Разработка методики выбора технологий гидравлического разрыва пласта для добычи сланцевого газа тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Циу Пин

• Циу Пин
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Циу Пин

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ИЗУЧЕННОСТЬ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА И ГАЗОНОСНЫХ СЛАНЦЕВ

1.1 История изучения газоносных сланцев

1.2 Происхождение сланцевого газа

1.3 Ресурсный потенциал сланцевого газа в мире

1.4 Ресурсный потенциал сланцевого газа в Китае и перспективные для разработки газосланцевые толщи

1.5 Уникальные особенности газоносных сланцев

1.6 Особенности залегания и миграции сланцевого газа в сланцевых толщах

1.6.1 Адсорбция и десорбция

1.6.2 Диффузия

1.6.3 Проскальзывание газа

1.7 Кажущаяся проницаемость газоносных сланцев

1.7.1 Концепция кажущейся проницаемости и существующие математические модели кажущейся проницаемости газоносных сланцев

1.7.2 Усовершенствование модели кажущейся проницаемости с учетом эффектов адсорбции, диффузии и проскальзывания газа

1.7.3 Расчет кажущейся проницаемости газоносных сланцев толщи Лунмаси

Выводы по главе

ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОДХОДЫ К РАЗРАБОТКЕ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА

2.1 Направленное и горизонтальное бурение

2.2 Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

2.2.1 Технологии ГРП по типу стимуляционного флюида

2.2.1.1 ГРП с проскальзывающей водой

2.2.1.2 Гибридный ГРП

2.2.1.3 Разрыв на пенной основе

2.2.1.4 Безводный разрыв

2.2.2 Технологии ГРП по методике проведения разрыва

2.2.2.1 Гидроструйный ГРП

2.2.2.2 Многостадийный ГРП

2.2.2.3 Повторный ГРП

2.2.2.4 Одновременный ГРП

2.2.2.5 ГРП с созданием открытых каналов

2.3 Мониторинг процесса гидроразрыва и развития трещин

Выводы по главе

ГЛАВА 3. ОБЪЕМНЫЙ ГРП И МЕТОДИКА КОЛИЧЕСТВЕННОЙ ОЦЕНКИ РАЗРЫВАЕМОСТИ ГАЗОНОСНЫХ СЛАНЦЕВ

3.1 Объемный ГРП

3.1.1 Концепция стимулированного объема пласта и объемного ГРП

3.1.2 Технологические особенности проведения объемного ГРП

3.2 Методика оценки разрываемости газоносных сланцев

3.2.1 Концепция и изученность разрываемости сланцев

3.2.2 Классификация факторов, влияющих на разрываемость сланцев

3.2.2.1 Содержание хрупких минералов

3.2.2.2 Индекс хрупкости

3.2.2.3 Трещиностойкость

3.2.2.4 Неоднородность горизонтальных напряжений

3.2.2.5 Уровень развития естественных трещин

3.2.2.6 Литогенез

3.2.3 Количественная оценка разрываемости газоносных сланцев

3.2.4 Разделение степеней разрываемости сланцев

Выводы по главе

ГЛАВА 4. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И ЧИСЛЕННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ДОБЫЧИ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА

4.1 Оценка степени влияния геолого-физических факторов на производительность скважины

4.1.1 Проницаемость сланцевой матрицы и проницаемость естественных трещин

4.1.2 Плотность естественных трещин

4.1.3 Продольная и поперечная неоднородность по проницаемости

4.1.4 Коэффициент диффузии

4.1.5 Содержание адсорбированного газа

4.1.6 Адсорбционный коэффициент

4.2 Оценка степени влияния инженерно-технологических факторов на производительность скважин

4.2.1 Ориентация ствола

4.2.2 Длина горизонтального участка

4.2.3 Количество стадий ГРП

4.2.4 Полудлина трещин ГРП

4.2.5 Высота трещин ГРП

4.2.6 Проводимость трещин ГРП

4.2.7 Количество кластеров перфорационных отверстий на каждой стадии ГРП

4.3 Анализ чувствительности (многофакторный анализ)

