Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Шевелев, Михаил Борисович

• Шевелев, Михаил Борисович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Шевелев, Михаил Борисович

Оглавление

Введение

Глава 1 Геологическое строение и анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения

1.1 Анализ геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

1.1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.1.3 Нефтегазоносность месторождения

1.2 Анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения

1.2.1 Анализ испытания, опробования и ГДИ разведочных скважин и скважин эксплуатационного фонда по месторождению

1.2.2 Характеристика энергетического состояния месторождения

1.2.3 Анализ эффективности осуществляемой системы разработки

1.2.4 Оценка выработки запасов нефти

1.2.5 Примеры техногенного трещинообразования вверх по напластованию (по данным геолого-промыслового анализа)

Глава 2 Обзор литературного материала по тематике диссертационного исследования

2.1 Понятие трещина

2.2 Образование трещин

2.3 Механизм извлечения нефти из трещиноватых коллекторов

2.4 Причины высоких скоростей фильтрационных потоков

2.5 Теория и практика заводнения нефтяных месторождений

2.6 Практические примеры разработки коллекторов с техногенной трещиноватостью

2.7 Примеры литературных материалов посвященным вопросам геологии и разработки

Сугмутского месторождения

Глава 3 Научное обоснование и технологические решения по оптимизации разработки

3.1 Геологическая и гидродинамическая модели Сугмутского месторождения

3.2 Комплексный подход к обоснованию переводов в ППД

3.3 Модификация системы заводнения

3.4 Модификации комплексного параметра для выделения преимущественного направления обводнения по маломощным плотным прослоям

3.5 Модель трещинообразования вверх по напластованию структуры по маломощным плотным прослоям. Обоснование не успешности бурения в краевых зонах в переслаивающихся коллекторах

3.6 Комплексный подход к решению актуальных задач разработки

3.7 Комплексная программа оптимизации системы ППД

Глава 4 Результаты экспериментальных исследований. Лабораторные реологические исследования по адаптации композиции вязко-дисперсионных составов (ВДС) к условиям

разработки месторождений ОАО «Газпромнефть-ННГ» и филиала

«Муравленковскнефть»

4.1 Общие сведения об эксперименте

4.2 Реологические исследования композиций ВДС, приготовленных без использования сшивателя

4.2.1 Методика приготовления композиций

4.2.2 Методика проведения реологических исследований

4.2.3 Результаты реологических исследований

4.3 Реологические исследования композиций ВДС, приготовленных с использованием

сшивателя

4.3.1 Методика приготовления композиций

4.3.2 Методика проведения реологических исследований

4.3.3 Результаты реологических исследований и их интерпретация

4.4 Выводы к главе

Заключение

Список литературы

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования»

Введение

Задачи, стоящие перед нефтяной промышленностью в России и перед нефтяными компаниями достаточно типичны [79]. Современное состояние разработки месторождений характеризуется ростом доли трудноизвлекаемых запасов. Значительное их количество разведано, но не введено в разработку.

Актуальность темы исследований

Большинство месторождений Западной Сибири в настоящее время находится на завершающей стадии разработки, на которой высокая обводненность скважинной продукции обусловлена значительной выработкой запасов. Запасы нефти, не вовлечённые в разработку, относятся к трудноизвлекаемым, что определяется такими факторами как низкая проницаемость коллектора и высокая послойная неоднородность по разрезу продуктивного пласта (переслаивание тонких нефтенасыщенных и плотных пропластков). Геолого-промысловый анализ показывает, что в указанном типе коллектора происходит интенсивный процесс образования техногенной трещиноватости, что влечет за собой неконтролируемую и непроизводительную циркуляцию жидкости и является одной из причин преждевременного обводнения добывающих скважин, а также способствует образованию не вовлеченных в разработку зон.

Установление новых принципов разработки, учитывающих динамику явлений в коллекторах, подверженных интенсивному трещинообразованию, поможет инженерам и геологам при решении различных задач разработки месторождении этого специфического вида коллектора. Очевидно, что использование методик разработки объектов, созданных для обычных поровых коллекторов, является недостаточным в данных геологических условиях. В связи с этим тема исследований, посвященная проблеме повышения эффективности разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования, является актуальной. Использование идей диссертационной работы позволит обеспечить увеличение нефтеотдачи пластов. В дополнение следует отметить, что мониторинг разработки крупных месторождений связан с необходимостью анализа и обработки гигантского объема геолого-промысловой информации, поэтому принятие оптимальных решений должно основываться на комплексном анализе данных гидродинамического моделирования и производственных показателей.

Цель работы - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях сложного геологического строения, когда продуктивный пласт представлен переслаиванием плотных пропластков, преимущественно аргиллитов, с нефтенасьпценными пропластками малой толщины.

Идея работы заключается в применении нового научного подхода к разработке нефтяных месторождений в условиях переслаивающихся коллекторов, обосновывающего преимущественное направление техногенного трещинообразования вверх по напластованию структуры.

Задачи исследований

1. Выявление геологических особенностей краевой зоны Сугмутского нефтяного месторождения.

2. Анализ разработки Сугмутского нефтяного месторождения в целом и краевой восточной зоны. Выделение геологических факторов, влияющих на разработку при формировании и оптимизации системы поддержания пластового давления, планировании геолого-технических мероприятий по участкам месторождения и доразведки краевых зон.

3. Обоснование геологических причин неуспешного бурения скважин в краевых зонах Сугмутского нефтяного месторождения.

4. Выбор и обоснование комплексного параметра, характеризующего изменение состояния продуктивного пласта и преимущественное направление трещинообразования в переслаивающихся коллекторах при формировании и мониторинге эффективности системы поддержания пластового давления (ППД).

5. Предложение и обоснование комплекса технологических решений, направленных на повышение эффективности выработки запасов нефти в переслаивающихся коллекторах (доразведка месторождений, зарезка боковых горизонтальных стволов, модификация системы ППД, организация циклического заводнения, сокращение непроизводительных отборов и закачки жидкости).

