Определение геометрии трещин гидравлического разрыва пласта на месторождениях нефти Западной Сибири с использованием геофизических исследований тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Никитин, Алексей Николаевич

• Никитин, Алексей Николаевич
• кандидат наук
• 2014

Оглавление диссертации кандидат наук Никитин, Алексей Николаевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОПЕРАЦИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ КАК МЕТОД СТИМУЛИРОВАНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1. Влияние операций ГРП на разработку нефтяных пластов

1.1.1. Зарубежный опыт применения операций ГРП

1.1.2. Опыт применения операций ГРП на месторождениях нефти Западной Сибири

1.1.3. Направления совершенствования технологий проведения операций ГРП

1.2. Увеличение КИН при реализации операций ГРП низкопродуктивных коллекторов месторождений

Юганского региона

1.3. Анализ эффективности и прогноз объёмов применения технологий гидроразрыва пласта (на примере пласта бс4.5 Приразломного месторождения)

1.4. Анализ применения операций гидроразрыва пласта

на горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть»

1.5. ГРП как метод совершенствования разработки месторождений на поздней стадии (на примере пласта БС1 о месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

Выводы по главе 1

2. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ГЕОМЕТРИИ ТРЕЩИН ГРП НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НЕФТИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

2.1. Акустическая анизотропия в обсаженных скважинах для оценки геометрии трещин ГРП на месторождениях нефти Западной

Сибири

2.2. Опыт сопровождения операций ГРП с использованием аппаратуры кросс-дипольного АКШ

2.3. Определение геометрии ГРП при помощи пассивной сейсмики

на месторождениях нефти Западной Сибири

Выводы по главе 2

3. ИССЛЕДОВАНИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИИ ТРЕЩИН ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА

3.1. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещин ГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

3.2. Алгоритм выбора скважин-кандидатов и определения геометрии трещин для совершенствования процесса ГРП в терригенных коллекторах с различной степенью риска прорыва трещин

в другой пласт

3.3. Анализ результатов исследования геометрии трещин ГРП

на пласте АСп Приобского месторождения

3.4. Анализ опыта применения специальных ГИС на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» с целью совершенствования реализации операций ГРП

3.5. Программный геомеханический модуль для расчёта геомеханики горных пород и распределения действующих напряжений в пласте для моделирования ГРП при разработке Приобского месторождения

3.6. Алгоритм расчёта геомеханики горных пород и распределения действующих напряжений в пласте для прогноза геометрии

трещины ГРП

3.7. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва

пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Выводы по главе 3

Основные выводы

Список сокращений

Библиографический список использованной литературы

ПРИЛОЖЕНИЕ Справка о технологической эффективности

реализации данных интерпретации сейсмической съёмки ЗБ с учётом результатов специальных геофизических исследований скважин (ГИС) Приобского месторождения

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Определение геометрии трещин гидравлического разрыва пласта на месторождениях нефти Западной Сибири с использованием геофизических исследований»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

В настоящее время в ряду эффективных методов повышения производительности как нагнетательных, так и добывающих нефтяных скважин [1,3, 6, 9, 22, 23, 27, 29, 50, 60, 72, 75, 90,107, 112, 118, 122] наиболее важную роль играет гидравлический разрыв пласта (ГРП). Использование ГРП в качестве элемента системы разработки месторождений позволяет повысить темпы отбора извлекаемых запасов, увеличить нефтеотдачу в результате вовлечения в разработку слабодренируемых зон и пропластков. Учитывая увеличение зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва пласта, при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин. В настоящее время около трети запасов нефти России можно извлечь лишь с применением операций гидроразрыва пластов [21, 65, 66, 74, 85, 96].

Оптимизированный дизайн ГРП и технологически корректно проведённая операция гидроразрыва продуктивного пласта являются эффективными инструментами системы разработки месторождений нефти и газа. Главный фактор при оптимизации дизайна ГРП - достижение баланса между геометрическими характеристиками трещины и свойствами пласта, непосредственно влияющими на продуктивность скважин. Так, для высокопроницаемых пластов необходима значительная проводимость трещины, что достигается за счёт существенного увеличения её ширины, при этом трещина должна быть менее длинной по сравнению с трещинами ГРП для низкопроницаемых пластов. При наличии развитой системы поддержания пластового давления (1111Д) требования к дизайну трещин ГРП ужесточаются, так как если трещина образуется длинной, то риск обводнённости скважин после проведения операций ГРП существенно возрастает. Таким образом, создание оптимального дизайна ГРП подразумевает создание оптимальной геометрии трещин (азимута, высоты, ширины, длины).

Повышение обоснованности выбора скважин для проведения операций ГРП, так же как и совершенствование технологий их применения, возможно лишь на качественно новом уровне информационного обеспечения подготовительных этапов работ, в первую очередь геофизических исследований скважин (ГИС) [54]. Геофизические методы исследования скважин направлены, в первую очередь, на исследование разрезов пласта около-скважинного пространства с целью уточнения геологической модели в зоне расположения скважины (ГИС-каротаж). Существуют метод потенциалов самопроизвольной поляризации (ПС), кажущееся сопротивление (КС), боковое каротажное зондирование (БКЗ), боковой каротаж (БК), боковой микрокаротаж (БМК) и др.; электромагнитные способы каротажа (индукционные методы (ИД), диэлектрический каротаж (ДК), высокочастотное индукционное каротажное изопараметрическое зондирование (ВИКИЗ), каротаж магнитной восприимчивости (КМВ) и др.); радиоактивные методы (интегральный гамма-каротаж (ИГК), методы стационарного нейтронного каротажа (НК), гамма-каротаж (ГК), гамма-гамма каротаж плотностной (ГГКп), импульсный нейтронный каротаж (ИНК), термокаротаж, акустический каротаж (АК), наклонометрия, микрозондирование и др.).

Геофизические методы дают важную дополнительную информацию для контроля выработки разрабатываемых объектов (замеры профилей притока и приемистости скважин, оценку притока жидкости к скважинам, насыщенности пласта флюидами, оценку параметров вытеснения и др.), позволяют осуществлять контроль проведения интенсификации добычи нефти, в частности проведения операций ГРП. Результаты ГИС и эффективность их практического использования в качестве информационного обеспечения и сопровождения процессов разработки нефтяных месторождений, безусловно, рекомендуется подвергать экономическому анализу [53]. Направленность диссертационной работы именно на геофизические исследования геометрии трещин ГРП определяет её актуальность.

Цель работы - повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов нефти уточнением геометрии трещин ГРП с использованием геофизических исследований.

