Изучение эксплуатационных характеристик коллекторов с макронеоднородностями, вскрытых трещиной гидроразрыва по комплексу промыслово-геофизических и гидродинамических методов тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат наук Мусалеев Харис Закариевич

• Мусалеев Харис Закариевич
• кандидат наук
• 2019

Оглавление диссертации кандидат наук Мусалеев Харис Закариевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1.ВОЗМОЖНОСТИ СОВРЕМЕННОГО КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ И МОНИТОРИНГЕ СОСТОЯНИЯ МАКРОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ, ВСКРЫТЫХ ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА

1.1 Гидроразрыв пласта и его роль в системе разработки залежи

1.1.1 Технология гидроразрыва пласта

1.1.2 Трещины МГРП в горизонтальном стволе

1.1.3 Нестабильные трещины гидроразрыва

1.1.3.1 Нестабильные трещины мини-ГРП

1.1.3.2 Нестабильные трещины авто-ГРП

1.2 Система контроля процесса создания и текущего состояния трещины ГРП, роль промыслово-геофизических и гидродинамических методов исследования скважин

1.2.1 Геолого-промысловые и геофизические методы диагностики и определения геометрических параметров трещин

1.2.1.1 Контроль направления развития трещин и оценка их геометрии (микросейсмика+наклонометрия)

1.2.1.2 Оценка геометрических параметров созданной трещины (ГИС открытого ствола)

1.2.1.3 Оценка направления искусственных и естественных трещин (трассирование фильтрационных потоков при помощи индикаторных веществ)

1.2.2 Геофизический мониторинг трещин при помощи точечно-распределённых СИИС

1.2.3 Промыслово-геофизический и гидродинамический мониторинг процесса создания и текущего состояния трещин

1.2.3.1 Гидродинамико-геофизический мониторинг процесса создания трещин

1.2.3.2 Гидродинамический мониторинг текущего состояния трещин ГРП

1.2.3.3 Информативные возможности промыслово-геофизических исследований действующих скважин с трещинами гидроразрыва

1.2.3.4 Особенности контроля трещин авто-ГРП

1.2.3.5 Особенности контроля трещин МГРП в горизонтальном стволе

1.3 Перспективы и пути развития современных методов контроля разработки при диагностике и оценке параметров пластов при вскрытии макронеоднородной толщи трещиной ГРП

ГЛАВА 2.АНАЛИЗ ИНФОРМАТИВНОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ - ОСНОВА ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЕДЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ И МЕТОДОВ ИНТЕРПРЕТАЦИИ РЕЗУЛЬТАТОВ

2.1 Принципы анализа информативности

2.1.1 Математическая модель как основа анализа информативности результатов исследования скважин

2.1.2 Модели для анализа информативности исследований пластов с искусственными трещинами

2.1.3 Проверка базового варианта

2.2 Основные выводы к главе

ГЛАВА 3. ИНФОРМАТИВНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ТЕРМОМЕТРИИ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ ТРЕЩИН МИНИ-ГРП

3.1 Мини-ГРП как специфический объект контроля

3.2 Особенности подхода к моделированию

3.3 Анализ результатов моделирования

3.4 Основные выводы к главе

ГЛАВА 4. МОНИТОРИНГ РАЗРАБОТКИ МАКРОНЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ, ВСКРЫТЫХ ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНОЙ С МГРП (ОЦЕНКА ПРИТОКОВ)

4.1 Трещины множественного гидроразрыва, технология создания и диагностика

4.2 Модель МГРП, положенная в основу анализа информативности ГДИС и ПГИ

4.3 Анализ результатов моделирования

4.4 Опробование методики

4.5 Основные выводы к главе

ГЛАВА 5. РОЛЬ НЕСТАБИЛЬНЫХ ТРЕЩИН ПРИ ОЦЕНКЕ ИНДИВИДУАЛЬНЫХ СВОЙСТВ МАКРОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ

5.1 Нестабильные трещины в нагнетательных скважинах, условия возникновения и диагностика

5.2 Модель авто-ГРП, положенная в основу анализа информативности ГДИС и ПГИ

5.3 Основные закономерности динамики давления при управлении размерами нестабильных трещин

5.3.1 Подход к анализу результатов моделирования

5.3.2 Контроль роста нестабильной трещины по высоте в пределах непроницаемой толщи вмещающих горных пород

5.3.3 Контроль роста нестабильных трещин по высоте при подключении к закачке дополнительных толщин, близких по проницаемости к перфорированным

5.3.4 Контроль роста нестабильных трещин по высоте при подключении к закачке дополнительных толщин с аномальной проницаемостью

5.3.4.1 Толщины перфорированных и не перфорированных коллекторов равны

5.3.4.2 Толщины перфорированных и неперфорированных коллекторов существенно отличаются друг от друга

5.3.5 Контроль роста нестабильных трещин в длину при подключении к закачке дополнительных толщин с разной проницаемостью, но равными мощностями

5.3.6 Контроль нестабильных трещин, вскрывающих коллекторы с различными энергетическими характеристиками

5.4 Возможность и результативность совместной интерпретации результатов гидродинамических и промыслово-геофизических исследований

5.4.1 Дополнительные информативные возможности расширенной технологии гидродинамических исследований

5.5 Опробование методики

5.6 Основные выводы к главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

В условиях истощения традиционных запасов углеводородов все большее внимание уделяется месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). На сегодняшний день к ТРИЗ относится около 70% запасов в России, из них большая часть принадлежит залежам с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). Рентабельное вовлечение таких объектов в эксплуатацию требует специальных технологий, способных повысить продуктивность скважин. Одной из наиболее часто применяемых технологий является гидроразрыв пласта (ГРП).

Трещина ГРП позволяет объединить совокупность тонких пропластков в единый объект разработки и улучшить качество вскрытия в условиях формирования глубоких зон проникновения, увеличить зону дренирования по сравнению со вскрытием без ГРП.

История практического применения гидроразрыва пласта (ГРП) в нефтегазовой отрасли насчитывает уже более 70 лет. За этот период ГРП превратился в одну из основных технологий вскрытия пластов низкой проницаемости, разработка которых «стандартными» способами нерентабельна из-за малых дебитов скважин.

Как правило, подобные коллекторы характеризуются ярко выраженной макронеоднородностью фильтрационно-емкостных свойств как по высоте, так и по простиранию пласта. С одной стороны, этот фактор повышает значимость ГРП, как одного из основных факторов интенсификации притока. Однако, с другой стороны, от характера и степени неоднородности объекта разработки зависит специфика как условий дренирования вскрытого трещиной пласта, так и контроля его выработки, что требует тщательного изучения.

Не менее важным является исследование и учет при разработке степени неоднородности коллектора в нагнетательных скважинах. Здесь, в первую очередь, следует сказать об актуальности исследования так называемых трещин

«авто-ГРП». Отличительной особенностью данных трещин является их нестабильность - способность менять геометрические размеры в процессе изменения режима закачки.

Вопросы диагностики авто-ГРП, учета его негативного влияния на разработку и контроля параметров пластов, вскрытых трещиной, также интересуют исследователей достаточно давно. В этом случае особенности выработки, связанные с макронеоднородностью коллектора, выражены наиболее ярко.

Здесь следует подчеркнуть, что под макронеоднородностью автор понимает контрастные изменения свойств коллектора в областях, соизмеримых по размеру с элементами заканчивания скважины (протяженность перфорированных зон, длина и высота трещин и прочее).

И наконец, говоря о проблеме контроля выработки макронеоднородного коллектора, вскрытого искусственными макротрещинами, нельзя не упомянуть горизонтальные скважины с размещением вдоль ствола серии трещин ГРП (ГС с МГРП). В условиях аномально низких ФЕС данный способ вскрытия обладает максимальной эффективностью.

Размеры зоны дренирования коллектора в данном случае столь велики, что учет влияния изменения фильтрационных свойств по высоте и простиранию необходим даже при экспрессном анализе динамики его выработки.

