Гидравлический разрыв карбонатных пластов нефтяных месторождений Татарстана тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, доктор наук Салимов Олег Вячеславович

• Салимов Олег Вячеславович
• доктор наук
• 2017

Оглавление диссертации доктор наук Салимов Олег Вячеславович

ВВЕДЕНИЕ

1 Обзор предыдущих работ

2 Методы моделирования технологий ГРП

2.1 Классификация технологий

2.2 Принципы моделирования ГРП

2.2.1 Необходимость разработки моделей ГРП

2.2.2 Цикл моделирования процесса ГРП

2.3 Информационное обеспечение процесса ГРП

2.4 Состояние научно-исследовательских работ по ГРП

3. Текущее состояние технологий ГРП в ПАО «Татнефть»

3.1 Уровень эффективности работ

3.2 Уровень интерпретации минифрака

3.3 Задачи дальнейших исследований

4 Экспериментальное определение параметров для ГРП

4.1 Измерение коэффициента утечек гелированной жидкости

4.1.1 Методика и аппаратура

4.1.2 Результаты измерений

Выводы и рекомендации

4.2 Теоретические и экспериментальные оценки вдавливания

проппанта в карбонатные породы

Выводы

4.3 Экспериментальное изучение коэффициента диффузии в

кислотных жидкостях

Выводы

4.4 Экспериментальное определение констант скорости

растворения известняков в кислотных жидкостях

Выводы и рекомендации

4.5 Экспериментальные исследования проводимости трещин

кислотного разрыва в зависимости от сжимающего напряжения

Выводы

5 Геофизические методы определения параметров для ГРП

5.1 Введение

5.2 Построение геомеханических моделей в симуляторах ГРП

5.3 Создание синтетических кривых акустического каротажа

5.3.1 Необходимость в синтетических кривых

5.3.2 Принципы обобщения уравнений регрессии

5.3.3 Создание синтетической кривой АК DTp

5.3.4 Создание синтетической кривой АК DTs

Выводы

5.4 Создание синтетической кривой ГГК по НГК и ГК

5.4.1 Методика расчета

5.4.2 Пример создания синтетической диаграммы ГГКП

5.5 Создание синтетических кривых плотномера

Выводы

5.6 Создание кривых модуля Юнга и коэффициента Пуассона

5.6.1 Методика расчета

5.6.2 Анализ исходного геофизического материала

5.6.3 Результаты расчетов модулей упругости

5.6.4 Анализ аномалий на кривых ВАК

5.6.5 Формулы для расчета модуля Юнга

5.6.6 Статические значения модуля Юнга

Выводы

6 Промысловые методы определения параметров для ГРП

6.1 Анализ осложнений при интерпретации минифрака

Выводы

6.2 Альтернативные методы определения давления смыкания трещины

Выводы

6.3 Определение коэффициента проницаемости пластов по данным

до смыкания

Выводы

6.4 Методика оперативной оценки скин-фактора нефтяных

скважин

Выводы

6.5 Адаптация технологических параметров работы скважин

6.5.1 Цель и задачи адаптации параметров скважин

6.5.2 Примеры адаптации

6.5.3 Обсуждение результатов

6.5.4 Сопоставление с результатами гидродинамических исследований

Выводы

7 Анализ и проектирование кислотных ГРП

7.1 Аналитические модели кислотного ГРП

7.1.1 Необходимость аналитических моделей

7.1.2 Моделирование кислотного ГРП

7.2 Модели реакции кислоты вдоль трещины

7.2.1 Аналитическая модель Робертса-Гуина

7.2.2 Аналитическая модель Нироуда-Вильямса

7.2.3 Расчет геометрии трещины и протравленной длины

7.2.4 Проводимость трещины и коэффициент стимуляции

Выводы

7.3 Разработка программы аналитического моделирования КГРП

7.3.1 Перевод графиков в аналитическую форму

7.3.2 Составление программы в EXCEL

7.4 Сравнение моделей

7.4.1 Сравнение гидравлических моделей трещины

7.4.2 Сравнение моделей протравливания трещины

7.4.3 Сравнение моделей продуктивности трещин

Выводы

7.5 Оптимальное соотношение объемов кислоты и буфера

Выводы

7.6 Оптимальная концентрация кислоты

Выводы

7.7 Геомеханические условия эффективного применения

кислотного ГРП

Выводы

8 Проектирование ГРП в различных геолого-технических условиях

8.1 ГРП в скважинах с отрицательным скин-фактором

Выводы

8.2 Планирование ГРП в скважинах с вязкими нефтями

8.2.1 Роль вязкости в планировании ГРП

8.2.2 Влияние конфигурации участка на результаты ГРП

8.2.3 Определение количества поперечных трещин

Выводы

8.3 Влияние ориентации трещин относительно горизонтального ствола на продуктивность скважины

8.3.1 Схемы расчета продуктивности горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва

8.3.2 Области преимущественной эффективности продольных и поперечных трещин

8.3.3 Эквивалентность вертикальных скважин и поперечных трещин

Выводы

8.4 Анализ результатов опытно-промышленных работ

8.4.1 Анализ работ по ГРП в сланцевых отложениях

Выводы

8.4.2 Эффективность работ по сопровождению ГРП

9 Оптимизация процессов ГРП

9.1 Различия в подходах к оптимизации обработки

9.2 Влияние массы проппанта на технологический эффект

9.2.1 Расчетный метод

9.2.2 Метод графического анализа

Выводы

9.3 Геометрии трещин и критерий большеобъемного КГРП

Выводы

9.4 Унифицированный дизайн трещины гидроразрыва с

переменной проницаемостью

Выводы

9.5 Концепция эквивалентного проппанта в задачах оптимизации

кислотного гидроразрыва пласта

Выводы

9.6 Использование формул ТатНИПИнефть в симуляторах ГРП

Выводы

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Гидравлический разрыв карбонатных пластов нефтяных месторождений Татарстана»

Актуальность темы.

Гидравлический разрыв пластов (ГРП) в ПАО «Татнефть» начал проводиться своими силами с 1996 года. За это время приобретен определенный опыт в проектировании и проведении процессов гидроразрыва, накоплен достаточный промысловой материал по данной технологии. Освоены программные комплексы Meyer, FracPRO, StimPRO, Jewel Suite PressCheck. Создана лаборатория исследования и сопровождения ГРП.

В основном ГРП оказался эффективным методом интенсификации добычи нефти на месторождениях юго-востока Татарстана. Тем не менее в карбонатных коллекторах метод ГРП не нашел широкого применения, поскольку фактические технологические показатели эксплуатации скважин оказывались ниже ожидаемых. Это поставило на повестку дня вопрос об анализе причин такого явления и мерах, которые должны быть приняты для устранения.

Усилиями специалистов института ТатНИПИнефть и ЦТР ООО «ТаграС-ЛениногорскРемСервис» было достигнуто лучшее понимание сути процесса и решены многие неясные вопросы. Несмотря на это, практика показала необходимость дальнейшего развития научных основ технологии ГРП в карбонатных отложениях. Для этого есть несколько причин.

Отсутствие информационной базы не позволяет использовать все преимущества трехмерных моделей, реализованных в коммерческих симуляторах ГРП. Особенно остро это ощущается при проектировании ГРП в карбонатных отложениях.

Проведение испытаний на закачку с целью калибровки моделей также не в полной мере решает эту проблему. Во многих скважинах длительные времена смыкания трещины не позволяют определить необходимые

параметры. Наблюдаются также случаи очень быстрого падения давления после закачки, не позволяющие проанализировать кривую.

В этих условиях целесообразно привлечение нескольких, разных по своей физической сущности методов определения необходимых для проектирования ГРП параметров. Большую роль в этом процессе играют экспериментальные исследования жидкостей и горных пород.

Недоизученность параметров вынуждает применять двумерные и упрощенные трехмерные модели, однако все они реализованы лишь для проппантных разрывов. Для кислотных ГРП не предложено ничего.

Отсутствует также методическая база применения технологий ГРП в различных геолого-промысловых условиях, в том числе в карбонатных отложениях с вязкими нефтями.

Для карбонатных коллекторов не разработан метод унифицированного дизайна. Не изучены также методы поиска оптимальных условий проведения ГРП, главным образом кислотных.

Все это делает постановку данной темы актуальной.

Цель диссертационной работы.

Повышение эффективности разработки карбонатных отложений Татарстана путем комплексной оптимизации процессов ГРП.

Задачи исследований.

1. Экспериментальное определение параметров технологических жидкостей, проппантов и карбонатных пород.

2. Создание методов определения модуля Юнга и коэффициента Пуассона по разрезу скважин на основе ограниченного комплекса промыслово-геофизических исследований.

3. Разработка и адаптация к условиям нефтяных месторождений Татарстана промысловых методов определения параметров для ГРП.

4. Разработка программ и методов проектирования кислотных ГРП на основе аналитических моделей.

5. Анализ и совершенствование методов проектирования ГРП в различных геолого-технических условиях.

6. Поиск рациональных параметров технологии ГРП в карбонатных отложениях.

7. Разработка технических решений, направленных на совершенствование технологий ГРП.

Методы решения поставленных задач.

Поставленные задачи решались на основе обобщения отечественных и зарубежных литературных данных, анализа опыта проведения гидроразрывов на месторождениях Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, а также путем проведения теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием современных методов обработки информации, математического моделирования исследуемых процессов. В работе использовались лицензионные программные продукты Meyer, FracPRO, а также Jewel Suite PressCheck.

Научная новизна.

1. Экспериментально исследованы параметры технологических жидкостей разрыва пласта и их взаимодействие с карбонатными породами месторождений нефти Татарстана:

- определены значения коэффициентов корки и спурта;

- установлена зависимость между коэффициентом спурта и проницаемостью пород;

- определены значения коэффициентов диффузии, скорости и порядок реакции растворения карбонатов в кислотных жидкостях для гидравлического разрыва пластов при высоких давлениях, не допускающих выделения СО2 в отдельную фазу.

