Обоснование и разработка метода оценки эффективности повторных гидравлических разрывов пласта тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Сабитов, Разиль Разимович

• Сабитов, Разиль Разимович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Сабитов, Разиль Разимович

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

1.1 Диагностирование и классификация скважин и факторов, влияющих на эффективность гидравлического разрыва пластов

1.2 Экспресс-оценка определения эффективности ГРП

1.3 Методы многомерного статистического анализа данных

1.4 Обоснование выбора скважин кандидатов на основе метода «data mining»

1.5 Оценка увеличения добычи после ГРП с помощью кривых увеличения добычи McGuire-Sikora

1.6 Критериальные значения параметров для проведения ГРП в ООО «Лукойл-Западная Сибирь»

1.7 Нейроинформационные подходы к прогнозированию эффективности гидравлического разрыва пласта

1.8 Моделирование трещины

1.8.1 Двумерные модели

1.8.2 Трехмерные модели

1.8.3 Сравнение программ моделирования ГРП

1.9 Применение метода распознавания образов в нефтепромысловой

практике

Выводы по разделу 1

2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГРП НА НИВАГАЛЬСКОМ И УРЬЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

2.1 Анализ влияния геологических, технологических и параметров эффективности ГРП на объекте lOBi Нивагальского месторождения

2.2 Анализ геологических, технологических и параметров эффективности ГРП на объекте IOBj Урьевского месторождения

Выводы по разделу 2

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ФАКТОРОВ, ВЛИЯЮЩИХ НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ГРП, И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ПАРАМЕТРОВ ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОВТОРНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

3.1 Исследование геолого-физических параметров, влияющих на эффективность ГРП и выбор наиболее значимых параметров

3.2 Исследование технологических параметров, влияющих на эффективность ГРП и выбор наиболее значимых параметров

3.3 Исследование параметров эффективности первого ГРП, влияющих на

эффективность ГРП и выбор наиболее значимых параметров

Выводы по разделу 3

4. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДИКИ ПРОГОНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОВТОРНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

4.1 Формирование программного продукта для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП

4.2 Обоснование определяющих параметров

4.3 Формирование базы образов

4.4 Оценка достоверности методики

Выводы по разделу 4

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Обоснование и разработка метода оценки эффективности повторных гидравлических разрывов пласта»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы

Для нефтегазодобывающего комплекса России в настоящее время актуальны проблемы увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов нефти. На месторождениях Западной Сибири удельный вес залежей, приуроченых к низкопроницаемым и расчлененным коллекторам, составляет около 60 %. С целью вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти применяется гидравлический разрыв продуктивного пласта (ГРП). По экспертным оценкам около трети запасов углеводородов можно извлечь только с использованием этой технологии. Так, например, на объекте ЮВ! Урьевского месторождения дополнительная добыча нефти за счет ГРП составляет 80,9 % от текущих накопленных отборов нефти. Высокопроводящие трещины гидроразрыва позволяют увеличить дебит скважин в 2 - 3 раза и более. Также известно, что за период эксплуатации скважин после проведения ГРП значительно снижается проводимость трещин вследствие выноса проппанта и ее постепенного смыкания. Восстановление производительности этих скважин производят путем повторных ГРП, которые имеют неоднозначную результативность. На Нивагальском месторождении кратность увеличения дебитов жидкости после повторного ГРП в 1,5 раза выше по сравнению с первым, а на Урьевском месторождении ситуация диаметрально противоположная, так как подбор скважин-кандидатов дая повторного ГРП осуществляется без обоснования его эффективности ввиду отсутствия соответствующих методик. Известные процедуры прогнозирования показателей повторного ГРП не позволяют учесть все значимые факторы, так как решения содержат много упрощающих предположений, сужающих круг применения полученных результатов и требуют больших затрат материальных и временных ресурсов. В этой связи разработка метода прогнозирования эффективности повторного ГРП и, следовательно, проектирования его показателей является в настоящее время актуальной задачей.

Цель работы

Повышение нефтеотдачи пластов на основе новой методики оценки эффективности повторного гидравлического разрыва пласта.

Основные задачи исследования

1. Анализ методов прогнозирования эффективности гидравлического разрыва пласта.

2. Исследования параметров характеризующих эффективность ГРП и обоснование наиболее значимых для формирования базы образов для объектов K)Bi Нивагальского и Урьевского месторождений.

3. Разработка метода прогнозирования показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на основе теории распознавания образов.

4. Промысловая апробация разработанной методики на месторождениях ТПП «Лангепаснефтегаз».

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является многократный процесс гидравлического разрыва продуктивного пласта; предметом - скважины эксплуатирующие низкопроницаемые объекты lOBi Нивагальского и Урьевского месторождений.

Научная новизна выполненной работы

1. Научно обосновано и практически подтверждена эффективность проведения повторного гидравлического разрыва в низкопроницаемых и расчлененных пластах.

2. Разработан метод прогнозирования показателей эффективности повторных ГРП с применением теории распознавания образов, учитывающей параметры пласта и технологические показатели первого ГРП.