Необходимо отметить, что контроль такого сложного объекта, как вскрытый трещиной гидроразрыва макронеоднородный коллектор, должен быть непрерывным с обязательным охватом периода создания трещины, в том числе цикла мини-ГРП.

Итак, эффективная разработка макронеоднородных коллекторов в условиях ГРП нуждается в результативном контроле. Его основой являются комплексные гидродинамические (ГДИС) и промыслово-геофизические (ПГИ) исследования.

Сложность исследуемых объектов (неоднородное строение пласта, низкие ФЕС, сложные способы заканчивания скважин) определила необходимость в усовершенствовании существующих подходов к описанию данных объектов и методики комплексной интерпретации ГДИС и ПГИ.

Расширение возможностей ГДИС и ПГИ при диагностике и оценке подобных объектов при их вскрытии искусственными макротрещинами является актуальной задачей современного контроля разработки месторождений, что и определило цель данной диссертационной работы.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Изучение эксплуатационных характеристик коллекторов с макронеоднородностями, вскрытых трещиной гидроразрыва по комплексу промыслово-геофизических и гидродинамических методов»

Цель работы

Разработка и внедрение методики проведения комплексных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований коллекторов с макронеоднородностями вскрытых искусственными макротрещинами с целью обоснования мероприятий по повышению эффективности и оптимизации выработки пласта.

Основные задачи исследований

1. Анализ информативных возможностей ПГИ и ГДИС в добывающих и нагнетательных скважинах при вскрытии макронеоднородного коллектора или системы пластов с контрастными фильтрационными свойствами трещиной ГРП.

2. Обоснование методики определения профилей приемистости и проницаемости макронеоднородного коллектора в интервале вскрытия трещиной гидроразрыва по результатам геофизических исследований при контроле мини-ГРП.

3. Разработка и обоснование методики определения доли притока из трещин в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом макронеоднородного пласта по данным промыслово-геофизических исследований скважин.

4. Разработка и обоснование методики определения непроизводительной закачки, а также фильтрационных (продуктивных и

энергетических) свойств пластов, дренируемых совместно трещиной авто-ГРП в нагнетательных скважинах по данным промыслово-геофизических и гидродинамических методов.

Методика исследований

Для решения задач, поставленных в диссертационной работе, был проведен и обобщен анализ отечественных и зарубежных публикаций по данным тематикам; математическое моделирование процессов тепломассопереноса для вышеперечисленных задач; обработка, интерпретация и анализ промыслово-геофизических и гидродинамических исследований скважин.

В ходе работы автором использовалось программное обеспечение: «Eclipse 100», «Eclipse 300» (Schlumberger), «Saphir», «Topaze» (Kappa Engineering), «Камертон-Контроль» (НПП «ГЕТЕК»).

Достоверность научных выводов и рекомендаций подтверждена обобщением и анализом результатов, опубликованных в отечественных и зарубежных изданиях; оценкой информативности предложенных методов исследований и достоверности выявленных закономерностей поведения изучаемых геофизических полей на базе математического моделирования и многочисленных исследований в скважинах; результатами практического применения и внедрения предложенных подходов к исследованиям макронеоднородных пластов с мактротрещинами.

Научная новизна

1. На основе моделирования релаксации теплового поля в коллекторе с макронеоднородностями в интервале мини-ГРП установлена зависимость профиля температуры от размеров трещины и длительности периода ее формирования. Предложена методика определения относительных профилей приемистости и проницаемости вскрытого трещиной пласта, в основе которой лежит совместный анализ разновременных термограмм в простаивающей после

гидроразрыва скважине с учетом кратковременного и нестабильного по интенсивности теплового воздействия на пласт.

2. Изучены особенности теплового поля в горизонтальной скважине при интенсивном кратковременном тепловом воздействии на пласт в процессе большеобъемного многостадийного ГРП. Установлено превалирующее воздействие закачки по сравнению с другими термодинамическими эффектами, позволившее обосновать способ экспрессной оценки профиля притока по результатам термических исследований в действующей скважине на основе эффекта калориметрического смешивания при использовании в качестве фоновой температуры термограмму в цикле последующей остановки скважины.

3. Изучена информативность гидродинамических исследований в нагнетательных скважинах с трещиной авто-ГРП, подключающей к закачке дополнительные толщины. Обоснована взаимосвязь интегральной гидропроводности, оцененной в циклах закачки (трещина открыта) и остановки (трещина закрыта), позволяющая:

- при наличии априорной информации о работающих толщинах по результатам ПГИ, а также длины трещины по результатам ГДИ оценить фильтрационные свойства подключаемого трещиной пласта.

- при проведении дополнительного цикла ГДИС с низкой репрессией закачки (при закрытой трещине) определить расход непроизводительной закачки.

Защищаемые положения

1. По результатам экспрессного мониторинга динамики температуры в периоды проведения мини-ГРП и последующей релаксации термобарического воздействия на трещину возможна приближенная оценка профилей приёмистости и проницаемости коллекторах с макронеоднородностями, причем короткая продолжительность теплового воздействия на пласт позволяет решить задачу в отсутствии априорных данных о геометрии трещины.

2. Основой корректного определения профиля притока при вскрытии макронеоднородного коллектора низкой проницаемости горизонтальным стволом с множественным большеобъемным ГРП является термические исследования в период запуска скважины на технологический режим отбора после проведения ГРП с диагностикой аномалий калориметрического смешивания в интервалах портов и температуры поступающего из пласта флюида в обоснованные моделированием периоды времени, характеризуемые минимумом влияния возможных помех.

3. Гидродинамические и промыслово-геофизические исследования для оценки непроизводительной закачки, связанной с подключением к перфорации нестабильной трещиной авто-ГРП дополнительных контрастных по проницаемости и энергетическому состоянию толщин, максимально информативны при целенаправленном управлении размерами трещин циклическими репрессиями ниже и выше порога разрыва пласта с обязательным анализом темпа изменения давления в периоды закачки и остановки скважины.

Основными защищаемыми результатами являются

1. Обоснованная моделированием и результатами промысловых исследований методика определения относительного профиля приемистости и проницаемости макронеоднородного коллектора, вскрытого трещиной мини-ГРП, на основе сопоставления разновременных термограмм, зарегистрированных непосредственно после выполнения мини-ГРП.

2. Способ количественной оценки профиля притока в горизонтальных нефтяных скважинах с многостадийным ГРП по результатам термических исследований по окончании операции гидроразрыва позволяет выполнять расчеты в отсутствии априорной информации об интенсивности термодинамических эффектов (адиабатического расширения, дросселирования и прочее) за счет создания в пласте контрастного температурного фона.

3. Способ базируется на проведении температурных измерений на обоснованном моделированием оптимальном режиме технологического отбора, длительность которого обеспечивает формирование необходимой для расчетов контрастности температурных аномалий в интервалах притока и достаточна для очистки пласта от закачиваемой жидкости.

4. Обоснованная моделированием и результатами промысловых исследований методика комплексной интерпретации ГДИ и ПГИ в нагнетательных скважинах с трещиной авто-ГРП, подключающей дополнительно работающие толщины с контрастными коллекторскими свойствами для определения фильтрационно-емкостных характеристик пластов и расхода непроизводительной закачки, основанная на сопоставлении интегральной гидропроводности пластов в циклах закачки с различной репрессией и в статике.

Практическая значимость и личный вклад

Разработан алгоритм проведения и комплексной интерпретации результатов ПГИ и ГДИС в нагнетательных скважинах с трещинами авто-ГРП, позволяющий определить объемы непродуктивной закачки, а также фильтрационные свойства подключённого трещиной пласта. На основании данных результатов появляется возможность оптимизации системы заводнения с учетом потери закаченной жидкости в нецелевые пласты.

Предложена методика определения доли притока из трещин в горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом по данным ПГИ. Полученная информация позволяет скорректировать дальнейшие работы по стимулированию пластов, оценить успешность гидроразрывов, а также оптимизировать добычу в горизонтальных скважинах с МГРП.