Основные задачи исследований:

- разработка программного геомеханического модуля для расчёта данных по геомеханике горных пород и распределению напряжений в пласте на основании данных кросс-дипольного акустического широкополосного каротажа (АКШ), плотностного каротажа, инклинометрии скважины и давления закрытия трещины ГРП, необходимых для программного обеспечения, моделирующего ГРП;

- разработка алгоритма работ по определению реальной геометрии трещин ГРП, включающего кросс-дипольный АКШ, термокаротаж и моделирование трещин;

- разработка алгоритма выбора скважин-кандидатов для проведения операций ГРП в терригенных коллекторах с различной степенью риска прорыва трещин в другой пласт;

- выявление условий, при выполнении которых возможна переориентация трещин ГРП.

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались путём численно-аналитических и экспериментальных исследований с использованием апробированных методик. Обработка результатов диссертационной работы проводилась с использованием современных математических методов, вычислительной техники.

Научная новизна результатов работы:

1. Разработан программный геомеханический модуль для расчёта данных по геомеханике горных пород и распределению напряжений в пласте, необходимых для программного обеспечения, моделирующего ГРП, на основании данных кросс-дипольного АКШ, плотностного каротажа, инклинометрии скважин и давления закрытия трещин ГРП;

2. Разработан алгоритм проведения работ по определению реальной геометрии трещин ГРП, включающий кросс-дипольный АКШ, термокаротаж и моделирование геометрии трещин. Установлены закономерности расчёта геомеханических свойств породы пласта, подвергаемого операциям ГРП, реализован расчёт горизонтальных напряжений - тектонического и литостати-ческого, приведены ограничения применения кросс-дипольного АКШ для определения параметров трещин ГРП.

Защищаемые положения:

- алгоритм и программный геомеханический модуль расчёта геомеханики горных пород и распределения действующих напряжений в пласте;

- алгоритм определения геометрии трещин ГРП;

- алгоритм выбора скважин-кандидатов для проведения операций ГРП в терригенных коллекторах с различной степенью риска прорыва трещин в другой пласт;

- критерии, приводящие к переориентации трещин повторных ГРП.

Практическая ценность результатов работы

1. Установлено, что вследствие низкой естественной анизотропии механических свойств горных пород месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», для определения направления распространения трещин ГРП и техногенной трещиноватости наиболее достоверные результаты могут быть получены при использовании кросс-дипольного АКШ, проведённого после операций ГРП, а также электрического микроимиджера в открытом стволе скважин. Вследствие наличия ряда технических и физических требований для проведения специальных ГИС, в случае отсутствия исследований гироскопом, высота и азимут трещин ГРП могут быть корректно определены лишь для скважин с зенитным углом наклона 3°...5° в интервале исследований.

2. Показано, что кросс-дипольный АКШ является эффективным инструментом определения высоты трещин ГРП, уменьшая размерность неопределённости с трёх до двух неизвестных - полудлины трещин и ширины.

Применение разработанного алгоритма расчёта геомеханических свойств пластов позволило повысить точность определения геометрии трещин ГРП до 80 %. Установлено, что достоверные результаты интерпретации кросс-дипольного АКШ для определения геометрии трещин ГРП в многопластовых скважинах возможны лишь при исключении перекрытия трещин между собой.

3. Установлено, что азимуты распространения трещин ГРП на месторождениях, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», распределены нормально - с математическим ожиданием 331,9° (151,9°) и стандартным отклонением 13,8°.

4. Комплексный подход к изучению геометрии трещин ГРП на Киняминском месторождении позволил разбить скважины-кандидаты для проведения операций ГРП на группы с различной степенью риска прорыва трещин в другой пласт. Показано, что направление распространения трещин ГРП находится в интервале от 330° до 10°, что отличается от стандартных направлений азимута трещин ГРП для месторождений нефти Западной Сибири (от 310° до 350°).

5. В результате теоретических расчётов прогнозирования траектории трещин повторных ГРП выявлены основные условия, при выполнении которых возможна их переориентация: разница между начальными максимальным и минимальным горизонтальными напряжениями менее 2,0...2,5 МПа; депрессия давления перед повторным ГРП более 13... 15 МПа; период времени между первым и повторным ГРП от 2 до 18 мес.,; проницаемость пласта

3 2

менее 3,5-10" мкм ; наличие глинистых перемычек; литологическая однородность пласта.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Российских нефтегазовых технических конференциях (Москва, 2006, 2008, 2010), шестой научно-технической конференции «Современные технологии гидродинамических и диагностических исследований скважин

на всех стадиях разработки месторождений» (Томск, 2007), Annual Technical Conference held in Anaheim (California, USA, 2007), Международной конференции геофизиков и геологов (Тюмень, 2007), Asia Pacific Oil and Gas Conference held in Jakarta (Indonesia, 2009).

1. ОПЕРАЦИИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТОВ

КАК МЕТОД СТИМУЛИРОВАНИЯ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

1.1. Влияние операций ГРП на разработку нефтяных пластов

Как показано во введении диссертационной работы, ГРП является одним из наиболее эффективных методов повышения производительности как нагнетательных, так и добывающих нефтяных и газовых скважин.

1.1.1. Зарубежный опыт применения операций ГРП Впервые гидравлический разрыв был произведён в 1947 г. в США. После появления первых теоретических представлений о процессе [73] ГРП быстро получил широкое распространение, и к концу 1955 г. в США уже было проведено более 100 тыс. операций ГРП [88]. Развитие технологий ГРП в основном происходило по следующим направлениям:

- улучшение технологических характеристик жидкостей разрыва и проппанта;

- создание моделей, позволяющих более точно прогнозировать результаты обработки.

Гидравлическое давление от насоса к пласту, в котором производится разрыв, переносят жидкости разрыва, транспортирующие проппант в образовавшуюся трещину, которые затем удаляются из пласта, делая возможным приток углеводородов. Главными характеристиками системы «жидкость разрыва - проппант» являются:

- реологические свойства «чистой» и содержащей проппант жидкостей;

- инфильтрационные свойства жидкости, определяющие её утечки в пласт в ходе гидроразрыва и при переносе проппанта вдоль трещины;

- способность жидкости обеспечить перенос проппанта к концам трещины во взвешенном состоянии без преждевременного осаждения;

- возможность быстрого и лёгкого выноса жидкости гидроразрыва для обеспечения минимального загрязнения упаковки проппанта и окружающего пласта;

- физические свойства проппанта [19].

Жидкости разрыва должны быть дёшевы, доступны, безопасны в использовании, иметь необходимые вязкостные характеристики для создания трещин высокой проводимости за счёт их большого раскрытия и эффективного заполнения проппантом, совместимы с флюидами и породой пластов, легко удаляться из пластов после обработки [21, 47, 82, 119].