6. Проведение лабораторных реологических исследований по адаптации вязко-дисперсных составов (ВДС) к условиям разработки месторождений ОАО «Газпромнефть-ННГ» и филиала «Муравленковскнефть» для решения проблемы «опережающего обводнения добывающих скважин от воды, закачиваемой в систему ППД».

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач осуществлялось аналитическим путем в соответствии с общепринятыми методиками и методами исследований; методами обобщения, анализа и аппроксимации литературного и экспериментального материала, математического (гидродинамического) моделирования физических процессов разработки нефтяного месторождения, анализа результатов исторических промысловых данных по разработке, а также методами статистики экспериментальных исследований.

Научная новизна работы

1. Обоснованы модель и принципы разработки нефтяных месторождений с переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования.

2. Обоснована необходимость учета плотных прослоев в переслаивающихся коллекторах при гидродинамическом моделировании и мониторинге разработки нефтяных месторождений.

3. Разработаны критерии эффективного применения геолого-технических мероприятий на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми прерывистыми и переслаивающимися коллекторами в условиях техногенного трещинообразования.

Защищаемое научное положение

Применение разработанной модели трещинообразования в переслаивающихся коллекторах нефтяных месторождений, учитывающей преимущественное направление развития техногенной трещиноватости вверх по напластованию структуры, позволит повысить эффективность разработки указанных геологических объектов при реализации широкого спектра отдельных и комплексных геолого-технических мероприятий, а также повысить точность выполняемых расчетов по прогнозу эффективности и обоснованию технологических показателей разработки месторождений.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена результатами теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, их сопоставлением с результатами промышленного внедрения технологических разработок автора.

Практическое значение работы

1. Предложен способ повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в условиях переслаивающихся коллекторов, основанный на разработанной модели техногенного трещинообразования.

2. Разработанные и внедренные в производство мероприятия позволили повысить эффективность разработки Сугмутского нефтяного месторождения Западной Сибири:

• в 2011 году дополнительно добыто 80 тыс. т. нефти за счет модификации системы III1Д (переход с рядной на избирательно площадную систему разработки);

• внедренный в производство комплекс мероприятий в 2010 и 2011 гг. позволил в сумме сократить непроизводительную закачку более чем на 1,8 млн. мЗ, а непроизводительные отборы жидкости - более чем на 247 тыс. т.; реализация мероприятий по циклическому заводнению в 2012 году позволила дополнительно добыть 1,8 тыс. т. нефти.

3. Разработаны проектные документы по разработке Сугмутского и Романовского нефтяных месторождений Западной Сибири, которые рекомендованы к внедрению Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений.

4. Разработан стандарт ОАО «Газпром Нефть» по обоснованию переводов скважин в систему

ппд.

5. Полученные выводы и рекомендации на основе проведенных исследований и внедренных мероприятий могут быть применены для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений в схожих с краевой восточной зоной Сугмутского месторождениям геологических условиях.

6. Разработан и рекомендован к промышленному использованию новый вязко-дисперсный водоизоляционный состав для решения проблемы опережающего обводнения добывающих скважин на месторождениях с интенсивным техногенным трещинообразованием.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на различных научно-практических конференциях (всего участие в 8 конференциях), основные из которых следующие: Всероссийская конференция-конкурс студентов выпускного курса «Проблемы освоения полезных ископаемых», 2005г., Санкт-Петербургский государственный горный институт (технический университет); I Международная научно-практическая конференция «Инновационные технологии - основа реализации стратегии блока разведки и добычи «Газпром нефти», Санкт-Петербург, октябрь 2010г.; БРЕ Техническая конференция «Оптимизация заводнения на зрелых месторождениях», Тюмень, 15-16 ноября 2011г.; XII научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», Геленджик, 18-21 сентября 2012г.

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 10 печатных работах, в том числе 5 из которых входят в перечень изданий ВАК Министерства образования и науки Российской Федерации

Глава 1 Геологическое строение и анализ текущего состояния разработки Сугмутского месторождения

1.1 Анализ геологического строения месторождения

1.1.1 Общие сведения о месторождении

Сугмутское нефтяное месторождение расположено в северной части Сургутского нефтегазоносного района.

В административном отношении находится на территории Надымского и Пуровского районов Ямало-Ненецкого Автономного округа Тюменской области в 100 км к северо-западу от г.Ноябрьска и характеризуется достаточно развитой инфраструктурой. В непосредственной близости расположены Романовское, Суторминское, Муравленковское месторождения.

1.1.2 Геолого-геофизическая характеристика месторождения

Геологический разрез Сугмутского месторождения представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающего на размытой поверхности доюрских пород. Основной нефтеносный объект Сугмутского месторождения - продуктивный пласт БС9 - приурочен к нижней подсвите усть-балыкской свиты нижнего отдела меловой системы.

Нижняя подсвита сложена песчаными пластами и разделяющими их глинистыми покрышками. Выделяется комплекс песчаных тел горизонта БС9, с которым связаны промышленные скопления нефти. Водонасыщенные пласты БС90 и БС91 отделены от нефтенасыщенного БС9 мощным слоем тонкоотмученных аргиллитов толщиной от 40 до 80 м, что является достаточным для исключения возможности перетока воды по трещинам. Фрагмент корреляции, иллюстрирующий это, представлен на рисунке 1.1.

Формирование мегарезервуара БС9 Сугмутского месторождения происходило в неокомском морском бассейне и контролировалось положением его основных морфологических элементов - зоны шельфа, морского склона и морского дна. Источники поступления обломочного материала находились к востоку от месторождения. Заполнение бассейна осадками осуществлялось в направлении с востока на запад в условиях, когда их объём не компенсировал уровня погружения морского дна, которое сопровождало этот процесс.

В результате реализации указанных условий, морской бассейн последовательно с востока на запад (в основном) и с юга на север (частично) заполнился серией субпесчаных тел,

которые и сформировали единый резервуар, перекрытый впоследствии в результате относительно крупной трансгрессии моря выдержанной глинистой покрышкой.

