Исследование особенностей гидроразрыва пластов месторождений Западной Сибири и совершенствование технологии ее проведения тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.15.06, кандидат технических наук Малышев, Григорий Александрович

• Малышев, Григорий Александрович
• кандидат технических наук
• 1998

Оглавление диссертации кандидат технических наук Малышев, Григорий Александрович

Введение

1. Анализ факторов, определяющих эффективность гидроразрыва

на месторождениях Западной Сибири

1.1. Анализ влияния ГРП на показатели добычи нефти

1.2. Влияние давления нагнетания жидкости на эффективность ГРП

1.3. Влияние технологии закрепления трещины на эффективность ГРП

1.4. Анализ влияния оттеснения проппанта вглубь трещины

на эффективность ГРП

1.5. Анализ осложнений при проведении ГРП

Выводы

Цель и задачи диссертационной работы

2. Обоснование принципов оптимального проектирования ГРП

2.1. Обоснование параметров оптимальной технологии ГРП

2.2. Обоснование выбора скважин для проведения ГРП

Выводы

3. Исследование механизма образования, развития и закрепления трещин

в многослойном пласте

3.1. Определение давления начала разрыва пластов месторождений

Западной Сибири

3.2. Анализ методов моделирования трещинообразования в пласте

3.3. Применение точных решений двумерных задач для псевдотрехмерного моделирования трещинообразования

3.4. Расчет гидравлических режимов течения неньютоновских

жидкостей ГРП в трещинах и трубах

3.5. Методика расчета утечки жидкости в пласт в процессе

гидроразрыва

3.6. Методика расчета средних параметров пласта

3.7. Особенности алгоритма расчета параметров трещинообразования

4. Определение механических свойств пород-коллекторов месторождений Западной Сибири

Выводы

5. Результаты применения методов оптимального проектирования ГРП

в практике

5.1. Анализ результатов применения оптимального проектирования

ГРП на скважинах Конитлорского месторождения

5.2. Анализ результатов проведения направленного разрыва в скважине

5130 Федоровского месторождения

Выводы

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование особенностей гидроразрыва пластов месторождений Западной Сибири и совершенствование технологии ее проведения»

ВВЕДЕНИЕ.

В предлагаемой диссертационной работе приводятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, направленных на совершенствование технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП) на месторождениях Западной Сибири. На основе исследований динамики развития трещин в многослойных пластах под действием фильтрующейся неньютоновской жидкости, реологические свойства которой подчиняются степенному закону, и изучения степени влияния закрепленной трещины с различной геометрией на режим работы пласта разработана методика проектирования оптимальной технологии ГРП в конкретной скважине, состоящая в определении режимов проведения работ, позволяющих создать трещину, гарантирующую достижение максимальной дополнительной добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Выполнены исследования по определению упругих свойств пород-коллекторов на основе их фильтрационно-емкостных характеристик, что позволяет проводить оперативную оценку эффективности ГРП на этапе выбора объекта воздействия по всему фонду без проведения дополнительных специальных исследований скважин широкополосной акустикой. На основании выполненных исследований создана и внедрена в практику работ ОАО «СНГ» компьютерная программа проектирования технологии проведения гидроразрыва пласта, разработана и внедрена в практику работ ОАО «СНГ» методика определения механических свойств пород - коллекторов, позволившая резко уменьшить объем специальных исследований скважин, испытана технология абразивной обработки интервала перфорации в ходе ГРП для обеспечения эффективной гидродинамической связи скважины и полости трещины и снижения вероятности возникновения осложнений в ходе выполнения работ ГРП, а так же, в ходе успешно проведенных аварийно-ликвидационных работ на горизонтальной скважине 5130 Федоровского месторождения, подтверждена возможность выполнения направленного ГРП. Эффективность первых, выполненных по этой программе, ГРП в 1.5 раза превышает показатели проведенных ранее разрывов.

Автор благодарен научному руководителю, доктору технических наук, профессору Р.И. Медведскому за неоценимую помощь в овладении материалом, направлении исследований и критическому анализу результатов, в подготовке и редактировании настоящей работы. Глубокую признательность автор приносит кандидату геолого-минералогических наук В.П. Соничу за ценные консультации в области петро-физики и геологии, руководство и помощь в создании методики определения упругих свойств пласта, а так же внимание и поддержку в течении всей работы по теме диссертации. Особую благодарность автор выражает всем сотрудникам отдела нефтеот-

дачи Тюменского Отделения института «СургутНИПИнефть» за дружеское участие и поддержку в части работы, выполненных в этом коллективе.

1. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГИДРОРАЗРЫВА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В ближайшей перспективе основной прирост добычи нефти на разрабатываемых месторождениях возможен за счет интенсификации добычи, увеличения коэффициента нефтеотдачи, ввода в активную разработку залежей с низкопродуктивными коллекторами и освоения нетрадиционных запасов. Доказано, что успешное освоение залежей баженовской свиты способно обеспечить устойчивый рост на десятки лет.