Материалы для закрепления трещин в раскрытом состоянии подразделяют на кварцевые пески и синтетические проппанты средней и высокой прочности. Наиболее широко используемым материалом для создания трещин на глубинах до 2500 м является песок плотностью порядка 2,65 г/см . Проппанты средней прочности плотностью 2,7...3,3 г/см применяются на глубинах до 3500 м, а высокопрочные проппанты плотностью 3,2...3,7 г/см3 - на глубинах свыше 3500 м [19]. Использование проппантов средней прочности экономически эффективно и на глубинах менее 2500 м, так как позволяет создать в трещине упаковку проппанта более высокой проводимости [96].

Разработана технология импульсного гидроразрыва, позволяющая создавать несколько радиально расходящихся от ствола скважины трещин [68] для устранения скин-эффекта в призабойной зоне пласта (ПЗП), особенно в высоко- и среднепроницаемых пластах. С начала 1980-ых годов получила распространение технология, заключающаяся в последовательной закачке в трещину проппантов, различающихся по фракционному составу, а также другим свойствам [84, 98]. Преимуществами технологии являются:

- крепление трещины высокопрочным проппантом в окрестности скважины, где напряжение сжатия максимально;

- создание наибольшей проводимости в окрестности забоя скважины, где скорость течения флюидов максимальна;

- предотвращение выноса проппанта в скважину;

- блокирование тонкозернистым песком конца трещины и естественных микротрещин, что снижает потери жидкости разрыва и улучшает проводимость трещины.

1.1.2. Опыт применения операций ГРП на месторождениях нефти Западной Сибири

В России ГРП начал использоваться в связи с проблемой освоения нагнетательных скважин при внедрении внутриконтурного заводнения на месторождениях Волго-Уральской провинции [58]. Кроме того, ГРП применялся для изоляции притоков подошвенных вод в скважинах с монолитными пластами, в которых высокопроводящая трещина гидроразрыва служит во-доизолирующим экраном. Затем, после ввода в разработку крупных высоко-дебитных месторождений Западной Сибири, интерес к ГРП в бывшем СССР существенно пал. В Западной Сибири первые обработки были проведены в 1988 г., широкомасштабное же промышленное внедрение операций ГРП начато в начале 1990-ых годов [13]. Возобновление работ по ГРП обусловлено существенным изменением структуры запасов нефти, так как доля трудно-извлекаемых запасов нефти, расположенных в низкопроницаемых (НПК), расчленённых коллекторах, постоянно увеличивается [96].

Так, на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» («ННГ») ГРП начали массово применять с 1993 г., после того как фирмы Texaco и Catconeft выполнили 36 операций ГРП на Муравленковском и Суторминском месторождениях [20]. К 1997 г. на месторождениях «ННГ» было выполнено 436 операций ГРП, дополнительная добыча нефти составила около 4 млн т. ГРП подвергались скважины, находящиеся в неоднородных, низкопроницаемых коллекторах, недостигающие своих потенциальных дебитов. Успешность обработок была достаточно высока и в среднем достигала 87 %, а по некоторым месторождениям (Суторминское, Вынгапуровское, Умсейское) - 100 %. После ГРП дебит нефти в среднем увеличился в 7,7 раза, жидкости - в 10 раз [26]. В то же время анализ ГРП, проведённых на Муравленковском месторождении, показал, что при высокой гидродинамической связи между скважи-

нами в условиях высокопроницаемого, монолитного коллектора дебит окружающих скважин падает, что обусловлено тем, что при работе нескольких продуктивных скважин на одном участке нагнетательные скважины не успевают создать необходимый энергетический режим, в результате чего происходит перераспределение основных потоков в сторону скважины с ГРП, имеющей в призабойной зоне высокопроводящий канал — трещину с проп-пантом [20, 33].

Работы по широкомасштабному внедрению ГРП на Самотлорском месторождении были начаты в 1992 г., к началу же 1997 г. было проведено 432 скважино-операции [46, 64]. Успешность составила 94 %, дополнительная добыча нефти - 4,034 млн т. В результате проведения ГРП прирост дебита нефти вырос с 12 до 23 т/сут, снижены темпы падения добычи и обводнённости добываемой продукции в первые годы после ГРП. Гидроразрыв пластов в гидродинамически связанных коллекторах привёл к увеличению темпов отбора извлекаемых запасов и практически не повлиял на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН). Для прерывистых коллекторов фактическая обводнённость добываемой продукции оказалась ниже базовой, а следовательно, кроме увеличения темпов отбора в разработку были вовлечены законсервированные в ранее недренируемых зонах запасы нефти. Установлена эффективность проведения операций ГРП и в пластах юрских отложений Ермаковского месторождения, для которых характерны высокая степень неоднородности, невысокие фильтрационно-емкостные свойства [25].

На месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» первые операции ГРП были проведены фирмой Canadian Fracmaster. Вначале было обработано пять скважин, вскрывших низкопроницаемые пласты ачимовской толщи и юрских отложений Мало-Балыкского, Восточно-Сургутского и Салымского месторождений. Вследствие низкой технологической и экономической эффективности технологии на этих объектах фирма с 1989 г. начала осуществлять ГРП на пластах АС4 и БСШ Мамонтовского месторождения [14]. Успешность операций ГРП по влиянию на нефтеотдачу по пластам АС4 и БСю составила

7,1 % и 13,3 % соответственно, с точки зрения интенсификации добычи, -35,7 % и 100 % соответственно. Эффективность операций ГРП обусловлена прежде всего различиями в геологическом строении пластов. Пласт БСю характеризуется более высокими коллекторскими характеристиками и более неоднороден, имеет более мощную глинистую перемычку, разделяющую нефтенасыщенный и водонасыщенный интервалы пласта. Поэтому ГРП, проведённый на скважинах пласта БСю, в первую очередь, представлял собой технологию очистки ПЗП. Это подтверждается ростом дебитов жидкости на 50 % обработанных скважин до максимального до ГРП и выше. В пласте АС4 операции по ГРП привели к увеличению дебитов как обработанных, так и окружающих скважин при ухудшении характеристик вытеснения. В целом, проведение ГРП на скважинах пластов АС4 и БСю увеличило дебиты нефти и жидкости как в обрабатываемых, так и окружающих скважинах [14]. По результатам проведённых операций ГРП были сделаны следующие выводы:

- по скважинам ООО «РН-Юганскнефтегаз», охваченных ГРП, дебиты по жидкости возросли в 3,8 раза;

- наибольшая эффективность реализации операций ГРП достигнута в чистонефтяных зонах объектов с большой нефтенасыщенной толщиной;

- аномально высокий рост обводнённости скважин после проведения операций ГРП обусловлен высоким водонефтяным характером залежей;

- успешность проведения операций, с точки зрения интенсификации разработки месторождений, в среднем составила 92 %, с точки зрения прироста извлекаемых запасов, - 4,6 % [13].