Разработан алгоритм определения профиля относительной проницаемости по данным ПГИ для скважин с мини-ГРП. Данные результаты дают возможность выполнить калибровку профиля проницаемости, повышая качество исходной

информации для планирования последующих работ по вскрытию и освоению пласта.

Основной личный вклад автора заключается:

- в обосновании и разработке численных моделей для описания тепломассопереноса в неоднородных пластах, вскрытых искусственными макротрещинами гидроразрыва пласта (ГРП), в том числе трещинами тестового гидроразрыва (мини-ГРП), нестабильными, спонтанными трещинами в нагнетательных скважинах (авто-ГРП), трещинами множественного гидроразрыва в горизонтальных стволах (МГРП);

- в выполненном на основе моделирования и промысловых экспериментов анализе информативности ПГИ и ГДИС в скважинах с искусственными макротрещинами, и получении на его основе результатов с описанной выше научной новизной.

Реализация в промышленности

Предложенные автором методики исследований позволили увеличить информативность комплексных ПГИ и ГДИС на скважинах, вскрывающих макронеоднородные пласты низкой проницаемости и имеющие искусственные макротрещины. Данные методики применяются на объектах ОАО «Газпромнефть», относящихся к категории трудноизвлекаемых запасов.

На основании предложенных автором методик было проведено более 50 комплексных промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. На основе их результатов была обоснована результативность проведения МГРП, оценка эффективности мероприятий по поддержанию пластового давления.

Апробация работы

Результаты работы были представлены на научно технических конференциях и семинарах:

- «Российская нефтегазовая техническая конференция БРЕ», г. Москва, 16-18 октября 2017г.;

- «21 -ые Губкинские чтения», Москва, 24 - 25 марта 2016 г.;

- «5-я научно-техническая конференция молодых ученых «Газпромнефть-НТЦ»»;

- «4-я научно-техническая конференция молодых ученых «Газпромнефть-НТЦ»», Санкт-Петербург, июля 2015 г.;

- «69-я Международная научная студенческая конференция «Нефть и газ»», Москва, 14 - 16 апреля 2015 г.;

- «68-я Международная научная студенческая конференция «Нефть и газ»», Москва, 14 - 16 апреля 2014 г.;

- «20-ые Губкинские чтения», Москва, 28 - 29 ноября 2013 г.

ГЛАВА 1. ВОЗМОЖНОСТИ СОВРЕМЕННОГО КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ ПРИ ДИАГНОСТИКЕ И МОНИТОРИНГЕ СОСТОЯНИЯ МАКРОНЕОДНОРОДНЫХ ПЛАСТОВ, ВСКРЫТЫХ

ТРЕЩИНОЙ ГИДРОРАЗРЫВА

1.1 Гидроразрыв пласта и его роль в системе разработки залежи

1.1.1 Технология гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта (ГРП) был впервые применен для повышения продуктивности малодебитных скважин в 40-х годах в Канзасе. Дальнейшее развитие этот метод получил в США, так в 90-ые годы данная операция была применена в 40% нефтяных и 70% газовых скважин [126].

С тех пор гидравлический разрыв пласта превратился в одну из самых популярных технологий вскрытия скважин [10,13,40,41 и др.], особо эффективную при разработке коллекторов низкой проницаемости. Основная цель проведения ГРП - создание трещин в коллекторах с целью улучшения качества вскрытия пласта как по латерали, так и по вертикали, а в условиях коллекторов с глинистыми перемычками - еще и увеличение зоны дренирования скважин [134]. Трещины создаются путем закачки рабочего агента в скважину и целевую зону пласта в большом количестве и при высоком давлении. В качестве рабочей жидкости обычно используют смесь воды, химических добавок и пропанта. Данные компоненты помогают создать трещину и закрепить её в раскрытом виде. Протяженность трещин может достигать десятков, или даже первых сотен метров [28,77,135]. В качестве пропанта обычно используется песок, керамические гранулы или другие несжимаемые материалы, способные закреплять трещину и обеспечивать ее проницаемость.

Повышение экономической эффективности разработки «нетрадиционных-слабопроницаемых» коллекторов привело к тому, что гидроразрыв пласта, как метод интенсификации, получил широкое применение по всему миру [23,40,42,126].

Дальнейшее совершенствование возможностей привело к появлению технологии гидроразрыва высокопроницаемых пластов, в которой процессы создания трещины производятся синхронно с гравийной набивкой фильтра (на американском жаргоне «frac&pack»), благодаря чему метод стал доминирующим для всех типов скважин в США [118].

Данная технология настолько усовершенствовалась, что предоставляется возможность проведения ГРП даже в случае близкого нахождения контакта нефти и воды или нефти и газа [107].

1.1.2 Трещины МГРП в горизонтальном стволе

В настоящее время гидроразрыв начал активно применяться в горизонтальных стволах. Создание системы распределенных по длине ствола трещин (МГРП) позволило существенно увеличить продуктивность скважин, обеспечив таким образом рентабельную добычу из пластов с аномально низкой проницаемостью [10,13,76,106,116].

За рубежом данная технология получила название MZST (Multizone stimulation technology). Суть МГРП состоит в увеличении контакта скважины с целевым пластом на всем протяжении горизонтального ствола.

Технология предусматривает использование пакерных компоновок. В горизонтальную часть скважины для изоляции интервалов спускают комплект оборудования - хвостовик с муфтами и заколонные пакеры. В процессе закачки жидкости муфты последовательно открываются путем сбрасывания шаров и отсекают нижерасположенные интервалы после проведения в них гидроразрыва. Основным преимуществом такой системы является то, что она позволяет использовать упрощенное заканчивание скважины без цементирования и перфорации хвоставиков [10].

1.1.3 Нестабильные трещины гидроразрыва

Современный контроль разработки наблюдает многочисленные примеры, в которых система пласт-трещина ведет себя нестабильно.

Проявляется нестабильность в изменении параметров трещины в течение времени.

В практике разработки месторождений нефти и газа наиболее типичны два случая появления нестабильных трещин. Для обоих из них закачка пропанта в полость трещины не предусмотрена.

Первый случай связан с эффектом так называемого «авто-ГРП», когда нестабильная трещина формируется в процессе нагнетания жидкости в пласт с давлением, превышающим давление разрыва [57,79,140]. Данный вид трещин существует практически в течение всего периода нагнетания с высоким давлением, и трещина меняет свои размеры в зависимости от репрессии.

Второй случай связан с технологией «мини-ГРП», когда нестабильная трещина существует короткий период времени, в течение которого проводится тест, предшествующий основному гидроразрыву [29,152].

Ниже дана подробная характеристика обеих из перечисленных ситуаций (Разделы 1.1.3.1, 1.1.3.2).

1.1.3.1 Нестабильные трещины мини-ГРП

«Мини-ГРП» (так называемый «тест ГРП») проводится перед основным циклом гидроразрыва пласта с целью оптимизации технологии его проведения (в том числе проверки и настройки компьютерной модели процесса).

Технология проведения «Мини-ГРП» включает в себя закачку в течение короткого промежутка времени (перед проведением основного гидроразрыва) жидкости под большим давлением без пропанта.

Трещина, образовавшаяся в результате воздействия закачки, является нестабильной, поскольку ничем не закреплена, и способна менять свои параметры в течение времени.

Создание небольшой трещины во время закачки и дальнейший анализ изменения давления во времени после ее прекращения являются главной целью данной операции.

Исторически мини-ГРП проводится перед основным гидроразрывом с целью получения необходимых параметров: чистого давления, давления смыкания, потери давления на перфорацию и в прискважиной зоне, а также информации о возможности ограничения роста трещины в высоту [29,30,155,157]. Время остановки закачки должно быть коротким, поскольку рабочий персонал и оборудование находятся в ожидании перед проведением основного ГРП, но достаточным для определения пластового давления и интегральной проницаемости в связи с тем, что названные параметры являются очень важными для дизайна ГРП и для разработки. Априорная информация о проницаемости значительно упрощает расчет времени остановки и ускоряет сам процесс проведения работ. Основная информация поступает после обработки измеренного давления.

