Исследование влияния технологических параметров и агентов гидравлического разрыва пласта на выработку запасов нефти: на примере месторождений Широтного Приобья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Стабинскас, Александрас Пятро

• Стабинскас, Александрас Пятро
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Стабинскас, Александрас Пятро

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ

1.1 Обобщение стратиграфических комплексов

1.2 Тектоническая приуроченность объектов исследования

1.3 Основные нефтегазоносные комплексы

1.4 Классификация продуктивных объектов и анализ структуры

запасов по выделенным классам

1.4.1 Цели и методы классификации продуктивных объектов

1.4.2 Объяснение результатов классификации продуктивных объектов

1.4.3 Характерные особенности выделенных классов объектов

1.4.4 Анализ структуры запасов и выработки по выделенным группам 40 Выводы по главе 1

2 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЙ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАЗРАБОТКИ

2.1 Исследование влияния геологических характеристик пласта на выработку запасов нефти

2.2 Оценка эффективности разработки эксплуатационных объектов Приобского месторождения

2.3 Оценка выработки запасов нефти эксплуатационных объектов Приобского месторождения

2.4 Анализ эффективности применяемых методов воздействия на

пласт

Выводы по главе 2

3 МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ОЦЕНКИ

ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

3.1 Разработка требований к геотехнологической информации для объективной оценки эффективности ГРП

3.2 Методика оценки эффективности работы скважин после

гидравлического разрыва пласта

Выводы по главе 3

4 ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ХАРАКТЕРИСТИК ПЛАСТА И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТАНА ЕГО ЭФФЕКТИВНОСТЬ

4.1 Исследование влияния геолого-технологических показателей скважины на эффективность ГРП с использованием статических методов

4.1.1 Группирование скважин с ГРП с использованием кластерного анализа

4.1.2 Определение влияния геолого-технических параметров

с использованием многофакторного регрессионного анализа

4.2 Анализ влияния технологических параметров закачки

на эффективность гидравлического разрыва пласта

4.3. Анализ результатов лабораторных исследований жидкостей

гидравлического разрыва пласта

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДЦИИ

Библиографический список использованной литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование влияния технологических параметров и агентов гидравлического разрыва пласта на выработку запасов нефти: на примере месторождений Широтного Приобья»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. Большинство эксплуатационных объектов месторождений Широтного Приобья характеризуются как высоконеоднородные и сильнорасчлененные, а также имеют частое чередование проницаемых и глинистых пропластков. Низкие значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта являются причиной низкой выработки запасов нефти. В настоящее время для улучшения коллекторских свойств эксплуатационного объекта применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Эффективность использования какой-либо технологии, нацеленной на извлечение углеводородов, зависит от многих факторов — геологических, физико-химических и геотехнологических. Часто более сложная технология добычи нефти подразумевает, что при оценке эффективности процесса должно приниматься во внимание большее число качественных и количественных свойств и параметров процесса. По завершении технологического процесса гидроразрыва пласта формируются порядка 1400 «выходных» параметров и более десятка графиков, которые распределяются по нескольким группам (контроль качества ГРП, сводные данные, результаты анализа мини-ГРП и основного ГРП). Для оценки эффективности операции гидроразрыва могут быть использованы все получаемые параметры.

Часто оценка успешности ГРП сводится к анализу геолого-физических и геотехнологических условий пласта и скважины, а также к количественному обоснованию использования технологических жидкостей и агентов процесса ГРП. Накопленный опыт применения ГРП на месторождениях Широтного Приобья показывает, что в схожих геолого-технологических условиях зоны дренирования скважины и при использовании равных объемов компонентов ГРП достигается различная эффективность от скважино-операции. Для более объективной оценки эффективности ГРП необходимо принимать во внимание различные соотношения и взаимодействие технологических параметров и агентов ГРП с геотехнологической «природой» скважины. В связи с этим исследования, направленные на изучение влияния различных соотношений технологических

параметров гидравлического разрыва пласта с целью повышения эффективности технологии, являются актуальными.

Цель работы — исследование и оценка влияния различных соотношений технологических параметров, агентов и их качественного состава на эффективность гидравлического разрыва пласта и выработку запасов нефти.

Основные задачи работы:

1 На основе обобщения геолого-геофизических данных и геолого-промысловой информации месторождений Широтного Приобья выполнить дифференциацию продуктивных объектов с целью выявления отличительных и общих геотехнологических особенностей, влияющих на эффективность выработки запасов нефти.

2 С использованием статистических методов обработки информации определить геолого-физические и геотехнологические условия успешного применения гидравлического разрыва пласта и обосновать объект исследования (месторождение).

3 Построение статистических моделей для оценки гидравлического разрыва пласта.

4 Обосновать комплексные критерии оценки эффективности гидравлического разрыва пласта.

5 Исследовать и оценить влияние различных соотношений технологических параметров и агентов ГРП на его эффективность.

6 Исследовать влияние качественного состава технологических жидкостей ГРП на успешность скважино-операции в условиях Приобского месторождения.

Методы решения поставленных задач

При выполнении диссертационной работы, в том числе структурирования геолого-физической информации и геотехнологических данных продуктивных пластов использованы общепринятые методики научных исследований, включающие обобщение известных результатов геологических и промысловых исследований. Оценка влияния геолого-промысловых условий пластов Приобского месторождения, различных соотношений агентов ГРП на его

эффективность выполнена такими методами математической статистики, как: кластерный анализ, регрессионный анализ, сети Кохонена. Выводы и рекомендации обоснованы корректным распределением исходных данных, подчиняющихся нормальному и логонормальному законам.