Практическое решение проблем, связанных с интенсификацией нефтедобычи возможно лишь на базе активного внедрения новых и совершенствования существующих методов воздействия на пласт. Одним из универсальных средств повышения продуктивности скважин, увеличения коэффициента охвата, перевода в разряд рентабельных низкопродуктивных залежей является гидравлический разрыв пласта (ГРП).

1.1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГРП НА ПОКАЗАТЕЛИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Впервые ГРП как средство повышения продуктивности скважин был предложен Ф.Р. Фаррисом в 20-х годах. Основой метода явился анализ особенностей закачки цементного раствора и воды в процессе строительства скважин. Первое пробное испытание технологии проведено в 1947 году на скважине № 1 месторождения Клеппер в штате Канзас (США) фирмой «Станолинд», однако существенного прироста добычи достигнуто не было. Развитие метода за рубежом связано с фирмой «Халибертон» (Halliburton), которая приобрела лицензию на технологию процесса ГРП и в 1949 году провела два успешных разрыва, значительно увеличивших продуктивность скважин. К 1955 году объем работ достиг 3000 операций в месяц, в к 1968 году было выполнено более 500000 гидроразрывов. Прирост извлекаемых запасов в США в результате применения ГРП составил 20 - 30 %.

В СССР до конца 50-х годов гидроразрыв пласта проводился в основном на промыслах Азербайджана. Успешное применение ГРП позволило начать в конце 50-х - начале 60-х экспериментальное, на промыслах Татарии, и промышленное, в ПО « Куйбы-шевнефть », внедрение метода.

На месторождениях Западной Сибири интенсивное внедрение ГРП начато с 1990 года и связано с созданием в ОАО «Юганскнефтегаз» СП «Фракмастер». В результате первых гидроразрывов на скважинах НГДУ «Майскнефть» и «Мамонтовнефть» получено увеличение дебита в 5 и более раз, что стимулировало развертывание работ в объединениях «Нижновартовскнефтегаз», «Сургутнефтегаз», « Лангепаснефтегаз », « Крас-

Таблица 1.1.

Сравнительные показатели эффективности ГРП по скважинам и участкам реагирования.

Кол-во Дополнительная добыча Прогнозная дополнительная

Месторождение сква- нефти на дату оценки добыча нефти до конца действия

жин эффективности, тыс. тонн эффекта, тыс. тонн

с ГРП По скважи- По всему По скважи- По всему

нам с ГРП участку нам с ГРП участку

ТПП "Лангепаснефтегаз"

Лас-Еганское 9 17.88 19.70 35.26 53.19

Покамасовское 10 16.93 58.57 76.63 161.51

Урьевское 16 10.72 39.25 42.20 99.18

Северо- 15 25.80 58.47 74.02 155.96

Нивагальское

Локосовское 2 1.54 1.54 2.21 16.71

Покачевское 38 65.40 141.92 150.68 274.41

Южно-Покачевское 16 32.86 56.07 95.16 126.65

Нивагальское 38 44.79 190.75 111.20 461.95

Всего: 144 215.92 566.27 589.36 ...... 1349.56

ТПП "Урайнефтегаз

Северо-Даниловское 28 178.73 219.13 372.15 661.44

Даниловское 17 51.08 83.65 100.72 262.91

Ловинское 17 31.54 43.13 96.39 171.85

М-Тетеревское 5 13.21 14.15 66.80 117.16

Убинское 5 10.42 24.07 20.13 37.65

Толумское 6 4.63 4.95 17.25 17.25

Яхлинское 4 1.83 4.03 6.27 9.10

Лазаревское 2 1.61 3.09 5.49 11.67

Шушминское 2 0.68 1.35 9.11 9.11

Всего: 86 293.73 397.55 689.47 1298.14

О А О "Сургутнефтегаз

Западно-Сургутское 105 403.02 436.72 1044.04 1291.96

Яун-Лорское 4 0.77 7.06 20.48 41.69

Восточно-Сургутское 4 10.86 62.02 38.65 138.42

Федоровское 64 160.10 426.88 284.45 796.38

Дунаевское 30 И 8.70 118.70 149.14 149.19

Быстринское 21 43.74 84.13 120.42 203.63

Вачимское 3 0.82 0.82 4.33 4.33

Комарьинское 1 0.77 1.65 1.26 7.48

Родниковое 33 72.05 106.77 144.91 238.04

Русскинское 14 46.45 106.70 91.96 260.13

Лянторское 3 9.75 17.52 11.13 22.72

Маслиховское 6 1.78 5.33 5.02 19.15

Всего: 291 861.40 1375.80 1894.29 3304.44

? '-"Л Итого: '5211 ' 1371.05 2339.62 * 3173.12 ; ' 5952.14

ноленинскнефтегаз », « Пурнефтегаз », « Ноябрьскнефтегаз ». Основой успеха в освоении метода явилось использование надежного высокопроизводительного оборудования зарубежного, главным образом американского, производства. Обобщенный анализ применения гидроразрыва на большинстве объектов Западной Сибири свидетельствует о высокой эффективности метода (табл. 1.1), при этом не менее 50% дополнительной добычи приходится на долю окружающих скважин, в среднем дополнительная добыча составляет не менее 8н-10 тыс. тонн [31, 57].