Дизайн мини-ГРП готовится одновременно с планированием основной обработки.

1.1.3.2 Нестабильные трещины авто-ГРП

Яркие примеры появления нестабильных трещин можно видеть в случае контроля нагнетательных скважин, когда во время нагнетания воды в пласт образуются трещины, связанные с превышением давления на забое давления разрыва горных пород [40,65,135,145]. Таким образом, происходит незапланированный гидроразрыв пласта с подключением дополнительных макронеоднородных толщ. Данные трещины являются нестабильными, поскольку они не закрепляются пропантом и способны появляться лишь в тот момент, когда давление закачки превышает давление разрыва горных пород, слагающих пласты.

Если трещина развивается в пласте - целевом объекте разработки, находящемся на значительном удалении от других коллекторов, негативное влияние трещины на разработку выражается только в рисках гидродинамического взаимодействия скважин по простиранию пласта и возможном опережающем обводнений скважин.

Однако еще более существенным осложнением при разработке является ситуация, когда во вмещающих породах есть продуктивные и водоносные неоднородные коллекторы, которые могут быть дополнительно вскрыты трещиной при ее росте в высоту.

Наиболее неприятная для разработки (и одновременно наиболее интересная для исследования) особенность состоит в том, что трещины могут быть своеобразными каналами межпластового перетока, подключая к перфорации дополнительные толщины. С этим могут быть связаны такие негативные последствия, как незапланированный уход закачиваемой жидкости в невскрытые перфорацией пласты [90].

Данный случай не только мешает поддерживать необходимое пластовое давление в объекте разработки, но и может спровоцировать обводнение нефтеносных пластов вследствие открытия перетоков из водоносных пластов при повышении в них давления. Поэтому контроль динамики развития таких трещин и диагностика подключаемых ими к работе дополнительных толщин коллекторов имеют очень важное практическое значение.

1.2 Система контроля процесса создания и текущего состояния трещины ГРП, роль промыслово-геофизических и гидродинамических методов исследования скважин

Операции по выполнению гидроразрыва пласта не возможны без эффективного мониторинга параметров системы скважина-пласт, способствующего качественному и безопасному проведению работ [112].

Широкое внедрение технологии ГРП в практику разработки месторождений углеводородов не могло не повлиять на подходы к организации системы контроля выработки продуктивных коллекторов.

Современный контроль разработки месторождений углеводородов обладает широким арсеналом методических и технических средств мониторинга состояния и диагностики параметров системы «скважина-трещина-пласт».

Далее подробно рассмотрим информативные возможности и границы применимости основных методов контроля параметров трещин и вскрываемых ими коллекторов. В соответствии с темой диссертационной работы обратим особое внимание на потенциал их использования в случае дренирования трещинами макронеоднородных коллекторов и совместного вскрытия многопластовых систем, включающих коллекторы с контрастными фильтрационными свойствами и энергетическими состояниями.

1.2.1 Геолого-промысловые и геофизические методы диагностики и определения геометрических параметров трещин

1.2.1.1 Контроль направления развития трещин и оценка их геометрии (микросейсмика+наклонометрия)

На сегодняшний день одними из наиболее современных способов определения направления развития трещины и оценки ее геометрии являются методы микросейсмического мониторинга и наклонометрии. К сожалению, высокая стоимость не позволяет широко использовать их при контроле ГРП. Как правило, данные методы применяются исключительно на новых, неизученных месторождениях с целью улучшения эффективности технологий гидроразрыва, а также для корректировки компьютерной модели.

Большой спрос на проведение гидроразрыва привел к многочисленному развитию технологий для контроля ГРП. Так, например, наклономер получил свое развитие как один из методов контроля еще в 1980-ом году [127,158]. Наклономер измеряет изменение наклона поверхности земли, поэтому первоначальное применение он получил в определении направления развития трещины. Развитие технологий смогло увеличить чувствительность данного прибора до нано-радиана, совмещение его с мощной вычислительной техникой дает возможность данному методу производить измерения в реальном времени.

Усовершенствованные технологии микросейсмики позволяют определять геометрию гидроразрыва пласта на достаточно больших

расстояниях от наблюдения (на поверхности или в скважинах), а также контролировать процесс формирования трещин гидроразрыва в трехмерном отображении в режиме реального времени мониторинга [2,3,62].

Для проведения микросейсмического мониторинга необходимо установить сеть геофонов в наблюдающие скважины, либо на поверхность наблюдения.

Суть рассматриваемого метода заключается в регистрации сейсмоэмиссионных процессов, сопровождающих образование трещины зоны ГРП. Использование современных методов непрерывного наблюдения, специального оборудования и программного обеспечения дает возможность минимизировать риски и оптимизировать увеличение отбора углеводородов при вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов.

Обработка сейсмических волн, зарегистрированных в контрольных скважинах (Рисунок 1.2.1.1) и на поверхности наблюдения, позволяет определить месторасположение трещин, вертикальную и горизонтальную протяженность, азимут направления трещины и сложность трещины. Вышеупомянутое оборудование может также применяться для определения вертикального и горизонтального направления трещин. Результат используется для сверки и настройки компьютерной модели с целью уточнения прогноза направления и распространения трещин [2,93,104,108].

В некоторых случаях совмещение микросейсмического мониторинга и наклономера используется для получения модели, отображающей развитие трещины в реальном времени. Оператор, который получает данные результаты в режиме онлайн, может принимать решения немедленно, что, в свою очередь, повышает качество ГРП. Например, если по данным микросейсмического мониторинга в процессе многостадийного ГРП определяется, что трещина скоро распространится до естественного разлома, по которому возможно подтягивание пластовой воды, принимается решение об остановке данной стадии и о переходе на следующий интервал.

Описанные выше методы способны определить лишь региональные особенности трещин, для ее более детального изучения возникает необходимость в спуске приборов в скважину с целью анализа различных геофизических полей.

После проведения мероприятий по гидроразрыву проводят комплексные геофизические исследования скважины для оценки состояния пласта и параметров трещины. Наиболее широко используемые составляющие комплекса это: гамма-метод, спектральный гамма-метод, микроимиджер, термометрия, полномасштабный акустический каротаж, пассивная акустика (шумометрия) и гидродинамические исследования

[4,21,22,31,37,43,44,82,101].

Рисунок 1.2.1.1 - Схема проведения сейсмических исследований для

диагностики трещин ГРП В заключении данного раздела заметим, что дороговизна микросейсмики и наклонометрии не позволяет данным методам использоваться массово, их применение ограничивается только единичными скважинами.

1.2.1.2 Оценка геометрических параметров созданной трещины (ГИС открытого ствола)

В приствольной зоне пластов, которые подвергаются гидроразрыву, образуются области трещиноватости, которые могут быть выделены благодаря использованию радиоактивных изотопов [8,21,22,74,102]. Большую часть пропанта перемешивают с небольшим количеством активного пропанта или песка. Закачка данной смеси во время проведения гидроразрыва пласта дает возможность выделить интервал поглощения при помощи гамма-метода.

При контроле ГРП анализируются многоизотопные диаграммы-трассеры, которые отражают спектр гамма-излучения, что позволяет определить: 1) отношение высоты заполненной части трещины к высоте ее горловины; 2) распределение пропанта по стволу; 3) перфорации или намеченные интервалы, которые не подверглись стимулированию; 4) проницаемость трещины, как функция ее ширины и концентрации пропанта.

Formation Micro Imager (FMI) компании Schlumburger - это микросканер, основанный на регистрации электромагнитного поля набором датчиков микробокового каротажа, применяется в основном для изучения тонкослоистых разрезов. В одну из задач данного метода входит количественная оценка параметров трещин как естественных, так и искусственно созданных. Количественная интерпретация включает в себя определение углов падения, азимутов простирания, оценку плотности и кажущейся раскрытости трещин. Программа Borview в автоматическом режиме позволяет оценить кажущееся раскрытие трещин и их плотности. Интерпретатор проводит трассировку трещин, интерпретируя их по характеру раскрытости: открытые - электропроводящие (темные на изображении) и залеченные (закрытые) - неэлектропроводящие (светлые).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Мусалеев Харис Закариевич, 2019 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абрукин А.Л. Потокометрия скважин. - М.: Недра, 1978. - 253с.