Рисунок 1.1- Фрагмент корреляции разреза нижнемеловых отложений по скважинам 2115-1912-2008-2010

Внутренняя структура образовавшейся гигантской линзы песчаного материала характеризуется косой макрослоистостью, соответствующей регрессивным циклам формирования отдельных песчаных тел. Таким образом, пласт БСд имеет сложное строение. Внутри единого сейсмофациального комплекса, ограниченного в кровле хорошо выдержанной по площади пачкой глин, он состоит из серии песчаных тел, косослоисто перекрывающих друг друга с падением с востока на запад. Границы распространения резервуара контролируются бровкой шельфа (с запада) и зоной замещения песчаников (с востока).

В тектоническом отношении Сугмутское месторождение расположено в Центральной части Западно-Сибирской плиты на севере Сургутского нефтегазоносного района. Сопоставление структурных планов по отражающим горизонтам от границ в осадочной толще и поверхности доюрского основания показывает, что основные структурные элементы с незначительным смещением прослеживаются по разрезу снизу вверх с постепенным

выполаживанием форм и изменением конфигурации, что свидетельствует об унаследованном характере осадконакопления. Исключением являются горизонты в клиноформном комплексе неокома, где они оформились в виде моноклиналей, погружающихся в западном направлении.

В структурном плане Сугмутское месторождение приурочено к западному склону Сугмутского вала, который выделен в центральной части Северо-Сургутской мегатеррасы. Тектоническое строение Сугмутского месторождения детально изучено сейсморазведочными работами ЗД, которыми покрыта практически вся его площадь, а также разведочными и эксплуатационными скважинами, вскрывшими в большей степени лишь основной продуктивный горизонт БС9 .

Физико-литологическая характеристика пород из продуктивной части неокома изучалась по результатам лабораторных исследований керна [39, 58].

Керн отобран по 61 эксплуатационной и разведочной скважине. Общая проходка с отбором керна в целом по пластам составила 1241.5 м, вынос керна составил 912.69 м или 73.52% от проходки. По разным скважинам процент выноса керна колеблется от 31.5% (скважина 43111) до 100% (скважины 47311, 48311). Всего в лаборатории физики пласта выполнено 2770 определений открытой пористости, 1794 - проницаемости, 1614 -водоудерживающей способности.

По пласту БС92 общая проходка с отбором керна составила 862.7 м, вынос керна составил 569.97 м или 66.07% от проходки. Имеющиеся петрофизические исследования представлены по 2617 образцам. Нефтенасыщенные коллекторы довольно хорошо охарактеризованы керном, что обеспечило достаточное количество лабораторных определений фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.

При изучении керна применялся тщательный анализ текстурных особенностей пород и следов жизнедеятельности ископаемых организмов. Детальные исследования кернового материала показали, что отложения пласта БС9 характеризуются значительной литологической неоднородностью по разрезу, но довольно однотипны по площади и в целом по своим текстурно-структурным особенностям существенно не различаются. Песчаники, слагающие разрез, мелкозернистые алевритистые глинистые или известковистые. Отмечаются единичные прослои относительно однородных песчаников и алевролитов (толщиной до 10 см), но в целом наиболее распространены слоистые литотипы.

Текстурные признаки пород однообразны. Характерна волнистая слоистость, образованная переслаиванием песчано- алевритовых и глинистых пород, и почти повсеместно осложненная процессами биотурбации и взмучивания незатвердевшего осадка. Таким образом, учитывая однообразие текстурных и гранулометрических признаков, можно предположить, что

гидродинамический режим осадконакопления пород по площади был примерно одинаковый. Отложения такого типа характерны для мелководной морской обстановки.

Подобные условия осадконакопления, как правило, обуславливают литологическую, и, соответственно, фильтрационно-емкостную, неоднородность отложений по разрезу. Действительно, песчано-алевритовые отложения пласта БС9 в разрезе изученных керном скважин характеризуются высокой макро неоднородностью, выраженной в значительном количестве глинистого материала в виде слойков и линз различной мощности и протяженности. Прослои относительно однородного песчаника в разрезе изученных скважин достигают 10 см, прослои глины - до 1-3 см. Характерно тонкое переслаивание литотипов.

Структура порового пространства пласта БС9 в значительной степени сформировалась в результате постседиментационных процессов растворения и цементации обломочного материала. По мере уменьшения зернистости и общей структурной зрелости пород, в них уменьшается количество и радиус коррозионно - расширенных пор, снижается степень их сообщаемости. Довольно часто поры являются изолированными, в основном глинистыми частицами.

Особенностью изученных пород является широко распространенная трещиноватость литогенетического типа. Трещины достаточно отчетливо видны невооруженным глазом, как правило, приурочены к границам песчаного материала с глинистым, и принимают ориентировку субпараллельную слоистости. Трещиноватые участки породы представляют собой ослабленные зоны, предрасположенные к разрушению слагающих их пород и возможному повышенному выносу механических примесей.

Расчлененность разреза увеличивается вследствие карбонатизации. Среди вмещающих отложений часто отмечаются карбонатные породы толщиной от нескольких сантиметров до 1,05 м по керну. Зачастую различный тип цементации песчаника наблюдается в пределах одного образца.

На контакте непосредственно между нефтеносным и карбонатным прослоями структура порового пространства коллектора принципиального отличия не имеет, в частности, не отмечается повышенного содержания щелевидных поровых каналов.

Однако в зонах, где между карбонатными и нефтенасыщенными песчаниками прослеживается маломощный прослой аргиллитоподобной глины, в глинистом прослое система щелевидных поровых каналов присутствует. Возможно, эти прослои прослеживаются на довольно большом протяжении, и способствуют образованию системы трещин, имеющих ничтожную емкость, но зато обеспечивающих повышенную проницаемость пород и перетоки флюидов.