Практическая ценность и реализация

Разработанный программный продукт для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП применяется в ТПП «Лангепаснефтегаз» на скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемый расчлененный объект IOBj

Нивагальского и Урьевского месторождений в результате чего получено повышение накопленной добычи нефти на 15 %.

Доказано, что разработанную методику прогнозирования показателей эффективности повторных ГРП можно использовать для прогнозирования других видов ГТМ с последующим выбором параметров, построения базы образов и показателей их эффективности.

1. АНАЛИЗ МЕТОДОВ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ И МОДЕЛИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА

В настоящее время в России и за рубежом накоплен огромный опыт по проведению ГРП. При этом все больше внимания уделяется подготовке каждой операции. Важнейший элемент которой — сбор и анализ первичной информации. Данные, необходимые для подготовки ГРП, можно разделить на несколько групп [1, 2, 3, 4]:

— характеристика напластования (последовательность чередования пластов, их толщины);

— геолого-физические свойства пластовой системы и насыщающих их флюидов (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, вязкость и сжимаемость пластовых жидкостей);

— свойства, определяющие геометрию и ориентацию трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы);

— свойства жидкости разрыва и пропанта;

— конструкция скважины.

Основными источниками информации являются данные геологических и геофизических исследований, лабораторного анализа керна, а также результатов проведения мини- ГРП.

Для расчета образования и развития трещины в программных продуктах используется целый ряд параметров, которые в промысловой практике не определяются. Поэтому используются средние значения, характерные для данного района и месторождения.

Современные математические модели процесса ГРП, разработанные за рубежом, несмотря на попытки учета в них многих факторов, остаются несовершенными. Это объясняется, прежде всего, сложностью самого процесса гидроразрыва, что практически исключает его физическое моделирование.

Усложнение математического моделирования ГРП, т.е. приближение модели к натуре, зачастую экономически неоправданно вследствие сложности и высокой стоимости получения исходной информации и расчетов по таким моделям. В то же время потребность повышения достоверности проектирования ГРП постоянно возрастает с усложнением технологии и ростом его стоимости. Значительно повышает точность проектирования промысловые эксперементы, позволяя оперативно корректировать проектные данные, оценивать геометрию создаваемых трещин и переносить накопленный опыт на последующие обработки в аналогичных геолого-промысловых условиях. Кроме того, на основании промыслового опыта оценивается влияние различных факторов на процесс гидроразрыва в конкретных пластовых условиях с последующим выбором существенных факторов, которые необходимо учитывать при моделировании, пренебрегая несущественными.

1.1 Диагностирование и классификация скважин и факторов, влияющих на эффективность гидравлического разрыва пластов

Прогнозированию дебитов нефти и газа, которые могут быть получены при создании трещин различной длины и проводимости посвящены работы многих отечественных и зарубежных исследователей. Большой вклад в решение этой проблемы внесли Г.И. Баренблатт, Ю.Е. Батурин, Ю.П. Желтов, А.Г. Загуренко, Р.Р. Ибатуллнн, Р.Д. Каневская, Р.Я. Кучумов, В.Д. Лысенко, И.Т. Мищенко, А.А. Поздняков, А.В. Стрекалов, И.Н. Стрижов, А.П. Телков, Р.Е. Теслюк, С.А. Христианович, Р.Т. Фазлыев, К.М. Федоров, Cinco-Ley Н, Gringarten А.С., Rarney H.J., и др. Разработаны программы, учитывающие гидроразрыв пласта при проектировании разработки, например, «ТехСхема» в ОАО «СургутНИПИнефть» [5], «Delphor» в ОАО «ЛУКОЙЛ», «Hydra'Sym» в ТюмГНГУ.

Известно, что эффективность технологии ГРП зависит от влияния множества факторов, характеризующих призабойную зону скважин. К числу основных факторов, определяющих и позволяющих классифицировать

эффективность ГРП, относятся: степень вскрытия пласта, коэффициент пористости, коэффициент проницаемости, дебит скважин до ГРП по жидкости и нефти, обводненность добываемой продукции и т.д.

В работах Кучумова Р.Я. представлены результаты зависимости сглаженных частостей от перечисленных параметров. Исходная информация по величине прироста дебитов скважин разделена на два класса. К классу А отнесены [6] те скважины объекта ЮВЬ месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» у которых прирост дебита Дqн>23 т./сут., а класс В - с Ац„<23 т./сут. Если в результате построения сглаженных частостей получим отличные друг от друга зависимости, то исследуемый параметр оказывает влияние на эффективность технологии ГРП и по нему эффективность может быть классифицирована.

При коэффициентах вскрытия от 0,3 до 0,7 преобладают скважины с АЯн<23 т./сут. (класс В), а при 0,7<КВ<0,9 преобладают скважины класса А. Например, при Кв=0,5 скважины класса В составляют 16% против 2,5% класса А, а при Кв=0,85 скважины класса А составляют 35% против 22% класса В. Полученные зависимости наглядно показывают, что по коэффициенту вскрытия эффективность технологии ГРП делится на классы [6].