2. Аксельрод С.М. Геофизический контроль гидроразрыва пласта в реальном времени: возможности и ограничения (по материалам зарубежной печати)// НТВ Каротажник. - 2014. - №238. - стр.84-116.

3. Александров С.И., Мишин В.А., Никонов Е.О., Буров Д.И., Шуфлинский Д.В. Успешный опыт микросейсмического мониторинга гидроразрыва пласта на нефтегазоконденсатных месторождениях Западной Сибири// НТВ Каротажник. - 2017. - №281. - стр.7-16.

4. Бадалов Г.И. Контроль разработки нефтяных месторождений геофизическими методами. - М.: МИНГ, 1991. - стр.64.

5. Барренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Теория нестационарной фильтрации жидкости и газа. -М.: Недра, 1972. - 288 с.

6. Барышников А.В., Габдрашидов Э.Ф., Никурова Л.Ф., Кременецкий М.И., Кокурина В.В., Гуляев Д.Н. Формирование системы промыслового мониторинга на основе долговременных исследований стационарными датчиками на приеме насоса // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №12. - стр.41-44.

7. Барышников А.В., Сидоренко В.В., Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Ридель А.А. Решение проблемы интерпретации результатов гидродинамических исследований низкопроницаемых коллекторов с гидроразрывом на основе анализа снижения дебита скважин// Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - стр.42-45.

8. Басин Я.Н., Степанов А.Г. Высокочувствительная термометрия в комплексе с ядерно-геофизическими методами для контроля за нефтяными месторождениями Западной Сибири // Новые методы и аппаратура ядерной геофизики. 1970. - стр. 116.

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

10. Билинчук А.В., Доктор С.А., Файзуллин И.Г., Шерекин А.С., Гималетдинов Р.А. История и опыт внедрения многостадийного гидроразрыва пласта в ОАО «Газпром нефти» // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №12. -стр. 40-43.

11. Блажевич В.А., Фахреев И.А., Глазков А.А. Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта. - М.: Недра, 1969. - 134 с.

12. Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Гидродинамические методы исследования скважин и пластов. - М.:Недра, 1973. - 246 с.

13. Бочкарев А.В., Буденный С.А., Никитин Р.Н., Митрушкин Д.А., Ерофеев А.А., Жуков В.В. Создание оптимального дизайна многостадийного гидроразрыва пласта с учетом особенностей залежей баженовской свиты // Нефтяное хозяйство. - 2017. - №3. - стр. 50-53.

14. Валлиулин Р.А., Рамазанов А.Ш. Термические исследования при компрессорном освоении нефтяных скважин. - Уфа: Издательство Башкирского государственного ун-та, 1992. - 168с.

15. Валиуллин Р.А., Ярулин Р.К. Особенности геофизических исследований действующих горизонтальных скважин // Вестник Академии наук Республики Башкортостан. - 2014. - Т. 19. - № 1. - C. 21-28.

16. Валиуллин Р.А., Шарафутдинов Р.Ф., Закиров М.Ф. Возможности формирования тепловой метки при двухфазном течении нефти и воды в горизонтальной скважине // НТВ Каротажник выпуск -2014. - №2 243. - стр.32-37.

17. Варламов А.И., Афанасенков А.П., Лоджевская М.И., Соловьев Б.А., Мкртчян О.М., Ларкин В.Н., Пешкова И.Н. Количественная оценка ресурсного потенциала углеводородного сырья России и ближайшие перспективы

наращивания его разведанной части // Геология нефти и газа. - 2013. - №10. -стр.4-13.

18. Вольпин С.Г., Ломакина О.В. Метод определения параметров низкопроницаемого пласта // Нефтяное хозяйство. - 1988. - №5. - стр.27-30.

19. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 2002. - 880с.

20. Вячистaя А.А., Кокурита В.В., Кременецкий М.И., Гришита Е.И., Морозовский Н.А. Диагностика сложных трещин в коллекторах низкой проницаемости по результатам гидродинамических исследований скважин / А.А. Вячистaя, В.В. Кокурита, М.И. Кременецкий, Е.И. Гришита, Н.А. Морозовский // НТВ Каротажник. - 2017. - №273. - стр.39-61.

21. Геофизические исследования скважин. Справочник мастера по промысловой геофизике / Под ред. В. Г. Мартынова, Н. Е. Лазуткиной, М. С. Хохловой. - М.: Инфра-инженерия, 2009. - стр.960.

22. Геофизические методы исследований скважин. Справочник геофизика / Под ред. В.М. Запорожца. - М.: Недра, 1983. - стр. 592.

23. Гилаев Г.Г., Манасян А.Э., Летичевский А.Е., и др. Гидравлический разрыв пласта как инструмент разработки месторождений Самарской области// Нефтяное хозяйство - 2014. - №11. - стр. 65-69

24. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. - М.: Недра, 1971. - 312с.

25. Городнов А.В., Добрынин В.М., Черноглазов В.Н., Рыжков В.И., Обработка волновых акустических полей и комплексная интерпретация данных ГИС в системе "Камертон", Труды Международной конференции и выставки по геофизическим исследованиям скважин "Москва 98", (8-11 сентября 1998 г.).

26. Гришина Е.И., Морозовский Н.А., Кременецкий М.И. Обоснование и прогноз продуктивности горизонтальных скважин на основе комплексных

гидродинамических и геофизических исследвоаний// Инженерная практика. -2016. - №07.

27. Гуляев Д.Н. Гидродинамические исследования при промыслово-геофизическом контроле нестабильно работающих скважин // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук: 25.00.10. - Москва: 2005. - стр.212.

28. Давлетбаев А.Я., Асалхузина Г.Ф., Иващенко Д.С., и др. Примеры гидродинамических исследований в скважинах с трещинами ГРП и авто-ГРП в низкопроницаемых коллекторах. // Материалы 14-й Международной научно-технической конференции Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча. Томск, 13-15 мая 2015.

29. Давлетбаев А.Я., Махота Н.А., Нуриев А.Х., Уразов Р.Р., Пестриков А.В., Сергейчев А.В. Планирование и анализ нагнетательных тестов при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых пластах с применением ПК «РН-ГРИД»// Нефтяное хозяйство. - 2018. - №10. - стр.77-83.

30. Давлетбаев А.Я., Федоров А.И., Махота Н.А.,и др. Примеры интерпретации данных мини-ГРП в низкопроницаемых коллекторах// SPE Conference Paper, 171175 - RU. - 2014. - c.1-7.

31. Дахнов В.Н. Интерпретация результатов геофизических исследований разрезов скважин. - М.: Недра, 1982. - 448 с.

32. Дахнов В.Н., Дьяконов Д.И. Термические исследования скважин. -М.: Гостоптехиздат, 1952. - 252с.

33. Дворкин И.Л., Валиуллин Р.А., Булгаков Р.Б., Загидуллина Ф.Г., Байков А.М., Демин Н.В. Термические способы исследования скважин в процессе их освоения, опробования и капитального ремонта // Нефтяное хозяйство. - 1986. - стр. 15-18.

34. Деркач А.С., Темиргалиев Р.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Марьенко Н.Н. Особенности и перспективы использования методов промыслово-

геофизического контроля на нефтяных и газовых месторождениях Оренбургской области. - М.: Недра, 1995. - 69 с.

35. Дияшев И.Р., Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Роль новых технологий в системе гидродинамических исследований компании «Сибнефть» // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12. - стр.42-45.

36. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. М., Недра, 1970. 150 с.

37. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю. Резванов Р.А., Африкян А.Н. Промысловая геофизика. Учеб. для вузов. Добрынин В.М., Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А., Африкян А.Н. Под ред. В. М. Добрынина, Н. Е. Лазуткиной — М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2004. - 400 с.

