофизических данных. // Геофизические исследования.

22. Брехунцов А.М. Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные объекты УВ-сырья Западной Сибири. / Брехунцов А.М., Нестеров И.И., Нечипорук Л.А. // Науки о Земле. - 2017.

23. Буткевич Р.Л., Насыров И.М., Хасаншин Д.З. Анализ перспективных технологий улучшения многостадийного гидроразрыва пласта. // Булатовские чтения. - 2018.

24. Буянов А.В. Количественное определение профиля поглощения в горизонтальных скважинах, вскрывающих низкопродуктивные неоднородные пласты, по результатам нестационарной термометрии // ПРО нефть, периодический научно-технический журнал «Газпром нефти». - 2016. - № 2. - С. 12-19

25. Валиуллин Р.А. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин / Валиуллин Р.А., Ярулин Р.К. // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. - 2014. - № 1. - С. 21-28.

26. Валиуллин Р.А. Возможности скважинной термометрии при изучении сланцевых резервуаров / Валиуллин Р.А., Вахитова г.р. // Нефтегазовое дело. - 2017. - С. 16 - 27.

27. Гаязов М. С. Применение метода регулярных температурных меток для измерения фазовых расходов в низкодебитных горизонтальных скважинах / Гаязов М. С., Валиуллин Р.А. // Вестник тюменского государственного университета. физико-математическое моделирование. нефть, газ, энергетика. - 2020. - №1(21). - С. 150-165

28. Гарифуллин Р. И. Моделирование трещиноватости, как важный этап проектирования разработки трещиноватых коллекторов / Гарифуллин Р. И., Ghislain de Joussineau, Patrick Rouvroy.

29. Геологическая интерпретация сейсморазведочных данных: Курс лекций. / (Нежданов А. А.). - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - 133 с.

30. Глухманчук Е.Д. Характеристика зон трещиноватости по неоднородности структуры поля деформаций отражающих горизонтов / Глухманчук Е.Д., Василевский А.Н. // Геология и геофизика. - 2013. - № 1.

31. Говзич А.Н. Опыт проведения многостадийных ГРП в горизонтальных скважинах ОАО «Газпром нефть». / Говзич А.Н., Билинчук А.В., Файзуллин И.Г. // Нефтяное хозяйство. -2012. - № 12. - С. 59-61.

32. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. - Недра, 1986. - 608 с.

33. Гришина Е.И. Обоснование и прогноз продуктивности горизонтальных скважин с МГРП на основе комплексных гидродинамических и геофизических исследований / Гришина Е.И. Кременецкий М.И., Морозовский Н.А. // Инженерная практика. - 2016. - №7. - С. 72 - 81.

34. Гришина Е.И. Стационарный гидродинамико-геофизический мониторинг разработки месторождений нефти и газа / Кременецкий М. И, Ипатов А.И. - М.: Институт компьютерных исследований, Ижевск, 2018. - С. 312 - 330.

35. Гришина Е. И. Диагностика сложных трещин в коллекторах низкой проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин / Вячистая А. А., Кокурина В. В., Кременецкий М. И., Гришина Е. И., Морозовский Н. А. // Выпуск НТВ «Каротажник». -2017. -№273. - С. 39 - 61.

36. Гришина Е. И. Контроль разработки рядной системы горизонтальных скважин с МГРП / Морозовский Н. А., Гришина Е. И., Рыбаков Р., Феоктистов Р. // SPE181993 - 2016.

37. Гришина Е. И. Оценка добычных возможностей пластов низкой проницаемости, вскрытых трещинами гидроразрыва сложной конфигурации по результатам ГДИС / Кременецкий М. И., Кокурина В. В., Морозовский Н. А., Гришина Е. И. // SPE187766 - 2017.

38. Гришина Е. И. Комплексные гидродинамические и геофизические исследования горизонтальной скважины с МГРП с целью оценки индивидуальных параметров трещин и их доли в притоке // SPE191563 - 2018.

39. Гришина Е.И. Прогноз выработки неоднородного пласта в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта по результатам комплексных геофизических и гидродинамических исследований / Гришина Е.И., Кременецкий М.И., Буянов А.В. // Нефтепромысловое дело. -2020. - №5(617). - С. 38 - 43.

40. Гулев В.Л. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти. - Недра, 2014. - 284 с.