2. Установлены зависимости между давлением смыкания трещины и потерей ее ширины за счет вдавливания проппанта для карбонатных пород основных продуктивных отложений Татарстана:

- показано, что уменьшение ширины закрепленной трещины составляет 23,5 % для башкирского яруса и 16,2 % для турнейского яруса при площадной концентрации проппанта 10 кг/м ;

- потери концентрации проппанта на площадь находятся в пределах от 2 до 3 кг/м2;

- установлено, что разрушение материала карбонатных коллекторов башкирского яруса под нагрузкой начинается при давлениях 20±1 МПа.

3. Выявлены закономерности реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями разрыва:

- установлено, что присутствие Нефтенола-К в солянокислотном растворе не влияет значения коэффициента диффузии ионов водорода. В кислотном геле по рецептуре Шеврон-Филлипс коэффициент диффузии снижается на два порядка для башкирских отложений и на один порядок для турнейских. В нефтекислотной эмульсии снижение коэффициента диффузии происходит на три порядка, как для башкирских отложений, так и для турнейских;

- установлено, что возрастание степени доломитизации образцов приводит к снижению коэффициента диффузии для 15 %-ной HCl с добавлением Нефтенола-К в среднем в 2 раза. Однако для геля по рецептуре Шеврон-Филлипс отмечается обратное соотношение. Для нефтекислотной эмульсии наблюдаются равные значения коэффициента диффузии, независимо от содержания доломита в образцах.

- установлен факт снижения коэффициента скорости реакции в присутствии Нефтенола-К в 3,29 раза, в растворе по рецептуре Шеврон-Филлипс в 5,40 раз, в нефтекислотной эмульсии в 47,38 раз, по сравнению с ингибированной 15 %-ной соляной кислотой.

4. Выявлены закономерности влияния сжимающего напряжения на проводимость трещин, не закрепленных проппантом:

- установлено, что интенсивное разрушение поверхности протравленной кислотой трещины и снижение ее проницаемости происходит

до значений сжимающего напряжения в диапазоне от 10 до 15 МПа (депрессии в скважине порядка от 4 до 9 МПа). После этого темп снижения проницаемости замедляется;

- установлено, что для пород башкирского яруса происходит наиболее интенсивное снижение проницаемости трещины (более чем в 500 раз). Трещины в породах турнейского яруса лучше противостоят воздействию сжимающей нагрузки;

- полного смыкания трещины в условиях кратковременных испытаний (не более 8 часов) не происходит.

5. Научно обоснованы технологические принципы кислотного ГРП:

- установлена зависимость между концентрацией кислоты в растворе, безразмерной проводимостью и длиной трещины. При одной и той же массе HCl наилучшее соотношение длины и проводимости трещины достигается при концентрации кислоты в растворе в диапазоне от 18 до 20 %;

- установлено наличие минимума на кривой зависимости безразмерной проводимости трещины от соотношения объемов буферной жидкости и кислоты, который находится в интервале от 0,5 до 0,7 и соответствует максимальному отношению длины протравленной к длине гидравлически созданной трещины.

6. Научно обоснованы технологии гидроразрыва в горизонтальных скважинах в зависимости от вязкости пластового флюида:

- установлена зависимость между технологическим эффектом ГРП и вязкостью пластового флюида. При этом с ростом вязкости увеличивается степень увеличения дебита после ГРП;

- установлен характер влияния количества поперечных трещин на продуктивность скважины. Для карбонатных коллекторов минимальное количество поперечных трещин составляет не менее четырёх при длине горизонтального ствола 600 м, а максимальное количество до 10-12;

- установлено, что расположение поперечных трещин равномерно вдоль ствола горизонтальной скважины дает более высокую продуктивность скважины, чем любое другое расположение;

- количество вертикальных скважин с ГРП с таким же суммарным уровнем добычи, как у одной горизонтальной скважины с поперечными трещинами, равно половине числа поперечных трещин в горизонтальной скважине.

7. Научно обосновано влияние конфигурации участка на продуктивность скважин при многоступенчатом ГРП на залежах высоковязкой нефти:

- горизонтальная скважина, в которой не предполагается проведение многоступенчатого ГРП, достигает максимальной производительности при ориентации вдоль длинной стороны области влияния;

- горизонтальные скважины с поперечными трещинами ГРП достигают максимальной производительности в областях влияния, вытянутых в направлении трещины. Существует такое соотношение сторон участка, которое дает наивысший возможный дебит. С увеличением вязкости соотношение сторон, которое обеспечивает максимальный дебит, также увеличивается.

8. Исследовано влияние ориентации трещин относительно горизонтального ствола на продуктивность скважин:

- научно обоснованы схемы расчета продуктивности горизонтальных скважин с продольными трещинами;

- установлено, что больший накопленный отбор нефти обеспечивается продольными трещинами по сравнению с поперечными при следующих параметрах пласта:

а) при вязкости 4,5 мПас, начиная с проницаемости более 0,05 мкм ;

б) при вязкости 10 мПа с, начиная с проницаемости более 0,10 мкм ;

в) при вязкости 20 мПа с, начиная с проницаемости более 0,20 мкм ;

г) при вязкости 45 мПа с, начиная с проницаемости более 0,420 мкм .

Эти значения разграничивают две области. На границе между областями производительность трещин не зависит от их ориентации.

- установлена зависимость между производительностью и безразмерной проводимостью систем трещин разной ориентации. При этом снижение безразмерной проводимости увеличивает разницу в производительности продольных и поперечных трещин.

9. Для скважин нефтяных месторождений Татарстана установлены:

- синтетические кривые интервальных времен пробега продольных и поперечных волн в зависимости от значений естественной радиоактивности, показаний нейтронного гамма-каротажа, удельного сопротивления пласта и плотности пород;

- зависимости между модулем Юнга, значениями естественной радиоактивности, показаниями нейтронного гамма-каротажа, удельного сопротивления пласта.

10. Найдено решение обратной задачи проектирования ГРП для трещин гидроразрыва с проницаемостью, зависящей от их геометрии:

- установлено, что зависимость безразмерного коэффициента продуктивности скважины от безразмерной проводимости трещины, а также от ее протравленной длины имеет максимум;

- этот максимум смещен в сторону более высокой безразмерной проводимости трещины и в сторону более короткой протравленной длины, по сравнению с максимумом для проппантных трещин.

Защищаемые положения.

1. Результаты экспериментальных исследований коэффициента утечек и спурта, коэффициента диффузии, константы скорости и порядка реакции, влияния напряженного состояния горных пород на проводимость трещины для параметрического обеспечения дизайна ГРП в карбонатных коллекторах.

2. Рекомендации по выбору масштаба гидравлического разрыва в вертикальных и горизонтальных скважинах с различными геолого-техническими условиями.

3. Рекомендации по планированию кислотных ГРП в карбонатных коллекторах Татарстана с учетом механических свойств пород и геомеханических условий проведения ГРП.

4. Установленные зависимости между геомеханическими и геофизическими параметрами для палеозойских отложений республики Татарстан.

5. Принципы выбора направления стволов скважин, ступеней ГРП и конфигураций элементов разработки для проведения ГРП на залежах вязких нефтей, граничные значения проницаемости пластов и вязкости нефти для эффективного применения продольных трещин в горизонтальных стволах.

6. Принципы реализации унифицированного дизайна для трещин с переменной проводимостью, зависящей от их геометрии.

7. Разработанные автором новые технологии гидроразрыва карбонатных пластов.

Практическая ценность.

1. Установлено, что из трех коммерческих симуляторов ГРП: MFrac, FracPRO и GOHFER наиболее широкие возможности построения геомеханической модели разреза имеет симулятор GOHFER, наиболее узкие возможности - симулятор MFrac.

2. Для полноценного использования наиболее популярного симулятора ГРП MFrac автором рекомендовано обработку каротажа и построение геомеханической модели выполнять в геомеханических программах, например, такой как JewelSuite PressCheck.

3. Автором рекомендовано использовать программу FracPRO для проектирования кислотных гидроразрывов, а также для создания калиброванных моделей гидроразрыва.

4. В математическом пакете MathCad запрограммирован модифицированный метод Мейерхофера, что позволяет использовать его совместно с программным комплексом Meyer для оценки проницаемости пластов с длительными временами смыкания трещины.

5. Использование формул для проводимости трещин, выведенных в настоящей работе, позволяет устранить существенное завышение проводимости трещины для пород башкирского яруса.

6. Полученные корреляции между геомеханическими и геофизическими параметрами позволяют определять напряжения, модуль Юнга и коэффициент Пуассона по данным ограниченного комплекса геофизических исследований скважин.

7. Анализом промысловых данных подтверждено, что недопродавка сшитого (боратного) геля в пласт при минифраке вызывает появление максимума на кривой падения устьевого давления. Сшитый гель не должен оставаться в стволе скважины.

8. Методика кратковременных закачек с использованием графика Холла позволяет оперативно оценивать состояние призабойной зоны нефтяных скважин.

9. С использованием современных научных достижений и результатов данной работы оказывалась практическая помощь НГДУ по подбору технологий, проектированию и сопровождению процессов ГРП.

10. Разработаны, утверждены и переданы в производство 11 руководящих документов на методики и технологии ГРП:

11. Предложен график для определения областей эффективного применения продольных и поперечных трещин в горизонтальных стволах скважин в зависимости от вязкости пластовой нефти, а также способы расчета продуктивности горизонтальных скважин с продольной трещиной гидроразрыва в программе МР1^.

12. Разработано семь программ для ЭВМ, которые расширяют возможности существующих симуляторов, на все программы получены свидетельства о государственной регистрации.

13. Автором рекомендовано для повышения эффективности гидроразрыва в сланцевых доманиковых отложениях осваивать технологию

водного гидроразрыва с проппантом, дизайн при этом разрабатывать с учетом развития дискретной сети трещин (Discrete Fracture Network).

14. Разработан критерий большеобъемного кислотного ГРП - свыше 6 м солянокислотного раствора 15 - 20 %-ной концентрации на 1 м вскрытой толщины пласта.