Научная новизна результатов работы

1 На основе критериальной оценки эффективности гидравлического разрыва пласта для условий продуктивных пластов группы АС Приобского месторождения установлено, что для достижения максимальной успешности ГРП необходимо комплексное соблюдение следующих соотношений технологических параметров: жидкости разрыва к объему суммарной закачки жидкости (1 : 3); объема суммарной закачки жидкости к массе проппанта, размещенного в пласте (2,5 м3/т); массы проппанта к эффективной толщине пласта (9 т/м); концентрация деструктора относительно использованного гелланта (0,22 кг/кг).

2 Получены зависимости, определяющие геометрию трещин и характер изменения ее ФЭС. Увеличением объема закачанной жидкости на 1 т проппанта приводит к ухудшению ФЕС пласта за счет кольматации гелирующим агентом, а его снижение объема жидкости менее порогового не позволит развить трещину запланированной геометрии с размещением в ней всего объема проппанта.

3 На основе многофакторного регрессионного статистического анализа установлено, что большое влияние на эффективность ГРП оказывают следующие геологические характеристики: коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности, пластовое и литостатическое давление, эффективная толщина пласта.

4 Лабораторными исследованиями доказано, что при обеспечении необходимыми реологическими свойствами технологической жидкости ГРП ее химический состав не оказывает определяющего влияния на результативность скважино-операций.

Основные защищаемые положения:

— оптимальные количественные соотношения и объемы технологических параметров и агентов ГРП для успешного применения в условиях группы пластов АС Приобского месторождения;

— геолого-технологические критерии эффективного применения ГРП в условиях группы пластов АС Приобского месторождения;

— результаты лабораторных исследований, доказывающие влияние реологических свойств технологических жидкостей на эффективность ГРП, независимо от их химического состава.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Практическая ценность результатов работы

1 Оптимизация технологических процессов ГРП на основе проведенных исследований позволила повысить долю эффективных скважино-операций.

2 Для группы пластов АС Приобского месторождения определены оптимальные соотношения технологических параметров и агентов ГРП.

3 Выделенные геолого-технологические критерии успешного применения ГРП позволят проводить оперативный подбор скважин-кандидатов.

4 Предложенные в диссертационной работе объемы и соотношения закачки технологических жидкостей и агентов ГРП для условий пласта АС9 Приобского месторождения использованы сервисными компаниями, эффективность геолого-технического мероприятия повысилась на 9 %.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении, обосновании соотношений оптимальных объемов закачки агентов ГРП, анализе и обобщении результатов лабораторных исследований различных технологических жидкостей, интерпретации результатов статистического анализа для геолого-технологических критериев эффективного ГРП.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2014 г.); 41-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Современные технологии в нефтегазовом деле-2014» (г. Октябрьский, 2014 г.); IX научно-практической конференции «Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика» (г. Уфа, 2014 г.); научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ОАО «Газпром нефть», научно-методических семинарах научного совета ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов», а также кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ (Уфа, 2010-2014 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе четыре — в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАКом Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 91 наименование. Работа изложена на 143 страницах машинописного текста, содержит 62 рисунка, 16 таблиц.

1 АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ОСОБЕННОСТЕЙ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ШИРОТНОГО ПРИОБЬЯ

Регион, к которому приурочены рассматриваемые и исследуемые месторождения нефти, характеризуется достаточно сложным геологическим строением. Рассмотрено двадцать одно месторождение на территории Широтного Приобья, из которых относятся: к Среднеобской нефтегазоносной области (НТО) — Холмогорское, Приобское, Сугмутское, Романовское, Карамовское, Пограничное, Среднеитурское месторождения; к Надым-Пурской НТО — Спорышевское, Вынгапуровское, Новогоднее, Ярайнерское, Суторминское, Северо-Карамовское, Муравленковское, Крайнее, Вынгаяхинское, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское, Еты-Пуровское, Северо-Янгтинское; к Фроловской НТО — Красноленинское.

Крупный вклад в изучение геологического строения и нефтегазоносности внесли известные ученые геологи-нефтяники: И.М. Губкин, A.A. Трофимук, Н.Б. Вассоевич, A.A. Бакиров, H.H. Ростовцев, Ю.Г. Эрвье, Л.И. Ровнин, И.И. Нестеров, А.П. Крылов, А.Э. Конторович, B.C. Сурков, С.П. Максимов, М.Я. Рудкевич, В.И. Шпильман. Проблеме совершенствования принципов и методов разработки месторождений Западной Сибири освящены научные труды В.Е. Андреева, JI.K. Алтуниной, В.А. Бадьянова, JI.C, Бриллианта, Д.В. Булыгина, В.Е Гавуры, Р.Х. Гильмановой, И.М. С. А. Жданова, Ю.П. Желтова, Ю.В. Зейгмана, М.М. Иванова, Ю.А. Котенева, П.К. Куликова, В.З. Лапидуса, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, H.H. Михайлова, Б.М. Орлинского, H.H. Ростовцева, М.Я. Рудкевича, М.М. Саттарова, М.Л. Сургучева, М.А. Токарева, А.П. Телкова, М.М. Хасанова, Н.Ш. Хайрединова, Н.И. Хисамутдинова, В.А. Швецова, В.Н. Щелкачева, В.В. Шелепова, В.И. Шпильмана и многих других видных ученых.

Проведенные исследования выявили схожие особенности геологического строения. Были подвергнуты изучению основные месторождения и стратиграфические комплексы пород, в том числе заключающие запасы нефти и газа.

Таким образом, данная глава является кратким изложением основных результатов исследования известных геологических структур региона. Автор считает, что данные сведения необходимы, так как геологическая история и строение рассматриваемого региона существенно повлияли на распределение нефти и газа в отложениях мезозоя.