41. Гутман И.С., Потемкин Г.Н., Руднев С.А., Сотникова Е.А., Пашков А.В. Новые представления о геологическом строении сложнопостроенного природного резервуара колганской терригенной толщи Царичанского+Филатовского месторождения оренбургской области // Стратегия развития геологического исследования недр: Настоящее и будущее (к 100-летию МГРИ-РГГРУ). - Москва, 2018. - С. 90 - 91.

42. Демакин П.С. Применение технологии Р1а§&РегГ при многозональном гидроразрыве в скважинах с горизонтальным окончанием. Опыт поточного выполнения кислотных разрывов. // Технологии. - 2018. - №4.

43. Денисов С.Б. Генетическая природа отложений шеркалинской свиты Талинского месторождения. / Денисов С.Б., Дьяконова Т.Ф. // Вестник Недропользователя Ханты-Мансийского автономного округа. - 2004. - № 14.

44. Довбнич М.М. Опыт прогноза трещиноватых зон при изучении нефтегазоперспективности юрских отложений Северо-Западной Сибири. / Довбнич М.М., Мачула М.С., Мендрий Я.В. // Геоинформатика. - 2010. - № 1.

45. Дубинский Г.С. Геологические особенности залежей с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов и их влияние на выбор технологии освоения запасов. // Геология. Известия отделения наук о Земле и природных ресурсов АН РБ. - 2015. - №21.

46. Ежов К.А. Применение специальных скважинных геофизических методов для повышения достоверности геомеханической модели. / Ежов К.А., Дубиня Н.В.

47. Золоева Г. М. Оценка неоднородности и прогноз нефтеизвлечения по ГИС. - Москва: Недра, 1995. - 212 с.

48. Зрячих Е. С. Анализ результатов использования данных электрических микросканеров на месторождениях пермского прикамья / Зрячих Е. С., Губина А. И., Плешков Л. Д. // НТВ «Каротажник». - 2018. - №280.

49. Изучение неоднородности продуктивных пластов: практикум для выполнения учебно-научных работ студентами направления «Нефтегазовое дело» / (Пулькина Н.Э., Зимина С.В.). -Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2012. - 79 с.

50. Ипатов А.И. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов. / Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. // Нефтяное хозяйство. - 2015. - №9. - С 68-72.

51. Ипатов А.И. Скрытый потенциал оптоволоконной термометрии при мониторинге профиля притока в горизонтальных скважинах / Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешкова И.С //Нефтяное хозяйство. - 2014. - №5. - C.96-100.

52. Ипатов А.И. Опыт применения распределенной оптоволоконной термометрии при мониторинге эксплуатации добывающих скважин в компании «Газпром Нефть» / Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Каешкова И.С., Буянов А.В. // РЯОНефть. - 2017. - №3.

53. Калинин И. А. Возможные эффекты применения технологии долговременного акустического воздействия и полимерного заводнения месторождения нефти. / Калинин И. А., Бабуров В. Н., Гуляев П. Н., Губина А. И. // Каротажник. - 2016. - № 268.

54. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов / Р.Д. Каневская. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2002. - 140 с.

55. Каримов К.А. Применение бесшаровых технологий (Plug&Oerf on Coil Tubing) при проведении многотстадийных ГРП в горизонтальных скважинах. Полученный опыт и результаты. // Нефтегаз International. - 2016. - №2.

56. Клятышева Л.Р. Особенности петротипизации терригенных отложений колганской толщи на Царичанском месторождении. / Клятышева Л.Р., Стремичев Е.В. // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. - 2017. - № 2(4). - С. 19 - 24.

57. Колесникова А.А. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке / А.А. Колесникова, М.И. Кременецкий, А.И. Ипатов, И.В. Коваленко, В.С. Комаров, Г.М. Немирович. // Нефтяное хозяйство. - 2016.

58. Конопляник А.А. Американская сланцевая революция: последствия необратимы. // ЭКО. - 2014. - №5.

59. Конторович А.Э. Геология и условия формирования гигантской Талинской зоны газонефтенакопления в континентальных отложениях нижней юры (Западная Сибирь) / А.Э. Конторович, С.А. Афанасьев. // Геология и геофизика. -1995. - № 6. - С. 5-28.

60. Космынин В. А. Литофациальный анализ и оценка перспектив нефтегазоносности отложений колганской толщи юга оренбургской области. / Космынин В. А., Кузьмин Д. А. // Региональная геология и металлогения. - 2013. - №56. - С. 31 - 39.