Фильтрационно-емкостные свойства изученных отложений в значительной степени зависят от соотношения суммарных мощностей глинистых и песчаных слойков в исследуемых образцах керна. Так открытая пористость в сравнительно однородных песчаниках колеблется от 17,2 до 23,7%; в образцах с преобладанием песчаной составляющей - от 13,0 до 18,3%; а в существенно глинистых - не превышает 13,0%.

Проницаемость в монолитных образцах варьирует в пределах 13-206 мД; в слоистых существенно песчаных прослоях преобладают низко-проницаемые коллекторы V класса, с проницаемостью 1-10 мД; в существенно глинистых образцах величины проницаемости не превышают 0,1мД.

Проницаемость, определенная перпендикулярно напластованию, ниже проницаемости параллельно напластованию, т.е. в направлении перпендикулярном слоистости движение флюидов значительно затруднено, что можно объяснить наличием глинистых прослоек различной мощности и плохой выдержанностью песчаных слойков, которые зачастую выклиниваются и замещаются глинистыми породами в пределах одного образца. Карбонатные песчаники не являются коллекторами. Открытая пористость таких пород не превышает 4,5%, проницаемость 0,1 мД.

Результаты экспериментов по определению фазовых проницаемостей свидетельствуют, что коллекторы пласта БС9 весьма гидрофильны. При прокачке флюидов через образец увеличение доли воды во входном потоке даже на 20% вызывает дополнительную насыщенность водой на 63%. Значит, в реальных условиях при эксплуатации этого пласта будет происходить его заводнение ускоренными темпами.

С целью определения обстановок осадконакопления отложений пласта БС9 Сугмутского месторождения ООО «Центр нефтегеологических исследований» проведен комплексный анализ данных изучения керна и ГИС [57].

Диагностика фаций, проведенная в результате анализа керна, была увязана с результатами интерпретации каротажных диаграмм, выделены типы континентальных и морских электрофаций, на основе которых были реконструированы фации и обстановки осадконакопления в скважинах, не охарактеризованных керном.

Определение электрометрических фаций пласта БС9 Сугмутского месторождения было произведено по 695 скважинам. По данным ГИС для данного интервала разреза устанавливаются фации дельтового комплекса. Выделены различные части дельты: дельтовый канал, проксимальная, средняя и дистальная, а так же части конуса выноса дельты (рисунок 1.2).

Продельта Береговой склон Дельтовый канал Дистальная часть дельты Средняя часть дельты Проксимальная часть дельты

Рисунок 1.2 - Фациальная схема и геологические разрезы Сугмутского месторождения

Образование обширной дельтовой системы происходило за счет поступления песчано-алевритового материала, сносимого по каналам транспортировки со стороны аллювиальной равнины через достаточно наклонный береговой склон в менее наклонную область шельфа.

Всего на рассматриваемой площади выделяются восемь основных каналов поступления песчано-алевритового материала пересекающих береговой склон.

Внутри дельтовой системы каналы разветвляются, меандрируют и формируют тела проксимальных частей конуса выноса, сложенные в основном песчаниками, редко с прослоями алевролитов. По каротажу наиболее хорошо прослеживаются каналы, распределяющие песчано-алевритовый материал в проксимальной части лопасти, в зоне соответствующей южной части основной центральной залежи.

На территории Сугмутского месторождения оконтурено пять зон развития проксимальных лопастей. Из них две обширных, существенно вытянутых вдоль шельфа, и три небольших, имеющих треугольное, округлое и неправильной изометрической формы очертания.

Зоны проксимальных частей дельты окружены областью средней части дельты, где породы представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов, или пачками переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов. Уменьшение песчаной составляющей в телах средней части дельты определяется уменьшением скорости и интенсивности потоков.

Средняя часть дельтового комплекса обрамляется дистальной зоной, формирующейся в еще более динамически спокойной среде и сложенной частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием аргиллитов.

Распространение средней и дистальной частей дельтового комплекса не только в направлении углубления бассейна, но и в противоположную сторону, определяется, тем фактом, что в формировании дельты активное участие принимали волновые процессы, происходящие на шельфе. То есть транспортировка осадочного материала происходила не только со стороны суши, но и со стороны моря под воздействием волновых потоков.

Развитие дельтовой системы завершается зоной продельты, в которой отлагаются уже только самые легкие глинистые частицы.

Вероятно, что наилучшими коллекторскими свойствами будут обладать фации каналов и проксимальных частей дельтового комплекса, где отмечается хорошо отсортированный и наиболее крупный алеврито-песчаный материал.

В области берегового склона присутствие песчано-алевритовых тел существенного размера и одновременно с хорошими коллекторскими свойствами маловероятно.

В первую очередь это могут быть дельтовые каналы, предположительное положение которых определено на фациальной карте (рисунок 1.2). Мощность отложений питающего канала в зоне склона может колебаться в диапазоне от 10 до 20 метров (редко более), ширина до 0.5 км.

Возможно, что части средней и дистальной дельты на севере лицензионного участка могут быть распространены несколько дальше на восток, чем определенные на настоящий момент границы резервуара. Но породы средней и дистальной дельты слагаются пачками переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов и от них не стоит ожидать улучшенных коллекторских свойств.

Месторождение покрыто сейсмическими исследованиями ЗД [30, 37, 56], однако это так и не позволило однозначно судить о восточной границе месторождения.

1.1.3 Нефтегазоносность месторождения

В пределах пласта БС9 выделяются четыре залежи, содержащие промышленно значимые запасы нефти: Северная (в р-не скв.117), Основная, Южная (в районе скв.462) и Южная (в р-не скв. 460).

Основная залежь является самой крупной как по размерам, так и запасам нефти. Она вскрыта 891 скважиной, в том числе 24 разведочными и 13 поисковыми.

По своему типу Основная залежь является пластовой, литологически ограниченной. С

-у

востока она контролируется границей замещения коллекторов резервуара пласта БС9 , которая протягивается в субмеридиональном направлении с юга на север.

При полого-моноклинальном падении кровли резервуара в западном направлении положение в плане внешнего контура нефтеносности определяется особенностями структурного плана и поверхностью ВНК.