4.4 Влияние конфигурации многостадийного ГРП на производительность скважины

4.4.1 Форма распределения стадий ГРП

4.4.2 Морфология расположения стадий ГРП

4.4.3 Морфология отдельных трещин ГРП

Выводы по главе

ГЛАВА 5. ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЙ ГРП ДЛЯ РАЗРАБОТКИ

ГАЗОСЛАНЦЕВОЙ ФОРМАЦИИ ЛУНМАСИ

5.1 Аналогия между формацией Лунмаси и североамериканскими формациями

5.2 Исследование применимости потенциальных технологий ГРП в условиях формации Лунмаси

5.2.1 Выбор целесообразной жидкости разрыва для разработки толщи Лунмаси

5.2.2 Применимость многостадийного ГРП в условиях формации Лунмаси

5.2.3 Применимость одновременного и последовательного ГРП в условиях формации Лунмаси

5.2.4 Применимость повторного ГРП в условиях формации Лунмаси

Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы. XXI век уже давно прогнозируется, как век исчерпания основной части традиционных запасов ископаемого топлива и наступает время разработки нетрадиционных ресурсов углеводородов.

Нетрадиционные ресурсы углеводородов означают ту часть ресурсов нефти и газа, подготовка и освоение которых нуждаются в разработке новых методов и способов выявления, разведки, добычи, переработки и транспорта. К основным нетрадиционным ресурсам природного газа относятся: сланцевый газ, метан угольных пластов, газ в плотных песчаниках и прочие. Благодаря прогрессу в технологиях разработки и эксплуатации, эти ранее неизвлекаемые запасы теперь становятся извлекаемыми.

В США газ из плотных песчаников и метан из угольных пластов добываются уже давно, а добыча сланцевого газа резко увеличилась лишь в последние несколько лет при использовании технологий многоствольного горизонтального бурения и крупномасштабного многостадийного гидравлического разрыва пласта (ГРП). В 2009 году США стали мировым лидером по добыче газа (745,3 млрд. м3), причем более 40 % приходилось на нетрадиционные источники (метан из угольных пластов и сланцевый газ). В 2011 году годовое производство сланцевого газа в США достигло 226 млрд. м3, данная цифра намного больше общего годового производства природного газа в Китае (102,53 млрд. м3). По оценкам компании BP, к 2030 году 63 % газа в США будет добываться из сланцев и угольных пластов [1]. А по прогнозу МЭА, к 2035 году эта доля вырастет до 71 % [2]. Эти цифры стимулировали процессы поиска и разработки аналогичных сланцев по всему миру, в том числе, и в Китае.

Большие перспективы развития добычи нетрадиционного газа существуют в Китае, где в промышленных масштабах уже давно ведется добыча угольного метана и производство биогаза. В 2014 году Китайская нефтяная и химическая корпорация СИНОПЕК начала промышленную добычу сланцевого газа на месторождении Фулин, и в конце этого года накопленная добыча сланцевого газа

составляла 1,3 млрд. м3. В 2015 году, годовое производство сланцевого газа в Китае достигло 4,47 млрд. м3, и в 2016 году - 7,88 млрд. м3. Хотя на сегодняшний день Китай уже обладает собственными мощностями по производству сланцевого газа, но объем добычи невелик и находится только на зачаточном этапе.

Заинтересованность Китая в расширении добычи сланцевого газа базируется на том, что КНР является мировым лидером по ресурсам данного вида топлива. Другими причинами повышения интереса Китая к развитию газосланцевой добычи являются стремление снизить зависимость от импорта углеводородных ресурсов и одновременно стремление снизить долю сильно загрязняющего окружающую среду угля в своем энергобалансе. В 2015 году на уголь приходилось почти 70 % от энергопотребления страны, а на газ - всего 6 %. Согласно плану 13-ой пятилетки КНР (2016-2020 гг.), доля газа в структуре энергопотребления должна быть доведена до 12 % к 2020 году.