При коэффициентах проницаемости до 90 мД преобладают скважины с эффективностью Ачн>23 т/сут. При коэффициентах проницаемости пластов более 90 мД наблюдается обратная картина. Например, при Кпр=67,4мД скважины класса А составляет 48 %, а класса В составляет 21 %, с последующей классификацией.

При дебитах скважины до 11 м3/сут. преобладают скважины класса А, а при дебитах скважин больше 11 м3/сут. наблюдается обратная картина. Характерной особенностью полученных распределений является то, что эффективность ГРП в скважинах с дебитами более 18-20 м3/сут. низкая. Отметим, что по величине дебита скважин по жидкости эффективность ГРП поддается классификации и оказывает существенное влияние на Aqll [6].

При обводненностях скважин до 20% доминируют скважины с эффективностью Аци >23 т./сут [6].

При объемах закачки жидкости с проппантом до 25 м3 преобладают скважины с эффективностью Аци<23 т./сут. При объемах закачки жидкости с проппантом больше 25 м3 преобладают скважины класса А с Дqн >23 т./сут. Поэтому ГРП эффективнее проводить при объемах закачки более 25м3. По данному параметру эффективность разделяется на классы и показывает существенное влияние на эффективность ГРП.

При объемах жидкости продавки до 10 м3 преобладают скважины с эффективностью Лqн<23 т./сут., а при объемах жидкости продавки более 10 м3 наблюдается обратная картина. Таким образом, ГРП эффективнее в скважинах, в которых объем закачки жидкости продавки составлял не менее Юм3. По величине объема жидкости продавки эффективность ГРП поддается классификации.

При количестве проппанта в пласте до 7 т. преобладают скважины класса В, а при количестве проппанта более 7 т. - скважины класса А с А^>23 т./сут. Следовательно, эффективнее технология ГРП в скважинах, в которых закачивается в пласт от 7 до 12,5 т. проппанта. Поэтому по данному параметру эффективность ГРП делится на классы, следовательно, оказывает влияние на прирост дебита скважины.

Таким образом, проведенные исследования [6] показали, что рассматриваемые факторы определяют эффективность технологии ГРП и могут быть использованы при подборе скважины для проведения ГРП и диагностирования эффективности этого метода.

Также в работе [6] рассмотрен метод потенциальных функций при подборе скважин для проведение гидравлического разрыва пластов и диагностирование его эффективности.

При использовании этого метода имеющиеся геолого-промысловые данные об эффективности ГРП делят на эффективные и неэффективные. Эффективность определяются приростом дебита скважин после ГРП.

Необходимо, по опыту ГРП, выбрать обучающую выборку, которая назначает воздействие на новую скважину с наибольшим эффектом. Для этого делится весь опыт ГРП на обучающую и контрольную выборки. Процесс обучения состоит в том, что из множества точек, соответствующих эффективным (класс А) и неэффективным (класс В) мероприятиям, случайно выбираются точки X и У и определяется их класс. Цель обучения - построение функции К(Х,У) пространства X, которая, например, положительна во всех точках класса А и отрицательна во всех точках класса В. Если зафиксировать точку У, представляя ее как У=Х*, то функция К(Х, X*) станет функцией точки пространства X и будет зависеть от того, как выбрана точка. Примером подобной функции в физике является потенциал определяемый для любой точки пространства и зависящий от того, где расположен источник потенциала. По аналогии функцию К(Х,У) называют потенциальной.

Потенциальная функция, являясь обычно положительной, убывает при удалении точки X от точки У=Х*, то есть для фиксированного X функция достигает максимума при Х=Х*. Потенциальную функцию К(Х,У) можно представить функцией метрикой р(Х,У) между точками X и У, то есть К(Х,¥)=[р(Х,¥)]

Для получения потенциальных функций, формализующих опыт эффективных и неэффективных гидроразрывов пластов, проведенных на месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз", авторами [6] получено, что информативными геолого-промысловыми факторами, влияющими на эффективность ГРП, являются: коэффициент вскрытия пласта, коэффициент проницаемости пласта, глубина искусственного забоя, дебиты скважины по жидкости и по нефти до ГРП. ГРП проводят на ряде выбранных скважин, для которых эти параметры известны.

Метод потенциальных функций может быть успешно использован для диагностирования эффективности технологии ГРП. Эта задача решена с учетом следующих факторов, определяющих эффективность операции ГРП: XI -коэффициент вскрытия; Х2 - коэффициент пористости пласта; ХЗ -

коэффициент проницаемости пласта; Х4 - глубина искусственного забоя; Х5 -дебит скважины по жидкости до ГРП; Х6 - дебит скважины по нефти до ГРП; Х7 - обводненность скважин до ГРП; Х8 - глубина спуска НКТ; Х9 - отношение гелеобразователя к сшивателю; Х10 - объем подушки; XII - объем закачки жидкости с проппантом; XI2 - объем жидкости про давки; XI3 - количество проппанта в пласте; XI4 - длина трещины; XI5 - давление ШР (мгновенное давление после закрытия устья при гидроразрыве); XI6 - давление разрыва; XI7 - потери давления при ГРП; XI8 - среднее давление.