Наиболее успешны воздействия на залежь с применением ГРП, выполненные комплексно в нагнетательных и добывающих скважинах, о чём, в частности, свидетельствует опыт работ на участках пластов БСю и БСц Западно-Сургутского и Фёдоровского месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» [83].

Одним из серьёзных осложнений при проведении ГРП, сопровождающимся преждевременным выпадением проппанта и остановкой распространения трещины, является образование перемычек и повышенной упаковки

проппанта в конце трещины [83]. Впервые работы с применением концевого экранирования в Западной Сибири были проведены на Сугмутском месторождении (ОАО «Сибнефть-ННГ»), пласты которого характеризуются средней и высокой проницаемостями. Результатом работ явилось существенное повышение дебита скважин, превысившего по отдельным скважинам 300 т/сут [10].

В настоящее время на месторождениях нефти и газа ХМАО ежегодно проводится около 1 ООО операций ГРП практически на всех типах продуктивных коллекторов [11, 92, 115]. В результате проведения ГРП на большинстве скважин достигнута высокая технологическая эффективность - дебит жидкости после проведения ГРП в среднем увеличился в 3,7 раза, средняя дополнительная добыча нефти на скважину составила 8,9 тыс. т. Анализ проведённых операций ГРП позволил сделать следующие выводы:

- коэффициент продуктивности после проведения операций ГРП по большинству обработанных скважин выше текущего до ГРП и выше максимального до ГРП;

- широкое применение операций ГРП для низкопроницаемых залежей не только интенсифицирует добычу, но и повышает конечный КИН, что наиболее существенно выражено в высоконеоднородных по гидродинамической связи и проницаемости коллекторах;

- проведение операций ГРП в застойных или ослабленных дренированием зонах повышает дебиты окружающих скважин. ГРП скважин, находящихся же в активно дренируемых зонах высокопроницаемых коллекторов, приводит к обратному эффекту;

- общий прирост извлекаемых запасов нефти по участку, где был проведён ГРП, выше, чем только по скважинам с ГРП, за счёт вклада окружающих скважин, причём их доля в величине дополнительной добычи нефти превышает 30 %;

- снижение дебита жидкости после ГРП возможно из-за несоответствия между отборами и закачкой воды в систему поддержания пластового давле-

ния, что характерно для залежей с низкой компенсацией и неэффективной системой ППД;

- в сильнонеоднородных по гидродинамической связи и низкопроницаемых коллекторах наиболее эффективно проведение операций ГРП на добывающих скважинах, близко расположенных к системе нагнетательных скважин;

- наиболее успешны операции ГРП, выполненные комплексно в добывающих и нагнетательных скважинах [17, 20].

Неудачи при проведении ГРП преимущественно объясняются неоптимальной технологией проведения операций, а также несовершенной работой скважинного оборудования.

1.1.3. Направления совершенствования технологий проведения операций ГРП

Существенное расширение областей применения и рост числа операций ГРП связаны с интенсивным развитием технологий проведения обработок [18], к которым, в частности, следует отнести технологию концевого экранирования трещины, позволяющую, как показано выше, целенаправленно увеличить её ширину и, тем самым, существенно увеличить её проводимость. Для снижения риска попадания трещины в водо- или газоносные горизонты, а также для интенсификации выработки запасов низкопроницаемых слоев используется технология селективного гидроразрыва [17, 58].

Совершенствуются и материалы для проведения операций ГРП. Создаются новые типы «облегчённых» прочных проппантов. С целью предотвращения выноса песка из трещины используется технология Ргор]ЧЕТ, согласно которой в пласт одновременно с проппантом закачивается специальное гибкое стекловолокно, заполняющее промежутки между частицами проппанта и обеспечивающее максимальную устойчивость проппантной пачки. Структура сети волокон более эластична, чем упаковка из проппанта со смолистым покрытием, проводимость трещин для проппантных пачек со стекловолокном

выше [10]. Наличие полимерной корки, образовавшейся на поверхности трещины, и определённого количества полимера, оставшегося в проппантной упаковке, существенно ухудшает итоговую проводимость трещины.

Для снижения остаточного загрязнения трещины разработаны низкополимерные жидкости разрыва Ьо\уОиаг и система добавок к деструктору С1еапРЬО\¥ [18]. Применяется незагрязняющая пласт жидкость СЛеагЕтас (бесполимерная жидкость на основе растворов солей и поверхностно-активных веществ (ПАВ)), которая не требует применения деструкторов, сшивателей и других химических добавок [51]. Непосредственно перед основным ГРП проводятся испытания на приемистость (Оа1аРКАС), позволяющие определить степень гидродинамической связи между стволом скважины и существующими трещинами, рассчитать коэффициент фильтрации жидкости разрыва, гидропроводности пласта и т.д.

Для повышения эффективности ГРП разрабатываются способы управления ориентацией трещин разрыва [19].

В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП как элемента системы разработки [15, 19]. Проектирование ГРП на начальной стадии разработки позволяет внести коррективы в очерёдность бурения скважин, их размещение.

1.2. Увеличение КИН при реализации операций ГРП низкопродуктивных коллекторов месторождений Юганского региона

ООО «РН-Юганскнефтегаз» является недропользователем 28 лицензионных участков, расположенных в Ханты-Мансийском автономном округе (ХМАО) Тюменской области. За последние годы в регионе, как и в целом в стране, наметилась тенденция к ухудшению структуры запасов нефти — истощаются запасы месторождений с высокопроницаемыми коллекторами. В настоящее время более половины извлекаемых запасов (53 %) месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», относятся к трудноиз-влекаемым [24].

Максимальная добыча нефти региона была получена в 1986 г. (рисунок 1.1), затем она неуклонно снижалась вследствие роста обводнённости высокопродуктивных скважин основных на тот момент месторождений - Усть-Балык-ского, Мамонтовского, Южно-Сургутского. Ввод в разработку месторождений и пластов, сложенных низкопроницаемыми коллекторами, задерживался вследствие отсутствия необходимых технологий разработки. Резкое увеличение добычи нефти пришлось на 1999 - 2000 гг. - период широкомасштабного внедрения технологий ГРП, которые позволили ввести в промышленную разработку такие крупные месторождения, как Приобское, Приразломное, Мало-Балыкское.

в Добыча месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (прогноз) Годы

■ Добыча месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (ф акт) 1:1 Добыча без месторождений с ннзкопроницаемыми коллекторами (прогноз) □ Добыча без месторождений с низкопроницаемыми коллекторами (факт)

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Никитин, Алексей Николаевич, 2014 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Александров, В. М. Эффективность кислотного воздействия на пласт ЮС1! Фаинского месторождения в зонах развития пород-коллекторов различного палеофациального генезиса [Текст] / В. М. Александров, В. В. Маза-ев, А. Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 66-71.