1.1 Обобщение стратиграфических комплексов

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП) является эпипалеозойской тектонической плитой с мощным мезозойско-кайнозойским осадочным чехлом. В плите выделяются крупные депрессии и поднятия первого порядка: своды и мегавалы. Своды и впадины, в свою очередь, осложнены поднятиями второго порядка и локальными структурами, соответствующими выступам фундамента. Амплитуда поднятий увеличивается вниз по разрезу. Крылья структур продуктивных горизонтов имеют углы наклона, не превышающие 2°.

Кристаллический фундамент поднимается по направлению от центра к периферии в южном направлении. На севере Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции мощность осадочного чехла может превышать 4 км.

В рассматриваемой нефтегазоносной провинции выделяют 15 нефтегазоносных областей (НГО), каждая из которых представлена несколькими нефтегазоносными районами. Области с преимущественной газоносностью представлены на севере провинции (Южно-Карская, Надым-Пурская, Пур-Тазовская, Ямальская, Гыданская и Усть-Енисейская); на востоке — нефтегазоносные (Васюганская, Пайдугинская и Предъенисейская); в центре (Фроловская, Среднеобская и Каймысовская); на западе (Восточно-Уральская, Приуральская и Красноленинская).

Нефтегазоносность представлена в породах палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего мела.

В геологическом разрезе рассматриваемых нефтегазоносных областей выделяются песчано-глинистые толщи мезозойско-кайнозойского платфор-

менного чехла, залегающие на размытой поверхности пород палеозойского доюрского фундамента.

Толщина осадочного чехла достигает 3940 м.

Несогласно залегающие на породах фундамента отложения юрской системы представлены нижним, средним и верхним отделами.

В соответствии с унифицированной стратиграфической схемой нижний и средний отделы являют собой мощную толщу континентальных осадков котухтинской свиты, накопленных в бассейновых условиях, и тюменской свиты — накопленных в озерно-аллювиальных условиях. Породы в основном морского происхождения представляют верхний отдел юры. Здесь выделяются васюганская, георгиевская и баженовская свиты [9].

Нижний и средний отделы

Котухтинская свита (верхний плинсбах-аален) в литологическом отношении представлена чередующимися пачками глинистых и преимущественно песчанистых отложений. Котухтинская свита подразделяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, подразделяется на песчаную пачку, залегающую в основании, представленную песчаниками серыми, зеленовато-серыми, с прослоями алевролитов и уплотненных глин, и верхнюю — глинистую (тогурская пачка), представленную аргиллитами темно-серыми, слабобитуминозными, с прослоями алевролитов и углей. Встречается растительный детрит, двустворки, остатки листовой флоры. Тогурская толща выделена как реперный горизонт нижнеюрских отложений.

Отложения тюменской свиты (верхний аален-нижний келловей) Среднеобской и Надым-Пурской НГО представлены схожими отложениями с общей толщиной свиты, достигающей 720 м. В целом разрез свиты представлен чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с углистыми прослоями. Аргиллиты темно-серые, иногда темно-коричневые, однородные, плотные, слюдистые, с включениями пирита и сидерита с тонким переслаиванием алевролитов. Алевролиты от мелко- до среднезернистых, сидеритизированные, слоистые. Песчаники серые, средне- и мелкозернистые, слюдистые, слабо-

и крепкосцементированные, участками известковистые, с глинистым, иногда с глинисто-карбонатным цементом. Для пород характерна тонкая горизонтальная, реже косая слоистость, с частыми включениями углистого детрита, пирита и линз угля [6, 7, 11, 15].

Толщина тюменской свиты в пределах Красноленинского свода колеблется от 0 м до 330 м. Шеркалинский горизонт, объединяющий в себе породы нижней подсвиты, прослеживается по длине западного склона Красноленинского свода неширокой полосой и является промышленно нефтеносным.

Сложение пород представленной свиты характеризуется аргиллитами включающими линзы и прослои песчаников, ограниченных в распространении по площади и размеру. Изредка встречаются представленные в большом количестве линзочки углистых аргиллитов и углей [3].

Верхний отдел

Васюганская свита (поздний келловей-оксфорд) вскрыта на глубинах от 2970 до 3025 м. В основном породы нижней части разреза васюганской свиты представлены аргиллитами, в верхней — чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. По имеющемуся описанию керна песчаники серые и темно-серые, среднезернистые, реже крупнозернистые, среднесцементированные, иногда сильно заглинизированные, со следами мутьевых потоков. Общая толщина васюганской свиты варьирует от 21 до 85 м.

Отложения георгиевской свиты (верхний оксфорд-нижний Кембридж) вскрыты на глубинах (2960-3023) м. На электрокаротажных диаграммах георгиевская свита выраженно определяется по индукционному каротажу резким снижением параметра удельного электрического сопротивления пород по отношению к выше- и нижележащим породам. Представлена аргиллитами темно-серыми, иногда черными, плитчатыми, тонкоотмученными, реже алевритистыми. Толщина свиты сильно варьирует от 1 до 10 м, уменьшаясь в восточном направлении [6, 7, 11, 15].

Отложения верхнего отдела юры на Красноленинском своде представлены абалакской свитой. Абалакские глинистые породы морского генезиса с размывом

перекрывают отложения тюменской свиты. Возраст отложений тюменской свиты соответствует келловому, оксфордскому, кембриджскому ярусам верхней юры. Необходимо заострить внимание на наличие высокопродуктивного двухметрового карбонатного пропластка в абалакских отложениях Красноленинского свода. В текущий момент существует комплекс мероприятий по его поиску и изучению [3].