В результате прогнозирования прогнозные показатели совпали с фактическими результатами ГРП в шести скважинах из восьми прогнозируемых, то есть, точность прогнозирования составляет 75%. Эти результаты наглядно показывают о достаточно высокой точности результата раннего прогнозирования эффективности ГРП. В тех случаях, когда Кв(х)ЖА(х), для получения положительного эффекта от ГРП необходимо изменить значения управляемых факторов, чтобы был КА(х)Жв(х).

Таким образом, применение метода потенциальных функций позволяет подбирать скважины, в которых проведение ГРП эффективно, и прогнозировать ожидаемую эффективность от этой обработки с надежностью 0,75.

Последовательная процедура Вальда является одним из методов распознавания образов и используется при оценке эффективности проведения гидравлического разрыва пластов.

Последовательная диагностическая процедура имеет ряд существенных преимуществ. Она, как непараметрические критерии, может быть использована при разных распределениях признаков в сопоставляемых объектах. Этот метод позволяет оценить информативность параметров процесса и выработать основные направления увеличения эффективности процесса.

Метод основан на рассмотрении упорядоченных рядов признаков в сравниваемых группах наблюдений. Последовательность расчета при данном методе следующая:

1. Выбираются признаки, которые влияют на процесс, и определяется информативность этих признаков.

2. Составляется диагностическая таблица, по которой производится прогноз (распознавание).

Предварительный отбор информативных признаков производится с помощью критерия Вилкоксона -Манна -Уитни. Анализ по этому критерию заключается в подсчете нарушений расположения чисел по сравнению с идеальными. Одним нарушением (инверсией) считается такое расположение, когда перед некоторым числом первого столбца стоит одно число второго столбца, если же стоят два числа, то эти две инверсии и т.д. После этого максимальное число инверсии (расчетное) сравнивается с табличным. Если фактическое число инверсии больше табличного, то признак считается информативным, т.е. различия между группами наблюдений можно считать значительными.

После того, как по непараметрическому критерию определены информативности признаков, отбираются малоинформативные признаки и осуществляется переход к расчету информативности по более сильному методу Кульбака.

Диапазон изменения признака разбивается на интервалы и подсчитывается число наблюдений из группы А и группы В, попавших в данный интервал, т.е. частоты данного признака. Затем вычисляются относительные частоты в процентах, принимая за 100% сумму частостей А во всех диапазонах и такую же сумму частостей В.

Для того, чтобы свести к минимуму влияние выбора границ диапазона в каждом из них вычисляются средневзвешенные сглаженные частости методом скользящей средней. При этом учитывают частости данного признака в 4-х

соседних диапазонах.

Для составления диагностической таблицы необходимо вычислить информативность признака в каждом диапазоне и найти информативность всего признака Х^ которая равна сумме информативности его диапазонов.

Вносить признаки в таблицу следует в порядке уменьшения их информативности.

Для диагностирования (распознавания) скважины в группах А и В по рассматриваемому признаку строится зависимость распределения частостей по диапазонам. Если в результате в каждом диапазоне получается приблизительно одинаковое число эффективных и неэффективных скважин, то сделать диагностику не удается, в противном случае диагностика скважины по рассматриваемому признаку возможна по формуле Байеса.

Исследования показывают, что один и тот же параметр в различных объектах испытания оказывает неодинаковое действие на эффективность ГРП. В связи с этим возникает необходимость оценить степень информативности параметров, оказывающих влияние на прирост дебита и обводнение скважин после ГРП. С этой целью вычислены и установлены [6] информативность следующих параметров: коэффициент вскрытия пласта коэффициент пористости пласта, коэффициент проницаемости пласта, глубина искусственного забоя, дебит скважины по жидкости до ГРП, дебит скважины по нефти до ГРП, обводненность скважин до ГРП, глубина спуска НКТ, отношение гелеобразователя к сшивателю, объем подушки, объем закачки жидкости с проппантом, объем жидкости продавки, количество проппанта в пласте, длина трещины, давление ШР (мгновенное давление после закрытия устья при гидроразрыве), давление разрыва, потери давления при ГРП.

1.2 Экспресс-оценка определения эффективности ГРП

Для экспресс-оценки эффективности процесса ГРП предлагается [7] методика, основанная на использовании результатов математического моделирования развития трещины ГРП и последующего влияния созданной трещины на изменение фильтрационных потоков в пласте.

Приняты следующие упрощающие предположения: рассматривается одиночная скважина радиуса гю, вскрывшая пласт с радиусом контура питания Як и непроницаемой внешней границей. В результате ГРП создается

вертикальная трещина. Нефтенасыщенный пласт сверху и снизу ограничен глинистыми экранами, прорыв которых не допускается. Эффективность обработки скважины при известных параметрах трещины оценивается по модели Прэтса [7].

Основной интегральный параметр, характеризующий работу скважины после ГРП - эффективный радиус гэф - определяется размерами закрепленной трещины (Ь - длина, ктр- высота, - средняя ширина), которые зависят от геологических (Р?) и технологических параметров (Рг):

Гэф=Гэф(РгЛ) (1.1)

Все необходимые характеристики пласта, скважины, жидкости разрыва, проппанта и технологические параметры считаются известными. Необходимо оценить эффективность созданной трещины гидроразрыва, определив N -относительное увеличение продуктивности скважины (ОУПС), равное отношению продуктивности после ГРП и потенциальной продуктивности.