На юге Основная залежь ограничивается линией замещения коллекторов. Здесь в полосе шириной от 0.3 км до 1 км, имеющей направление простирания с юго-востока на северо-запад, происходит перекрытие в плане Основной и Южной залежей пласта.

С учетом ярко выраженных морфологических особенностей, Основная залежь имеет размеры 48 км х 5-10 км и высоту 90 м. Площадь нефтяного поля - 381 км2. Чисто нефтяная зона (ЧНЗ) занимает из них почти 230 км (около 60%). Нефтенасыщенные толщины по скважинным данным находятся в интервале от 0,6 м до 28.5 м., в среднем - 10,8 м. Коэффициент песчанистости оценивается от 0.2 до 1.0 (доли ед.), среднее значение - 0.73. Принятое положение водонефтяного контакта по Основной залежи на а.о. от -2725 м (р-н скв.429) до -2736 м (р-н скв.478).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Шевелев, Михаил Борисович, 2013 год

Список литературы

1. Авторский надзор за реализацией проектных решении технологической схемы разработки Романовского нефтяного месторождения: отчет о НИР - Москва: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2008. (протокол ЦКР Роснедра №4537 от 12.03.2009 г.).

2. Айдашов Н.Ф. Особенности гидродинамического моделирования крупной залежи с клиноформенным строением пласта на примере Сугмутского месторождения / Н.Ф. Айдашов,

B.В. Виноградова, В.В. Левочкин, Е.Ю. Мясоедов // Нефтяное Хозяйство. - 2009. - №12. -

C.48-50.

3. Анализ разработки Сугмутского месторождения: отчет о НИР - Москва: ФГУП «ИГиРГИ», 2005. - №3613. - 212 с.

4. Афанасьева A.B. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания / A.B. Афанасьева, А.Т. Горбунов, И.Н. Шустеф. - М.: Недра, 1975. - 215 с.

5. Байков В.А. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами [Электронный ресурс] / Байков В.А., Жданов P.M., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С.// Нефтегазовое дело. - 2011. - №1. - С. 84-98. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Baikov/Baikov_2.pdf.

6. Байков В.А. Результаты опытных работ по реализации рядной лобовой системы разработки с учетом преимущественного направления развития трещин ГРП и автоГРП на примере пласта БС4.5 Приразломного месторождения / В.А. Байков, И.И. Вафин, A.A. Гусманов, Т.С. Усманов // Сборник тезисов докладов XII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». - Геленджик, 2012. - 8 с.

7. Байков В.А Специальные гидродинамические исследования для мониторинга за развитием трещин ГРП в нагнетательных скважинах [Электронный ресурс] / В.А. Байков, А.Я. Давлетбаев, Р.Н. Асмандияров, Т.С. Усманов, З.Ю. Степанова // Нефтегазовое дело. - 2011. -№1. - С. 65-75. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Baikov/Baikov_l.pdf.

8. Бакиров И.М. Сравнение эффективности систем заводнения / И.М. Бакиров // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 7. - С.38-41.

9. Барышников A.B. Обоснование технологии разработки многопластовых объектов с применением оборудования для одновременно-раздельной закачки воды (на примере южной лицензионной территории Приобского нефтяного месторождения): автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / A.B. Барышников. - СПб., 2012.-21 с.

10. Басниев К.С. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов / К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов, - М.: Недра, 1993. - 416 с.

11. Бейли Б. Диагностика и ограничение водопритоков / Бейли Б., Крабтри М., Кучук Ф. и др. // Нефтяное обозрение 8сЫитЬе^ег. - весна 2001,- С. 44-67.

12. Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / Под ред. У.Лайонза и Г.Плизга - Пер.с англ. - СПб.: Профессия, 2009. - 952 с.

13. Бурдынь Т.А. Методы увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении / Т.А. Бурдынь, А.Т. Горбунов, Л.В. Лютин, - М.: Недра, 1983. - 192 с.

14. Вязовая М.А. Исследование латеральной анизотропии пласта на эффективность работы горизонтальных скважин на примере Сугмутского месторождения / М.А. Вязовая, М.Б. Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2010. - №12. - С. 46-49.

15. Вязовая М.А. Комплексный анализ данных гидродинамических и промыслово-геофизических исследований как основа проектирования и мониторинга разработки Сугмутского нефтяного месторождения / М.А. Вязовая, М.Б. Шевелев // Вестник ЦКР Роснедра. - 2012. - №6. - С. 27-31.

16. Гапонова Л.М. Разработка нефтяных месторождений скважинами с длиной горизонтального ствола 1000м / Л.М. Гапонова, М.Л. Карнаухов, М.Ю. Климов // Материалы международной академической конференции «Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири». - Тюмень, 2008. - С. 65-68.

17. Гапонова Л.М. Разработка системного анализа рациональной эксплуатации месторождений на основе гидродинамического моделирования: автореферат на соискание ученой степени кандидата технических наук / Л.М. Гапонова. - Тюмень, 2002. - 25 с.

18. Гейст И.В. Геолого-промысловые особенности разработки месторождений с трещино-поровыми коллекторами [Электронный ресурс] / И.В. Гейст, И.П. Попов // Нефтегазовое дело. - 2012. - №1. - С.75-80. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Geyst/Geyst_l.pdf.

19. Геологический словарь. Том 1. А-М. - М.: Недра, 1978. - 478с.

20. Геологический словарь. Том 2. М-Я. - М.: Всероссийский научно-исследовательский геологический институт Министерства геологии и охраны недр. Государственное научно-техническое издательство литературы по геологии и охране недр, 1955.

21. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений / Ш.К. Гиматудинов [и др.]. - М.: Недра, 1983. - С. 396-409.

22. Главнов Н.Г. Анализ развития техногенных трещин на нагнетательных скважинах Крапивинского месторождения / Н.Г. Главнов, Б.Б. Квеско // Известия Томского политехнического университета. - 2011. - Т.319№1. - С.162-166.

23. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт; перевод с англ. Н. А. Бардиной, П. К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского; под редакцией А. Г. Ковалева. - М.: Недра, 1986. - 608 стр.

24. Деева Т.А. Формирование и планирование ГТМ / Т.А.Деева, М.Р. Камартдинов, Т.Е. Кулагина, П.В. Молодых - Томск: Томский политехнический университет; Центр профессиональной переподготовки специалистов нефтегазового дела, 2009. - 182 с.

25. Дейк Л.П. Практический инжиниринг резервуаров / Л.П. Дейк - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. -668 с.

26. Дияшев И.Р. Роль новых технологий в системе гидродинамических исследований компании «Сибнефть» / И.Р. Дияшев, А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий, В.А. Мажар, Д.Н. Гуляев // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12.

27. Добрынин В.М. Изменение напряженного состояния пород в процессе разработки / В.М. Добрынин, A.B. Городнов, В.Н. Черноглазое, О.П. Давыдова // Нефтяное хозяйство. -2011.-№ 1. - С.48-50.

28. Еленец A.A. Критерии оценки выработки запасов нефти, влияющие на выбор участка для секторного геолого-гидродинамического моделирования, в рамках проектирования боковых стволов на примере объектов Ватьеганского месторождения [Электронный ресурс] / A.A. Еленец, И.А. Дергунов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №4. - С. 50-65. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Elenets/Elenets_l.pdf.

29. Ибрагимов P.M. Анализ изменения текущей компенсации на процесс разработки нефтяной залежи Сугмутского месторождения / P.M. Ибрагимов, М.А. Альмухаметов, И.И. Шакирьянов // Казань: Георесурсы. - 2010. - С. 46-48.

30. Изучение геологического строения Неокомских и Юрских отложений на Сугмутском месторождении по результатам сейсмической съемки МОГТ - ЗД сезона 19981999 гг.и данным ГИС: отчет о НИР - Москва: ОАО «ЦГЭ», 2004.

31. Ипатов А.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий - М.: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. - 780 с.

32. Ипатов А.И. Причина высоких скоростей фильтрационных потоков при трассировании индикаторами / А.И. Ипатов, Д.В. Залетова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2004. - №10. - С.57-62.

33. Ипатов А.И. Принципы контроля и управления разработкой сложнопостроенных месторождений нефти на основе стационарного гидродинамического мониторинга пластов и скважин / А.И. Ипатов, М.Ф. Нуриев, И.С. Джафаров // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 9. -С.40-44.

34. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта / Р.Д. Каневская. - М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999. - 212 с.

35. Карнаухов M.JI. Анализ разработки Сугмутского месторождения с применением горизонтальных стволов скважин/ M.JI. Карнаухов, М.Ю. Климов // «Разработка газонефтяных месторождений на современном этапе» выпуск 2 ТюмГНГУ. - Тюмень, 2005. - С. 22-34.

36. Кашников Ю.А. Механика горных пород по разработке месторождений углеводородного сырья / Ю.А. Кашников, С.Г. Ашихмин. - М.: Недра, 2007. - 468 с.

37. Комплексная интерпретация сейсмических ЗД и ГИС данных на Сугмутском месторождении Тюменской области: отчет о НИР - Москва: ОАО «ЦГЭ», 1997.

38. Комплексная интерпретация сейсмических ЗД и ГИС данных на площади Северный Сугмут Сугмутского месторождения: отчет о НИР - Москва: ОАО «ЦГЭ», 1998.

39. Комплексное исследование керна из скважин на территории деятельности ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»: отчет о НИР - Тюмень: ОАО «СибНИИНП», 2008. - 190 с.

40. Котенёв А.Ю. моделирование процесса вытеснения нефти в неоднородных коллекторах [Электронный ресурс] / А.Ю. Котенёв, О.Ф. Кондрашев, Р.Ф. Шарафутдинов, А.А.Садретдинов // Нефтегазовое дело. - 2010. - №2. - С. 1-18. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/KotenevAYu/KotenevAYu_2.pdf.

41. Крылов А.П. Научные основы разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, М.М. Глоговский, М.Ф. Мирчинк, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 416 с.

42. Кубрак М.Г. Возможные последствия эксплуатации скважин с нарушениями в обсадной колонне [Электронный ресурс] / М.Г. Кубрак // Нефтегазовое дело. - 2012. - №2. - С. 434-446. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Kubrak/Kubrak_5.pdf.

43. Кудинов В.И. Основы нефтегазового дела / В.И. Кудинов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2004. - 720 с.

л

44. Курамшин P.M. Эффективность разработки объекта БС9 Сугмутского месторождения системами горизонтальных скважин / P.M. Курамшин, И.Р.Орлов, Н.А.Суворова, Л.М.Гапонова // Нефтепромысловое дело. - 2006 - №11. - С 4-12.

45. Курс лекции по дисциплине «Техника и технология повышения нефтеотдачи пластов»: рукопись. - Ижевск: Удмуртский государственный университет, 2003.

46. Лабораторные исследования по повышению эффективности технологий заводнения, глушения и методов увеличения нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО "Газпром нефть": отчет о НИР (заключительный) - СПб.: Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В.Плеханова, 2010. - 376 с.

47. Лебединец Н.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / Н.П. Лебединец. - М.: Недра, 1997. - 397 с.

48. Лознюк О. А. Анализ эффективности системы поддержания пластового давления на основном объекте разработки Вынгапуровского месторождения / О. А. Лознюк, А. А. Альвард, Е. А. Рукавчук // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 12. - С.44-46.

49. Магзянов И.Р. Реализация нового подхода к размещению гелевых составов в обводненных высокопроницаемых изолированных пластах / И.Р. Магзянов [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 6. - С.25-29.

50. Майдебор В.Н. Разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами / В.Н. Майдебор. - М.: Недра, 1971.-231 с.

51. Майкл Экономидис. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта. Наведение мостов между теорией и практикой / Майкл Экономидис, Роналд Олайни, Питер Валько; перевод: М.Углов. ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед - Москва, 2004. - 306 с.