Баженовская свита (волжский-нижний берриас) имеет распространение на большей части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские отложения юры. Глубина залегания свиты от 2984 до 3007 м. Свита сложена черными и буровато-черными битуминозными аргиллитами, плотными, плитчатыми, с тонкими прослоями глинистого листоватого материала и известняков. Отмечается обилие остатков фауны (аммонитов, белемнитов, двустворок), часто пиритизированных. Отложения баженовской свиты хорошо выделяются как по керну, так и по каротажу. Толщина баженовской свиты, в среднем, изменяется от 9 до 29 м.

Меловая система

Нижний отдел. В стратиграфическом диапазоне нижнего отдела представлен неокомский нефтегазоносный комплекс, характерный для Западной Сибири и представленный полифациальным комплексом осадочных образований.

Схема свитного расчленения неокома нефтегазоносных районов Западной Сибири представлена на рисунке 1.1.

Верхний отдел состоит из верхней части покурской свиты, кузнецовской, березовской и ганькинской свит, распространенных повсеместно [9].

Палеогеновая система

Палеогеновые осадки представляют собой образования отложения континентального и морского происхождения. Отложения морского генезиса выделяются в талицкую, люлинворскую и тавдинскую свиты. Континентальные отложения подразделяются на атлымскую, новомихайловскую и туртасскую свиты.

Леушинская Карбанская

сп

05 *

ф I

о

го о

ш аз

о о

"О

о ж ш

усть-

Балык-

екая

Черкашинская -1-

Сангопайская

Тангаловская

>

Ванденвская

Мегионская

У1

Заполярная

Ереймская

Вартовская

Киялинская (юго - восточная часть)

Полуйско-Ямальский

Кар^збаш-скии_

Тюменским_

Тобольско-Надымский

=3 о 1>1ж Ъ "о о

0) аз

Вартовская

Илекская

7

Байкалов екая №

Суходудин-ская

Юрацкая

Малохетская

Сургутский

< =1 -а >< О Ф "О

5 1 3 1<3 £

Нижневартовский

Тазовский

го о о н о л

X (Г

5Г<

ГО 9

О й

о С

2 Ф О

л о

X '

ц-

Рисунок 1.1 — Схема свитного расчленения неокома нефтегазоносных районов

Западной Сибири [9]

Четвертичная система

Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Континентальные пестроцветные отложения несогласно залегают на породах туртасской свиты и сложены песками, глинами, супесями, суглинками сероцветными, иногда зеленоватыми и голубоватыми, буроватыми, с включениями гальки, гравия, валунов. На заболоченных участках глины покрыты слоем торфа. В поймах отложения представлены супесями, суглинками, наносными песками. Толщина четвертичных отложений варьирует от О до 100 м [3,6, 7, 11, 15, 16].

1.2 Тектоническая приуроченность объектов исследования

В тектоническом плане Западно-Сибирский бассейн является плитой, которая совместно с Уральским хребтом, Енисейским и Таймырским кряжами, Алтае-Саянской и Казахстанской складчатыми областями входит в состав северной части Урало-Монгольской молодой эпигерцинской платформы, сформировавшейся в мезозое на месте Урало-Монгольского рифейско-палеозойского подвижного пояса. Складчатые комплексы раннего докембрия, рифея и палеозоя выходят на поверхность по периферии плиты, образуя щиты, хребты и кряжи, а на плите они погружены и перекрыты чехлом мезозойско-кайнозойских образований.

Осадочный чехол Западно-Сибирской плиты сформировался в условиях длительного и устойчивого прогибания фундамента в мезозойско-кайнозойское время и изучен наиболее полно, поскольку с ним связаны основные скопления углеводородов [9].

В тектоническом отношении Спорышевское нефтяное месторождение приурочено к Ноябрьскому крупному куполу 3-го порядка, в свою очередь входящему в состав Ноябрьского куполовидного поднятия, с северо-запада и запада граничащего с Западно-Ноябрьским малым прогибом, а с юга — с Ортъягунско-Пограничным крупным поднятием. Последние три перечисленные структуры 2-го порядка осложняют северную часть Северо-Нижневартовской

моноклинали — малой структуры 1 -го порядка, которая, в свою очередь, является частью Центральной мегатеррасы — субрегиональной структуры [10].

В тектоническом плане Ярайнерское нефтяное месторождение приурочено к Ярайнерскому куполовидному поднятию, осложняющему Тагринский мегавал. Куполовидное поднятие, контролирующее месторождение, на уровне верхнеюрского отражающего горизонта Б имеет линейные размеры в контуре замкнутой изогипсы минус 2860 м 20><8 км и амплитуду более 65 м. Поднятие двухкупольное. Северный купол (Центрально-Ярайнерское л.п.) выше южного (Ярайнерское л.п.) примерно на 60 м [11].

Новогоднее газонефтяное и Вынгапуровское нефтегазокоденсатное месторождения приурочены к субмеридиональному локальному поднятию размерами 15х25 км, осложняющему центральную часть Вынгапуровского вала. Амплитуда поднятия 200 м. Вынгапуровский вал представляет собой складку северо-западного простирания и оконтуривания изогипсой минус 2825 м [11].

В пределах Танловского мегавала — структуры 1 -го порядка — находятся Суторминское, Северо-Карамовское, Муравленковское, Крайнее, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское и Северо-Янгтинское месторождения.

Суторминское месторождение относится к структуре 2-го порядка — Коллективному куполовидному поднятию, имеющему размеры 44x30 км по изогипсе минус 3000 м отражающего горизонта Б и осложненному рядом структур 3-го порядка: Пульпуяхский, Северо-Пульпуяхский, Харучейской, Коллективной, Южно-Пульпуяхской и Северо-Итурской.