2. Александров, С. И. Пассивный сейсмический мониторинг для контроля геометрических параметров гидроразрыва пласта [Текст] / С. И. Александров, Г. Н. Гогоненков, А. Г. Пасынков // Нефтяное хозяйство. - 2007. -№ 3. - С. 51-53.

3. Артемьев, В. Н. Восстановление продуктивности добывающих скважин воздействием на призабойную зону нефтяными растворителями [Текст] / В. Н. Артемьев, В. Р. Госсман, А. М. Потапов [и др.] // Нефтяное хозяйство. -1994.-№2.-С. 56-60.

4. Афанасьев, И. С. Прогноз геометрии трещины гидроразрыва пласта [Текст] / И. С. Афанасьев, А. Н. Никитин, И. Д. Латыпов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 62-66.

5. Басарыгин, Ю. М. Технология бурения нефтяных и газовых скважин. [Текст] / Ю. М. Басарыгин, А. И. Булатов, Ю. М. Проселков. - М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр», 2001. - 679 с.

6. Бачин, С. И. Доразработка остаточных запасов нефти высокообвод-нённых месторождений с неоднородными коллекторами [Текст]: дис. ... канд. техн. наук: 22.00.17 / Бачин Сергей Иванович. - Уфа, 2008. - 127 с.

7. Борисов, Г. А. Применение плотностного и поляризационного акустического каротажа для оптимизации гидравлического разрыва пласта [Текст] / Г. А. Борисов, И. Д. Латыпов, А. М. Хайдар [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009.-№ 9. - С. 98-101.

8. Бродовой, В. В. Комплексирование геофизических методов [Текст] / В. В. Бродовой. -М.: Недра, 1991. - 336 с.

9. Бурдынь, Т. А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении [Текст] / Т. А. Бурдынь, А. Т. Горбунов, JL В. Лютин. - М.: Недра, 1983.- 192 с.

10. Губский, А. Технология концевого экранирования на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. Губский // Нефтегазовое обозрение. -

2000. -№ 3. - С. 4-9.

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

12. Гурари, Ф. Г. Строение и условия образования клиноформ неоком-ских отложений Западно-Сибирской плиты (история становления представлений) [Текст] / Ф. Г. Гурари. - Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. - 141 с.

13. Гусев, С. В. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири [Текст] / С. В. Гусев, JI. С. Бриллиант, А. Н. Янин //Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений: матер, совещания (г. Альметьевск, 1995 г.). - М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - С. 291-303.

14. Гусев, С. В. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» [Текст] / С. В. Гусев, Я. Г. Коваль, И. С. Кольчугин И Нефтяное хозяйство. - 1991. - № 7. - С. 15-18.

15. Жданов, С. А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин [Текст] / С. А. Жданов, С. В. Константинов // Нефтяное хозяйство. - 1995. - № 9. - С. 24-25.

16. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений [Текст] / Ю. П. Желтов. - М.: Недра, 1986. - 332 с.

17. Ивин, М. О. Анализ результатов ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» и основные направления совершенствования технологии его выполнения [Текст] / М. О. Ивин, Г. А. Малышев // НТЖ «Интервал». -

2001.-№ 11.-С. 6-13.

18. Каневская, Р. Д. Применение гидравлического разрыва пласта

для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи [Текст] / Р. Д. Каневская, И. Р. Дияшев, Ю. В. Некипелов // Нефтяное хозяйство. - 2002. -№5.- С. 96-100.

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

20. Карнаухов, М. Л. Особенности выполнения гидроразрывов пластов на месторождениях Ноябрьского региона [Текст] / М. Л. Карнаухов, Г. О. Крамар, Л. М. Гапонова // Нефтепромысловое дело. - 1999. - № 6. -С. 41-43.

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

22. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела [Текст] /А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. - М.: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - 560 с.

23. Крянев, Д. Ю. Повышение нефтеотдачи пластов месторождений Западной Сибири [Текст] / Д. Ю. Крянев, А. А. Чистяков, Н. Ю. Елисеев, Р. С. Магадов, Д. С. Хлобыстов. - М.: Блок, 1988. - 40 с.

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

25. Курамшин, Р. М. Результаты проведения гидравлического разрыва пласта на Ермаковском месторождении [Текст] / Р. М. Курамшин, П. А. Духовная, М. А. Вязовая, И. В. Бобылева // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 4. -С. 43-47.

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

27. Ландау, Л. Д. Теоретическая физика [Текст]: в 10 т. / Л. Д. Ландау, Е. М. Лифшиц. - М.: Недра, 1987. Т. VII: Теория упругости. - 248 с.

28. Латыпов, И. Д. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / И. Д. Латыпов, Г. А. Борисов, А. М. Хайдар, А. Н. Горин, А. Н. Никитин, Д. В. Кардымон // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 6. - С. 34-38.

29. Латыпов, А. Р. Перспективы применения газовых методов увеличения нефтеотдачи на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] /

A. Р. Латыпов, Т. А. Исмагилов, А. Г. Телин, М. 3. Игдавлетова, А. Г. Пасынков // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: тез. докл. V междунар. конф. - Краснодар: ООО «НК «Роснефть» - НТЦ», 2005. -С. 45-46.

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

31. Мальцев, В. В. Опыт применения специальных ГИС на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» для задач оптимизации ГРП [Текст] /

B. В. Мальцев, А. Н. Никитин, Д. В. Кардымон [и др.] // Территория НЕФТЕ-ГАЗ. -2010. -№ 11.-С. 52-56.

32. Малышев, А. Г. Состояние и совершенствование работ по проведению гидроразрыва пластов на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [Текст] / А. Г. Малышев, Г. А. Малышев, В. П. Седач [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 2. - С. 38-42.

33. Медведев, Н. Я. Особенности применения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [Текст] / Н. Я. Медведев, В. Г. Шеметилло, Г. А. Малышев, В. П. Сонич, А. Я. Лушников // Нефтяное хозяйство. - 2001. - № 9. -

C. 52-57.

34. Мукминов, И. Р. Гидравлический разрыв пласта как метод совершенствования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

[Текст] / И. Р. Мукминов, И. 3. Муллагалин, А. Н. Никитин [и др.] // SPE 138056.-2010.

35. Мукминов, И. Р. Интегрированный подход к разработке Мамонтов-ского месторождения [Текст] / И. Р. Мукминов, А. В. Свешников, В. С. Комаров [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 11. - С. 28-31.