61. Кочнева О.Е. Влияние геологической неоднородности коллекторов башкирского пласта на процесс извлечения нефти Сивинского месторождения / Кочнева О.Е., Моисеева Т.В. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. - 2013. - № 8.

62. Кременецкий М.И. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. / Кременецкий М.И., Ипатов А. И., Гуляев Д. Н. -2012.

63. Кременецкий М. И. Применение промыслово-геофизического контроля для оптимизации разработки месторождений нефти и газа. / Кременецкий М. И., Ипатов А. И. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2020. - 756 с.

64. Кривова Н.Р. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2015. - №5. - С. 52-57.

65. Крючатов, Д.Н. Совершенствование технологий геофизических исследований горизонтальных скважин / Крючатов, Д.Н., Халилов, Д.Г., Савич, А.Д., Будник, Д.А. // НТВ Каротажник. - 2016. - №268. - С.16 - 29.

66. Кудряшова Л. К. Влияние неоднородности коллекторов шеркалинской свиты на извлечение нефти Талинской площади Красноленинского месторождения / Кудряшова Л. К., Фомичев А. Ю. // Проблемы геологии и освоения недр. - С. 309 - 311.

67. Курочкин В.И. Теоретические основы и анализ гидродинамических исследований скважин/ Курочкин В.И., Санников В.А. - Издательство: Регулярная и хаотическая динамика, Институт компьютерных исследований, 2015. - 372 с.

68. Листик А. Многостадийный прорыв. // Сибирская нефть. - 2016. - №134

69. Лобусев М. А. Концепция формирования арктической газоносной провинции Западной Сибири (Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук). -2020

70. Лукин А.Е. О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей // НАН Украины. - 2015. - №6.

71. Лутфуллин А.А. Контроль профиля приемистости горизонтальных скважин с помощью волоконно-оптических систем распределенного мониторинга температуры / Лутфуллин А.А., Миронов Е. П., Журавлев О. Н., Нухаев М. Т., Ермилов А. Л., Комаров Д. А., Фигура Е. В., Адаменко Д. В. // ФОТОН-ЭКСПРЕСС. - 2015. - №5.

72. Мартынов В. Г. Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке объектов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. / Мартынов В. Г., Ипатов А. И., Кременецкий М. И. // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. - С. 106-109.

73. Мартюшев Д.А. Влияние естественной трещиноватости на производительность скважин в сложнопостроенных карбонатных коллекторах верхнего прикамья. // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабессейна (Опыт, инновации) (Тюмень, 10-11 декабря 2014). - Пермь, 2014. - С. 138-143.

74. Медведский Р.И. Вытеснение нефти водой в пористо-трещиноватом пласте. Новые технологии для ТЭК Западной Сибири. (Сб. науч. тр. региональной научно-практич. конф., посвященной 5-летию Института Нефти и Газа.) - Тюмень, 2005. - С. 34-35.

75. Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов: диссертация кандидата технических наук. -2015. - 137 с.

76. Методы разведочной геофизики при изучении углеводородов сланцевых толщ / (Борисов А.С., Боровский М.Я.). - Казань: 2015. - 73 с.

77. Мингазутдинов А.Н. Практика исследования керна в горизонтальном стволе для проектирования гидроразрыва пласта / Мингазутдинов А.Н., Семенова О.В. // Геология нефтяных месторождений.

78. Морозовский Н. А. Методика комплексного геофизического контроля разработки низкопроницаемых коллекторов в условиях искусственной и естественной макротрещиноватости: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. - Москва, 2016

79. Морозовский Н.А. Локализация трещиноватых зон карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин / Морозовский Н.А., Кременецкий М.И. // SPE №171228-RU. - 2014.

80. Морозовский Н.А. Локализация зон карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин / Морозовский Н.А., Кременецкий М.И., Сирота А С. // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №8. - С. 44-47

81. Морозовский Н. Комплексирование разномсштабных исследований для определения параметров трещиноватых пластов / Морозовский Н., Девяткин В., Прокопенко Ю. // SPE-181965-RU. - 2016

82. Морозовский Н.А. Обоснование модели притока к горизонтальным скважинам в трещиноватом карбонатном коллекторе / Морозовский Н.А., Каневская Р.Д., Колесов В.А. // Neftegaz RU. - 2019. - №3. - С.34-37

83. Морозовский Н.А. Обоснование модели притока к горизонтальным скважинам в трещиноватом карбонатном коллекторе по результатам геофизических и гидродинамических исследований. // Деловой журнал Neftegaz.RU. - 2019. - № 3. - С. 34-37.