Северо-Карамовское месторождение приурочено к Северо-Итурскому локальному поднятию. По отражающему горизонту Б поднятие оконтурено изогипсой минус 3050 м и имеет площадь 10 км2.

Муравленковское месторождение приурочено к Янатинскому поднятию, расположенному в южной части Танловского мегавала. Размеры структуры 26,8 х 11,5 км, амплитуда — 50 м.

Северо-Пямалияхское, Северо-Янгтинское и Восточно-Пякутинское нефтяные месторождения приурочены к одноимённым локальным поднятиям.

По отражающему горизонту Б поднятия оконтурены изогипсой минус 3100 м, минус 3000 м и минус 3000 м и имеют площадь 70, 45 и 35 км соответственно.

Крайнее месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименной брахантиклинали Танловского мегавала. Высота ловушки 40 м.

В границах Верхне-Пурского мегавала из рассматриваемых месторождений расположены Еты-Пуровское и Вынгаяхинское месторождения. Вал входит в состав Варьеганско-Пурпейской зоны линейных структур и находится в районе сочленения последней с Восточно-Варьеганско-Пурским поясом мегапрогибов. На западе через Восточно-Пурпейский прогиб вал граничит с Северным крупным валом, а через Западно-Еты-Пуровский прогиб — с Вынгапурским валом. На юге Северо-Ярайнерским прогибом Верхне-Пурский вал отделяется от Тагринско-Ярайнерского крупного вала.

Верхне-Пурский вал представляет собой крупную структуру 2-го порядка субмеридионального простирания. Вал сформирован с севера на юг Западно-Таркосалинским и Айваседапурским куполовидными поднятиями и Еты-Пуровским малым валом. Последний, в свою очередь, осложнен структурами 3-го порядка — Еты-Пуровским и Южно-Еты-Пуровским локальными поднятиями.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение расположено в южной части Надым-Тазовской синеклизы, в пределах Верхне-Пурского крупного вала.

Вынгаяхинское месторождение в тектоническом плане приурочено к Вынгаяхинскому локальному поднятию, которое осложняет северную часть структуры 2-го порядка Вынгаяхинского вала, входящего в состав Верхне-Пурского мегавала.

Южная часть Вынгаяхинского вала осложнена Вынгапякутинским локальным поднятием, которое отделяется от рассматриваемого неглубокой седловиной. К востоку и частично северо-востоку от Вынгаяхинского вала в пределах Верхне-Пурского мегавала выделяется Втыпурский вал и с юга — Вынгапуровское куполовидное поднятие.

По отражающему горизонту Б Вынгаяхинское поднятие представляет собой меридиональную брахиантиклинальную складку, сложенную несколькими куполами в сводовой части. Западное крыло круче восточного. К востоку от сводовой части отмечается терраса шириной 6-9 км, восточнее которой углы падения увеличиваются и на крыльях достигают 3-3,5°, углы наклона к северу уменьшаются до 2°. Размеры структуры по замкнутой изогипсе минус 2800 м составляют 46x10 км, амплитуда около 170 м. Структурный план Вынгаяхинского поднятия при движении снизу вверх по разрезу не претерпевает существенных изменений, основные структурные элементы повторяются при постоянном выполаживании их крыльев, что указывает на унаследованный характер развития структуры.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Стабинскас, Александрас Пятро, 2015 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Афанасьев, И.С. Прогноз геометрии трещины ГРП / И. С. Афанасьев, А. Н. Никитин, И. Д. Латыпов, А. М. Хайдар, Г. А. Борисов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2009.— №11— С. 62-66.

2 Барышников, А. В. Результаты проведения пенного гидроразрыва пласта на Южно-Приобском месторождении / А. В. Барышников, P.P. Ямилов, А. В. Сурков, С. А. Верещагин, М. В. Опарин, Д. В. Мельников. // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2011.— № 1.— С. 76-77.

3 Багаутдинов, А. К. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. Издание в 2 т. /

A. К. Багаутдинов, С. Л. Барков, Г. К. Белевич [и др.] / под ред.

B. Е.-М. Гавуры: ВНИИОЭНГ, 1996.— Т. 2.— 352 с.

4 Буторин, О. И. Методы кластерного и дискриминантного анализа в выборе объектов для проведения геолого-технических мероприятий на примере участков Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения / О. И. Буторин, И. В. Владимиров, Н. И. Хисамутдинов, А. И. Фролов, Р. В. Вафин, М. С. Зарипов // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 2004.— №4,—С. 12-19.

5 Дюк, В. Data Mining: Учебный курс / В. Дюк, А. Самойленко.— СПб.: Питер, 2001 —366 с.

6 Заведин, С.А. Подсчет запасов нефти и газа Еты-Пуровского месторождения / С. А. Заведин / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз».— Ноябрьск, 2012.— 262 е.— Дог. 08-65.

7 Зельман, В. А. Подсчет запасов нефти и газа Суторминского месторождения / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». / В. А. Зельман.— Ноябрьск, 2010,— 235 е.— Дог. 07-15.

8 Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / МПР РФ № 61, от 21.03.2007.

9 Нежданов, А. А. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А. А. Нежданов, В. А. Пономарев, Н. А. Туренков, С. А. Горбунов.— М.: Издательство Академии горных наук, 2000.— 247 с.

10 Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В 2 книгах / Книга вторая. Азиатская часть СССР / под ред. С. П. Максимова.— М.: Недра, 1987.—303 с.

И Нефедин, О. Н. Баланс запасов нефти и газа 2010 г. / О. Н. Нефедин. ООО «Заполярнефть». — Ноябрьск, 2010.— 447 с.