Относительное увеличение продуктивности совершенной скважины определяется соотношением:

М = 1п(^/ги)/ад/гэф) (1.2)

где предполагается, что после ГРП скин-эффект (8) отсутствует, и радиус скважины равен эффективному радиусу гэф.

Таким образом,

Рг = (к, <р, Еш, , Еэкр, мэкр, Ь0, Ьэкр, Роорн

?т = (т,М,А,//,(}0).

где:

Геологические параметры:

к - проницаемость; (р - пористость; Е - модули Юнга пласта; V -коэффициенты Пуассона пласта; Еэкр - модули Юнга экрана; уэкр -коэффициенты Пуассона экрана; И0 - толщина пласта; /гэкр - толщина экрана; Ршрн - горное давление; ¡лш - вязкость пластовых флюидов.

Технологические параметры:

т - масса закачанного проппанта; М - средняя массовая концентрация закачанного проппанта; А - удельная проводимость проппанта с единичнои поверхностной плотностью; [л - вязкость жидкости разрыва; ()0 - средний темп закачки жидкости разрыва.

Связь (1.1) устанавливается на базе простых балансовых соотношений между параметрами, модельных представлений о процессе и теории размерности и подобия.

Объем созданной трещины определяется объемом жидкости с

проппантом:

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Сабитов, Разиль Разимович

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. За период эксплуатации, скважин после проведения ГРП, значительно снижается проводимость трещины вследствие выноса проппанта и ее постепенного смыкания, что требует необходимости проведения повторного ГРП.

2. Из большого числа факторов (более 30), влияющих на эффективность повторного ГРП, выявлены наиболее значимые 17 параметров. Из них: 4 параметра характеризуют геолого-физические свойства пласта; 8 -технологические параметры ГРП; пять параметров характеризуют эффективность первого ГРП.

3. Для прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП по объекту ЮВ1 Нивагальского и Урьевского месторождений составлена база образов в которую вошли 36 и 33 скважины соответственно.

4. Разработана методика прогнозирования показателей эффективности повторного ГРП, позволяющая осуществлять выбор наиболее значимых технологических параметров проведения повторного ГРП.

5. Разработанные рекомендации прошли промысловую апробацию в условиях ТПП «Лангепаснефтегаз» и подтвердили свою эффективность. Рост накопленной добычи нефти на скважинах, в которых провели повторное ГРП по Нивагальскому и Урьевскому месторождениям составил 15 %.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Сабитов, Разиль Разимович, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. J.L. Gidley, S.A. Holditch, D.E. Nierode, R.W. Veateh. Recent advances in hydraulic fracturing. SPE monograph vol. 12, Richardson, TX USA.

2. B.B. Williams, J.L.Gidley, R.S. Schechter. Acidizing Fundamentals. SPE monograph vol. 6, Dallas, TX USA.

3. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (1 часть). Перевод с английского под ред. д.т.н., проф. А.И. Булатова. ВНИИКРнефть, Краснодар, 1992 -537 с.

4. Гидроразрыв пласта и контроль его качества. Конспект открытого курса фирмы Schlumberger. Инструктор — Мануэль Брамао. 2004 г. - 96 с.

5. Майер В.П., Батурин Ю.Е. Программный комплекс «Техсхема». Нефт.

х-во, 2004, № 2.-е. 52-53.

6. Кучумов Р.Я., Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Моделирование эффективности технологии гидравлического разрыва пласта в условиях Западной Сибири. Тюмень. Вектор Бук, 1998.

7. Пустовалов М.Ф., Кучумов Р.Я. Моделирование эффективности гидравлического разрыва пласта в условиях Шаимской группы нефтяных месторождений. Москва. 2004. С. 134-150.

8. Черепанов Г.Н. Механика хрупкого разрушения. - М.: Наука, 1974. -

640 с.

9. Поздняков A.A. Модель гидроотслоения пленочного покрытия от плоской поверхности // Тез. докл. III Сибирский конгресс по прикладной и индустриальной математике, Новосибирск, 1998. - С. 115-116.

10. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. - М.: Недра, 1996. - 195 с.

11. Prats M. Effect of vertical fractures on reservoir behavior. Incompressible fluid case // SPEJ. 1961. J. - Vol. I. N. 2. - P. 105-117.

12. Малышев А.Г., Малышев Г.А., Сонич В.П. и др. Анализ влияния технологических факторов и механических свойств горных пород на эффективность гидроразрыва // «Нефть Сургута» (Сб. ст., посвященных добыче 1 млрд.т нефти на месторождении ОАО «Сургутнефтегаз») - М.: Нефт. хоз-во, 1997. - С. 224-238.

13. Апасов Р.Т. Разработка и обоснование эффективных комплексных технологий воздействия на скважины с низкой продуктивностью после ГРП // диссертационная работа канд. техн. наук. ТюмГНГУ, Тюмень, 2006 - 43 с.