15. Разработан метод унифицированного дизайна для трещин с переменной проницаемостью (трещин кислотного гидроразрыва пластов).

16. Разработан алгоритм и программа расчета кислотного ГРП в среде EXCEL, позволяющие выполнить унифицированный дизайн кислотной трещины.

17. Расчет проницаемости кислотной трещины методом эквивалентного проппанта позволяет расширить возможности коммерческого симулятора MFrac по оптимизации кислотных разрывов.

18. Предложено и запатентовано 36 новых технических решений, направленные на повышение качества и расширение области применения ГРП.

19. Внедрение полученных автором научных результатов в промысловую практику позволило получить прибыль в размере 78,4 млн. руб. По скважинам, на которых применялись полученные автором результаты, средний прирост дебита в 1,44 раза выше по сравнению со среднестатистическими показателями.

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на Всероссийской конференции с международным участием «Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа», ИПНГ РАН, Москва, 15-18 ноября 2011 г., Международной научно-практической конференции, г. Речица, Республика Беларусь, 23-25 мая 2012 г., Международной научно-практической конференции «Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья», Санкт-Петербург, 26-27 мая 2015 г., межрегиональной научно-практической конференции, посвященной 70-

летию НГДУ «Лениногорскнефть» в 2015 г., на технической конференции SPE «Нефтегазовая геомеханика», Москва, 27-28 марта 2017 г., на заседании секции НТС ООО «Газпромнефть-НТЦ» в 2017 г., на заседании расширенной секции НТС ООО «Роснефть-УфаНИПИнефть» в 2017 г., на заседании Ученого Совета филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в 2017 г., на годичных собраниях Волго-Камского регионального отделения РАЕН в 2015-2017 годах, на семинарах главных инженеров ПАО «Татнефть», на научно-технических совещаниях ПАО «Татнефть» по новой технике и технологиям, а также на заседаниях методсовета отдела эксплуатации и ремонта скважин института «ТатНИПИнефть».

Публикации и личный вклад автора.

По теме диссертации опубликованы 94 научные работы, в том числе статей в периодических изданиях по перечню ВАК - 31, в прочих изданиях -15, в иностранных журналах - 3, монографий - 2, автором получено патентов - 36, свидетельств о государственной регистрации программ для ЭВМ - 7.

Автором проанализировано текущее состояние технологий ГРП в ПАО «Татнефть». Выполнены экспериментальные исследования утечек жидкости разрыва, вдавливания проппанта в карбонатные породы, коэффициента диффузии и констант скорости реакции растворения известняков, проводимости кислотных трещин. Исследованы и разработаны методики построения геомеханических моделей в симуляторах ГРП, создания синтетических кривых каротажа, получены формулы для расчета модуля Юнга при ограниченном комплексе геофизических исследований. Даны рекомендации по применению промысловых методов определения параметров для ГРП. Путем моделирования определены рациональные параметры технологии кислотного гидроразрыва. Исследовано влияние вязкости пластовых флюидов на результаты гидроразрыва пласта. Определена область рационального применения продольных и поперечных трещин в горизонтальных стволах. Разработана схема расчета продуктивности горизонтальной скважины с продольной трещиной разрыва.

Разработан алгоритм и программа расчета кислотного ГРП на основе аналитических моделей. Предложен и обоснован ряд технических решений в области технологий гидравлического разрыва пласта. Проанализировано влияние массы проппанта на технологический эффект ГРП. Разработан алгоритм унифицированного дизайна трещины гидроразрыва с переменной проницаемостью. Сформулированы направления развития технологии ГРП в сланцевых отложениях Татарстана.

В основных научных работах, выполненных как лично, так и при участии соавторов, соискателем выполнялось: теоретические и экспериментальные исследования, моделирование процессов ГРП, анализ промыслового материала, разработка алгоритмов и программ для ЭВМ, написание статей.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа содержит введение, девять тематических глав, основные результаты и выводы, список литературы из 154 наименований. Объем работы составляет 384 страницы, в том числе 137 рисунков, 49 таблиц и 2 приложения.

Автор выражает глубокую благодарность и признательность научному консультанту, д-ру техн. наук, доценту А.В. Насыбуллину за методическую помощь при постановке и выполнении работы, д-ру техн. наук, академику АН РТ, профессору Р.Р. Ибатуллину, д-ру техн. наук, профессору В.М. Валовскому, д-ру техн. наук, профессору К.М. Гарифову, д-ру техн. наук М.Х. Мусабирову, д-ру техн. наук, профессору Г.С. Абдрахманову, а также другим специалистам ОАО «Татнефть» за ценные консультации и содействие в выполнении диссертационной работы.

1 Обзор предыдущих работ

Несмотря на большой объем выполненных в ПАО «Татнефть» исследований по ГРП, в проектировании гидроразрыва остается еще много нерешенных научно-технических задач: определение формы трещины, ее размеров, симметрии относительно скважины, азимута, проводимости. Кроме того, современные возможности измерения в пласте свойств породы и поля напряжений, которые определяют направление распространения и геометрию трещин гидроразрыва, пока ограничены. Однако по этим проблемам ведутся многочисленные исследования, в которых инженерная интуиция все более вытесняется математическим моделированием с применением ЭВМ. Одним из широко используемых в мире инструментов моделирования, который применяется также и в ПАО «Татнефть», является программный комплекс, разработанный фирмой Meyer&Associates, Inc. (в дальнейшем просто симулятор Майера).

Гидроразрыв пласта - сравнительно сложный, энергоемкий и дорогостоящий технологический процесс. Поэтому для обеспечения его технологической и экономической эффективности проводят тщательное и всестороннее изучение объекта обработки и составление проекта.

Проектированию ГРП за рубежом отводится первостепенное значение в комплексе подготовительных работ. Основная цель на перспективу, сформулированная зарубежными экспертами - обеспечение большей управляемости гидроразрыва.

При проектировании гидроразрыва решается три комплекса задач:

- прогноз дебитов нефти и газа, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости для данного пласта;

- расчет технологических параметров гидроразрыва, обеспечивающих образование трещин требуемой длины и проводимости;

- определение чистого годового дохода от проведения ГРП.

Первому комплексу задач - работе пласта с трещиной гидроразрыва посвящены работы многих исследователей, как отечественных, так и зарубежных. Большой вклад в решение этой проблемы внесли Г.И. Баренблатт, И.В. Владимиров, С.И. Грачев, Ю.П. Желтов, А.Г. Загуренко, Р.Р. Ибатуллин, Р.Д. Каневская, М.Л. Карнаухов, Р.М. Кац, Р.М. Курамшин, Р.Я. Кучумов, И.Т. Мищенко, Ю.А. Поддубный, А.А. Поздняков, И.Н. Стрижов, Ш.Х. Султанов, Р.Е. Теслюк, М.Х. Хайруллин, М.М. Хасанов, Р.С. Хисамов, С.А. Христианович, R.G. Agarval, H. Cinco-Ley, A.C. Gringarten, W.J. McGuire, M. Prats, H.J. Ramey и др. В последние годы появился ряд диссертаций, посвященных этому вопросу, это работы Р.Т. Апасова, П.Ю. Казанцева, А.Н. Карнаухова, С.В. Малышева, А.В. Саранча и других. Разработаны программы, учитывающие гидроразрыв пласта при проектировании разработки, например, «ТехСХЕМА» ОАО «СургутНИПИнефть».

Оценкой эффективности ГРП в разных геологических условиях занимались С.А. Кондратьев, В.Д. Лысенко, С.Ф. Мулявин, О.Н. Пичугин, Р.Т. Фазлыев, Н.И. Хисамутдинов и др. Исчерпывающий обзор исследований притока в скважины с трещинами гидроразрыва сделан в работах Р.Д. Каневской [1, 2].

Второй комплекс задач - проектирование технологии гидроразрыва -наиболее обширен и активно развивается. Образование трещины с заданными параметрами зависит от многих факторов, недостаточно поддающихся определению и контролю, особенно по вопросу направленности распространения трещины. Поэтому возможности определения ограничены по существу выбором соответствующих материалов (жидкостей, присадок и проппантов), а также объемов, темпов и режимов их закачки. Здесь доминируют работы зарубежных авторов - T.K. Perkins, L.R. Kern, R.P. Nordgren, J. Geertsma, F. de Klerk, R.D. Carter, B.R. Meyer, M.J. Economides, A. Ali Daneshy, R. D. Barree, M. Soliman, K.G. Nolte, J.L. Gidley, S.A. Holditch, A. Settari, J. Romero, M.J. Mayerhofer, R.D. Gdanski, R.W.

Veatch, J. Shaoul, D.P. Craig, N.R. Warpinski, J.L. Elbel, M.B. Smith и др. Многие разработанные ими методики реализованы в программных комплексах, которые получили широкое распространение по всему миру. Однако самая первая точная связь потока жидкости и упругого деформирования пласта была представлена российскими учеными С.А. Христиановичем и Ю.П. Желтовым [3]. Через пару лет методы расчета продвижения трещины ГРП были изложены Ю.П. Желтовым в монографии [4].

Большой вклад в развитие теории и практики кислотного ГРП внесли D.E. Nierode, H.A. Nasr-el-Din, L.D. Roberts, J.A. Guin, A.H. Al-Ghamdi, B.B. Williams, C.W. Crowe, K. Lund, H.S. Fogler, K.C. Taylor, J. Rozieres, A.W. Coulter, Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Р.С. Хисамов и др.

Геомеханические аспекты ГРП изучали M. D. Zoback, D. J. Wiprut, C.A. Barton, B.A. Eaton, B.C. Haimson, N.R. Warpinski, C.A. Wright, V. Maury, Ю.А. Кашников, И.Д. Латыпов, В.Н. Николаевский, А.И. Федоров и др.