36. Мукминов, И. Р. Новые взгляды на геологическое строение пласта БСю Мамонтовского месторождения и практика эффективного планирования и реализации ГТМ [Текст] / И. Р. Мукминов, Р. В. Тулаев, Т. С. Баранов [и др.] // Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами: тез. докл. IX научн.-техн. конф. - М: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2009. - С. 42.

37. Мукминов, И. Р. Интегрированный подход к совершенствованию разработки месторождений на поздней стадии [Текст] / И. Р. Мукминов, А. Н. Янтудин, А. 3. Фазуллин // НТЖ «Ростехнадзор. Наш регион». - 2009. -№6.-С. 10-12.

38. Муллагалин, И. 3. Результаты внедрения массированного гидроразрыва пласта на Приобском месторождении / И. 3. Муллагалин, Т. С. Усманов, И. С. Афанасьев [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 8. - С. 62-64.

39. Никитин, А. Н. Определение геометрии ГРП при помощи пассивной сейсмики в Западной Сибири - проблемы и факторы успеха [Текст] / А. Н. Никитин, С. И. Александров, В. П. Бандов [и др.] // Матер, междунар. конф. геофизиков и геологов. - Тюмень, 2007. - С. 1-4.

40. Никитин, А. Н. Опыт анализа и исследования геометрии трещины на пласте ACi2 Приобского месторождения [Текст] / А. Н. Никитин, И. Д. Латыпов, А. М. Хайдар, Г. А. Борисов, А. В. Пестриков, А. А. Колесников // Электронный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 1. - С. 76-83. URL: http: //www.ogbus.ru/authors/Nikitin/Nikitin_l.pdf.

41. Никитин, А. Н. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещины ГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / А. Н. Никитин // Современные технологии гидро-

динамических и диагностических исследований скважин на всех стадиях разработки месторождений: матер, шестой научн.-техн. конф. - Томск, 2007. -С. 60-64.

42. Никитин, А. Н. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещины ГРП на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / А. Н. Никитин // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». - 2007. - № 2. - С. 35-37.

43. Авторский надзор за выполнением интегрированного проекта разработки Мамонтовского месторождения [Текст]: отчёт о НИОКР / ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа, 2009.

44. Интегрированный проект разработки Мамонтовского месторождения [Текст]: отчёт о НИОКР / ООО «РН-УфаНИПИнефть». - Уфа, 2008.

45. Панасюк, В. В. Определение предельных усилий при растяжении пластины с дугообразной трещиной [Текст] / В. В. Панасюк, Л. Т. Бережниц-кий // Вопросы механики реального твёрдого тела. - Киев, 1964. - Вып. 3. -С. 3-19.

46. Пасынков, А. Г. Влияние особенностей геологического строения пластов АВ2-з и АВ4.5 Самотлорского месторождения на состояние их разработки [Текст] / А. Г. Пасынков, Р. Р. Газимов, О. А. Махов, С. Г. Михалков // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 9. - С. 27-30.

47. Пасынков, А. Г. Анализ эффективности применения эмульсионно-дисперсных составов для выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин СНГДУ-2 Самотлорского месторождения [Текст] / А. Г. Пасынков // Оптимизация технологий разработки нефтяных месторождений: сб. статей. - Екатеринбург: Сибирская инновационная нефтяная корпорация, 2002. - С. 372-375.

/

48. Пасынков, А. Дифференциальная акустическая анизотропия в об-саждённых скважинах для оценки геометрии трещин ГРП в Западной Сибири [Текст] / А. Пасынков, А. Никитин, Г. Макарычев // БРЕ 102405. - 2006.

49. Пасынков, А. Г. Развитие технологий гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» [Текст] / А. Г. Пасынков, А. Р. Латыпов, А. Н. Никитин [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2007. - № 3. - С. 41-43.

50. Пасынков, А. Г. Системное применение методов интенсификации добычи нефти (на примере месторождений Юганского региона) [Текст]: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17 / Пасынков Андрей Героевич. - Уфа, 2005. -149 с.

51. Пат. 2135750 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/20, 43/26. Способ разработки нефтегазовой залежи с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Батурин Ю. Е., Малышев А. Г., Сонич В. П., Малышев Г. А. -№ 98123533/03; заявл. 28.12.1998; опубл. 27.08.1999, Бюл. № 24.

52. Петухов, С. Б. Особенности геологического строения залежи пласта БСю Мамонтовского месторождения [Текст] / С. Б. Петухов, Н. С. Тян, С. И. Бачин, В. Н. Шабловский // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. -С. 18-21.

53. РД 153-39.0-109-01. Комплексирование и этапность выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений [Текст]. - Введ. 2002-03-01. - М.: ППП «Типография «Наука», 2002. - 120 с.

54. Садыков, М. Р. Обобщение опыта сопровождения работ ГРП с использованием аппаратуры поляризационного кросс-дипольного каротажа [Текст] / М. Р. Садыков, А. Г. Пасынков, А. В. Никитин [и др.] // 8РЕ 101586. - 2006.

55. Соколов, В. С. О влиянии гидроразрыва пласта на показатели разработки нефтяных залежей [Текст] / В. С. Соколов, С. В. Соколов, И. П. Толстолыткин // Вестник ЦКР «Недра». - 2005. - № 3. - С. 79-86.

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

57. Тимонов, А. В. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке Приобского месторождения [Текст] / А. В. Тимонов, И. В. Судеев, А. В. Пестриков, С. С. Ситдиков, А. Н. Надеев, А. В. Юдин, А. Н. Никитин // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С. 58-61.

58. Усачёв, П. М. Гидравлический разрыв пласта [Текст] / П. М. Усачёв. - М.: Недра, 1986. - 165 с.

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

60. Усманов, Т. С. Влияние широкомасштабного внедрения ГРП на нефтеотдачу месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» [Текст] / Т. С. Усманов, И. Ф. Хатмуллин, И. 3. Муллагалин, Р. К. Мухамедшин, И. С. Афанасьев, А. Г. Пасынков // Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: тез. 5-ой междунар. конф. - Краснодар: ООО «НК «Роснефть» -НТЦ», 2005.-С. 52-53.

61. Филиппенко, А. А. Локализация остаточных запасов нефти в условиях клиноформного строения неокомских отложений [Текст] / А. А. Филиппенко, И. Р. Мукминов, И. 3. Муллагалин [и др.] // Нефтяное хозяйство. -2009.-№9. _с. 86-89.

62. Хайдар, А. М. Анализ и классификация причин преждевременных остановок закачки при проведении гидравлического разрыва пластов [Текст] / А. М. Хайдар, Г. А. Борисов, А. Н. Горин, И. Д. Латыпов // Нефтяное хозяйство. - 2008.-№ 11.-С. 38-41.