14. В .И. Некрасов, А.В. Глебов, Р.Г. Ширгазин, В.В. Вахрушев. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения. 2001 - 72 с.

15. Аветисов А.Г. Методы прикладной математики в инженерном деле при строительстве нефтяных и газовых скважин / А.Г. Аветисов, А.И. Булатов, С .А. Шаманов. - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2003. - 239 с.

16. Луканкин Г.Л. Высшая математика: Учебное пособие для студентов пед. ин-тов / Г.Л. Луканкин, Н.Н. Мартынов, Г.А. Шадрин, Г.Н. Яковлев. - М.: Просвещение, 1988. - 431 с.

17. Сошникова Л.А., Тамашевич В.Н., Уебе Г., Шефер М. Многомерный статистический анализ в экономике. М.: Юнити, 1999.

18 Микешина Н.Г. Выявление и исключение аномальных значений (обзор). "Заводская лаборатория" 1966, № 3, стр. 310.

19. Мандрик Н.Э., Шкандратов В.В., Пичугин О.Н., Санников И.Н., Никифоров С.В., Богданова В.В. Методические подходы к обоснованию выбора скважин-кандидатов для проведения геолого-технических мероприятий // заседание нефтяной секции ЦКР Роснедра, 03.12.2009г. (протокол №4752)

20. Quinlan R. С4.5 Programs for Machine Learning. Morgan Kaufmann, San Mateo, California, 1993.

21. Breiman L. Random Forests. Machine Learning, Vol. 45, P. 5-32, 2001.

22. Dietterich T.G. An Experimental Comparison of Three Methods for Constructing Ensembles of Decision Trees: Bagging, Boosting, and Randomization. Machine Learning, vol. 40, P. 139-157, 2000.

23. McGuire, W.J. and Sikora, V.T.: "The Effect of Vertical Fractures on Well Productivity", JPT (Oct. 1960), 72-74.

24. Alfred R. Jennings, Jr.. PE Enhanced Well Stimulation, Inc.

25. И.А. Виноградова, Ю.И. Иванова. Обоснование критериев подбора скважин под ГРП с использованием дискриминантного анализа. // Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов: Мат.

Междунар. науч. симпозиума В 2 т. - Т. 2. - М.: ОАО «Всерос. нефтегаз. науч. - исслед. ин-т», 2007. - 371 е., стр. 74-79.

26. Курамшин Р.М., Иванов С.В., Кузьмичев Н.Д. Эффективность проведения гидроразрывов пласта на месторождениях Ноябрьского района. // «Нефтяное хозяйство», 1997 г., № 12, с.58.

27. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: «Недра», 1986 г., с.

116.

28. Малышев Г. А. Методика выбора скважин для проведения гидроразрыва пласта. // Изв. Вузов «Нефть и газ», 1997 г., № 6, с.79.

29. Мандрик И.Э., Гузеев В.В., Сыртланов В.Р., Громов М.А., Захарян

A.З. Нейроинформационные подходы к прогнозированию эффективности гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. - 2009. - №6. - С. 44 -48.

30. Nolte K.J. Fracturing - pressure analysis for nonidial behavior // JPT, Februry 1991.-P. 210-218.

31. Ахметов A.T., Поздняков А.А. Лабораторное и математическое моделирование гидроразрыва пласта // Изв. вузов: «Нефть и газ», Тюмень, 1999, №2 - С. 43 - 49.

32. Баренблатт Г. И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва нефтеносного пласта. ПММ, т. XX, вып. 4, 1956, с. 475—486.

33. Васильев Ю.Н. Механизм расширения трещин- при гидроразрыве в карбонатных коллекторах. «Нефтяное хозяйство», 1958, № 6, с. 32 - 36.

34. Гидравлический разрыв пласта с подземным обследованием зоны разрыва. Авт.: Усачев П.М., Лесик Н.П., Овнатанов Г.Т., Ечеистов А.И., Белов

B.И., Гене М.А., Мишаков В.Н. «Нефтяное хозяйство»,. 1958, № 5, с. 28-37.

35. Желтов Ю.В., Желтов Ю.П. О распространении горизонтальной трещины в горной породе под воздействием нефильтрующейся жидкости в случае постоянного горного давления. Изв. АН СССР, ОТН, серия «Механ.и машиностр.», 1959, № 5, с. 166—169.

36. Желтов Ю. В., Касимов Р. Ш. О возможности одновременного образования нескольких трещин при гидроразрыве пласта. Изв. АН СССР, ОТН, серия «Механ. и машиностр.» 1963, № 6, с. 85—87.

37. Желтов Ю. П., Христианович С . А . О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. Изв. АН СССР, ОТН, 1955, № 5, с. 3—41.

38. Максимович Г. К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов. М., Гостоптехиздат, 1957, 98 с.

39. Haimson В., Fairhurst С. Initiation and extension of hydraulic fractures in rocks. Soc. of Petrol. Eng. J., Sept., 1967, p. 310—318.

40. Hubbert M. K., Willis D. G. Mechanics of hydraulic fracturing. J. of Petrol. Technol. vol. 9, N 6, 1957, pp. 153—166.