84. Мулявин С. Ф. Технологии разработки залежей углеводородов с низкими емкостными характеристиками: учебное пособие / С. Ф. Мулявин, С. И. Грачев, А. Н. Лапердин. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2013. - 220 с.

85. Мусалеев Х.З. Оценка притока в горизонтальных скважинах с МСГРП по данным термических исследований // Геофизика - 2018. -№ 1. - С. 60-66.

86. Муслимов Р.Х. Основные проблемы освоения залежей нетрадиционных углеводородов в ультранизкопроницаемых и сланцевых отложениях. / Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. // Георесурсы. - 2018. - №3.

87. Нгуен Хыу Бинь. Геофизические исследования скважин при изучении магматических коллекторов месторождения Белый Тигр // Известия Томского политехнического университета. - 2013. - № 1.

88. Нестеров И.И. Нефтегазоносность глинистых пород Западной Сибири. - Недра, 1987. -

256 с.

89. Ноговицын К.Д. Многостадийный гидроразрыв пласта (краткий обзор технологий) / Ноговицын К.Д., Лобанов П.Ю., Скареднов А.А. // Академический журнал Западной Сибири. -2015. - №5.

90. Об утверждении методических рекомендаций по применению Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов. Приказ Министерства природных ресурсов и экологии от 01.11.2013 г №477 [Электронный ресурс]. - URL: https://docs.cntd.ru/document/499058008

91 . О трудноизвлекаемых запасах: Приказ Министерства природных ресурсов и экологии от 06.11.2020 г №894 [Электронный ресурс]. - URL: https://legalacts.ru/doc/prikaz-minprirody-rossii-ot-06112020-n-894-ob-utverzhdenii/

92. Орехов А. Н. Возможности геофизических методов для прогнозирования трещиноватости коллекторов. / Орехов А. Н., Амани Мангуа Марк М // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2019. - № 6. - С. 198-209

93. Панарина Е.И. Промыслово-геофизический мониторинг многопластовых скважин, оборудованных насосами (ЭЦН) и байпасными системами Y-Toll / Панарина Е.И., Мельников С. И., Кременецкий М. И. // Производственный опыт.

94. Паникаровский Е. В. Применение многостадийного гидроразрыва пласта при разработке ачимовских отложений Уренгойского месторождения / Паникаровский Е. В., Паникаровский В. В., Мансурова М. М., Листак М. В. // Нефть и газ. - 2020. - №2.

95. Плешкова Е.А. Учет характера неоднородности продуктивной толщи Уренгойского месторождения при построении геологической модели.

96. Плиткина Ю.А. Опыт разработки низкопроницаемых коллекторов тюменской свиты Красноленинского месторождения в АО «РН-Няганьнефтегаз» / Плиткина Ю.А., Патраков Д.П., Глебов А.С., Лиходед И.А., Емельянов Д.В. // Сетевое научное издание «Нефтяная провинция».

- 2019. - № 2.

97. Плотников А. В. Технология комплексного применения прострелочно-взрывной аппаратуры для проведения многостадийного гидроразрыва пласта. / Плотников А. В., Малыгин А. А. // Каротажник. - 2018. - № 294.

98. Полякова Т.В. Промышленная добыча нефти из горючих сланцев и перспективы изменения конфигурации мирового рынка нефти. // Экономика.

99. Попков А.Ю. Прогноз трещиноватости карбонатного коллектора Восточной Сибири. // Нефть и газ (Москва, 23-26 апреля 2018 года). - Москва, 2018. - С. 246-252.

100. Попов, А.Ю. О некоторых технологических особенностях разработки совместно эксплуатируемых пластов, вскрытых единым фильтром // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2012. - № 5. - С. 21-23.

101. Проект энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года. / ШрБ ://штепе^о. gov.ru/node/1026 (02.02.2021)

102. Промыслово-геофизические исследования эксплуатационных скважин со сложным заканчиванием, проблемы и решения. / (Кременецкий М.И., Ипатов А.И.) // А.В. Ступакова. -2019. - С. 253-257.

103. Рамазанов А.Ш. Оценка влияния дебита потока на теплообмен в стволе скважины по квазистацонарной термограмме / Рамазанов А.Ш., Валиуллин Р. А. // Технические и естественные науки - 2020. - С. 12 - 14.