Изучением упругих свойств горных пород занимались В.М. Добрынин, F. Gassmann, В.Н. Кобранова и др. Разработке рецептур технологических жидкостей, в том числе и для гидравлического разрыва пласта, посвящены работы Л.А. Магадовой, М.Х. Мусабирова, В.И. Нифантова, Г.А. Орлова, С.А. Рябоконя, А.Г. Телина и др.

Вместе с тем, остается много нерешенных проблем, особенно в области гидроразрыва карбонатных пластов.

2 Методы моделирования технологий ГРП

2.1 Классификация технологий

Технологии ГРП классифицируются в зависимости от проницаемости продуктивного пласта:

а) Технология TSO (проппантный разрыв), при которой создаются очень короткие и широкие трещины, длина порядка 10-20 м. Применяется в пластах с высокой проницаемостью (более 0,3 мкм ), но с кольматированной (загрязненной) призабойной зоной. Применяется очень вязкий сшитый гель.

Список литературы диссертационного исследования доктор наук Салимов Олег Вячеславович, 2017 год

- с„

w - р(1 - Ф) (9 28)

где ч> - ширина трещины;

Са - концентрация проппанта на площадь; р - плотность зерен проппанта; ф - пористость упаковки проппанта.

Умножая значение проницаемости проппанта на ширину, получим проводимость трещины. Насыпная плотность проппанта связана с плотностью его зерен формулой

- У

р 1 - ф (929)

где ф - коэффициент пористости; р - плотность зерен проппанта. у - насыпная плотность.

Таким образом определяются все параметры эквивалентной проппантной трещины.

Выводы

1. В настоящее время возможности коммерческих симуляторов ГРП по моделированию и оптимизации кислотных ГРП сильно уступают возможностям для проппантных ГРП.

2. Использование концепции эквивалентного проппанта позволяет в определенной мере обойти это затруднение, не только в симуляторах ГРП, но

и в других программах аналогичной сферы применения, например, в гидродинамических симуляторах.

3. Метод эквивалентного проппанта является по сути методом расчета проницаемости кислотной трещины, при том, что отсутствуют формулы для расчета зависимости протравленной ширины от сжимающего давления.

4. Ширина эквивалентной трещины принимается постоянной, равной либо расчетной протравленной ширине, либо ширине при заданной концентрации проппанта в базе данных.

5. Эквивалентный проппант не является универсальным. Он создается для каждой конкретной задачи с конкретными граничными условиями и входными параметрами, и при их изменении должен быть также изменен.

9.6 Использование формул ТатНИПИнефть в симуляторах ГРП

Для использования формул ТатНИПИнефть в симуляторах ГРП должны быть предприняты определенные действия.

Рассмотрим симулятор ГРП FracPRO.

При моделировании кислотного ГРП с помощью FracproPT, выбор опции «Использовать результаты анализа ГРП» рассчитывает «эквивалентную» закрепленную трещину, которая дает профиль проводимости, аппроксимирующий проводимость трещины кислотного ГРП. При использовании результатов кислотного ГРП параметр «Концентрация проппанта» в «Таблице характеристик трещины» фактически является шириной эквивалентной закрепленной трещины. FracproPT создает проппант под названием ACIDPROP, для которого зависимость проницаемости от напряжения описывается корреляцией Нироуда-Крука.

Параметры ACIDPROP при температуре 20 °С и 15 %-ной концентрации HCl приведены на рисунке 9.30. Поскольку твердость по Бринеллю была принята низкой, равной всего 20 МПа, наблюдается резкое падение проницаемости и проводимости с ростом эффективного напряжения. Установили твердость равную 400 МПа. Таблица с синими цифрами стала

длиннее, распространившись в область более высоких эффективных напряжений (рисунок 9.31).

Рисунок 9.30 - Параметры ACIDPROP при температуре 20 °С, 15 %-ной концентрации HCl и твердости по Бринеллю 20 МПа

¿^jProppant Ddla

Sefecfed Ргоррйп( Namf [ACIDPROP

~3

Vertd« [GENERIC

Sydefn [Equtv. Ргор. le* Acid Fr«;

□«criptiort | MeshSce fÖ/Ö S(ahjs:

Source | Proppant dala chanfled from ibf«y vatue:.

ща

Buk Dersiy

P«ked PiHOiüji Specific Qtayty Tubutence Coefl aLowSlieii. Tabtienci Coefl t> Low 9 IIBJ Tmbuienöe СмП a Mitfi Slreri Tubulen« Cwfl Ь H«li Site-n 'rir'-vt: Sliess

WitttistiPSF WKMI Conedioo а Widtfi Coireclion b SIrets Cvtk E мрсjtotri Picppart Type

Pli'CP^' Г |> Угг п} PkVDaia

0.00 |»<Wit

1.995 SO lts/тЗ)

0 445

000

800 |MP.у

0.336 Inm]

0.000 |mmj

[IOOIHOO Imn^WPji

ÜüOfi'OÜ (um]

0.000

iNone

Pein vs. Strejs | V/kJth vi. | SieveDist. 1' <-J-:1.wy vs. Slre" | Beta Facta v Slpess |

SikclMtPjcpparl С ÄJProppirts Bar ВЬгфжя

■ I Cwiducuviy j Baa Facta 1

Elise«« Sil«; an Ргц> IMPsj

PrtWwJ РеппмЬЛу [Ь)

1 | L'fr-j 11.J9E.7BJ

----- 2 57) 753

Еаегз 14) SÄ

33.733

im Щ

0.436 0.099

о.огз aooo

1379 ?7 5Э 41 37 K16 BE9S 0274 96 53

тзг

Petmät Reiw Tönp P]

11. «К 7в9 2S74.759

144.335 13730 7.8S3 1 SM

ai^

0099

еда o.ooo

Avg Wli lo 10

(mm]

4.9925 40925 4.9Щ5 49£5 4.B3I25 4.8ЭИ5 469(25

t.em

4.9925 4.9925 4.9925

AvjVtfK CDnductftty

Fmbtiitnent

ImDinl

56.247 5 iioeei

3.MS.2 709.1 1B51 364

es

_2.1

05 01 0.0

fw 10 " '¿-''Г.! frwti]

4.B9I25 4 9325

9925

Bela Fad« |a)ntsl7gü

ООЙООЮ [1001044 Gl 000133 00007E2 0 003100

оо1згеэ 0055365 0231 OOS 0969976 4 021753 0000000

ffii П» ГЧ»1Гifwe

Date Ы Measuements f~ Commente.

Г IrKtependeni LabVef<»cafron

Save Pioppart lo Utef Ltaaiy ^J Detete Froppy* Nom Usa Ltoary | |[ Back "

Рисунок 9.31 - Параметры ACIDPROP при температуре 20 °С, 15 %-ной концентрации HCl и твердости по Бринеллю 400 МПа

Отсюда вытекает правило, как задавать в программе FracPRO известняки, не подчиняющиеся корреляции Нироуда-Крука. Надо подобрать такое фиктивное значение твердости, при котором экспериментальные значения станут хорошо описываться формулой Нироуда-Крука. Автором было установлено, что для известняков башкирского яруса фиктивное значение твердости гораздо ниже фактического, и находится в диапазоне примерно от 40 до 70 МПа. Было проведено уточнение этих значений для разных площадей и отложений. Задавая коэффициент С2 в формуле, вычисляли твердость по Бринеллю. Результаты приведены в таблице 9.3.

Таблица 9.3 - Фактические и эффективные значения твердости по Бринеллю для карбонатных пород месторождений нефти Татарстана

Объект С2, МПа-1, экспериментальное значение Твердость по Бринеллю, МПа, фактическая Использованная формула Твердость по Бринеллю, МПа, эффективная

Вишнево-Полянское (башкирский ярус) 0,2225 ± 0,0246 185,51 1 58,84

Вишнево-Полянское (турнейский ярус) 0,0834 ± 0,0315 209,73 1 123,07

Ромашкинское (башкирский ярус) 0,2779 ± 0,0573 470,58 1 43,85

Ново-Елховское (башкирский ярус) 0,1815 ± 0,0090 294,51 1 73,14

Ново-Елховское (турнейский ярус) 0,0966 ± 0,0138 274,25 1 114,74

Ромашкинское (турнейский ярус) 0,0882 ± 0,0181 276,11 1 119,97

По Нироуду-Круку для определения коэффициента С2 используется две формулы. Симулятор в зависимости от значения твердости породы по Бринеллю выбирает ту или иную формулу. Так как мы проводим обратный счет, т.е. из значения С2 находим твердость, следует определиться, по какой формуле считать. Граничным значением является 138 МПа. В нашем случае все расчетные значения твердости получились менее 138 МПа. Таким образом, задавая во FracPRO значения из последней колонки таблицы 8.6, получим правильные значения коэффициентов из второй колонки.

Выводы

1. Формула Нироуда-Крука жестко закреплена в симуляторе ГРП FracPRO, изменить ее или заменить другой формулой невозможно. Можно изменять только значения твердости породы по Бринеллю.

2. Для использования формул ТатНИПИнефть в симуляторе ГРП FracPRO вычислены такие фиктивные значения твердости, при которых экспериментальные значения хорошо описываются корреляцией Нироуда-Крука.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В процессе работы были решены следующие задачи:

1. Создано информационное обеспечение проектирования ГРП на основе экспериментальных исследований:

а) коэффициента утечек и спурта гелированной жидкости разрыва;

б) вдавливания проппанта в карбонатные породы;

в) констант скорости реакции растворения карбонатных пород в кислотных растворах при больших давлениях разрыва;

г) коэффициента диффузии ионов водорода в кислотных растворах;

д) проводимости трещин кислотного разрыва.

2. Разработаны методы расчета геомеханических параметров по ограниченному комплексу геофизических исследований скважин:

- получение синтетических кривых акустического и плотностного каротажа;

- получение синтетических кривых плотности флюидов;

- установление петрофизических зависимостей для определения модуля Юнга и коэффициента Пуассона;

- корректировка кривой ГГКП;

- анализ аномалий на кривых ВАК.

3. Научно обоснована методология и разработаны способы определения параметров для ГРП по промысловым данным. Определены области рационального применения каждого способа.