41. Perkins Т.К., Kern L. R. Widths of hydraulic fractures. J. of Petrol. Technol., vol. 13, N 9, p. 1961, pp. 937—949.

42. Scott P. P., Bearden W . G., Howard G. С Rock rupture as affected by fluid properties. J. of Petrol. Technol. vol. 198, April, 1953, pp. 111—124.

43. Алексеенко О.П., Вайсман A.M. Развитие трещины гидроразрыва с постоянной скоростью. Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых, 1998, № 4, с. 14-20, 122.

44. Алексеенко О.П., Вайсман A.M. Рост почти заполненной осесимметричной трещины гидроразрыва при малых и больших утечках. (Институт горного дела СО РАН). Физ.-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2004, №3, с. 3-13.

45. Мартынюк П. А. Траектория трещины гидроразрыва вблизи контакта продуктивного пласта с вмещающими породами. Физ-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2002, № 4, с. 53-60.

46. Неборский В.М. Математическое описание процесса направленного гидроразрыва горного массива. Вестн. МАНЭБ, 2004. 9, № 9, с. 154-159.

47. Татосов А.В. Модель закачки пропанта в трещину гидроразрыва. (Тюм. гос. ун-т). Вычисл. технол. 2005, 10, № 6, с. 91-101.

48. Татосов А.В., Кутушев А.Г. Заполнение пропантом трещины гидроразрыва. Математика. Механика. Информатика: Тезисы докладов

Всероссийской научной конференции, Челябинск, 19-22 сент., 2006. Челябинск: ЧелГУ. 2006, с. 133.

49. Имангалиева Г.Е. Определение предельного значения давления разрыва пласта и радиуса зоны его распространения. (Атырауский ин-т нефти и газа). Нефтепромысл. дело. 2007, № 4, с. 19-22.

50. Зубков В.В. и др. Численное моделирование инициирования и роста трещин гидроразрыва. (Ин-т проблем машиноведения, г. Санкт-Петербург). Физ.-техн. пробл. разраб. полез, ископаемых. 2007, № 1, с. 45-63.

51. Васильев Ю.Н., Ратаушкин В.А. Определение длины вертикальной трещины гидравлического разрыва пласта на газовом месторождении при заданных технологических параметрах. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности (теоретические и прикладные аспекты): Тезисы докладов Всероссийской конференции, Москва, 24-26 апр., 2007. Конференция посвящается 20-летнему юбилею ИПНГ РАН. М.: Геос, 2007, с. 52.

52. Смирнов Н.Н., Тагирова В.Р. Автомодельные решения задачи о формировании трещины гидроразрыва в пористой среде. Изв. РАН. Мех. жидкости и газа. 2007, № 1, с. 70-82.

53. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. - М.: Недра, 1966,.-198 с.

54. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. - М.: Недра, 1975.

207 с.

55. Perkins N.K. and Kern L.R. Widths of hydraulic fractures, paper SPE 89, JPT (September 1961), vol. 13, No. 9, pp. 937-949.

56. Geertsma J. and de Klerk F. A rapid method of predicting width and extent of hydraulic induced fractures, paper SPE 2458, JPT (December 1969), vol. 21, pp.l 571-1581.

57. M. Экономидес, P. Олини, П. Валько. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. От теории к практике. Пер. с англ. под ред. А.Г. Загуренко.- Ижевск, Институт компьютерных исследований, 2007. — 236 с.

58. M.J. Economides, K.G. Nolte. Reservoir Stimulation. Third Edition, J. Wiley and Sons, New York, 2000.-862 p.

59. О.В. Салимов. Совершенствование методов проектирования и анализ результатов гидравлического разрыва пластов. Диссер. ... канд. техн. наук. ТатНИПИнефть, Бугульма, 2009.

60. Waipinski, N. R., Moschovidis, Z. A., Parker, С. D. and Abou-Sayed, I. S., Comparison study of hydraulic fracturing models - test case: GRI staged field experiment No. 3: SPE Production & Facilities, v. 9 (1), p. 7-16, 1994.

61. P. Дуда, П. Харт. Распознавание образов и анализ сцен. // Мир - 1976 -С. 511

62. Галлямов М.Н., Олифер C.JL, Султанова Л.Г. Применение ЭВМ в добыче нефти. - М.: Недра, 1982.

63. Кучумов Р.Я., Шагиев Р.Г. Применение методов математической статистики и планирования инженерного эксперимента к решению задач нефтегазодобычи. - Уфа: УНИ, 1979.

64. Математическое руководство по выбору объектов для проведения методов воздействия на призабойную зону / А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Зайцев, Г.И. Григоращенко и др. - М.: ОНТИ ВНИИнефть, 1974.

65. Генкин А.А., Гумбер Е.В. Применение непараметрических критериев статистики в медико - биологических исследованиях. - М.: Медицина, 1975.

66. Временная инструкция по обработке и прогнозированию некоторых показателей при разработке нефтяных и газовых месторождений / А.Х. Мирзаджанзаде, Ю.В. Зайцев, Г.Т. Вартумян и др. - М.: ОНТИ ВНИИнефть, 1971.