Высокая начальная эффективность метода обусловлена тем, что ГРП проводился в основном на безводных скважинах с сильным влиянием «скин-фактора», под руководством опытных зарубежных специалистов с тщательной организацией и инженерной подготовкой каждой операции (табл. 1.2).

Таблица 1.2.

Показатели ГРП, выполненные зарубежными фирмами на месторождениях Западной Сибири

- Кол- Объединение, Дебит, м3/сут Кратность

Фирма во ГРП НГДУ ДО ГРП после ГРП увеличения дебита

Texaco international 34 Суторминское 10 65 6.5

operations inc. Halliburton Schlumberger Schlumberger Schlumberger 7 43 66 36 Черногорское ОАО «Пурнефтегаз» ОАО «Варьеганнефтегаз» ОАО «Ноябрьскнефтегаз» 3 7 8 45 48 39 44 16.0 7.5 5.5

Последующее промышленное применение метода привело к заметному снижению эффекта, что обусловлено как ухудшением качества выбранных скважин ввиду роста числа обводненных скважин и ошибками в проектировании технологических операций, вызванных фактическим отсутствием или низким качеством данных по механическим свойствам пород-коллекторов и фильтрационным характеристикам жидкостей разрыва, так и несоблюдением проектных режимов при выполнении работ из-за отсутствия требуемого количества материалов для производства разрыва. Примером этого могут служить результаты ГРП на объектах АО «Черногорское», выполняемых различными сервисными фирмами (табл. 1.3).

Это свидетельствует о том, что применяемые технологии не реализуют потенциальных возможностей ГРП и необходимо проведение специальных исследований, направленных на выявление факторов, обеспечивающих повышение его эффективности.

Эффективность ГРП зависит от множества объективных и субъективных факторов [16, 22, 33, 57]. Объективные факторы характеризуют особенности геологического

Таблица 1.3.

Результаты оценки технологической эффективности проведения ГРП на Черногорском месторождении различными фирмами.

Название Номер Индекс Доп - но Добыто нефти на Успешность

фирмы скважины пласта добыто нефти, 1 скв. операцию, операции,

с ГРП тыс. тонн тыс. тонн %

"ЗатоЦог" 425 БВ10 7.52 - -

50912 БВю -0.62 - -

41044 БВю 5.65 - -

4105 i БВю 0.35 - -

526 ЮВ, 6.90 - -

50915 ЮВ1 18.79 - -

Итого: 38.59 6.43 83.3

"Me-Ca-Mi- 408 БВю 6.04 - -

Neft"

501 БВю 1.60 - -

50955 БВю Нет результатов^

50955 БВю ; 5.71 -

41035 БВю 5.83 - -

50950 БВ,о 18.08 - -

4р БВю 12.91 - -

500 IOBi '-0.56 - -

Итого: 49.61 6.20 75.0

"Halliburton" 41041 БВю 1.48 - -

41033 БВю 0.63 - -

41039 БВю

41039 БВю 0.12

41023 БВю 'V n^f •^'Нет^ёз^ьта'гов > |

41023 БВю 0.73 - -

50964 ЮВ. 4.94 - -

Итого: 7.90 1.13 71.4

строения пласта, состояние призабойной зоны, общее состояние пластовой системы на дренируемом скважиной участке, условий проводки скважины и ее сообщаемости с пластом и т.д. [24, 32, 42, 55, 56, 58]. Объективные факторы являются основой для выбора объекта и разработки технологии выполнения ГРП.

В настоящее время проектирование ГРП выполняется на основе разработанных на зарубежном опыте американских программ, адаптация которых к условиям месторождений Западной Сибири осуществляется оператором на основе личного опыта. При выборе технологии не рассматриваются различные варианты использования материалов и технологических жидкостей, поэтому существующий процесс проектирования технологии выполнения ГРП носит субъективный характер [57]. Это иллюстрируется значительными различиями технологии ГРП, выполняемыми зарубежными и российскими фирмами-операторами на внешне сходных объектах, соответственно при этом существенно различаются показатели работы скважин после гидроразрыва. В этих условиях для повышения эффективности ГРП необходимо прежде всего создание научной базы проектирования технологии выполнения ГРП для каждого объекта и выбора на этой основе скважин с максимальной потенциальной дополнительной добычей. Такой подход способен выявить ошибки в реализации ГРП и осознанно отрабатывать отдельные элементы технологии ГРП.

Поиск способов улучшения показателей ГРП на основе статистического анализу влияния отдельных параметров на эффективность гидроразрыва проводилась в работах различных авторов [22, 56]. Так, Б.Г. Проводников [56] провел анализ влияния на эффективность ГРП 14 факторов, характеризующих в большей степени геологическое строение пласта, и установил, что наиболее информативными параметрами являются

коэффициент открытой пористостй; мощность экрана в подошве пласта, общая мощ-

.1

ность плотных пропластков и эффективная мощность. Очевидно, что выделенные параметры влияют, но не определяют эффективность гидроразрыва.