12 Валеев, М. Д. Метод определения притока нефти при одновременно-раздельной эксплуатации скважин / М. Д. Валеев, В. А. Белоусов, А. В. Калугин // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2006.— № 10.— С. 62-63.

13 Султанов, Ш. X. Метотехнология системного анализа разработки нефтяных месторождений с различными категориями трудноизвлекаемых запасов / Ш. X. Султанов.— Уфа: ООО "Монография", 2009.— 204 с.

14 Усачев, П. М. Гидравлический разрыв пласта / П. М. Усачев.— Москва: Недра, 1986.— 165 с.

15 Фролов, К. Н. Подсчет запасов нефти и газа Сугмутского месторождения / ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» / К. Н. Фролов.— Ноябрьск, 2010—202 с.

16 Хайдаров, А. Н. Подсчет запасов нефти и растворенного газа ЮЛТ Приобского месторождения / А. Н. Хайдаров / ООО «Сибнефть-ЮГРА».— Ноябрьск, 2005.— 243 с.

17 Хайдар, А. М. Анализ и классификация причин преждевременных остановок закачки при проведении гидравлического разрыва пластов / А. М. Хайдар, Г. А. Борисов, А. Н. Горин, И. Д. Латыпов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».—2008,—№ 11— С. 38-41.

18 Отчет о НИР «Технологическая схема разработки южной лицензионной территории Приобского месторождения». Книга 1 // Рук. О. Г. Малышев, ООО «Газпромнефть НТЦ».— Санкт-Петербург.— 2009.— 306 с.

19 Экономидес, М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта [Текст] / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько.— Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007.— 236 с.

20 Шейх-Али, Д. М. Методика определения остаточных ресурсов газа в процессе разработки нефтяных месторождений / Д. М. Шейх-Али, Э. М. Юлбарисов, М. Д. Валеев / НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2006.— № 11.—С. 32-34.

21 Бадьянов В. А. Методика детального расчленения и корреляции неоднородных продуктивных горизонтов. Применение математических методов при обработке материалов нефтепромысловой геологии // Труды Гипротюменьнефтегаза.— Тюмень, 1972.— Вып. 30.— С. 3-15.

22 Владимиров, И. В. Влияние ориентации и протяженности трещины ГРП на коэффициент извлечения нефти и плотность сетки скважин / И. В. Владимиров, А. Ф. Шакурова, А. В. Аржиловский, В. В. Васильев // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 2012.— № 1.— С. 79-81.

23 Усманов, Т. С. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Т. С. Усманов, И. 3. Муллагалин, И. С. Афанасьев, Р. К. Мухаметшин, 3. Ф. Хатмуллин, К. В. Абабков, А. Г. Пасынков // НТЖ «Технологии ТЭК».— 2005.— № 5 (24).— С. 48-55.

24 Владимиров, И. В. Зависимость эффективности ГРП от расположения скважины в системе нагнетательных и добывающих скважин на залежи / И. В. Владимиров, Н. И. Хисамутдинов, М. С. Антонов, В. В. Васильев, А. В. Аржиловский // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 2012.— № 1.— С. 61-63.

25 Владимиров, И. В. Влияние ГРП на выработку неоднородного по проницаемости участка пласта / И. В. Владимиров, Н. И. Хисамутдинов, А. В. Аржиловский, А. А. Чусовитин, Р. А. Гнилицкий // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 2012.— № 1.— С. 68-71.

26 Мирзаджанзаде, А. X. Моделирование процессов нефтегазодобычи / А. X. Мирзаджанзаде, М. М. Хасанов, Р. Н. Бахтизин.— Москва-Ижевск: ИКИ, 2004.—368 с.

27 Стабинскас, А. П. Анализ влияния агентов закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта / А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов, А. Р. Хафизов, Г. А. Борисов // НТЖ «Нефтегазовое дело», 2011.— С. 45-49.

28 Султанов, Ш. X. Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти / Ш. X. Султанов, Ю. А. Котенев, В. Е. Андреев, А. П. Стабинскас, И. В. Грехов. // НТЖ «Георесурсы».— 2012.— № 3 (45).— С. 40-43.

29 Бадьянов, В. А. Методы компьютерного моделирования в задачах нефтепромысловой геологии / В. А. Бадьянов.— Тюмень, 2010.— 135 с.

30 Галиева, М. X. Кластеризация скважин по геолого-технологическим параметрам с целью прогнозирования гидравлического разрыва пласта / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // «Нефтегазовые технологии и новые материалы (проблемы и решения)».— Уфа: ООО «Монография», 2012.—Вып. 1 (6).—С. 150-153.

31 Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. / Ю. П. Желтов. — М.: ОАО "Издательство Н. Карпова О. М., Ганиев Б. Г., Гумаров Н. Ф.

32 Cressie, N. А. С., The Origins of Kriging // Mathematical Geology. — V. 22.— 1990.—P. 239-252.

33 Хайдар, А. Опыт применения гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть» [Текст] / А. Хайдар, И. Вафин, А. Никитин [и др.] // SPE 117418.—2008.

34 Бакиров, А. И. О коэффициенте вытеснения нефти / А. И. Бакиров, И. М. Бакиров // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2006.— № 3.— С. 31-33.

35 Усманов, Т. С. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] / Т. С. Усманов, И. 3. Мул-лагалин, И. С. Афанасьев [и др.] // НТЖ «Технологии ТЭК».— 2005. — № 5 (24).—С. 48-55.

36 Усманов, Т. С. Анализ влияния ГРП на нефтеотдачу пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» / Т. С. Усманов, И. 3. Муллагалин,

И. С. Афанасьев, Р. К. Мухаметшин, И. Ф. Хатмуллин, К. В. Абабков, А. Г. Пасынков // НТЖ «Технологии ТЭК».— 2005.— № 5 (24).— С. 48-55.