67. Руководство по выбору объектов и оптимизации технологических режимов воздействия на призабойную зону / А.Х. Мирзаджанзаде, Р.Т. Булгаков, Р.А. Максутов и др. - М.: ОНТИ ВНИИнефть, 1975.

68. Методическое руководство по регулированию и контролю параметров воздействия на призабойную зону / А.Х. Мирзаджанзаде, Г.И. Григоращенко, Г.Г. Вахитов и др. - М.: ОНТИ ВНИИнефть, 1975.

69. Галлямов М.Н., Олифер С.Л., Султанова Л.Г. Методика создания системы инженерно-технических задач по планированию геолого-технических мероприятий в нефтедобыче. - М.: ЦПНТП Миннефтепрома, 1976.

70. Методическое руководство по применению статистических методов при изучении факторов, влияющих на коэффициент нефтеотдачи / А.Х. мирзаджанзаде, О.В. Чубанов, В.И. Бакарджиева и др. - М.: ВНИИнефть, 1974.

71. Мирзаджанзаде А.Х., Степанова Г.С., Математическая теория эксперемента в добыче нефти и газа. - М.: Недра, 1969.

72. Кучумов Р.Я. Применение метода вибровоздействия в нефтедобыче. -Уфа, Башкнигоиздат, 1988.

73. Фомин В.Н. Математическая теория обучаемых опознающих систем. -Л.: ЛГУ, 1976.

74. Вальд А. Последовательный анализ. - М.: Физматгиз, 1960.

75. Вапник В.Н. Алгоритмы обучения распознаванию образов. - М.: Советское радио, 1973.

76. Васильев В.И. Распознающие системы. - Киев: Наукова думка, 1969.

77. Айзерман М.А., Браверманн Э.М. и др. Вероятностная задача об обучении автоматов распознаванию классов и методов потенциальных функций. - М.: Автоматика и телемеханика, 1964. - Т. XXV.

78. Айзерман М.А., Браверманн Э.М. и др. Проблема обучения машин распознаванию внешних образов. - М.: Наука, 1966.

79. Богопольский В.О., Макарян A.C. Выбор скважин для проведения гидравлического разрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 1976. № 12

80. Габитов Г. X. Оптимизация процессов выработки остаточных запасов нефти и обеспечение безопасности нефтегазового комплекса Республики Башкортостан // автореферат дис... канд. техн. наук. - Уфа, 2005. - 157.

81. Справочник по нефтепромысловой геологии / Под ред. Н. Е. Быкова и др. М.: Недра, 1981.-Т. 1-2.

82. Рожкин М. Е. Совершенствование контроля работы штанговых установок при эксплуатации скважин премо-карбоновой залежи Усинского месторождения // автореферат дис... канд. техн. наук. - Ухта, 2010.-23.

83. Кручинин А. Ю. Оптимизация режимов работы каротажных станций на основе анализа сложности идентификации состояния буровой скважины // автореферат дис... канд. техн. наук. - Оренбург, 2006. - 152.

84. Ивакин Р. А. Создание и разработка технологии и новых материалов для ремонтно-изоляционных работ в газовых и нефтяных скважинах // автореферат дис... канд. техн. наук. - Москва, 20. - 23.

85. Генералов И. В. Повышение эффективности эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН, в осложненных условиях Самотлорского месторождения // автореферат дис... канд. техн. наук. - Уфа, 2005. - 168.

86. Пустовалов М. Ф. Исследование и научное обоснование эффективности применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях ТПП Урайнефтегаз // автореферат дис... канд. техн. наук. -Тюмень, 2000.- 269.

87. Рашидов М. М. Оптимальное управление процессами глубиннонасосной нефтедобычи при неполной априорной информации // автореферат дис... канд. техн. наук. - Баку, 1983.- 198.

88. Санников P. X. Использование закрученных потоков технологических жидкостей для борьбы с поглощениями при бурении скважин // автореферат дис... канд. техн. наук. - Уфа, 2005.

89. Печеркин М.Ф., Стасюк М.Е., Коротенко В.А., Зайкова Н.В. Методика определения скважин-кандидатов для проведения повторного гидроразрыва пласта (ГРП) / Новые технологии для ТЭК Западной Сибири, Сб. науч. тр. -Тюмен: ИПЦ «Экспресс» 2005. - С. 173-178.

90. ТЭО КИН Нивагальского месторождения на 01.01.2009 г.

91. ТЭО КИН Урьевского месторождения на 01.01.2009 г.

92. Сабитов P.P. Применение теории распознавания образов в нефтегазопромысловой практике / P.P. Сабитов, В.А. Коротенко // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. № 5. - С. 154-161.

93. Сабитов P.P. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта применением элементов теории распознавания образов / P.P. Сабитов, В.А. Коротенко // Территория нефтегаз. -2011 № 12. -С.18-21.

94. Сабитов P.P. Прогнозирование показателей эффективности повторного гидравлического разрыва пласта на Нивагальском и Урьевском месторождениях // Наука и ТЭК. - 2011. № 7. - С. 38 - 41.