4. Разработан комплекс программ аналитического моделирования кислотного ГРП на базе Microsoft EXCEL, в котором модифицированы и реализованы методики расчета:

- травления трещины Вильямса-Нироуда и Робертса-Гуина;

- расчета продвижения гидравлической трещины PKN и KGD;

- расчета коэффициента стимуляции после проведения ГРП МакГуайра-Сикоры, Синко-Лея-Саманиего и Раймонда.

5. Научно обоснована оптимальная концентрация соляной кислоты для производства КГРП в карбонатных отложениях Татарстана. Установлено влияние геомеханических условий на эффективность кислотного ГРП. Подтверждено, что принципиальным для успеха кислотного разрыва является удержание кислоты в трещине, а не замедление скорости реакции, что характерно для кислотной обработки. Использование эффективных понизителей утечек кислоты является основным фактором увеличения обработанной длины трещины.

6. Научно обоснованы методы проектирования ГРП в различных геолого-технических условиях:

- в скважинах с отрицательным скин-фактором;

- в скважинах с высоковязкой нефтью,

- в горизонтальных скважинах;

- в доманиковых отложениях.

7. Предложена методика графического анализа технологической эффективности большеобъемных процессов ГРП, позволяющая провести единообразное рассмотрение добывающих и нагнетательных скважин, и даны рекомендации по изменению геометрии создаваемой системы трещин.

8. Получены формулы для расчета проводимости трещин КГРП под влиянием сжимающего напряжения в карбонатных отложениях башкирского и турнейского ярусов. Разработана методика использования предложенных формул в коммерческих симуляторах ГРП.

9. Усовершенствована методика унифицированного дизайна и найдены технические решения ее переноса на кислотный разрыв. Научно обоснована методология оптимизации кислотного гидроразрыва пластов, даны рекомендации по ее практическому применению.

10. Доведен до практического применения метод расчета продуктивности трещин КГРП на основе эквивалентного проппанта. Данный

метод позволяет расширить возможности коммерческого симулятора MFrac по оптимизации КГРП.

11. Предложена методика оперативной оценки гидродинамического состояния призабойной зоны нефтяных скважин.

12. Найдены новые технические решения, расширяющие возможности и области применения гидравлического разрыва пласта: способы с созданием дискретной сетки трещин; с ограничением роста высоты трещин; поинтервального ГРП; способы ГРП в горизонтальных стволах; способы улучшения геометрии и проводимости трещины; для пластов с низким пластовым давлением; в рыхлых коллекторах; способы комплексирования и системного применения ГРП, которые защищены 36 патентами РФ.

13. Разработано 11 руководящих документов для производства гидроразрыва на месторождениях юго-востока Татарстана с применением принципиально новых научных результатов и технических решений.

14. Внедрение полученных автором научных результатов в промысловую практику позволило получить увеличение дебита после ГРП в 1,44 раза по сравнению со среднестатистическими показателями и экономический эффект в размере 78,4 млн. руб.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. М.: Недра. - 1997. - 211 с.

2. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ. - 1998. - 37 с.

3 Khristianovich S.A., Zheltov Y.P. Formation of vertical fractures by means of highly viscous liquid // Proc. Fourth World Petr. Congress, Rome. - 1955. -Vol. 2. - p. 579-586.

4 Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пластов. М.: Гостоптехиздат. 1957. - 97 с.

5 Кашников Ю.А. и др. Определение коэффициентов трещиностойкости горных пород продуктивных объектов нефтяных месторождений // Нефтяное хозяйство. 2015. - № 10, с. 86-89.

6. Ибатуллин Р.Р., Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Экспериментальное изучение трещиностойкости горных пород // Нефтяное хозяйство. 2009. - № 6. - с. 54 - 57.

7. Ибатуллин Р.Р., Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Выбор технологии и оптимального масштаба гидроразрыва пласта для условий ОАО «Татнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 5. - С. 80-82.

8. Салимов О.В. Определение коэффициента сжимаемости пласта при проектировании и анализе эффективности гидравлического разрыва // Известия ВУЗов. «Нефть и газ». - 2008. - № 2 - С. 54-57.

9. Салимов О.В. Алгоритм пересчета плана закачки при гидравлическом разрыве пластов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности» - 2008. - № 5. - С. 39-43.

10. Салимов О.В. и др. Влияние соседних пластов на появление осложнений при гидравлическом разрыве // Нефтяное хозяйство. - 2008. -№ 2 - С. 70-72.

11. Салимов В.Г., Насыбуллина С.В., Салимов О.В. Оценка давления смыкания и потерь давления на трение в трубах, перфорации и призабойной зоне в процессе гидравлического разрыва пласта // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2008. - № 7. - С. 28-33.

12. Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В. Анализ результатов гидроразрыва по кривой спада давления // Известия ВУЗов. «Нефть и газ». - 2008. - № 3. - С. 42-48.

13. Салимов О.В. Расширение функциональных возможностей программ моделирования гидроразрыва при комплексном использовании // НТЖ Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. - 2008. - № 3. - С. 27-30.

14. Насыбуллина С.В., Салимов О.В. Интерпретация данных гидродинамических исследований в скважинах с трещинами гидроразрыва // НТЖ Бурение и нефть - 2008. - № 7-8. - С. 54-57.

15. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Новые результаты исследований гидравлического разрыва пласта на основе моделирования // Тезисы докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения. - Лениногорск. - 2008. - С. 47-50.

16. Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Проектирование гидравлического разрыва пласта в системе Майера. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». - 2008. - 156 с.

17. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Влияние твердости карбонатных пород на эффективность кислотного гидроразрыва пластов // Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа: тезисы

докладов Всероссийской конференции с международным участием. - М.: ИПНГ РАН, 2011. - с. 73-74.

18. Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Влияние технологии нагнетания на геометрию кислотной трещины // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2012. - № 5.

19. Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г. Влияние множественных трещин в дальней зоне на успешность операций гидроразрыва пластов // Нефтепромысловое дело - 2010. - № 10. - С. 24-27.

20. Ибатуллин Р.Р., Салимов О.В., Салимов В.Г., Насыбуллин А.В. Гидравлический разрыв пластов с низким пластовым давлением // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 8. - С. 44-47.

21. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Расчет возможности гидравлического разрыва покрышки при пароциклическом воздействии на Ашальчинском месторождении природных битумов // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 4. - С. 94-97.

22. Салимов В.Г., Ибрагимов Н.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Гидравлический разрыв карбонатных пластов. - М.: ЗАО Издательство «Нефтяное хозяйство», 2013. - 472 с.

23. Анализ применения технологии ГРП на промыслах ОАО «Татнефть». Отчет о НИР / М.Х. Мусабиров и др. - 2003. - Бугульма, фонды ТатНИПИнефть, 222 с.

24. Научно-методическое сопровождение этапов проектирования и реализации ГРП на промыслах ОАО «Татнефть». Отчет о НИР / М.Х. Мусабиров и др. - 2005. - Бугульма, фонды ТатНИПИнефть, 137 с.

25. Анализ эффективности мероприятий по гидроразрыву пласта на месторождениях ОАО «Татнефть» по данным отчетности НГДУ. Отчет о НИР / Е.Д. Подымов и др. - 2005. - Т. 1-2. - Бугульма, фонды ТатНИПИнефть.

26. Анализ объектов разработки с низкой эффективностью применения ГРП. Отчет о НИР / А.В. Насыбуллин и др. - 2009. - Бугульма, фонды ТатНИПИнефть, 125 с.

27. Анализ эффективности ГРП при применении различных удельных объемов проппанта. Отчет о НИР / А.В. Насыбуллин, О.В. Салимов. - 2012. -Бугульма, фонды ТатНИПИнефть,101 с.

28. Методические рекомендации по интерпретации данных калибровочных гидроразрывов (минифрак), составлению Re-дизайна ГРП и расчету дополнительной добычи нефти в программе MPROD. Отчет о НИР / И.Х. Махмутов и др. - 2011. - Бугульма, фонды ТатНИПИнефть, 222 с.

29 Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В. Альтернативные методы определения давления смыкания трещины [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. - 2015. - № 3. - Режим доступа: www.vkro-raen.com.

30 Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В. Причины возникновения дефектов на кривой спада давления [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. - 2015. - № 3. - Режим доступа: www.vkro-raen.com.

31 Салимов О.В., Зиятдинов Р.З., Салимова Э.Р. О результативности минифраков, проведенных в сланцевых отложениях [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. - 2016. - № 2. - Режим доступа: www.vkro-raen.com.

32 Barree R.D., Barree V.L., Craig D.P. Holistic Fracture Diagnostics // Paper SPE 107877, presented at the 2007 SPE Rocky Mountain Oil and Gas Technology Symposium held in Denver, Colorado, USA, 16-18 April 2007.

33. Рекомендованные правила стандартизованной методики оценки жидкостей для гидравлического разрыва пласта RP 39 // API, второе издание. - 1983. - (русский перевод). - 40 с.

34. Положение о контроле качества приготовления жидкости для гидравлического разрыва пластов: Утверждено Первым заместителем Генерального директора - Главным инженером ОАО «Татнефть» Н.Г. Ибрагимовым // ТатНИПИнефть. - Бугульма. - 2007. - 12 с.

35. Nolte K.G. Principles for fracture design based on pressure analysis // SPE PE. - 1988. - Feb. - p. 22-30.

36. Ибатуллин Р.Р., Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Экспериментальное определение коэффициента утечки гелированной жидкости разрыва через карбонатные породы // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - 2012. - № 6.

37. Gidley J.L. et al. Recent advances in hydraulic fracturing: SPE Monograph series // SPE. - Richardson, TX, USA. - vol. 12. - 452 с.

38. Stim-Lab Consortium Report 1.6-46. - Feb. - 2002.

39. Much M.G., Penny G.S. Long-term performance of proppants under simulated reservoir conditions // SPE paper 16415, presented at the Low Permeability Reservoirs Symposium, held in Denver, Colorado, 18-19 May 1987.