Более широкий спектр параметров, влияющих на эффективность ГРП, рассматривался в диссертации М.Я. Занкиева [22]. Он включал коэффициент вскрытия пласта, пористость пласта и его проницаемость, режим работы до ГРП, обводненность, свойства геля (соотношение загелевателя и активатора), объем подушки, объем закачки жидкости с проппантом, объем жидкости продавки, количество проппанта, потери давления, среднее давление и др. В результате получено, что выбор скважин для ГРП может осуществляться на основе корреляционных соотношений, полученных в результате статистической обработки режимов выполнения ГРП, показателей работы скважин до и после гидроразрыва, геологической информации о строении пласта , при этом определяющими факторами являются: коэффициент вскрытия плата, пористость и проницае-

мость пласта, глубина искусственного забоя, дебит скважины по нефти и жидкости [22] Очевидно, что данные параметры характеризуют состояние призабойной зоны пласта и выражают присущее ГРП уменьшение скин-эффекта и восстановление потенциальной продуктивности скважин.

Следует отметить, что в данных работах эффективность ГРГ1 не определяется технологией, в то время как именно технологические ошибки, в первую очередь, оказывают влияние на результаты, что иллюстрируется значительным различием результатов работ опытных сервисных фирм (Шлюмберже, Fracmaster, Comeo и др.) и российских специалистов. Первостепенность правильного проектирования в достижении эффекта иллюстрируется объемом ГРП в США, где он выполнен в более 50 % скважин.

Анализ влияния геолого-промысловых и технологических факторов на эффективность ГРП с целью определения критериев выбора оптимальных режимов и технологии должен учитывать, прежде всего, геологическое строение пласта, состояние ПЗП, характер вскрытия и проводки скважины, состояние разработки, основные технологические показатели эксплуатации скважин, компенсацию отбора и т.д. Очевидно, что выполнение ГРП в скважине с сильным проявлением «скин-эффекта» дает большой прирост в дебите; важно, чтобы при этом не была нарушена герметичность экранов и не произошло раннее обводнение продукции скважины в результате создания протяженной трещины.

Для оперативного анализа эффективности ГРП необходимо установление объективных критериев, характеризующих степень изменения в режиме работы скважин и которые должны основываться на использовании стандартной промысловой информации. Такими критериями являются отношение дебита скважины по жидкости и нефти до и после гидроразрыва, кратность увеличения потенциальной продуктивности скважин, темп падения дебита после ГРП, величина дополнительной добычи, изменение характеристик вытеснения. Непосредственно после ГРП можно определить лишь изменение показателей дебита скважин. Вместе с тем опыт показывает, что в большинстве случаев

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Малышев, Григорий Александрович

ВЫВОДЫ

1. Проведенные испытания подтвердили возможность успешного выполнения ГРП по новой технологии проектирования, применение которой позволяет достичь сокращения расхода реагентов, увеличения концентрации проппанта и повысить конечную эффективность воздействия.

2. Разработанная методика расчета изменения устьевого давления от режима проведения ГРП соответствует практическим замерам в скважинах с хорошим гидродинамическим сообщением трещины и забоя. Это позволяет использовать ее для раннего обнаружения процессов пробкообразования и их предотвращения.

3. Успешно опробованная технология улучшения гидродинамической связи забоя скважины и трещины методом абразивной обработки позволяет существенно снизить потерю давления в интервале перфорации при закачке концентрированных смесей проппанта и геля, повысить эффективность гидроразрыва и является эффективным средством предупреждения пробкообразования.

4. Промысловые работы подтвердили факт снижения давления начала разрыва с ростом зенитного угла в диапазоне более 45°. Установленная в процессе ГРП связь стволов скважин через трещину говорит о справедливости предположения развития трещины по азимутальному направлению забоя наклонной скважины.

5. Разработанные методики позволяют с высокой точностью прогнозировать давление начала разрыва и длину образовавшейся трещины, а также в зависимости от режима нагнетания определять геометрию трещины, забойное и устьевое давление.

6. Установлено, что при использовании гидроразрыва в качестве средства соединения стволов, нагнетание жидкости в пласт возможно только при давлениях, превышающих давление смыкания трещины (боковое горное давление). При этом трещина работает как редуктор, обеспечивая пропускания жидкости только при высоких давлениях. Обнаруженный эффект избирательного пропускания жидкости (эффект клапана) может быть использован для предупреждения аварийных фонтанов, при добыче экологически опасной продукции, например, газов с высоким содержанием СОг или Н28, применения технологии внутрипластового давления и т.д.

7. Доказанная возможность управления направлением развития трещины позволяет значительно расширить области его применения. Создание направленных трещин от добывающих и нагнетательных скважин обеспечивает возможность интенсивного воздействия на залежь, увеличения коэффициент охвата и повышения доли отбора запасов в безводный период.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

1. На основе универсального закона, предложенного Р.И. Медведским, разработана методика определения величины ожидаемого эффекта от ГРП в период падающей добычи. Показано, что в реальных условиях значительная доля эффекта достигается в результате уменьшения остаточной нефтенасыщенности, вследствие роста скоj рости фильтрации. На основе специальных лабораторных исследований установлено, что остаточная нефтенасыщенность определяется капиллярным числом, предложена корреляционная зависимость между ними. Разработанные методики позволяют оперативно определить перспективность применения ГРГ1 в скважине и осуществлять обоснованный выбор оптимального фонда для данного воздействия на пласт.