52. Мониторинг, анализ эффективности проведенных работ по ГРП и экспертиза планируемых к проведению работ по ГРП на месторождениях, обслуживаемых Филиалом Муравленковскнефть ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз», анализ темпов снижения добычи после проведения ГРП на Сугмутском месторождении в период 2009-20 Юг.г.: отчет о НИР - СПб.: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2011. - 28 с.

53. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения / Р.Х. Муслимов. - Казань: Изд-во Казанск. ун-та, 2003.-596 с.

54. Никитин М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах [Электронный ресурс] / М.Н. Никитин, A.B. Петухов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №5. - С. 143-153. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/NikitinMN/NikitinMN_l .pdf.

55. Никитин А.Ю. Применение индикаторных исследований на нефтяных месторождениях в терригенных и карбонатных коллекторах / А.Ю. Никитин, A.B. Бодрягин, Ю.Д. Куприянов, A.B. Корчнев // Каротажник. - 2003. - №110.

56. Обработка материалов сейсморазведки ЗД на Сугмут-Романовской площади: отчет о НИР - Москва: ООО «ПЕТРО ТРЕЙС СЕРВИСИЗ», 2011. - 143 с.

■у

57. Определение обстановок осадконакопления отложений пласта БС9 Сугмутской площади на основе комплексного анализа данных изучения керна и ГИС: научно-технический отчет - СПб.: ООО «Центр нефтегеологических исследований», 2009. - 29 с.

58. Отбор проб и комплексные исследования керна Сугмутского месторождения: отчет о НИР - Москва: ОАО «ВНИИ Нефть», 2001. - 52 с.

59. Петухов A.B. Оценка трещиноватости коллекторов Западно-Сибирской провинции по динамике разработки залежей нефти / A.B. Петухов // Материалы международной научно-практической конференции «Зоны концентрации углеводородов в нефтегазоносных бассейнах суши и акватории». - Санкт-Петербург, 2010.

60. Петухов A.B. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа / A.B. Петухов. - Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002. - 276 с.

61. Проект разработки Сугмутского месторождения: отчет о НИР - Москва: ООО «Газпромнефть НТЦ», 2008. (протокол ЦКР Роснедра№ 4555 от 09.04.2009 г.).

62. Райе JI. Основы разработки трещиноватых коллекторов / J1. Райе. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2012. - 118 с.

63. Рахмаев Л.Г. О целесообразности неконтролируемого повышения приемистости нагнетательных скважин в условиях поздней стадии разработки нефтяного месторождения [Электронный ресурс] / Л.Г. Рахмаев // Нефтегазовое дело. - 2011. - №3. - С. 125-133. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Rakhmaev/Rakhmaev_3.pdf.

64. Регламент скважинных исследований. Часть 1 «Гидродинамические и технологические исследования скважин» (Редакция 3.0). Часть 2 «Промыслово-геофизические исследования скважин при контроле разработки месторождений нефти и газа» (Редакция 2.0) / ОАО «Газпром Нефть», разработано Москва-Ноябрьск в ООО «Газпромнефть НТЦ» - СПб.: Недра, 2009. - 300 с.

65. Ридель A.A. Повышение эффективности разработки нефтегазовых месторождений путем оптимизации эксплуатации нагнетательных скважин / A.A. Ридель, A.C. Маргарит, В.А. Мажар, P.A. Гарифуллина, О.В. Квасница, М.А. Альмухаметов, И.А. Петров // Нефтяное Хозяйство. - 2012. - №12. - С. 44-47.

66. Ридель A.A. Применение метода гидропрослушивания для уточнения работающих толщин и оценки коэффициента охвата пласта вытеснением / A.A. Ридель [и др.] // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 12. - С.56-58.

67. Рогачев М.К. Разработка эмульсионных составов для регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны нагнетательных скважин [Электронный ресурс] / М.К. Рогачев, Д.В. Мардашов, А.Р. Мавлиев, К.В. Стрижнев // Нефтегазовое дело. -2011. - №3. - С. 180-190. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Rogachev/Rogachev_2.pdf.

68. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. ... докт. тех. наук: 25.00.17 / М.К. Рогачев; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. - Уфа, 2002. - 312 с. Рогачев М.К. Физико-химические методы совершенствования процессов добычи нефти в осложненных условиях: дис. ... докт. тех. наук: 25.00.17 / М.К. Рогачев; Уфим. гос. нефт. технич. ун-т. - Уфа, 2002. - 312 с.

69. Саулей В.И. Комплексное изучение гидродинамической связи между нагнетательными и добывающими скважинами индикаторными и геофизическими методами / В.И. Саулей, М.С. Хозяинов, А.Ю. Тренчиков // Каротажник. - 2004. - №123-124. - С. 96-109.

70. Специальные исследования керна Сугмутского месторождения: отчет о НИР / В.В. Семенов, И.Б. Ратников и др. - Тюмень: ЗАО «Нефтеком», 2010. - 145 с.

71. Технико-экономическое предложение по освоению Северо-Романовского лицензионного участка. - СПб.: ООО «Газпромнефть - НТЦ», 2010. - 123 с.

72. Технологическая схема разработки Сугмутского нефтяного месторождения: в 3 т.: отчет о НИР - Москва: ООО «НИиПП «ИНПЕТРО», 2001. (протокол ЦКР Роснедра №2869 от 20.06.2002 г.).

73. Торопов Э.С. Особенности моделирования плотных прослоев в терригенном разрезе / Э.С. Торопов, Н.Ю. Москаленко // Нефтяное Хозяйство. - 2010. - №12. - С. 8-11.

74. Уиллхайт Г.Пол. Заводнение пластов / Г.Пол. Уиллхайт - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2009. -788 с.

75. Уолкотт Дон. Разработка и управление месторождением при заводнении / Дон. Уолкотт - Москва, 2001. - 144 с.