38. Добрынин В.М., Черноглазов В.Н., Городнов А.В. Новые возможности контроля за разработкой месторождений. Журнал "Нефтяное хозяйство", 1996 N 6, с.29-32.

39. Добрынин В.М., Черноглазов В.Н., Городнов А.В. Оценка коллектора по данным волновой акустики - новые возможности интерпретации. Журнал "Геофизика", 2000 N 2, с.27-38.

40. Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пласта. М.: Гостоптехиздат, 1957. - 98 с.

41. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта: Изв. АН СССР. ОТН, 1955. - №5: стр.3-41.

42. Закиров С.Н., Закиров Э.С., Закиров И.С., Баганова М.Н., Спиридонов А.В. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. - М.: - 2004. - 520 с.

43. Золоева Г.М., Лазуткина Н.Е. Комплексная интерпретация геофизических данных с целью оценки параметров коллекторов. Учебное пособие. - М.: МАКС Пресс. - 148 с.

44. Ивакин Б.Н., Карус Е.В., Кузнецов О.Л. Акустический метод исследования скважинМ.: «Недра», 1978. - 320 с.

45. Индрупский И.М. Новые подходы к исследованию нефтяных скважин и интерпретации получаемых данных // Диссертация на соискание ученой степени канд. техн. наук. - Москва: 2004. - 142с.

46. Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Ипатов А.И., Фахретдинов Р.Н., Гуляев Д.Н., Клочан И.П. Определение относительных фазовых проницаемостей в скважинных условиях // Нефтяное хозяйство. - 2008. - №5. - стр.39-42.

47. Ипатов А.И. Научные принципы и применение современных технологий геофизических исследований эксплуатационных скважин для контроля за динамикой разработки нефтегазовых залежей: Дисс. д.т.н., Москва, 1999. - 399 с.

48. Ипатов А.И., Городнов А.В., Петров Л.П., Шумейко А.Э., Скопинцев С.П.. Аппробация метода анализа амлитудно-частотных спектров сигналов акустического и электромагнитного шума при оценке фильтрации флюида в породах // НТВ Каротажник. - 2004. - №122. - стр.51-66.

49. Ипатов А.И., Гуляев Д.Н., Кременецкий М.И., Кричевский В.М., Мельников С.И., Каешков И.С., Морозовский Н.А. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов// Нефтяное хозяйство. - 2015. - №9. - с.68-72.

50. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов. - М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 780с.

51. Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Долговременный мониторинг промысловых параметров, как знаковое направление современных ГДИС// Инженерная практика. - 2012. - №9. - с.4-8.

52. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н. Современные технологии гидродинамических исследований скважин и их возрастающая роль в разработке месторождений углеводородов// Нефтяное хозяйство. - 2009. - №5.

- стр.2-7.

53. Ипатов А.И., Нуриев М.Ф. принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного долговременного мониторинга пластов и скважин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 10.

54. Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Гуляев Д.Н., и др. Гидродинамический и геофизический мониторинг разработки сложнопостроенных месторождений углеводородов// Нефтяное хозяйство.

- 2015. - № 9. - стр.68-72.

55. Каневская Р.Д. Математическое моделирование гидродинамических процессов разработки месторождений углеводородов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 128с.

56. Кокурина В.В. Влияние нестабильных трещин разрыва в нагнетательных скважинах на результаты ГДИС // НТВ Каротажник. - 2010. - №2 190. - стр. 81-97.

57. Кокурина В.В. Обоснование технологии промыслово-геофизических и гидродинамических исследований низкопроницаемых пластов, эксплуатируемых при гидроразрыве пласта: диссертация кандидата технических наук: 25.00.10 / Кокурина Валентина Владимировна. - М.: 2012. - 237 с.

58. Кокурина В.В., Кременецкий М.И., Кричевский В.М. Контроль эффективности повторного гидроразрыва пласта по результатм гидродинамических исслдеований.// НТВ Каротажник. - 2013. - №227. - стр.76101.

59. Колесникова А.А. Оптимизация комплексов ПГИ в горизонтальных скважинах при контроле разработки месторождений // Материалы 14-й

Международной научнотехнической конференции Мониторинг разработки нефтяных и газовых месторождений: разведка и добыча, Томск, 13-15 мая 2015.

60. Колесникова А.А., Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Коваленко И.В., Комаро В.С., Немирович Г.М. Промыслово-геофизические исследования горизонтальных скважин при низком нестабильном притоке// нефтяное хозяйство. - 2016. - №8. - стр.84-88.

61. Комаров С.Г. Геофизические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1973. - 368 с.

62. Конопелько А, Суковатый А, Митин А. и др. Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта в условиях сложнопостроенных коллекторов Волго-Уральского региона России // SPE Conference Paper, 176710-RU, 2015. - стр.1-23.

63. Косентино Л. Системные подходы к изучению пластов. - М. -Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2007. - 400 с.

64. Кременецкий М.И. Геофизическая информационная система контроля за эксплуатацией газонефтяных и газоконденсатных скважин (научное обоснование и создание автоматизированной системы "Геккон"). Дисс. д.т.н. -М.: МИНХ, 1998.

65. Кременецкий М.И., Ипатов А.И. Гидродинамические и промыслово-технологические исследования скважин. - М.: МАКС Пресс, 2008. - 476 с.

66. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей. - М.Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. -896 с.

67. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Мельников С.И., Лаптев В.В. и др. Методическое обеспечение технологий ГИС в процессе добычи нефти // Каротажник. - 2014. - № 1. - с. 29-45.

68. Кременецкий М.И., Мельников С.И., Ипатов А.И., Колесникова А.А., Шорохов А.А., Буянов А.В., Мусалеев Х.З. Новые возможности промыслово-геофизических и гидродинамических исследований в добывающих горизонтальных скважинах при неравномерных профилях притока и приемистости SPE Conference Paper, 187752-RU, 2017. - стр.1-23.

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

70. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Городнов А.В., Черноглазов В.Н. Мониторинг гидродинамических параметров совместно эксплуатируемых нефтяных пластов// SPE Conference Paper, 138049-RU, 2010. - с. 1-5.

71. Кричевский В.М., Морозовский Н.А., Гуляев Д.Н., Биккулов М.М. Оптимизация работы горизонтальных скважин с многостадийными ГРП по данным скважинных исследований// SPE Conference Paper, 138049-RU, 2015. -стр. 1-8.

72. Крылов А.П., Глоговский М.М., Фирчинк М.Ф. Научные основы разработки нефтяных месторождений. - М.-Ижевск : Институт компьютерных исследований, 2004. - 416с.

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

74. Ларионов В.В. Радиометрия скважин. - М.: Недра, 1969. - 327 с.

75. Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин при контроле разработки нефтяных и газовых месторождений и технического состояния скважин// Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин: Справочник / ред. В.М. Добрынин. - М.: Недра, 1988. - 476 с.

76. Листик А.Р., Попов Н.Г., Ситников А.Н., Асмандияров Р.Н., Шеремеев А.Ю., Зулькарниев Р.З., Колупаев Д.Ю., Чебыкин Н.В. Выбор лучших технологических решений для повышения эффективности применения горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта на Приобском месторождении// Нефтяное хозяйство. - 2017. - №12. - стр. 46-48.

77. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. - М.: Недра, 1966. - 147с.

78. Лутфуллин А.А., Абдрахимов А.В., Шигапов И.Н. и др. Диагностика работающих интервалов пласта за эксплуатационной колонной комплексом высокоточной термометрии и спектральной шумометрии// SPE Conference Paper, 171251-RU, 2014. - стр. 1-15

79. Мальцев В.В., Асмадияров Р.Н., Байков В.А.,Усманов Т.С, Давлетбаев А.Я.2012. Исследования развиия трещин авто-ГРП на опытном участке Приобского месторождения с линейной системой разработки// Нефтегазовое хозяйство. - 2012. - №5. - стр. 70-73.