2. На основе исследований Прэтса разработана методика определения оптимальных параметров закрепленных трещин в пласте, сложенном из пропластков различной проницаемости. Показано, что данные параметры зависят как от абсолютных значений проницаемости пропластков и их мощности, так и их соотношений, а также высоты и проницаемости закрепленной трещины.

3. На основе анализа решений задач устойчивости ствола скважины с учетом влияния фильтрационного сопротивления призабойной зоны, глубины залегания и величины зенитного угла показано, что давление начала разрыва принимает минимальные значения для более проницаемых пород (песчаники, алевролиты) и максимальные для менее проницаемых (карбонаты, глины, аргиллиты). На основании анализа расчетного и промыслового материала разработана методика оценки оптимального объема жидкости и темпа роста давления при ее нагнетании для достижения максимального эффекта снижения давления начала разрыва. Таким образом, для снижения давления начала разрыва и увеличения эффективности ГРП следует провести ОПЗ либо предварительно продавить в пласт определенный объем технологической жидкости глушения скважины.

4. Впервые установлено, что, используя эффект снижения давления начала разрыва с ростом зенитного угла скважины, можно управлять направлением развития трещины, которое совпадает с азимутальным направлением забоя наклонной скважины. Этот эффект может использоваться как при аварийно-ликвидационных работах в целях соединения нового и аварийного стволов, так и для совершенствования технологии разработки месторождений путем перехода от скважинной к псевдогале-рейной системе разработки.

5. На основе результатов исследований Ю.П. Желтова построена обобщенная методика моделирования процесса трещинообразования в многослойном пласте под действием неньютоновской (степенной) фильтрующейся жидкости. Показано, что введение обобщенных зависимостей объема, площади боковой поверхности и сечения трещины как функций приведенного давления позволяют резко упростить соотношения, описывающие потери давления при течении неныотоновских жидкостей в каналах переменного сечения и утечку жидкости в пласт на различных стадиях процесса.

На базе классических условий равенства сил, действующих на боковую поверхность трещины, и площади поперечного сечения трещины в реальном и модельном пласте предложены методики расчета приведенных упругих параметров (коэффициент Пуассона, модуль Юнга), позволяющие моделировать процесс развития трещины в реальных пластах с произвольным числом пропластков.

Разработан алгоритм определения геометрических параметров трещин в слоистых пластах при произвольном режиме нагнетания жидкости разрыва.

6. Доказано, что величина зенитного угла скважины в интервале пласта определяет успешность технологических операций. Показано, что опасность возникновения аварийных ситуаций и низкой эффективности ГРП максимальна в диапазоне углов 20° - 45°, а минимальна в диапазонах углов 0° - 5° и 45° и более.

7. Разработана методика определения упругих свойств пород, слагающих продуктивный пласт, разновозрастных отложений месторождений Западной Сибири, позволяющая оперативно на основании результатов геофизических исследований скважин проводить расчет оптимальной технологии ГРП и осуществлять выбор скважин с максимальной дополнительной добычей.

8. Установлено, что при нагнетании жидкости в пласт через скважины, стволы которых соединены незакрепленной трещиной, подача возможна при давлениях в трещине большем, чем боковое горное; при уменьшении давления трещина смыкается блокируя движение жидкости в обоих направлениях. Соответствие рассчитанного, по предложенной методике определения упругих свойств пород продуктивного пласта, бокового горного давления и фактического давления смыкания трещины, замеренного в ходе аварийно-ликвидационных работ на Федоровском месторождении, подтверждает справедливость теоретических построений изложенных в настоящей

I' 1 I ' ! • работе. '

Описанный эффект может быть использован для предупреждения аварийных выбросов при нагнетании в пласт экологически опасных агентов и предупреждения открытого фонтанирования, например, для технологии внутрипластового горения в глубокозалегающих пластах.

9. На основании выполненных исследований разработана и внедрена в ОАО «Сургутнефтегаз» программа проектирования технологии ГРП. Эффективность первых, выполненных по этой программе, ГРП в 1.5 раза превышает показатели проведенных ранее разрывов.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Малышев, Григорий Александрович, 1998 год

Список литературы

1) Авчян Г.Н.

Физические свойства осадочных пород при высоких давлениях и температурах. /М.: «Недра», 1972, 145с.

2) Баренблагт Г.И.

О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидроразрыва нефтеносного пласта. /ПММ, т. ХХ,вып.4, 1956.

3) Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. /М., Недра, 1984, 268 с.

4) Берлинская Н.В.

Исследование механизма образования дисперсной фазы на моделях. /Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук . Моск.Инст.НефтеХим. и Газов. Пром., Разработка и экспуатация нефтяных и газоконденсатны^ месторождений; М., 1973.

5) Брэди Б., Элвел Дж., Мак М., Морален X., Нолте К.

Гидроразрыв пласта. Современные достижения в области проектирования

обработки скважин.

/Oilfield Review, October, 1992.

6) Булыгин В.Я. Гидромеханика нефтяного пласта . /М.: Недра, 1974,231 с.

7) Булатова Ж.М., Волкова Е.А., Дубров Е.Ф. Акустический каротаж.