40. Ибатуллин Р.Р., Салимов В.Г., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Теоретические и экспериментальные оценки вдавливания проппанта в карбонатные породы месторождений Татарстана // Нефтяное хозяйство. -2012. - № 9. - с. 73-77.

41. Lacy L.L., Rickards A.R., Syed A.A. Embedment and fracture conductivity in soft formations associated with HEC, Borate and Water-Based Fracture designs // SPE paper 38590, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, held in San Antonio, Texas, 5-8 October 1997. - p. 255 - 268.

42. Rozieres J. et al. Measuring diffusion coefficients in acid fracturing fluids and their application to gelled and emulsified acids // Paper SPE 28552, presented at the SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition, held in New Orleans, La, USA, 25-28 September 1994.

43. Anderson M.S. Reactivity of San Andres dolomite // Paper SPE 20115. -SPE Production Engineering. - May 1991. - p. 227-232.

44. Taylor K.C., Nasr-El-Din H.A. Measurement of acid reaction rates with the rotating disk apparatus // Paper 2007-015, presented at the Petroleum Society's

8th Canadian International Petroleum Conference. - Calgary, Alberta, Canada. -June 12-14, 2007.

45. Taylor K.C. et al. Measurement of acid reaction rates of a deep dolomitic gas reservoir // JCPT. - Volume 43, No. 10. - October 2004. - p. 49-56.

46. Lund K. et al. Acidization-II. The dissolution of calcite in hydrochloric acid // Chem. Eng. Sci. - 1975. - No 30. - p. 825-835.

47. Hoefner M.L. et al. Role of acid diffusion in matrix acidizing of carbonates // JPT. - February 1987. - p. 203-208.

48. Stilbs P. and Moseley M.E. Multicomponent self-diffusion measurement by the pulsed gradient spin-echo method on standard Fourier transform NMR spectrometers // Chem. Scripta. - 1980. - No. 15. - p. 176.

49. Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В., Kasza P., Czupski M. Экспериментальное изучение скорости растворения карбонатных пород в кислотных жидкостях для гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 1.

50. Recommended Practice for laboratory testing of surface active agents for well stimulation. API RP 42 // API. - Dallas, TX. - 2nd Edition. - 1977, January. -(Approved 1990, February).

51. Recommended Practice for core analysis. API RP 40 // API. - Dallas, TX. - 2nd Edition. - 1998, February.

52. Recommended Practice for determining Permeability of porous media. API RP 27 // API. - Dallas, TX. - 1959.

53. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика: Изд. 2-е, доп. и перераб. // М.: Гос. изд-во физико-математической литературы. - 1959. -699 с.

54. Hansford G.S. and Litt M. Mass transport from a rotating disk into power law liquids // Chem. Eng. Sci. - 1968. - No. 23. - p. 849-864.

55. Plummer L.N. and Busenberg E. The kinetics of dissolution of dolomite in CO2-H2O systems at 1,5 to 65 °C and 0 to 1 atm PCO2 // Amer. Jour. of Sci. -1982. - vol. 282. - p. 45-78.

56. Плесков Ю.В., Филиновский В.Ю. Вращающийся дисковый электрод // М.: Наука. - 1972. - 343 с.

57. Каша П. Использование кислотных эмульсий в качестве эффективного средства стимуляции притока углеводородов // Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Мат. н/п конф. (4-6.10.2006 г.). - Гомель: РУП «Производственное объединение Белоруснефть». - 2007. - С. 581-588.

58. Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Экспериментальное определение констант скорости реакции карбонатных пород с кислотными жидкостями для гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 2.

59. Коутецкий Я.А., Левич В.Г. Применение вращающегося дискового электрода к изучению электрохимической кинетики и электролитических процессов // Журн. физ. химии. - 1958. - Т. 32. - С. 1565-1575.

60. Nasr-El-Din H.A., Al-Mohammed A.M., Al-Aamri A.M. and Al-Fuwaires O. Reaction kinetics of gelled acids with calcite // Paper SPE 103979, presented at the International oil and gas Conference and Exhibition. - Beijing, China. - 5-7 December, 2006.

61. Al-Mohammed A., Nasr-El-Din H.A., Al-Aamri A.M. Reaction of calcite with surfactant-based acids // Paper SPE 102838, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - San Antonio, TX. - 2006, 24-27 Sept.

62. Nierode D.E., Kruk K.F. An evaluation of acid fluid loss additives, retarded acids, and acidized fracture conductivity // Paper SPE 4549, presented at the SPE-AIME 48th annual fall meeting. - Las Vegas. - Sept. 30 - Oct. 3, 1973.

63. Mou J., Zhu D., Hill A.D. A New Acid Fracture Conductivity Model Based on the Spatial Distributions of Formation Properties // Paper SPE 127935. -2010.

64. Mou J., Zhu D., Hill A.D. Acid-Etched Channels in Heterogeneous Carbonates - a Newly Discovered Mechanism for Creating Acid-Fracture Conductivity // Paper SPE 119619. - 2010.

65. Rodrigues V.F., Medeiros A.C.R. Limits of Fracture Conductivity Correlation Improvement Through Acid Fracture Surface Characterization // Paper OTC-22337. - 2011.

66. Mirza S.B., Kunak A.O., Gong M., Zhu D., Hill A.D. A Systematic Experimental Study of Acid Fracture Conductivity // Paper SPE 31098. - 1996.

67. Malik M.A., Hill A.D. A New Technique for Laboratory Measurement of Acid Fracture Conductivity // Paper SPE-19733. - 1989.

68. Ибрагимов Н.Г., Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Геомеханические условия эффективного применения кислотного гидроразрыва пластов // Нефтяное хозяйство. - 2014. - №7. - с. 32-36.

69. Хисамов Р.С., Салимов О.В., Борисов Г.А., Салимов В.Г. Экспериментальные исследования проводимости трещин кислотного разрыва в зависимости от сжимающего напряжения // Нефтяное хозяйство. - 2015 -№ 6. - с. 58-61.

70. Салимов О.В. Построение геомеханических моделей в симуляторах ГРП // Тезисы докладов 1 Международной научно-практической конференции «Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья». - НМСУ «Горный». - Санкт-Петербург. - 2015. -26-27 мая.

71 Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation velocity and density - the diagnostic basics for stratigraphic traps // Geophysics. 1974, December. - Vol. 39, № 6 - p. 770-780.

72 Комаров В.Л. «Петрофизические основы повышения эффективности геофизических исследований скважин на нефтяных месторождениях восточной окраины Русской платформы». Автореф. дисс. докт. техн. наук. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. - Москва, 1971 г.

73 Стандарт организации «Интерпретация ГИС, алгоритмы определения параметров продуктивных пластов нефтяных месторождений Республики Татарстан». СТО ТН 105-2013, ЕРБ 01-754-1.0-2013. Альметьевск. - 2013.

74 Ларионов В.В., Шварцман М.Д. Естественная радиоактивность карбонатных отложений верхнего мела Восточного Предкавказья // Геофизические методы исследования скважин (Труды МИНХ и ГП, вып.56). - М.: Недра. 1966.

75 Зинатуллин Н.Х. Совершенствование геофизических методов определения параметров коллекторов. Дисс. канд. геол.-мин. наук. -Бугульма, 1995. - 187 с.

76 Данилова Т.Е., Юдинцев Е.А. Некоторые результаты исследования керна из промытой зоны горизонта Д1 Ромашкинского месторождения. // Труды ТатНИПИнефть, вып. 34, Куйбышев, 1976, с. 47-52.

77 Альбом палеток и номограмм для интерпретации промыслово-геофизических данных. М.: Недра, 1984. - 200 с. (ВНИИ Нефтепромгеофизика).

78 Кострюков Г.В., Голиков А.Д. Температурный режим Ромашкинского месторождения: монография / М.: Гостоптехиздат, 1962. - 99 с.

79 Латышова М.Г. Практическое руководство по интерпретации диаграмм геофизичеких методов исследования скважин. 2-е изд., перераб. / М.: Недра. - 1981. - 182 с.

80 Волков А.И., Жарский И.М. Большой химический справочник. / Мн.: Современная школа. - 2005. - 608 с.

81 Тиаб Дж., Доналдсон Эрл Ч. Петрофизика: теория и практика изучения коллекторских свойств горных пород и движения пластовых флюидов / Перевод с английского. - М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009. - 868 с.

82 Schlumberger Log Interpretation Charts. 2009 Edition. Sugar Land, Texas, USA. - 310 p.

83 Салимов О.В. Определение геомеханических параметров по промыслово-геофизическим данным. Нефтяное хозяйство. 2017. - № 6.

84 Подъячев А.А. Обоснование и разработка математической модели оценки устойчивости ствола наклонно-направленных и горизонтальных скважин. Дисс. канд. техн. наук. Самарский государственный технический университет. 2015 год.

85 Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Кулинич Ю.В., Прихно М.А. Определение деформационных и прочностных свойств горных пород применительно к баженовским отложениям // Технологии ТЭК. 2005. № 3. -С. 17-21.

86 Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г. Причины возникновения дефектов на кривой спада давления [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. - 2015. - № 3. - Режим доступа: www.vkro-raen.com.

87 Shaoul J.R. et al. What Causes Bumps in Minifrac Pressure Declines? // Paper SPE 69213. SPE Production & Facilities, February 2001. - p. 58-64.

88 Middlebrook M.L. et al. An evolving Approach in the Analysis of Stress Test Pressure Decline Data // Paper SPE 29599, presented at the 1995 SPE Rocky Mountain Regional/Low-Premeability Reservoirs Symposium, Denver, CO, March 19-22.

89 Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г. Альтернативные методы определения давления смыкания трещины [Электронный ресурс] // Нефтяная провинция. - 2015. - № 3. - Режим доступа: www.vkro-raen.com.

90 Wright C.A. et al. Robust Technique for Real-Time Closure Stress Determination // SPE Production & Facilities. 1996, August. - p. 150-155.