80. Мартынов В.Г., Ипатов А.И., Кременецкий М.И., Мельников С.И., Гуляев Д.Н., Кричевский В.М., Кокурина В.В., Развитие геофизического и гидродинамического мониторинга на этапе перехода к разработке трудноизвлекаемых запасов нефти// Нефтяное хозяйство. - 2014. - № 3. -с. 106-109.

81. Мельников С.И. Методика раздельного промыслово-геофизического контроля совместно эксплуатируемых нефтяных пластов: диссертация кандидата технических наук: 25.00.10 / Мельников Сергей Игоревич. - М.: 2015. - 137 с.

82. Моисеев В.Н. Применение геофизических методов в процессе эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1990. - 240с.

83. Морозовский Н.А. Методика комплексного контроля разработки низкопроницаемых коллекторов в условниях искусственной и естественной

макротрещиноватости: диссертация кандидата технических наук: 25.00.10 / Морозовский Никита Александрович. - М.: 2016. - 120 с.

84. Морозовский Н., Мельников С., Кричевский В., Феоктистов Р. Оптимизация системы ППД и повышение добычи нефти на основе гидродинамико-геофизического контроля эксплуатационного фонда// SPE Conference Paper, 176565-RU, 2015. - стр. 1-14.

85. Морозовский Н.А. Локализация трещиноватых зон карбонатных коллекторов по результатам гидродинамических исследований скважин // Тезисы докладов Х всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России». - Москва, 2014. - с.16-17.

86. Морозовский Н.А., Кокурина В.В., Кричевский В.М., Мельников С.И. Подходы к количественной интерпретации ГДИС при длительном мониторинге разработки в условиях низкой информативности традиционных технологий// Инженерная практика. - 2012. - №8. - стр.6-11.

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

88. Мусалеев Х.З. Оценка длины трещины ГРП по данным численного термодинамическрого моделирования// 69-я Международная научная студенческая конференция «Нефть и газ», Москва. - 2015. - с. 16-17

89. Мусалеев Х.З. Оценка притока в горизонтальных скважинах с МСГРП по данным термических исследований// Геофизика.- 2018. -№ 1. - С. 6066.

90. Мусалеев Х.З. Активные технологии ГДИ и ПГИ в нагнетательных скважинах с трещиной авто-ГРП// SPE Conference Paper, 187792-RU, 2017. - стр. 1-17.

91. Мусалеев Х.З., Мельников С.И. Анализ нестационарной термометрии в скважинах с гидроразрывом пласта// Нефтепромысловое дело. -2016. - №8. - С 38-45.

92. Мусин К.М., Сингатуллина Р.Р., Хусаинов В.М. и др., Оценка параметров трещиноватости коллекторов месторождений татарстана по данным исследования керна и скважинных имиджеров. // Нефтняое хозяйство. -2013. -№7.

93. Некрасов А.С. К вопросу об использовании доминирующих направлений напряженного состояния горных пород для решения задач гидроразрыва пластов месторождений пермского прикамья// Геофизика. - 2015. - №5. - С.50.

94. Непримеров Н.Н. Десятитомное собрание научных и литературных трудов. Том 7. - Казань: Центр инновационных технологий, 2004. - 240 с

95. Непримеров Н.Н. Особенности теплового поля нефтяного месторождения. - Казань : КГУ, 1968. - стр. 161

96. Орлинский Б.М. Контроль за разработкой залежей нефти геофизическими методами. - М.: Недра, 1977. - 239 с.

97. Полушина Р.Н., Абдуллин Р.Н., Рахматуллина А.Р. Исследование трещиноватости горных пород методом электрического микросканирования.// НТВ Каротажник. - 2013. - №232. - стр.43-56

98. Питюк Ю.А., Давлетбаев А.Я., Зарафутдинов И.А., Мусин А.А., Ковалева Л.А. Численный анализ термогидродинамических процессов в нагнетательной скважине и пласте с трещиной гидроразрыва// Нефтяное хозяйство. - 2018. - №8. - стр. 42-46

99. РД 153-39.0-109-01. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений. - М., 2002

100. Рамазанов А.Ш., Шарипов А.М. Оценка влияния теплоемкости трещины ГРП на измерения нестационарной температуры в скважине// НТВ Каротажник. - 2016. - №263. - стр.81-86

101. Рахматуллина А.Р., Летичевский А.Е. Опыт применения многозондового кроссдипольного акустического каротажа при сопровждении гидроразрыва пласта// НТВ Каротажник. - 2013. - №232. - стр. 97-100

102. Резванов Р.А. Радиоактивные и другие неэлектрические методы исследования скважин. - М.: Недра, 1982. - 368с.

103. Сaльниковa О.Л. Определение профиля и состава притока в эксплуатационных горизонтальных скважинах// Каротажник. - 2015. - №256. -стр. 65-78

104. Стрельченко В.В. Геофизические исследования скважин. Учебник для вузов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр». - 2008. - 551 с

105. Устюгов М., Никурова Л., Кокурина В. Формирование системы мониторинга и контроля с помощью погружных датчиков // Нефтегазовая Вертикаль. - 2009. - №12. - стр. 45-47.

106. Хасанов М.М., Ушмаев О.С., Рощектаев А.П., Фукс, О.М., Андриянова А.М Оптимальная система разработки нефтяного пласта рядами горизонтальных скважин с МГРП// SPE Conference Paper, 176700-RU, 2015. - стр. 1-16

107. Хасанов М.М., Падерин Г.В., Шель Е.В., Яковлев А.А., Пустовских А.А. Подходы к моделированию гидроразрыва пласта и направления их развития// Нефтяное хозяйство. - 2017. - №12. - стр. 37-41

108. Цветков Г. А., Рябоконь Е. П. Совершенствование технологии мониторинга развития трещины гидроразрыва пласта// НТВ Каротажник. - 2016. - №268. - стр.98-105

109. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. - Москва: Недра, 1965. - 240с.

110. Шагиев Р.Г. Исследование скважин по КВД. - М.: Наука, 1998. - 304

с.

111. Щетинина Н.В., Мальшаков А.В., Басыров М.А., и др. Новые подходы и технологии интерпретации данных геофизических исследований горизонтальных скважин// Научно-технический Вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2016. - № 2. - стр. 6.-14.

112. Экономидес М., Олини Р., Валько П. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике/Пер. с англ. А.Корнилов, И.Вафин. М. : Институт компьютерных исследований, 2007. - стр. 236.

113. Эрлагер Р.мл. Гидродинамические методы исследования скважин. -МосквИжевск: Институт компьютерных исследований, 2007. - 512с.

114. Яруллин А. Р., Гаязов М. С., Тихонов И. Н. Перспективы использования пакерных расходомерных систем в условиях действующих горизонтальных скважин// НТВ Каротажник. - 2018. - №284. - стр.43-55.

115. Agnew B.G. Evaluation of Fracture Treatments With Temperature Surveys , SPE-1287 // Journal of Petroleum Technology. - 1966. - №17. - pp. 892-898.

116. Ahmed U., Newberry, B.M., Cannon, D.E. Hydraulic Fracture Treatment Design of Wells With Multiple Zones , SPE-13857// Society of Petroleum Engineers. 1985. - pp. 1-8

117. Algeroy J., Lovell J., Tirado G, Meyyappan R., Brown G., GreenawayR., Carney M.,Meyer J.H.Davies J.E., Pinzon I.D. Permanent Monitoring: Taking It to the Reservoir. - : Oilfield Review, 2010. - pp. 34-41.

118. Amith M.B., Hannah R.R High-Permeability Fracturing: The Evolution of a Technology, SPE - 27984// Journal of Petroleum Technology. July 1996. - Society of Petroleum Engineers. - pp. 628-633

119. Araya A., Ozkan, E. An Account of Decline-Type Curve Analysis of Vertical, Fractured, and Horizontal Well Production Data , SPE 77690// SPE Annual Technical Conference and Exhibition. - San Antonio, Texas: , 2002.