37 Каневская Р. Д. Оценка влияния гидроразрыва на дебит скважин в неоднородных коллекторах // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1999. — № 2.— С. 26-28.

38 Гузеев, В. В. Результаты применения гидроразрыва пласта на месторождениях Ханты-Мансийского автономного округа [Текст] / В. В. Гузеев, А. А. Поздняков, Г. С. Зайцев // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2002. — № 6.— С. 116-119.

39 Борисов Ю. П. Влияние неоднородности пластов на разработку нефтяных местрождений / Ю. П. Борисов, В. В. Воинов, 3. К. Рябинина.— М.: Недра, 1970.

40 Тимашев, Э. М. Анализ эффективности и прогноз объёмов применения технологий гидроразрыва пласта БС4-5 Приобского месторождения [Текст] / Э. М. Тимашев, Г. М. Еникеева, А. Н. Никитин [и др.] // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2006.— № 9 — С. 40-42.

41 Саттаров, Р. 3. Анализ выработки запасов нефти в заводненных зонах многопластового нефтяного месторождения / Р. 3. Саттаров, Р. Г. Абдулма-зитов, А. Г. Петухов, И. Н. Файзуллин // Сб. докладов региональной научно-практической конференции «Внедрение современных технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами».— Ижевск, 2003,— С. 30-35.

42 El-Khatib, N. Water flooding Performance of Communicating Stratified Reservoirs With Log-Normal Permeability Distribution / N. El-Khatib // SPE 59071.— 1999.

43 Дементьев, А. Ф. Изучение свойств неоднородных терригенных нефтяных пластов / А. Ф. Дементьев, Ф. С. Акбашев, В. М. Файнштейн.— М.: Недра, 1980.—211 с.

44 Гусев, С. В. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири [Текст] / С. В. Гусев, J1. С. Бриллиант,

A. Н. Янин // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: материалы совещания (г. Альметьевск, 1995 г.). — М.: ВНИИОЭНГ, 1996. — С. 291-303.

45 Гусев, С. В. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» [Текст] / С. В. Гусев, Я. Г. Коваль.

46 И. С. Афанасьев [и др.] // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2005.— № 8.— С. 62-64.

47 Борисов Ю. П., Рябинина 3. К., Воинов В. В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю. П. Борисов, 3. К. Рябинина, В. В. Воинов.— М.: Недра, 1976.

48 Муллагалин, И. 3. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении / И. 3. Муллагалин, Т. С. Усманов.

49 Токарев, М. А. Использование геолого-статистических моделей для контроля текущей нефтеотдачи / М. А. Токарев // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1983. — № 11.

50 Лысенко, В. Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений /

B. Д. Лысенко. — М.: Недра, 1987. — 247 с.

51 Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Р. Д. Каневская. — М.: Недра, 1999. — 213 с.

52 Dykstra Н., Parsons R.L. The Prediction of Oil Recovery by Water flooding. Secondary Recovery of Oil in the United States, 1948 API Spring Meeting, Los Angeles, May.

53 Мукминов, И. P. Гидравлический разрыв пласта как метод совершенствования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии [Текст] / И. Р. Мукминов, И. 3. Муллагалин, А. Н. Никитин [и др.] // SPE 138056.— 2010.

54 Токарев, М. А. Сравнительная оценка надежности способов контроля за эффективностью методов повышения нефтеотдачи и пути их

совершенствования / М. А. Токарев, А. С. Чинаров, А. М. Вагизов, Д. Ф. Ситдикова // НТЖ «Интервал».— 2003.— № 8 (55).— С. 55-58.

55 Лысенко, В. Д. Определение эффективности гидравлического разрыва нефтяного пласта [Текст] / Лысенко В. Д. // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1999.—№ 11.—С. 13-18.

56 Hansen С.Е., Fanchi J.R.: Producer/Injector Ratio: The Key to Understanding Pattern Flow Performance and Optimizing Water flooding, SPE 86574.

57 Краснов, В. А. Модели работы скважины для решения задачи идентификации параметров пласта по данным эксплуатации / В. А. Краснов, Е. В. Юдин, А. А. Лубнин // Научно-технический вестник НК «Роснефть».— 2010,—№2.

58 Кольчугин И. С. // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1991.— № 7.— С. 15-18.

59 Hansen С.Е. A General Pattern Flow Theory for Maximizing Water flooding Rates. MS thesis, Colorado School of Mines, Golden, Colorado (May 2001).

60 Чоловский, И.П. К оценке неоднородности пластов-коллекторов / И. П. Чоловский // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1971.— № 1.— С. 37-39.

61 Лысенко В. Д. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений / В. Д. Лысенко, В. И. Грайфер.— М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2001.— С. 562.

62 Вайнберг, Я. К. Статистические методы расчленения неоднородных объектов с использованием марковских условных вероятностей / Я. К. Вайнберг // НТЖ «Геология и геофизика».— 1982.— № 7.

63 Курамшин, Р. М. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района [Текст] / Р. М. Курамшин, С. В. Иванов, Н. Д. Кузьмичев // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1997.— № 12.—С. 58-60.

64 Ивин, М. О. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенствования

технологии его выполнения [Текст] / М. О. Ивин, Г. А. Малышев // НТЖ «Интервал».— 2001 — № 11.—С. 6-13.

65 Краснов, В. А. Определение параметров продуктивного пласта с помощью анализа промысловых данных работы добывающих скважин / В. А. Краснов, И. В. Судеев, Е. В. Юдин, А. А. Лубнин // Научно-технический вестник НК «Роснефть».— 2010.— № 1.