76. Фазлыев Р.Т. Площадное заводнение нефтяных месторождений / Р.Т. Фазлыев -Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. - 256 с.

77. Фаттахов И.Г. Методика идентификации путей обводнения нефтяных скважин [Электронный ресурс] / И.Г. Фаттахов // Нефтегазовое дело. - 2011. - №3. - С. 154-159. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/FattakhovIG/FattakhovIG_l .pdf.

78. Хайн Норман Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти / Норман Дж. Хайн; пер.с англ. - М.: ЗАО «Олимп - Бизнес», 2004. - 754 с.

79. Хасанов М.М. Принципы технологического развития Блока разведки и добычи ОАО «Газпром нефть» / М.М.Хасанов // Нефтяное Хозяйство. - 2012. - №12. - С. 4-7.

80. Хасанов М.М. Технико-экономический анализ систем разработки, сформированных скважинами с трещинами ГРП / М.М. Хасанов, В.А. Краснов, Т.Р. Мусабиров, Р.К. Мухамедшин // Нефтяное хозяйство. - 2009. - № 2. - С.92-96.

81. Шевелев М.Б. Модификация системы заводнения в процессе разработки (на примере одного из нефтяных месторождений Западной Сибири) / М.Б. Шевелев // Сборник тезисов докладов XII научно-практической конференции «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами». - Геленджик, 2012.

82. Шевелев М.Б. Мониторинг и практическое использование постоянно-действующих геолого-технологических моделей при решении задач разработки (на примере Николаевского месторождения) [Электронный ресурс] / М.Б. Шевелев // Материалы докладов XV Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Ломоносов». -М.: Издательство МГУ; СП МЫСЛЬ, 2008. — 1 диск (CD-ROM).

83. Шевелев М.Б. Обобщение результатов применения циклического заводнения на примере месторождения Западной Сибири / М.Б. Шевелев, A.B. Онегов, А.Р. Мавлиев // Нефтяное хозяйство. - 2013. - №1. - С. 65-67.

84. Шевелев М.Б. О необходимости модификации системы заводнения в процессе разработки месторождения / М.Б. Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №12. - С. 40-43.

85. Шевелев М.Б. Особенности разработки краевых зон с ухудшенными по свойствам коллекторами (на примере месторождений Западной Сибири) / М.Б. Шевелев // Нефтяное хозяйство. - 2012. - №4. - С. 102-105.

86. Шевелев М.Б. Планирование комплекса мероприятий по оптимизации разработки по данным геологопромыслового анализа, геологического и гидродинамического моделирования (на примере месторождения Западной Сибири) / М.Б. Шевелев // Нефть.Газ.Новации. - 2012. - №6. - С. 23-26.

87. Шевелев М.Б. Регулирование разработки нефтяных месторождений на поздних стадиях (на примере верейского горизонта Николаевского месторождения Удмуртской

Республики) / М.Б. Шевелев // Сборник тезисов докладов IX международной научно-практической конференции и выставки Геомодель. - Геленджик, 2007. - 149 с.

88. Шевелев М.Б. Технико-экономическое предложение по разработке северозападного участка турнейского объекта Мишкинского месторождения боковыми горизонтальными стволами / М.Б. Шевелев, В.А. Савельев // Сборник тезисов докладов 23 итоговой студенческой научной конференции Удмуртского государственного университета. -Ижевск: УдГУ, 2005. - 44-48 с.

89. Щелкачев В.Н. Подземная гидравлика / В.Н. Щелкачев, Б.Б. Лапук. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001. - 736 с.

90. Юсифов Т.Ю. Комплексный подход к проектированию гидроразрыва глинистых пластов нефтяных месторождений (на примере БП14 Тарасовского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз») [Электронный ресурс] / Т.Ю. Юсифов, P.M. Зизаев, А.В. Колода, А.А. Аскеров // Нефтегазовое дело. - 2012. - №2. - С. 182-188. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/Yusifov/Yusifov_l.pdf.

91. Hagoort, J.: Waterflood-Induced Hydraulic Fracturing. PhD. Thesis, Technical University of Delft, 1981, 227 p.

92. Hubbert, M.K. and Wills, D.G."Mechanics of Hydraulic Fracturing". Transaction of AIME, 1957,37 р.

93. Roegiers, J-C., Detornay E., "Considerations on Failure Initiation in Iclined Boreholes" Proceedings 29th Symposium on Rock Mechanics, Minnesota University, 1957, 507 p.

94. SPE 24912. Petter Eltvik, Amerada Hess Norge AIS; Tom Skoglunn, Saga Petroleum a.s; and Antonin Settari, Simtech Consulting Services. Waterflood-Induced Fracturing: Water Injection Above Parting Pressure at Val hall.

95. SPE 90968. P.J. van den Hoek (SPE, Shell Exploration and Production B.V.) Impact of Induced Fractures on Sweep and Reservoir Management in Pattern Floods.

96. SPE 98386. D.J. Ligthelm, P.J.van den Hoek, P.Hos, M.J.Faber, R.C.Roeterdink. Improved Oil Recovery in Fractured Carbonate Reservoirs: Don't Give Induced Fractures a Chance.

97. SPE 110379. P.J.van den Hoek, R.Al-Masfry, D.Zwarts, J.D.Jansen, B.Hustedt, L.van Schijndel. Optimizing Recovery for Waterflooding under dynamic induced fracturing conditions.

98. SPE 110379. P.J.van den Hoek, R.Al-Masfry, D.Zwarts, J.D.Jansen, B.Hustedt, L.van Schijndel. Waterflood Under Dynamic Induced Fractures: Reservoir Management and Optimization of Fractered Waterfloods

99. SPE 115204. P.J.van den Hoek, B.Hustedt, M.Sobera, H.Mahani, R.A.Mast, J.Snippe, D.Zwarts. Dynamic Induced Fractures in Waterfloods and EOR.

100. SPE 136560. Alexander Aniskin, Irina Chmuzh, Ruslan Sakhibgareev. Waterflood Induced Fracture Modelling in West Salym Field