Препятствиями для Китая в развитии газосланцевой разработки выступают сложные геологические строения пластов, дефицит водных ресурсов для проведения ГРП, отсутствие необходимой инфраструктуры газопроводов, отсутствие права и экологических нормативов для защиты окружающей среды, отсутствие значительных налоговых льгот, стимулирующих разведку и разработку месторождений сланцевого газ, и самое важное - отсутствие собственных технологий разработки. Отсутствие передовых технологий привело к недостаточной производительности скважин и высокой стоимости освоения сланцевого газа в китайских условиях. Уменьшение этой стоимости и повышение эффективности разработки через привлечение зарубежного опыта для оптимизации проектирования разработки и совершенствования технологий добычи является наиболее актуальной задачей в области освоения ресурсов сланцевого газа в КНР.

Целью работы является разработка методики выбора наиболее эффективных технологий ГРП для добычи газа из газосланцевой формации Лунмаси на основе анализа существующих технологических подходов к разработке ресурсов сланцевого газа, количественной оценки разрываемости

газоносных сланцев, проектирования и численного моделирования добычи

сланцевого газа и сравнения с наиболее эффективными технологиями ГРП,

применяемыми на североамериканских газосланцевых формациях.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1. Изучить, проанализировать и обобщить особенности газоносных сланцев и особенности залегания и миграции сланцевого газа в сланцевых толщах. Исследовать влияния эффектов адсорбции, диффузии и проскальзывания газа на проницаемость сланцев.

2. Обобщить основные факторы, влияющие на разрываемость сланцев и разработать методику количественной оценки разрываемости газоносных сланцев.

3. Провести численное моделирование для исследования закономерности влияния различных факторов на показатели разработки и оптимизации конфигурации горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для формации Лунмаси.

4. Выбрать наиближайший североамериканский аналог целевой формации Лунмаси и исследовать применимость технологий, используемых в аналогичной формации, в условиях формации Лунмаси.

Основные методы решения поставленных задач

1. Для количественной оценки разрываемости сланцев использованы математические методы анализа иерархий (Analytic Hierarchy Process, AHP) и нормализации (Normalization Method).

2. Для рассмотрения закономерности влияния различных факторов на показатели разработки и оптимизации конфигурации горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для формации Лунмаси выполнены численное моделирование на программном продукте «CMG-GEM» и экономические расчеты ЧДД на «MS-Excel».

3. Для анализа чувствительности применен математический метод многофакторного анализа - тестирования ортогональных массивов (Orthogonal Array Testing, OATS).

4. При обосновании применимости технологий, используемых в аналогичной

формации, в условиях формации Лунмаси, использован метод численного моделирования. В частности, для выбора целесообразной жидкости разрыва, выполнено трехмерное моделирование на программном продукте «Meyer» (Симулятор MShale), компании «Бейкер Хьюз»; остальные гидродинамические моделирования выполнены с помощью программного продукта «CMG-GEM» (канадская компания «Computer Modelling Group»).

Научная новизна диссертационной работы

1. Разработана методика количественной оценки разрываемости газоносных сланцев на основе комплексного анализа шести факторов (индекса хрупкости, содержания хрупких минералов, уровня развития естественных трещин, литогенеза, неоднородности горизонтальных напряжений, трещиностойкости);

2. Установлена степень влияния различных геолого-физических и инженерно-технологических факторов на производительность горизонтальной скважины при разработке газоносных сланцев;

3. Разработана оптимальная конфигурация горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для формации Лунмаси;

4. Выделено несколько потенциальных технологий ГРП, применимых в формации Лунмаси с целью повышения эффективности разработки.

Теоретическая и практическая значимость работы

1. Введен индекс разрываемости вместо индекса хрупкости для оценки способности сланцев формировать в себе сложную сетевидную систему трещин при проведении ГРП, повышена точность оценки разрываемости сланцев. Количественная оценка разрываемости сланцев имеет большое значение при подборе пластов-кандидатов для проведения ГРП и может служить как теоретическое руководство по отбору соответствующих материалов (жидкости разрыва и проппанта) и рабочих параметров к технологии ГРП.