104. Розова А.Р. Мировой опыт применения различных систем разработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов / А.Р. Розова, И.М. Сафьянников. // [НГН]. -2019. - № 1.

105. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. - Недра, 1985.

- 240 с.

106. Сальникова О.Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах. - 2015. - №10 (244). - С. 65 - 78.

107. Сафиуллин Г. Г. Этапы развития аппаратуры и технологий скважинной сейсморазведки во ВНИИГИС. / Сафиуллин Г. Г., Ахметшин Н. М., Мамлеев Т. С., Крысов А.

А., Даниленко В. Н., Болгаров А. Г., Черкашнев С. А., Алексеев А. Э. // Каротажник. -2016. - № 265.

108. Семикин Д.А. Анализ и моделирование притока флюида на основе данных распределенной термометрии в горизонтальной скважине / Семикин Д.А., Нухаев М.Т., Жаковщиков А.В. // Экспозиция Нефть Газ. - 2017.

109. Симоненко Е.П. Возможности методов ГИС для изучения трещиноватости. / Симоненко Е.П., Долгирев С.С., Кириченко Ю.В. // Научно-технический журнал Георесурсы. -2018. - № 3. - С. 267-273.

110. Скоробогатов В.А. Юрский продуктивный комплекс Западной Сибири: прошлое, настоящее, будущее // Научно-технический сборник ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ. - 2017. - № 3.

111. Субботина О. А. Изучение трещиноватости методами волнового акустического каротажа и электрического сканирования. / Субботина О. А., Губина А. И. // НТВ «Каротажник». - 2018. - №10. - С. 121-129.

112. Сулейманова В.М. Современное состояние остаточных запасов высоковязких нефтей месторождений Азербайджана и возможности их реализации // - Каротажник. - 2018. - № 289.

113. Тимурзиев А.И. Практические результаты изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов фундамента месторождения белый тигр // Экспозиция нефть газ 2/Н. -2011.

114. Трещиноватость горных пород. Основы теории и методы изучения. / О.Г.Епифанцев, Н.С.Плетенчук.- Новокузнецк: СибГИУ, 2008. - 41с.

115. Фурсин С. Г. Предлагаемый гидроабразивный зондовый перфоратор на трубно-кабельной подвеске / Фурсин С. Г., Крылосов А. А. // Каротажник. - 2018. - № 294.

116. Хасанов М.М. Особенности разработки нефтяных залежей, осложненных высокопроводяшими прослоями. / Хасанов М.М., Ипатов А.И., Жуковская Е.А., Кременецкий М.И., Листойкин Д А. // Нефтяное хозяйство. - 2019. - № 12. - С. 38-43.

117. Хисамов Р.С. Технология многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах: опыт разработки коллекторов Shaly carbonates в США и возможность адаптации для месторождений республики Татарстан. / Хисамов Р.С., Ахметгареев В.В., Хакимов С.С., Кенжеханов Ш.Ш. // Георесурсы. - 2017. - №3. Ч.1. - С.186-190.

118. Чжан Цян. О влиянии геологической неоднородности устьевого бара на гидродинамику коллектора месторождения Красный лес (КНР) / Чжан Цян, Рыкус М.В. // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2015. - №1

119. Чучалина К. Ю. Особенности геологического строения и критерии, и признаки прогнозирования углеводородов в низкопроницаемых коллекторах на примере

Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения: бакалаврская работа. - Томск, 2017. - 109 с.

120. Шагиев Р. Г. Исследование скважин по КВД (кривые восстановления давления). -Москва: Наука, 1998. - 304 с.

121. Шаисламов, Ш.Г. Об одновременной эксплуатации нескольких пластов (пропластков) одной скважиной / Ш.Г. Шаисламов, Р.А. Янтурин, А.Ш. Янтурин, В.В. Лаптев // Бурение и нефть. - 2007. - № 10. - С. 21-23.

122. Шарф И.В. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки. / Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. // Фундаментвльные исследования. - 2015. - №2.

123. Шаяпова Р. И. Оценка неоднородности продуктивных пластов верхнего девона Ромашкинского месторождения / Шаяпова Р. И., Чибисов А. В., Ахматгалеева А. Ф.