91 Branagan P.T., Holzhausen G.R. Improvements in Defining the Magnitude of the Minimum In-Situ Stress Using Hydraulic Impedance Testing and Pressure Derivative Analysis // Paper SPE 27898 presented at the 1994 SPE Western Regional Meeting, Long Beach, March 23-25.

92. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation: монография /

rd

Schlumberger Educational Services, 3 edition. - 1998.

93. Mayerhofer M.J., Ehlig-Economides C.A., Economides M.J. Pressure-Transient Analysis of Fracture-Calibration Tests // Paper SPE 26527. JPT. - 1995.

- 47(3). - p. 229-234.

94. Valko P.P. and Economides M.J. Fluid-Leakoff Delineation in High Permeability Fracturing // Paper SPE 37403. SPE Production & Facilities. - 1999.

- (5). - p. 117-133.

95. Салимов В.Г., Салимов О.В. Методы определения проницаемости пластов по данным мини-гидроразрывов // Нефтяное хозяйство. - 2012. -№ 7.

96. Фадеев В.Г., Фаттахов Р.Б., Арсентьев А.А., Абрамов М.А. Технология очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин с применением методов изливов. М.: ВНИИОЭНГ. - 2009. - 108 с.

97. Коробовкин Р.В., Старостин С.Е., Богачев А.Б. Некоторые возможности применения агрегата ЦА-320 для исследования скважин // В сб.: Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. - 1989. - № 7.

98. Дон Уолкотт. Разработка и управление месторождениями при заводнении. Изд.2-е, доп. // Пер. с англ. Ю.А. Наумова. - Москва. - 2001.

99. Салимов О.В., Зиятдинов Р.З. Методика оперативной оценки гидродинамического состояния призабойной зоны нефтяных скважин // Нефтепромысловое дело. - 2011. - № 3.

100. Тронов В.П. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных месторождений: монография // Казань: Фэн. - 2004. - 582 с.

101. Чекушин В.Ф. и др. Масштабное внедрение гидроразрыва пласта на нефтяных месторождениях республики Башкортостан // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 4. - С. 40-42.

102. Williams B.B. and Nierode D.E. Design of Acid Fracturing Treatments // J. Petr. Tech. - 1972. - № 7. - р. 849-859.

103. Roberts L.D. and Guin J.A. A New Method for Predicting Acid Penetration Distance // Paper SPE 5155. SPE J. - 1975. - № 15(4). - р. 277-286.

104. Lo K.K. and Dean R.H. Modeling of Acid Fracturing // Paper SPE 17110. SPE Production Engineering. - 1989. - № 4(2). - р. 194-200.

105. Settari A. Modeling of Acid-Fracturing Treatments // SPE 21870. SPE Production & Facilities. - 1993. - February. - р. 30-38.

106. Roberts L.D. and Guin J.A. The Effect of Surface Kinetics in Fracture Acidizing // SPE J. - 1975. - № 8. - р. 385-395.

107. Romero J., Gu H., and Gulrajani S.N. Three-Dimensional Transport in Acid Fracturing Treatments // Theoretical Development and Consequences for Hydrocarbon Production: Paper SPE 39956 presented at the 1998 SPE Rocky Mountain Regional/Low-Permeability Reservoirs Symposium and Exhibition. -Denver, Colorado, 1998. - 5-8 April.

108. Settari A., Sullivan R.B., and Hansen C. A New Two-Dimensional Model for Acid-Fracturing Design // SPE Production & Facilities. - 2001. -November. - р. 200-209.

109. Terrill R.M. Heat Transfer in Laminar Flow between Parallel Porous Plates // Intl. J. Heat Transfer. - 1965. - № 8. - р. 1491-1497.

110. Settari A. Modeling of Acid-Fracturing Treatments // SPE Production & Facilities. - 1993. - February. - р. 30-38.

111. Dong C. Acidizing of Naturally-Fractured Reservoir Formations: Ph.D. dissertation. - The University of Texas at Austin. - 2001.

112. Lee M.H. and Roberts L.D. Effect of Heat of Reaction on Temperature Distribution and Acid Penetration in a Fracture // Paper SPE 7893. SPE Journal. -1980, December. - Vol. 20. - № 12. - p. 501-507.

113 Gdanski R.D. and van Domelen M.S. Slaying the Myth of Infinite Reactivity of Carbonates // Paper SPE 50730 presented at the 1999 International Symposium on Oilfield Chemistry. - Houston, TX. - 1999. - February 16-19.

114 Gdanski R.D. and van Domelen M.S. Understanding the Finite Reactivity of Carbonates // Paper No. 26 presented at the 2000 NIF Oil Field Chemicals Symposium. - Fagernes, Norway. - 2000. - March 20-22.

115. Economides M., Nolte K. Reservoir Stimulation. Second Edition: Monograph // Prentice Hall, Englewood Cliffs, New Jersey. - 1989. - P. 408.

116. Nierode C.E., Williams B.B. and Bombardieri C.C. Prediction of Stimulation from Acid Fracture Treatments // JCPT. - 1972. - vol. 11, Issue 04. -P. 31-41.

117 Williams B.B., Gidley J.L., Schechter R.S. Acidizing fundamentals: Monograph / Vol. 6. - Dallas, TX: SPE of AIME, 1979. - 124 P.

118. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике / Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 236 с.

119 Williams B.B. Fluid loss from Hydraulically Induced Fractures // JPT. -1970, July. - p. 882-888.

120. Gidley J.L. et al. Recent advances in hydraulic fracturing: Monograph / SPE Monograph Series, Vol. 12. - 1989. - SPE, Richardson, TX, USA.

121. Гайрайкочеа Ф. Гидроразрыв пласта с последующей кислотной обработкой // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - 1983. - № 6. - С. 16 -20.

122. McGuire W.J. and Sikora V.J. The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity // Trans. AIME. - 1960. - Vol. 219. - p. 401-403.

123. Holditch C.A. Quarterly Low-Permeability Gas Well Research Report for Fall: Quarterly Report // Petroleum Engineering Dept. - 1975. - TX, USA.

124. Cinco-Ley H. and Samaniego V.F. Transient Pressure Analysis for Fractured Wells // JPT. - 1981. - Sept. - p. 1749-1766.

125. Raymond L.R. and Binder G.G. Productivity of Wells in Vertically Fractured, Damaged Formations // JPT. - 1967. - Jan. - p. 120-130.

126. Crowe C.W. et al. Fluid loss control: The key to successful acid fracturing // Paper SPE 16883. SPE PE. - 1989. - Vol. 4, issue 2. - p. 215-220.

127. Салимов В.Г., Салимов О.В. Оптимальная концентрация кислоты для производства кислотных гидроразрывов // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». М.: ВНИИОЭНГ. - 2012. - № 5.

128. Лысенко В.Д. Эффективность гидравлического разрыва нефтяных пластов // Нефтепромысловое дело. - 2006. - № 12. - с. 4-7.

129. Медведский Р.И. и др. Геологические условия эффективного применения горизонтальных скважин и наклонно-направленных с ГРП в краевых водонефтяных зонах // Нефтепромысловое дело. - 2007. - № 11. - с. 23-27.

130. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Стратегии выработки остаточных запасов в терригенных отложениях девона Ромашкинского месторождения // Теория и практика современных методов интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. Материалы Международной научно-практической конференции (г. Речица, Республика Беларусь, 23-25 мая 2012 г.). - Гомель: ОАО «Полеспечать». -2012. - с. 471-478.

131. Mордвинов В.А., Поплыгин В.В., Ерофеев А.А. Влияние газа и деформаций коллектора на показатели работы скважин после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 10. - с. 102-105.

132. Gong M. et al. A new model of acid fracture conductivity based on deformation of surface asperities // Paper SPE 39431 presented at the 199S SPE International Symposium on formation damage control. - Lafayette, Louisiana. -199S. - 1S-19 February.

133. Abass H.H. et al. Acid fracturing or proppant fracturing in carbonate formation? A Rock Mechanic's View // Paper SPE 102590 presented at the 2006 SPE Annual technical conference and exhibition. - San Antonio, TX. - 2006. - 2427 September.

134. Дияшев Р.Н., Костерин А.В., Скворцов Э.В., Дияшев И.Р. Исследование режимов фильтрации в деформируемых карбонатных коллекторах. // Нефтяное хозяйство, 1993, № 11, с. 23-26.

135. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Планирование гидроразрыва пласта в скважинах с отрицательным скин-фактором // Нефтяное хозяйство. - 2013. - № 5.

136. Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Влияние вязкости пластового флюида на результаты ГРП // Нефтяное хозяйство. - № 9. - 2013.

137. Salimov V.G., Ibatullin R.R., Nasybullin A.V., Salimov O.V., Ibragimov N.G. Influence of formation fluid viscosity on hydrofrac efficiency // Hydraulic Fracturing Journal. - Vol. 1, No. 3. - USA. - 2014. - July. - pp. 42-45.

138. Economides M.J., Martin A.N. How to decide between horizontal transverse, horizontal longitudinal and vertical fractured completion // Paper SPE 134424, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, held in Florence, Italy. - 2010. - 19-22 September.

139. Valko P., Economides M.J. Performance of fractured horizontal wells in high-permeability reservoirs // Paper SPE 31149, presented at the SPE

International Symposium on Formation Damage control, held in Lafayette, Louisiana. - 1996. - 14-15 Febfuary.

140. Valko P., Economides M.J. Performance of a longitudinally fractured horizontal well // Paper SPE 31050. SPE Journal. - 1996. - March. - p. 11-19.

141. Villegas M.E., Wattenbarger R.A., Valko P., Economides M.J. Performance of longitudinally fractured horizontal wells in high-permeability anisotropic formations // Paper SPE 36453, presented at the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, held in Denver, Colorado, USA. - 1996. - October.

142. Mukherjee H. and Economides M.J. A Parametric Comparison of Horizontal and Vertical Well Performance // Paper SPE 18303. SPE Formation Evaluation. - 1991. - June. - p. 209-216.