. /Л.: «Недра», 1970, 264 с.

8) Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. /М.: «Недра», 1988, 422 с.

9) Гивлер P.C.

Численное моделирование течения суспензий. Применение к бурению геотермических скважин.

/Теоретические основы инженерных расчетов, М.: 1988, с. 311-321.

10) Гимагудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта . /М.: Недра, 1982, 309с.

11) Гукасов H.A., Кочнев A.M. Гидравлика в разведочном бурении. /М.: «Недра», 1991,256 с.

12) Горбунов А.Т., Петраков A.M., Каюмов J1.X., Крянев Д.Ю., Магадов P.C., Силин М.А., Чистяков А.Ю.

Применение химических реагентов АО «Химеко- Ганг» для нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. /Нефтяное хозяйство № 12, 1997, стр. 65-71.

13) Городилов В.А., Мухаметзянов Р.Н., Храмов Г.А., Зарицкая А.Т., Павлов М.В., Сонич В.П.

Особенности геологического строения и разработки недонасыщенных нефтью залежей Ноябрьского района Западной Сибири. /М.: ВНИИОЭНГ, 1993, 70 с.

14) Димов C.B., Кузнецов В.В.

Условия мобилизации несмачивающей фазы в пористой среде. /Известия АН СССР, Механика Жидкости и Газа, 1988, N6. стр. 104-111.

15) Добрынин. В.М.

Деформация и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. /М.: «Недра», 1970, 239 с.

16) Долгих М.Е.

Давление разрыва как технологический фактор,ограничивающий репрессию на пласт. /Труды СибНИИНП, сборник «Вопросы геологии и разработки месторождений Западной Сибири», Тюмень, 1985, стр. 86-94.

17) Желтов Ю.П.

Механика нефтегазоносного пласта. /М.: «Недра»,1975, 216с.

18) Желтов Ю.П. Деформация горных пород. /М.: «Недра», 1966, 198 с.

19) Желтов Ю.П., Христианович С.А.

О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. /Изв. АН СССР, ОТН, №5, 1955.

20) Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Добыча нефти и газа.

/М.: «Недра», 1981.

21) Зайчик Л.И.

О силе сопротивления , действующей на тело , помещенное между

параллельными пластинами при течении Хил - Шоу .

/Известия АН СССР, Механика Жидкости и Газа, 1979, N5, стр. 161-162 .

22) Занкиев М.Я.

Классификация и диагностирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз». /Автореферат канд. дисс., Тюм. Гос. Нефтегазовый ун-т, 1998, 24 с.

23) Кочетков Л.М.

Исследование и разработка технологии щелевой гидропескоструйной

перфорации при капитальном ремонте скважин.

/Автореферат канд. дисс., Тюм. Гос. Нефтегазовый ун-т, 1998, 22 с.

24) Курамшин P.M., Иванов С.В., Кузьмичев А.П.

Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района.

/Нефтяное хозяйство № 12, 1997, стр. 58-64.

25) Лурье М.В., Лурье А.М.

О механизме образования пробок при перекачке концентрированных

водоугольных суспензий.

/ИФЖ, 1992 г., т. 62, № 3, стр. 360-365.

26) Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М.

Теория упругости. Теоретическая физика, т. VII, /М.: «Наука», 1987,248 с.

27) Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. /М: Недра, 1966, 148 с.

28) Малышев Г.А.

Динамика движения капель несмешивающихся жидкостей в пористых средах. /Материалы XXXII Международной научной студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс" : Физика, Новосиб. Гос. ун-т. 1994, стр. 53-54.

29) Малышев Г.А.

Анализ движения капель несмешивающихся жидкостей в пористых средах. /Материалы XXXIII Международной научной студенческой конференции "Студент и научно-технический прогресс" : Физика, Новосиб. Гос. ун-т. 1995, стр. 19.

30) Малышев Г.А.

Влияние линейной скорости фильтрации на величину остаточной нефтенасыщенности.

/Тезисы докладов международной научно технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири". ТюмГНГУ. 1996., стр. 43-44.

31) Малышев Г.А.

Влияние гидроразрыва пласта на работу окружающих скважин. /Тезисы докладов международной научно технической конференции "Нефть и газ Западной Сибири". ТюмГНГУ. 1996., стр. 52.

32) Малышев Г.А., Малышев А.Г., Журба В.Н., Сальникова H.H.

Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". /Нефтяное хозяйство, сентябрь 1997 , стр. 46-52.

33) Малышев А.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П., Седач В.Ф., Журба В.Н. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность проведения ГРП.

/"Нефть Сургута" (Сб. ст. посвященных добыче 1 млрд. т. нефти на

мест. ОАО "Сургутнефтегаз"), М.: "Нефтяное хозяйство", 1997 , стр. 224-238.

34) Малышев Г.А.

Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта. /Изв. вузов "Нефть и газ", 1997, № 6 , стр. 79.

35) Медведский Р.И., Малышев Г.А.

Методика определения момента изменения режимов эксплуатации залежи на основании универсального закона.