63. Хайдар, А. Опыт применения гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть» [Текст] / А. Хайдар, И. Вафин, А. Никитин [и др.] // 8РЕ 117418. - 2008.

64. Шпуров, И. В. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта [Текст] /

И. В. Шпуров, В. Е. Разуменко, В. Г. Горев, Ф. А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. - 1997. -№ 10. - С. 50-53.

65. Экономидес, М. Унифицированное проектирование гидроразрыва пласта [Текст] / М. Экономидес, Р. Олни, П. Валько. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 221 с.

66. Эрдоган, Ф. О распространении трещины в пластинах при плоском нагружении и поперечном сдвиге [Текст] / Ф. Эрдоган, Дж. Си // Теоретические основы инженерных расчётов. Серия Д. - 1963. - Т. 85. - № 4. -С. 49-59.

67. Alexandrov, S. I. A new processing technique for passive seismic monitoring of hydrocarbon reservoirs [Text] / S. I. Alexandrov, G. N. Gogonenkov, V. A. Mishin, D. J. Tessman // SEG Moscow Workshop, September 1 - 4, 2003. -Society of Exploration Geophysicists, Expanded Abstracts, OS 13.

68. Al-Hashim, H. Effect of multiple hydraulic fracture on gas-well performance [Text] / H. Al-Hashim, M. Kissami, H. Y. Al-Yousef // J. Petrol. Tech-nol. - 1993. - V. 45. - No. 6. - P. 558-563.

69. Brie, A. Shear slowness determination from dipole measurements [Text] / A. Brie, C. Kimball, J. Pabon, Y. Saiki // Paper presented at the SPWLA annual symposium, June, 1997.

70. Brovchuk, A. V. Fracturing treatments of openhole horizontal wells in Western Siberia [Text] / A. V. Brovchuk, L. Diyashey, A. V. Lipyanin [et al.] // Paper SPE 102417.-2006.

71. Buttler, M. The potential of multiple fractured horizontal wells in layered reservoirs [Text] / M. Buttler, L. Kuvshinov // Paper SPE 102633. - 2006.

72. Chase, B. Clear fracturing fluids for increased well productivity [Text] / B. Chase, W. Chimlowski [et al.] // Oil-field review 9. - 1997. - No. 3. -P. 20-33.

73. Clark, J. B. Hydraulic process for increasing productivity of wells [Text] / J. B. Clark // Trans. AIME. - 1949. - V. 186. - P. 1-8.

74. Dobrynin, S. Enhancement of the geological and geophysical informa-

tion content of hydraulic fracturing, the reservoir properties and seismic modeling by multiarray polarized acoustic logging [Text] / S. Dobrynin, V. Stenin // Karo-taznik journal (Russia). - 2004.

75. Economides, M. J. Prentice-Hall, Reservoir Stimulation, Englewood Cliffs [Text] / M. J. Economides, K. G. Nolte [et al.]. - 2nd edition. - Schlumber-ger, New Jersey, 1989.

76. Economides, M. J. Reservoir stimulation [Text] / M. J. Economides, G. Nolte. - 3rd edition. - New-York, 2000. - Chapter 3.

77. Economides, M. J. Reservoir stimulation [Text] / M. J. Economides, K. G. Nolte. - Houston: Schlumberger educational services, 1987. - SMP-7018.

78. Economides, M. J. Reservoir stimulation [Text] / M. J. Economides, K. G. Nolte, John Willey & Sons. - 3rd edition. - New-York, 2009.

79. Economides, M. J. Unified Fracture Design. Bridging the gap between theory and practice [Text] / M. J. Economides, R. Oligney, P. Valco. - 2002.

80. Gulrajani, S. Evaluation of the M-Site B-Sand Fracture Experiments: Evolution of a pressure analysis methodology [Text] / S. Gulrajani, K. Nolte, J. Romero // Paper SPE 69206. - 2001.

81. Guo, G. Inflow performance of a horizontal well intersecting natural fractures [Text] / G. Guo, U. Evans // Paper SPE 25501. - 1993.

82. Gruber, N. G. Carbonated hydrocarbons for improved gas well fracturing results [Text] / N. G. Gruber, H. A. Anderson // J. Canad. Petrol. Technol. - 1996. -V.35.-No. 8.-P. 15-24.

83. Hannah, P. R. Fracturing a high permeability oil well at Prudhoe Bay [Text] / P. R. Hannah, E. J. Walker // Paper SPE 14372. - 1985.

84. Hickey, J. W. The comparative effectiveness of propping agents in the Red Rock formation of the Anadarco Basin [Text] / J. W. Hickey, W. E. Brown, S. J. Crittenden // Paper SPE 10132. - 1981.

85. Hoch, O. Multiple Precision hydraulic fractures of low-permeability horizontal openhole sandstone wells [Text] / O. Hoch, M. Stromquist, G. Love, J. Argan // Paper SPE 84163. - 2003.

86. Hornby, B. E. Imaging of near wellbore structure using full-waveform snoic data [Text] / B. E. Hornby // Geophysics. - June, 1989. - Vol. 54. - No. 6. -P. 747-757.

87. Hörne, R. N. Relative productivities and pressure transient modeling of horizontal wells with multiple fractures [Text] / R. N. Hörne, K. O. Temeng // Paper SPE 29891.- 1995.

88. Hubbret, M. K. Mechanics of hydraulic fracturing [Text] / M. K. Hub-bret, D. G. Willis // Trans. AIME. - 1957. - V. 210. - P. 153-168.

89. Katahara, K. Estimation of in-situ stress profiles from Well-Logs [Text] K. Katahara // Paper presented at the SPWLA 37th annual symposium, 1996, June. -P. 16-19.

90. Kimball, C. V. Semblance processing of borehole acoustic array data [Text] / C. V. Kimball, T. L. Marzetta // Geophysics. - March, 1986. - Vol. 49. -No. 3. - P. 274-281.

91. Klaas, A. W. Perforating and proppant fracturing in Western Siberia, Russia [Text] / A. W. Klaas, van Gijenbeek and R. Pongratz // Paper SPE 90238. -2004.

92. Kuzmina, S. Reservoir Pressure Depletion and WaterFlooding Influencing Hydraulic Fracture Orientation in Low-Permeability Oilfields [Text] / S. Kuzmina, K. Butula, A. Nikitin // Paper SPE 120749. - 2009.

93. Li, H. A new method to predict performance of fractured horizontal wells [Text] / H. Li, Z. Jia, Z. Wei // Paper SPE 37051. - 1996.

94. Liu, H. Evaluation of refracure reorientation in both laboratory and field scales [Text] / H. Liu, Z. Lan, G. Zhang [et al.] // Paper SPE 112445. - 2008.