66 Жданов, С. А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин [Текст] / С. А. Жданов, С. В. Константинов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 1995.— № 9.— С. 24.

67 Крылов, А. П. О темпах разработки нефтяных месторождений // В кн.: Экономика и организация промышленного производства.— Новосибирск, 1980.—С. 66-74.

68 Кудряшов, С. И. Гидроразрыв пласта как способ разработки низкопроницаемых коллекторов [Текст] / С. И. Кудряшов, С. И. Бачин, А. Н. Никитин [и др.] // НТЖ «Нефтяное хозяйство». — 2006. — № 7. — С. 80-83.

69 Гутман, И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа: Учебник для вузов / И. С. Гутман.— М.: Недра,— 1985.—223 с.

70 Константинов, С. В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом [Текст] / С. В. Константинов, В. И. Гусев // Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело».— М.: ВНИИОЭНГ, 1985.—61 с.

71 Назаров, С. Н. Методика прогнозирования технологических показателей на поздней стадии разработки нефтяных залежей / С. Н. Назаров, Н. В. Сипачев //Известия вузов "Нефть и газ".— 1972.— № 10.— С. 41—46.

72 Каневская, Р. Д. Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи [Текст] / Р. Д. Каневская, И. Р. Дияшев, Ю. В. Некипелов // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2002.— №5.— С. 96-100.

73 Овнатанов, С. Т. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений / С. Т. Овнатанов, К. А. Карапетов.— Л.: Недра, 1970.

74 Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М. Л. Сургучев.— М.: Недра.— 1985.— 308 с.

75 Крамар Г. О., Гапонова Л. М. // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 1999.—№6.—С. 41-43.

76 Мартос, В. Н. Влияние геологических и технических факторов на коэффициент нефтеотдачи / В. Н. Мартос. и др. // Геология нефти и газа.— 1982.—№4.—С. 1-4.

77 Карнаухов, М. Л. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона [Текст] / М. Л. Карнаухов, Г. О. Крамар, Л. М. Гапонова // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 1999.— №6.—С. 41-44.

78 Рябоконь, С. А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин / С. А. Рябоконь.— ОАО НПО «Бурение», 2006.— С. 264.

79 Стабинскас, А. П. Лабораторные исследования эффективности жидкости гидроразрыва пласта / А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Разведочная и промысловая геофизика: Сб. докладов.— 2014.— № 8.— С. 94-96.

80 Стабинскас, А. П. Оценка влияния геологических показателей и реологических свойств флюидов продуктивных пластов на добычу нефти / А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Материалы Всерос. 41-й научно-техн. конференции молодых ученых, аспирантов и студентов.— Уфа, 2014.— Т. 1.— С. 88-90.

81 Крылов, А. П. Состояние теоретических работ по проектированию разработки нефтяных месторождений и задачи по улучшению этих работ / А. П. Крылов // Опыт разработки нефтяных месторождений: Труды Всесоюз. совещ. работников по добыче нефти, г. Куйбышев, 19-23 июня 1956 г.— М.: Гостоптехиздат, 1957.— С. 116-139.

82 Николаев М. В. НТЖ «Георесурсы» / М. В. Николаев.— Казань, 2001.—№4. —С. 22-23.

83 Валеев, М. Д. Предварительные результаты испытаний технологии одновременно-раздельной добычи нефти и закачки попутной воды в ниже-

лежащий горизонт / М. Д. Валеев, А. А. Гиматдинов, А. М. Бадретдинов и др. // НТЖ «Нефтепромысловое дело».— 2011.— № 5.— С. 45-49.

84 Бортников, А. Е. Эксплуатация обводнённых скважин установками электроцентробежных насосов / А. Е. Бортников, М. Д. Валеев // НТЖ «Нефтяное хозяйство».— 2011.— № 8.— С. 127-129.

85 Стабинскас, А. П. Оценка эффективности работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта [Текст ] / А. П. Стабинскас // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов.— 2014.— № 1(95). —С. 10-19.

86 Стабинскас, А. П. Анализ влияния геолого-физических характеристик пластовых систем на эффективность добычи углеводородов из продуктивных объектов месторождений Западной Сибири [Текст ] / А. П. Стабинскас, Д. И. Юлуева, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. науч. тр. — Уфа: ООО «Монография», 2012. — Вып. 1 (16). —С. 114-125.

87 Галиева, М. X. Кластеризация скважин по геолого-технологическим параметрам с целью прогнозирования гидравлического разрыва пласта [Текст] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография», 2012.—Вып. 1 (16).—С. 150-154.

88 Галиева, М. X. Геолого-технологический анализ гидравлического разрыва пласта в терригенных коллекторах пашийского и кыновского горизонтов [Текст ] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография», 2012.— Вып. 1 (16).— С. 150-154.

89 Стабинскас, А. П. Группирование продуктивных объектов месторождений углеводородов центральной части Западной Сибири [Текст ] / А. П. Стабинскас, Д. И. Юлуева, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии

и новые материалы, проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография», 2013— Вып. 2 (7).—С. 111-119.

90 Стабинскас, А. П. Анализ эффективности применения различных модификаций гидравлического разрыва пласта [Текст] / А. П. Стабинскас // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тр. Международ, научно-практ. конф.— Уфа, 2014,— С. 47-^8.

91 Султанов, Ш. X. Моделирование эффективности гидравлического разрыва пласта комплексом статистических методов [Текст ] / Ш. X. Султанов, В. Е. Андреев, А. П. Стабинскас, И. В. Грехов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: Сб. науч. тр.— Уфа: ООО «Монография», 2014.—Вып. 3 (8).— С. 143-152.