120. Arps J.J. Analysis of Decline Curves// Trans. AIME. - 1945. - pp. 228247.

121. Bateman K., Molenaar M. M., Brown M. D. Lessons Learned from Shell' s History of Casing Conveyed Fiber Optic Deployment, 167211-MS SPE Conference Paper \\ SPE Unconventional Resources Conference Canada. - Calgary, Alberta, Canada: , 2013. - pp. 1-8.

122. Blasingame T.A., Lee W.J. Properties of Homogeneous Reservoirs, Naturally Fractured Reservoirs, and Hydraulically Fractured Reservoirs From Decline Curve Analysis, SPE 15018 // Permian Basin Oil and Gas Recovery Conference. -Midland, Texas. - 1986

123. Bourdarot G. Well testing: interpretation methods. - Paris: , 1998. - 337p.

124. Bourdet D. Well test analysis: the use of advanced interpretation models. 2002. - 426 p.

125. Bourdet D., Ayoub J.A., Pirard Y.M. Use of Pressure Derivative in Well Test Interpretation, SPE-12777 // SPE Formation Evaluation. - June 1989. - 2. - №. 4. - p. 293-302

126. Davies D.R., Roodhart, L.P. Field Development by Hydraulic Fracturing: A High-Technology Success Story, SPE-22392 // Society of Petroleum Engineers. 1992. - pp. 1-20.

127. Davis P.M., Surface Deformation Associated with Dipping Hydrofracture // Journal of Geophysical Research. July 1983. - 88 : Vol. B7. - pp. 5826-5834

128. Deruck B., Ehlig Economides C., Joseph J. Test Design and Analysis. - : Oilfield Review, 1992.

129. Dobkins T.A. Improved Methods To Determine Hydraulic Fracture Height, SPE 10130.- 1981.

130. Doublet D.E., Pande P.K., McCollum T.J., Blassingame T.A., Decline Curve Analysis Using Type Curves-Analysis of Oil Well Production Data Using

Material Balance Time: Application to Field Cases, SPE 28688// Society of Petroleum Engineers. - 1994.

131. Dozier G.C. "Don't Let the Temperature Log Fool You"-False Indications of Height Containment From Case Studies in a Tectonically Stressed Environment, SPE-25869 // Society of Petroleum Engineers, 2009. - p. 346-356151. Earlouger R.C. Advances in Well Test Analysis, Momograph Series, SPE, Dallas, 1977

132. Earlougher R.C. Advances in well test analysis // Monograph series, SPE. - 1944

133. Eclipse Technical Description. Schlumberger, 2009. - p. 1696

134. Economides M., Nolte K. Reservoir stimulation. - Chichester : John Wiley & Sons Ltd, 2000. - 3rd : p. 823

135. Economides M.J., Observations and Recommendations in the Evaluation of Tests of Hydraulically Fractured Wells // SPE. - 1987

136. Fetkovich M.J. Decline Curve Analysis Using Type Curves // Journal of Petroleum Technology. - June 1980. - p. 1065-1077

137. Fisher K., Warpinski N. Hydraulic Fracture-Height Growth: Real Data, SPE-145949 // Society of Petroleum Engineers. - pp. 1-12.

138. Fraser C.D. and Petitt, B.E., Results of a Field Test to Determine the Type and Orientation of a Hydraulically Induced Formation Fracture // Journal of Petroleum Technology. 1962. - 5 : T. 14.

139. Gallivan J.D., Kilvington, L.J., Shere, A.J. Experience With Permanent Bottomhole Pressure/Temperature Gauges in a North Sea Oil Field, SPE 13988 // SPE Production Engineering. - 1988. - pp. 637-642.

140. Geertsma J., de Klerk, L.R. A Rapid Method of Predicting Width and Extent of Hydraulically Induced Fractures // Journal of Petroleum Technology. 1969. -стр. 1571-1581.

141. Gringarten A.C., Ramey, H.J. Jr., The Use of Source and Green's Functions in Solving Unsteady Flow Problems in Reservoirs // SPE Journal. - 1973. -13: Т. 5. - p. 285-296

142. Gringarten A.C., Reservoir Limit Testing For Fractured Wells // SPE Annual Fall Technical Conference and Exhibition. - Houston, Texas. -1978. - SPE-7452

143. Gringarten A.C., Ramey H.J. Jr. and Raghavan R. Unsteady State Pressure Distributions Created by a Well with a Single Infinite-Conductivity Vertical Fracture// SPE Journal. - 1974. - 14: Vol. 4. - pp. 347-360.

144. Guyod H Temperature Well Logging (in 7 parts). : Oil Weekly, 1946.

145. Harrison E., Kieschnick, W.F. Jr. and McGuire, W.J. The Mechanics of Fracture Induction and Extension // Petroleum Transactions, AIME. 1954. - T. 201. -стр. 252-263.

146. Horne R.N. Modern Well Test Analysis. - : Petroway Inc., 1995. - 257p.

147. Kading H.W, Hutchins J.S. Temperature Surveys: The Art of Interpretation. - : American Petroleum Institute. - 1969

148. Kremenetskiy M.I., Kokurina V.V. Well-Test Interpretation with Behind-the-Casing Crossflow, SPE 115323\\ Society of Petroleum Engineers. - 2008. -- pp. 111.

149. Lee J. Well Testing. - 1982. - SPE Textbook Series: Vol. 1

150. Marzooqi A., Fahim M., Keshka A., Alvi A., Salem D., Brown G., Neyaei F.A. Distributed Temperature Sensing (DTS) Enables Injectivity Visualization To Enhance Stimulation Efficiency, SPE 141239 // Society of Petroleum Engineers. -2011. - pp. 1-13.

151. Maslennikova Y., Bochkarev V.V., Savinkov A.V., Davydov D.A. Spectral Noise Logging Data Processing Technology, SPE 162081-RU // SPE Russian Oil and Gas Exploration and Production Technical Conference and Exhibition. -Moscow, Russia: , 2012. - pp. 1-6.

152. Meyer B.R., Hagel, M.W. Simulated Mini-Frac Analysis // Journal of Canadian Petroleum Technology. 1989. - 5 : Vol. 25.

153. Osama S. Karaman, Roy L. Kutlik, Ed L. Kluth. A Field Trial to Test Fiber Optic Sensors for Downhole Temperature and Pressure Measurements, West Coalinga Field, California, SPE 35685 // SPE Western Regional Meeting. - Anchorage, Alaska: , 1996. - pp. 1-7.

154. Nolte K.G. Determination of Fracture Parameters from Fracturing Pressure Decline Analysis, SPE 8341// Society of Petroleum Engineers. - 1979. - pp. 116.

155. Nolte K.G. Background for After-Closure Analysis of Fracture Calibration Tests, SPE 39407// Society of Petroleum Engineers. - 1997. - pp. 1-24.

156. Popov Yu., Parshin A., Chekhonin E., Gorobtsov D., Miklashevskiy D., Korobkov D., Suarez-Rivera R., Green S. Rock Heterogeneity From Thermal Profiles Using an Optical Scanning Technique ARMA-2012-509 //American Rock Mechanics Association. - 2012. - pp. 1-8.

157. Soliman M.Y., Craig D., Adams D., Bartko K., Rahim Z., Ansah J. New Method for Determination of Formation Permeability, Reservoir Pressure, and Fracture Properties from a Minifrac Test, ARMA/USRMS 05-658 //American Rock Mechanics Association. - 2015. - pp. 1-15.

158. Wright C.A., Davis, E.J., Weijers, L., Golich, G.M., Ward, J.F., Demetrius, S.L., Minner, W.A., Downhole Tiltmeter Fracture Mapping: A New Tool for Directly Measuring Hydraulic Fracture Dimensions , SPE-49193. : Society of Petroleum Engineers, 1998.

159. Xinyang Li, Ding Zhu. Temperature behavior during multistage fracture treatments in horizontal wells, SPE - 181876// Society of Petroleum Engineers. - 2017. - pp. 1-17.