/"Новые технологии в разработке и эксплуатации нефтяных и газовых 1 месторождений Западной Сибири": Межвуз. Сб. Научн. Труд., - Тюмень: ТюмГНГУ.-1997, стр. 100-108.

36) Медведский Р.И. (ред.)

Прогнозирование максимального извлечения нефти из природных резервуаров Западной Сибири. /М„ Недра, 1989,262 с.

37) Мусхелишвили Н.И.

Некоторые основные задачи математической теории упругости. IM.: изд-во АН СССР, 1954,648 с.

38) Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. /М., Недра, 1967.98 с.

39) Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Асмоловский B.C.

Зависимость полноты извлечения нефти от скорости движения воды

в карбонатных коллекторах.

/Нефтяное хозяйство № 1, 1994, стр. 59 - 62.

40) Рабинович Н.Р.

Инженерные задачи механики сплошной среды в бурении. /М.: «Недра», 1989, 270 с.

41) Рябоконь С.А., Нечаев A.C., Чагай Е.В.

Жидкости- песконосители для гидравлического разрыва пласта. /М: ВНИИОЭНГ, 1987, 52 с.

42) Рябоконь С.А., Еремин Г.А., Гритчин А.Д., Ценципер В.М. Эффективность ГРП в добывающих скважинах Вахского месторождения. /Нефтяное хозяйство № 10, 1992, стр. 32 - 33.

43) Рейнер М. Деформация и течение.

/М.: «Гостоптехиздат», 1963 г.

44) Сонич В.П., Малышев А.Г., Малышев Г.А.

Механические свойства пород продуктивных отложений центральных районов Западной Сибири.

/Тезисы первого международного симпозиума "Наука и технология углеводородных дисперсных систем": Москва, ГАНГ им. И.М. Губкина, 1997, стр. 36.

45) Сонич В.П., Барков С.Л., Печеркин М.Ф., Малышев Г.А. Новые данные изучения полноты вытеснения нефти водой. /Москва: ВНИИОЭНГ, 1997, 32 страницы.

46) Сосунов В.И., Петухов Ю.И., Скоробогатов Н.Г.

Некоторые вопросы движения сильно сдавленного газового пузыря между параллельными и непараллельными стенками.

/Вопросы гидродинамики и теплообмена. Сб. ст., Новосибирск 1973 г., стр. 101-109.

47) Соцков A.M., Репин H.H., Галикеев Н.Г., Хайруллин Ф.М., Низаев Р.Ф., Григорьева O.E.

Влияние пластических форм течения на извлечение остаточной нефти. /Нефтяное хозяйство № 10,1992, стр. 26 - 27.

48) Сургучев Н.М., Кузнецов О.Л., Симкин Э.М. Гидродинамическое, акустическое, тепловое циклическое воздействие на нефтяные пласты.

/М.: «Недра», 1975, 185 с, |i i ,i i,

49) Усачев П.М., Песляк Ю.А., Константинов С.В., Киселева Г.С., Крикунов Н.В., Лесик Н.П., Мигадова Л.А., Миклин ip.A., Руднев В.А., Саврасов Л.А., Галиев Ф.Ф., Сысков В.В.

Инструкции по технолигии глубокопорникающего гидравлического разрыва пласта. /РД 39-0147035-236-89, М.:ВНИИ. 1989, 52 с.

50) Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. /М: Недра, 1986, 166 с.

51) Черемисин Н.А., Сонич В.П., Батурин Ю.Е.

Факторы, определяющее содержание остаточной нефтенасыщенности продуктивных пластов и методика ее обоснования при водонапорном режиме эксплуатации. /"Нефть Сургута" (Сб. ст. посвященных добыче 1 млрд. т. нефти на мест. ОАО "Сургутнефтегаз"), М.: "Нефтяное хозяйство", 1997 , стр. 238-257.

52) Черемисин Н.А., Малышев Г.А., Сальникова Н.Н., Седач В.Ф. Результаты применения ГРП на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз". /"Нефть Сургута" (Сб. ст. посвященных добыче 1 млрд. т. нефти на

мест. ОАО "Сургутнефтегаз"), М.: "Нефтяное хозяйство", 1997 , стр. 103-120.

53) Экономидес М.Д., Нолте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты.

/Перевод с англ. под ред. А.И. Булатова, ВНИИКрнефть, Краснодар, 1992.

54) Под общей редакцией Гиматудинова Ш.К. Справочное руководство по проэктированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений .

/М., Недра, 1983,456 с.

55) Анализ применения гидравлического разрыва пласта на Повховском месторождении. Перспективы применения метода до 2005 года.

/Отчет. Рук. В.А. Таранин. Тюмень. (СибНИИНП), 1998.

56) Анализ и совершенствование технологии гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз".

/Договор 03.95.95.0480. г.Сургут, "СургутНИПИнефть", 1995.

57) Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта на месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз".

/Отчет по теме 93.95, ТФ "СургутНИПИнефть", г.Тюмень, 1995

58) Создание методик расчета параметров и эффективности гидравлического разрыва пласта применительно к условиям нефтяных месторождений АООТ "Сургутнефтегаз".

/Краткий отчет. Этапы 2, 3. ТОО "Геонилаб", М., 1994, 59 с.