124. Шестаков С.А. Успешный опыт проведения 20-стадийного ГРП без подъема ГНКТ на поверхность в России. / Шестаков С.А., Белов А.В., Корепанов А.А., Гаренских Д.А., Симаков С М. // Технологии. - 2017. - №1

125. Шибина Т.Д. Литолого-петрографические особенности низкопроницаемых карбонатных толщ древних платформ в связи с их нефтегазоносностью. / Шибина Т.Д., Белоновская Л.Г., Пестова А.Н., Климова Е.В., Хазикова Л.А., Яковлева А.А. // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2016. - №3.

126. Шмелев П. ТрИЗ как объективная реальность. Особенности классификации и разработки трудноизвлекаемых запасов. // Сибирская нефть. - 2018. - №2. - с. 149.

127. Шустер. В. Л. Нетрадиционные трудноизвлекаемые ресурсы нефти и газа: проблемы освоения и экологии. / Шустер. В. Л., Пунанова С. А. // Экспозиция нефть газ. - 2018. - №3. -С. 63

128. Эрлагер, Р. Гидродинамические методы исследования скважин. - Издательство: Институт компьютерных исследований, 2007. - 511 с.

129. Эртекин, Т. Основы прикладного моделирования пластов / Т. Эртекин, Дж. Абу-Кассем, Г. Кинг. - Издательство «ИКИ», 2012. - 1060 с.

130. Юдин Е. В. Моделирование фильтрации жидкости в неоднородных средах для анализа и планирования разработки нефтяных месторождений: диссертация кандидата физико-математических наук: 25.00.10. - 2014. - 173 с.

131. Bourdet D. Determination of Fissure Volume and Block Size in Fractured Reservoirs by Type Curve Analysis. / Bourdet D., Gringarten А.С. // SPE №9293.

132. Chertenkov M. Gas breakthrough detection and production monitoring from ICD screen completion on Lukoil's Korchagina field using permanently installed distributed temperature sensors. / M. Chertenkov, Lukoil; S. V. Deliya, D. A. Semikin, G. A. Brown SPE, A. Bayanova, E . Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster. // SPE159581, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, USA. - 2012.

133. Cohen I. Local discontinuity measures for 3-D seismic data. / Cohen I., Coifman R.R. // Ibid. - 2002. - №6. - P. 1933-1946.

134. Dalley R.M. Dip and azimuth displays for 3-D seismic interpretation / R.M. Dalley, E. E.A. Gevers, G. M. Stampli. // First Break. - 1989. - №7. - P. 86-95.

135. Fikri Kuchuk. Fractured Reservoir Modeling and Interpretation / Fikri Kuchuk, Denis Biryukov, Tony Fitzpatrick. // IPTC-18194-MS. - 2014.

136. Fikri Kuchuk. Pressure Transient Tests and Flow Regimes in Fractured Reservoirs / Fikri Kuchuk, Denis Biryukov. // SPE 166296. - 2013.

137. Fikri Kuchuk. Rate Transient and Decline Curve Analyses for Continuously (Dual-Porosity) and Discretely Naturally Fractured Reservoirs / Fikri Kuchuk, Denis Biryukov, Tony Fitzpatrick. // SPE-170698-MS. - 2014.

138. http://www.geokniga.org/bookfiles/geokniga-1_0.pdf (05.02.2020).

139. Marfurt K.J. Coherence calculations in the presence of structural dip / K.J. Marfurt, V. Sudhaker, N.A. Gersztenkorn, K.D. Crawfold, S.E. Nissen // Geophysics. - 1999. - №64. - P. 104111.

140. Roberts A. Curvature attributes and their application to 3D interpreted horizons // Ibid. -2001. - №19. - P. 85-99.

141. Rodionov A. Injectivity profile monitoring and hot water flooding optimization for horizontal well 2G on Rospan's Russkoe heavy oil field using DTS / A. Rodionov, D. Lachugin, E. Muslimov, E. Makarov, G. A. Brown, M. Nukhaev, S. Tyutikov // SPE159592, SPE ROG. - 2012.

142. Sparafutdinov R.F. Investigation temperature field in a horisontal well with multiple fractures Sparafutdinov R.F., Valiullin R.A. // Saint 3etersburg 2018: innovations in geosciences & time for breakthrough. - 2018.

143. Warren J.E. Discussion of Unsteady-State Behavior of Naturally Fractured Reserviors. / Warren J.E, Root P.J.// SPEJ. - March 1965. - 3. 64-65