143. Салимов В.Г., Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Схемы расчета продуктивности горизонтальных скважин с продольными трещинами гидроразрыва // Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 11. - с. 115-119.

144. Salimov V.G., Ibatullin R.R., Nasybullin A.V., Salimov O.V. Estimating productivity of horizontal wells with longitudinal hydraulic fractures // Hydraulic Fracturing Quarterly. - 2014. - Vol. 1, No. 1. - USA. - p. 79-83.

145. Ибатуллин Р.Р., Насыбуллин А.В., Салимов О.В. Геолого-технологические принципы выбора масштаба гидроразрыва пластов // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 6.

146. Valko P., Economides M. Heavy crude production from shallow formations: long horizontal wells versus horizontal fractures // Paper SPE 50421. -1998. - November.

147. Mahdiyar H., Jamiolahmady M., Daneshy A. New Mechanical and Damage Skin Factor Correlations for Hydraulically Fractured Wells // Paper SPE 107634, presented at European Formation Damage Conference. - Scheveningen, Netherland. - 2007.

148. Разработка методики унифицированного дизайна для кислотного гидроразрыва пласта: Отчет о НИР / Насыбуллин А.В. - Бугульма. - 2015.

149 Салимов О.В., Насыбуллин А.В., Салимов В.Г. Унифицированный дизайн трещины гидроразрыва с переменной проницаемостью // Нефтяное хозяйство. № 4, 2016. - с. 103-107.

150. Cinco-Ley H. and Samaniego V.F. Transient Pressure Analysis: Finite Conductivity Fracture Case Versus Damage Fracture Case // Paper SPE 10179. -1981.

151. Meyer B.R. and Jacot R.H. Pseudo-steady State Analysis of Finite Conductivity Vertical Fractures // Paper SPE 95941, Presented at SPE Annual Technical Conference. - October 2005. - Texas, USA.

152. Williams B.B. and Nierode D.E. Design of acid fracturing treatments // J. Petr. Tech. - 1972. - No. 7, July. - p. 849-859.

153. Roberts L.D. and Guin J.A. A new method for predicting acid penetration distance // Soc. Pet. Eng. J. - 1975. - 15(4), Aug. - p. 277-286.

154. Насыбуллин А.В., Салимов В.Г., Салимов О.В. Концепция эквивалентного проппанта в задачах оптимизации кислотного гидроразрыва пластов // НТЖ «Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса». - М.: ВНИИОЭНГ. - 2015. - № 4. - с. 45-48.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Перечень технических решений по теме диссертации, признанных

изобретениями

В ходе работы было найдено много технических решений, относящихся к области гидравлического разрыва пластов, обладающих технической новизной. К ним относятся следующие:

1. Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2451174, МПК Е21 В 43/267, Опубл. 20.05.2012 г., Бюл. № 14.

2. Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта. Патент РФ № 2455478, МПК Е21 В 43/26, Е21 В 43/27, Опубл. 10.07.2012 г., Бюл. № 19.

3. Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями Патент РФ № 2457323, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 27.07.2012 г., Бюл. № 21.

4. Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины. Патент РФ № 2459072, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 20.08.2012 г., Бюл. № 23.

5. Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны пласта. Патент РФ № 2459074, МПК Е21 В 47/10, Опубл. 20.08.2012 г., Бюл. № 23.

6. Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта. Патент РФ № 2460875, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 10.09.2012 г., Бюл. № 25.

7. Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта. Патент РФ № 2460876, МПК Е21 В 43/26, Е21 В 43/27, Опубл. 10.09.2012 г., Бюл. № 25.

8. Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Патент РФ № 2462590, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 27.09.2012 г., Бюл. № 27.

9. Способ крепления призабойной зоны пласта с неустойчивыми породами. Патент РФ № 2464410, МПК Е21 В 43/04, Е21 В 33/13, Опубл. 20.10.2012 г., Бюл. № 29.

10. Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Патент РФ № 2472926, МПК Е21 В 43/267, С09 К 8/90, Опубл. 20.01.2013 г., Бюл. № 2

11. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2473798, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 27.01.2013 г., Бюл. № 3

12. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2485306, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 20.06.2013 г., Бюл. № 17

13. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2496001, МПК Е21 В 43/26, Опубл. 20.10.2013 г., Бюл. № 29

14. Способ разработки нефтяных залежей с применением гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2496976, МПК Е21 В 43/20, Опубл. 27.10.2013 г., Бюл. № 30

15. Способ разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами. Патент РФ № 2507385, МПК Е21 В 43/16, 43/26. Опубл. 20.02.2014 г., Бюл. № 5

16. Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта. Патент РФ № 2509883, МПК Е21 В 43/267, 43/27. Опубл. 20.03.2014 г., Бюл. № 8

17. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2513791, МПК Е21 В 43/16, 43/26. Опубл. 20.04.2014 г., Бюл. № 11

18. Способ гидроразрыва нефтяного или газового пласта. Патент РФ № 2516626, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 20.05.2014 г., Бюл. № 14

19. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2522366, МПК Е21 В 43/267, С09 К 8/80. Опубл. 10.07.2014 г., Бюл. № 19

20. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2526081, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 20.08.2014 г., Бюл. № 23

21. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2531775, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 27.10.2014 г., Бюл. № 30

22. Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины. Патент РФ № 2537719, МПК Е21 В 43/267, 43/27, 43/114. Опубл. 10.01.2015 г., Бюл. № 1

23. Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2538009, МПК Е21 В 43/267, 43/27, 43/114. Опубл. 10.01.2015 г., Бюл. № 1

24. Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Патент РФ № 2539469, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 20.01.2015 г., Бюл. № 2

25. Способ гидравлического разрыва пласта в открытом горизонтальном стволе скважины. Патент РФ № 2541693, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 20.02.2015 г., Бюл. № 5

26. Способ гидроразрыва низкопроницаемого пласта с глинистыми прослоями и подошвенной водой. Патент РФ № 2544343, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 20.03.2015 г., Бюл. № 8

27. Способ гидроразрыва карбонатного пласта. Патент РФ № 2547191, МПК Е21 В 43/27. Опубл. 10.04.2015 г., Бюл. № 10

28. Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Патент РФ № 2547892, МПК Е21 В 43/267. Опубл. 10.04.2015 г., Бюл. № 10

29. Способ разработки массивной нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2560022, МПК Е21 В 43/18, 43/26. Опубл. 20.08.2015 г., Бюл. № 23

30. Способ гидроразрыва пласта. Патент РФ № 2563901, МПК Е21 В 34/10, 43/267. Опубл. 27.09.2015 г., Бюл. № 27

31. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2564312, МПК Е21 В 43/267, F04 F 5/02. Опубл. 27.09.2015 г., Бюл. № 27

32. Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2564316, МПК Е21 В 43/02. Опубл. 27.09.2015 г., Бюл. № 27

33. Способ разработки многопластовой нефтяной залежи с применением гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2565617, МПК Е21 В 43/14, 43/26. Опубл. 20.10.2015 г., Бюл. № 29

34. Способ гидравлического разрыва пласта. Патент РФ № 2566357, МПК Е21 В 43/26, С09 К 8/62. Опубл. 27.10.2015 г., Бюл. № 30

35. Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой. Патент РФ № 2566542, МПК Е21 В 43/26. Опубл. 27.10.2015 г., Бюл. № 30

36. Способ гидравлического разрыва пласта в скважине. Патент РФ № 2571964, МПК Е21 В 43/267, С 09 К 8/62. Опубл. 27.12.2015 г., Бюл. № 36

Программы для ЭВМ по теме диссертации, получившие государственную регистрацию

1. «ReactюnRateConstants». Свид. о гос. регистрации № 2014610306 от 09 января 2014 г.

2. «FracTreatmentSchedule». Свид. о гос. регистрации № 2014610307 от 09 января 2014 г.

3. «Программа для расчета промывки скважины». Свид. о гос. регистрации № 2014661801 от 13 ноября 2014 г.

4. «Программа для определения коэффициента сжимаемости». Свид. о гос. регистрации № 2015613284 от 11 марта 2015 г.

5. «Преобразование данных проекта ГРП во входные файлы гидродинамического симулятора». Свид. о гос. регистрации № 2015614067 от 6 апреля 2015 г.

6. «Расчет возможности ГРП при пароциклическом воздействии на залежь природных битумов неглубокого залегания». Свид. о гос. регистрации № 2016615238 от 19 мая 2016 г.

7. «Оценка проницаемости пласта по коэффициенту продуктивности скважины». Свид. о гос. регистрации № 2016615237 от 19 мая 2016 г.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

Сведения о практическом использовании полученных научных

результатов

Приложение к письму НГДУ «Азнакаевскнефть» от 15.02.2017 г.

Таблица 1. Перечень внедренных технических решений по гидроразрыву пластов в НГДУ «Азнакаевскнефть»

№ Название Объекты НГДУ Тип

патента внедрения(№ скв., др.) объекта (доб., нагнет.)

2473798 Способ гидравлического 28903 НГДУ нагнет.

разрыва пласта в скважине 8216 "Азнакаевскнефть" доб.

4979 доб.

8232 доб.

19446 нагнет.

3480Д доб.

18542 нагнет.

18646 доб.

19633 нагнет.

19446Г доб.

28802 нагнет.

8504 нагнет.

19662 нагнет.

9810Б нагнет.

2472926 Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины 4997Г НГДУ "Азнакаевскнефть" доб.

Форма документа № Р 2

Акт об использовании предложения N°_

«_» _ 2016 г.

I [АО "Татнефть" им. В.Д. Шашина НГДУ «Ачнакаевскнсфть»

(НБИЫеиоВВННС 001 &НИЭОДНН

Регистрационный номер патента № 2459944 от 18.03.201 ] [,

Название: Способ вызова притока из пласта и устройство для его осуществления

№ договора / заказ-наряд - 10.3744.10.

Использовано на скважинах №24554. 4430. 524д НГДУ «Азнакаевскнефть» в соответствии с формулой изобретения.

2016 г.