95. Li, P. Theoretical study on reorientation mechanism of hydraulic fractures [Text] / P. Li // Paper SPE 105724. - 2008.

96. Mader, D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science [Text] / D. Mader // Elsevier Science Publishers, 1989. - 1240 p.

97. Maxwell, S. C. The role of passive microseismic monitoring in the in-

strumented oil field [Text] / S. C. Maxwell, T. I. Urbancic // The Leading Edge. -2001.-No. 6.-P. 636-639.

98. McDaniel, R. R. The effect of various proppants and proppant mixtures on fracture permeability [Text] / R. R. McDaniel, J. R. Willingham // Paper SPE 7573.- 1978.

99. Mohammed, Y. A. Mathematical algorithm for modeling geomechanical rock properties at the Khuft and Pre-Khuft reservoirs in ghawar field [Text] /

Y. Mohammed, R. Zilur // Paper SPE 68194. - 2001.

100. Mutalik, S. P. Effect of drainage area shapes on the productivity of horizontal wells [Text] / S. P. Mutalik, S. P. Godbole, S. D. Joshi // Paper SPE 18301.-1998.

101. Nikitin, A. Complex Fracture Geometry Investigations conducted on Western-Siberian oilfields at Rosneft Company [Text] / A. Nikitin, A. Shirnen, J. Maniere // Paper SPE 109909. - 2007.

102. Nikitin, A. Hydraulic Fracture Geometry Investigation for Successful Optimization of Fracture Modeling and Overall Development of Jurassic Formation in Western Siberia [Text] / A. Nikitin, A. Yudin, I. Latypov [et al.] // Paper SPE 121888-MS. - 2009.

103. Nor-Azlan, N. Massive hydraulic fracturing - a case history in Western Siberia, Russia [Text] / N. Nor-Azlan, A. I. Sanchez, I. R. Diyashev // Paper SPE 84916.-2002.

104. Nolte, K. After-closure analysis of fracture calibration tests [Text] / K. Nolte, J. Raniere, K. Owens // Paper SPE 38676. - 1997.

105. Plona, T. Stress — induced dipole anisotropy: theory, laboratory experiment and field data [Text] / T. Plona, B. Sinha, M. Kane, K. Winkler // Paper RR, SPWLA 40-th Annual Meeting, May, 1999.

106. Plona, T. Measurement of stress direction and mechanical damage around stressed boreholes sing dipole and microsonic techniques [Text] / T. Plona, K. Winkler, B. Sinha, R. D'Angelo // Paper SPE 47234. - 1998.

107. Raymond, L. More effective hydraulicfracturing in secondary, in-fill developments, Permian Basin, Using Bot-tomhole pressure and in-situ stress profiling techniques [Text] / L. Raymond, Jr. Johnson, L. James // Paper SPE 39781. - 1998.

108. Roudakov, V. Successful hydraulic fracturing techniques in horizontal wells for sandstone formations in the Permian Basin [Text] / V. Roudakov, C. Rohwer // Paper SPE 102370. - 2006.

109. Rueda, J. Pushing fracturing limits to maximize producibility in tur-bidite formation in Russia [Text] / J. Rueda, J. Mach, D. Wolcott // Paper SPE 84916.-2003.

110. Rueda, J. Pushing Fracturing Limits to Maximize Producibility in Tur-bidite Formation in Russia [Text] / J. Rueda, J. Match, D. Wolcott // Paper SPE 91760.-2004.

111. Sayers, C. Calibrating the mechanical properties and in-situ stresses using acoustic radial profiles [Text] / C. Sayers, S. Kisra, K. Tagbor [et al.] // Paper SPE 110089.-2007.

112. Schechter, R. S. Oil well stimulation [Text] / R. S. Schechter // Prentice Hall. Eglewood Cliffs NJ, 1992. - 278 p.

113. Sinha, B. K. Stress induced azimuthal anisotropy in borehole flexural waves [Text] / B. K. Sinha, S. Kostek // Geophysics. - 1996. - No. 6. - P. 18991907.

114. Sinha, B. Stress-induced dipole anisotropy in a dry Berea sandstone [Text] / B. Sinha, T. J. Plona, K. Winkler, R. D'Angelo // EEE Ultrasonic Symp., October, 1996.

115. Sitdicov, S. Fiber-Laden Fluid - Applied Solution for Addressing Multiple Challenges of Hudraulic Fracturing in Western Siberia [Text] / S. Sitdicov, A. Serdyik, A. Nikitin [et al.] // Paper SPE 119825. - 2009.

116. Soliman, M. Y. Fracture treatment optimization for horizontal wells completion [Text] / M. Y. Soliman, R. Pongratz, M. Rulance, D. Prather // Paper SPE 102616.-2006.

117. Tingay, M. Understanding tectonic stress in the oil patch: the world stress map project [Text] / M. Tingay, В. Muller, J. Reinecker [et al.] // The Leading Edge. - Dec. 2005. - Vol. 24. - Issue 12. - P. 1276-1282.

118. Tixier, M. P. Sonic logging [Text] / M. P. Tixier, R. P. Alger , C.A.Doh //J. Pet. Technology.-05.1959.-Vol. 17.-No. 5.-P. 106-114.

119. Tudor, R. Low viscosity, low temperature fracture fluids [Text] / R. Tudor, A. Poleschuk // J. Canad. Petrol. Technol. - 1996. - V. 35. - No. 7. -P. 31-36.

120. Ursenbach, С. A Generalized Gardner relation [Text] / C. Ursenbach // Printed in CREWES. - 2001. - Research Report, Vol. 13.

121. Volko, P. Hudraulic fracturing mechanics [Text] / P. Volko, M. J. Economides. - Jone Wiley & Sons Ltd, New-York, 1995.

122. Wendt, A. Enhanced mechanical earth modelling and wellbore stability calculations using advanced sonic measurements - a case study of the HPHT Kvitebjorn field in the Norwegian North Sea [Text] / A. Wendt, M. Kongslien, B. Sinha [et al.] // Paper SPE 109662. - 2007.

123. Joshi, S. D. Horizontal Wells Application: Reservoir Management in Western Siberia, Russia [Text] / S. D. Joshi, W. Ding // Paper SPE 37036. - 1996.

124. Joshi, S. D. Horizontal Wells, Penn Well Publishing Company [Text] / S. D. Joshi, W. Ding. - Tusla, OK, USA. - 1991.

125. Joshi, S. D. Cost Benefits of Horizontal Wells [Текст] / S. D. Joshi // Paper SPE 83621.-2003.

126. Yudin, A. A Novel approach to fracturing height control enlarges the candidate pool in the Ryabchyk formation of West Siberia's mature oilfields [Text] / A. Yudin, K. Butula, Y. Novikov // Paper SPE 107604. - 2007.