59) Andreas J.M., Hauser Е.А., Tacker W.B. Boundary Tension by Pendant Drops.

/J. Phys. Chem., 1938. Vol. 42, N8. P. 1001-1020.

60) Aziz K., Ouyang L.B.

Simplifed equation predicts gas flow rate , pressure drop. / Oil & Gas Journal, v. 93, N 19, 1995, pp. 70-71.

61) AgbiB. and Ng M.C.

A numerical solution to two-parameter representation of production decline curve analysis. / SPE Journal 16505, 1987, pp. 207-216.

62) Advani S.H., Lee J.K.

Finite element model simulation associated with hydraulic fracturing. / SPE Journal, April 1982, pp. 209 - 218.

63) Cuesta J.F.

Review of fracturing pressure analysis. / Oil & Gas - European Magazine, № 1,1991, pp. 21-25.

64) Craig F.F., jr.

Reservoir engineering aspects of waterflooding. /Dallas, Tex., USA, 1971. 141 p.

65) Dusterhoft R.G., Chapman B.J.

Fracturing high - permeability reservoirs increases productivity. /Oil & Gas Journal, June 20, 1994, pp. 40-44;

66) Ely J.W.

Stimulation treatment handbook.

/PennWell Publishing Company, Tulsa, Oklahoma USA, 1985, 232 p.

67) Gentry R.W. Decline - curve analysis.

/ JPT Forum, January, 1972, pp. 38-41.

68) Hale B.W.

Analysis of tight gas well production histories. / SPE Journal 11639, 1983, pp. 343-349.

69) Hinkley R.E., Dias M.M., Payatakes A.C. On the motion of oil ganglia in porous media.

/Phys. Chem. Hydrodinam., 1987. Vol. 8, N2. P. 185-211.

70) . Kopf-Sill A.R. and Homsy G. M.

Bubble motion in a Hele-Shaw cell. / Phys. Fluids, N31, 1988, pp. 18-26. ,71) Lee M.H., Roberts L.D.

Effect of heat of reaction on temperature distribution and acid penetration in a fracture. / SPE Journal, December 1980, pp. 501-507.

72) Lefkovits H.G., Matthews C.S.

Application of Decline Curves to Gravity-Drainage Reservoirs in the Stripper Stage. /Petroleum Transactions, AIME, 1958, Vol. 213, pp. 275-280.

73) Morales R.H., Abou- Sayed A.S., Jones A.H., Al-Saffar A. Detection of a formation fracture in a waterflooding experiment. / SPE Journal, October 1986, pp. 1113 -1121.

74) Melrose J.C., Brandner C.F.

Role of capillary forces in determining microscopic displacement efficiency

for oil recovery by waterflooding.

/J. Can. Pet. Tech., 1974. Vol. 13, N4. pp. 54-62.

75) Mohsen M.F.N. , ! ' ■ , - L Modification of Welg's method of shock front location in the Backley - Leverett problem for nonzero initial condition.

/ SPE Journal, v.25, N4, 1985, pp. 521-523.

76) Mayer B.

Two-dimesional hydraulic Fracting Simulator. /USER'S MANUAL.Mayer & Fssociaties, inc.

77) Settari A., Price H.S.

Simulation of hydraulic fracturing in low - permeability reservoirs. / SPE Journal, v. 24, №2, 1984, pp. 141 - 152.

78) Nolfe K.G., Economides M.J.

Fracture Lenghth Determination and Implications for Treatment Design. /Journal of Petroleum Engineering 43 (September 1991) p. 1147-1155.

79) Shah S.N. Proppant settling correlations for non- Newtonian fluids under static and dynamic conditions. / SPE Journal, April 1982, pp. 164- 170.

80) Slider H.C. A simplified method of hyperbolic decline curve analysis. /J. Pet. Tech., March, 1968, pp. 235-236.

81) NgK.M., Davis H.T. and Scriven L.E. Visualization of blob mechanic flow through porous media. /Chem. Engin. Sci., 1978. Vol. 33, pp. 1009-1017.

82) Taylor G., Saffman P.G. A note on the motion of bubbles in a Hele - Show cell and porous medium. /Quart. J. Mech. and Appl. Math. 1959, Vol. 12, N3, pp. 265-279.

83) Tanveer S. The effect of surface tention on the shape of a Hele-Show cell bubble. /Phys. Fluid, Vol.29, N11, 1986, P. 3537-3548.

84) Tanveer S. New solution for steady bubbles in a Hele-Show. /Phys. Fluid, Vol.30, N3, 1987, pp. 651-658.

85) Purvis R.A. Further analysis of production - performance graphs. / J. Can. Pet. Tech., v. 26, N11,1987, pp. 74-79.

86) Perkins T.K., Gonzalez J.A.

The effect of thermoelastic stresses on injection well fracturing. / SPE Journal, February 1985, pp. 78 - 88.

87) Rowland D.A. and Lin C.

New liner method gives constants of hyperbolic decline. / Oil and Gas Journal, v.83, N2, 1985, pp. 86-90.

88) Rabaa. W.E.

Experimental study of hydraulic fracture geometry initiated from horizontal wells. I SPE Journal, 1989, pp. 349 - 364.