2. Результаты применения в полевых условиях жидкостей разрыва типа «Slickwater» и гибрида на газосланцевых месторождениях в бассейне Сычуань с 2015 г. подтвердили высокую эффективность этих жидкостей, предсказанную в диссертации.

3. Материалы диссертации использовались в процессе обучения слушателей по программе повышения квалификации "Инновационные технологии обучения в области подготовки специалистов для разработки нетрадиционных месторождений природных углеводородов" в РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в 2016 г.

Основные защищаемые положения

1. Усовершенствованная математическая модель кажущейся проницаемости газоносных сланцев с учетом эффектов адсорбции, диффузии и проскальзывания газа;

2. Методика количественной оценки разрываемости газоносных сланцев;

3. Закономерность влияния различных геолого-физических и инженерно-технологических факторов на производительность скважины при разработке газоносных сланцев;

4. Оптимальная конфигурация горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для формации Лунмаси;

5. Методика выбора технологий ГРП для разработки формации Лунмаси по аналогии с североамериканскими формациями.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка методики выбора технологий гидравлического разрыва пласта для добычи сланцевого газа»

Апробация работы

Результаты и основные положения диссертационного исследования докладывались и обсуждались на научных сессиях, на 70-й международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ 2016» (Москва, 2016 г.), на московской научно-практической конференции «студенческая наука» (Москва, 2016 г.) и на 71-й международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ 2017» (Москва, 2017 г.).

За достигнутые научные результаты диссертанту присуждены три диплома:

1. Диплом лауреата юбилейной 70-й международной молодежной научной конференции «Нефть и Газ 2016»;

2. Диплом лауреата научной сессии аспирантов 2016 года;

3. Диплом III степени лауреата московской научно-практической конференции «студенческая наука».

Благодарность

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю д.г-м.н., проф. Якушеву В.С. и за помощь, поддержку и ряд ценных замечаний и советов при выполнении работы. Автор также выражает признательность заведующему кафедрой, д.т.н., проф. Ермолаеву А.И., к.т.н., доц. Хайдиной М.П. и всем сотрудникам кафедры разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений за оказанную помощь, ценные советы и конструктивные замечания. Отдельные слова признательности - сотруднику отдела по разработке Юго-западного нефтегазового месторождения CNPC Чжоу Сяоцзиню.

ГЛАВА 1. ИЗУЧЕННОСТЬ РЕСУРСОВ СЛАНЦЕВОГО ГАЗА И

ГАЗОНОСНЫХ СЛАНЦЕВ

1.1 История изучения газоносных сланцев

О содержании в широко распространенных по всему миру сланцевых породах известно давно, однако до недавнего времени разработка большинства из них считалась нерентабельной. В 70-е годы ХХ века в период нефтяных кризисов и озабоченности проблемами энергетической безопасности, в США активизировались исследования по добыче нетрадиционных газов. Отцом сланцевой революции по праву считают Дж. Митчелла, который сделал принципиальное для разработки газоносных сланцев открытие, соединив технологии многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) и горизонтального бурения.

Экспериментальными исследованиями газоносных сланцев, совершенствованием технологий разработки и эксплуатации, численным моделированием и прогнозированием показателей разработки газоносных сланцев занимались крупные ученые, как: Cipolla C.L., Ozkan E., Sondergeld C.H., Rickman R., Matthews H.L., Jarvie D.M., Warpinski N.R., Javadpour F., King G.E., Shapiro S. A., Civan F., Barree R.D., Hill R.J., Grieser B., Chong K.K., Fisher M.K., Beskok A., Kundert D., Brannon H.D., Gale J., Clarkson C.R., Maxwell S.C., Mayerhofer M.J., Burnett D.B., Cluff R.M., MacDonald R.J., Olsen T.N., Olson J.E, Rahman M.M, Dullien R.A., Goktan R.M., Bello R.O., Wattenbarger R.A., Wright C.A., Kazemi H., Brown M., Yao J., Xu W., Zhang S.C., Sheng Z.H., Zhang J.C., Chen M., Jin Y, Song Z.G., Guo J.C., Wang X.Z., Shi J., Nie H.K. и др. К основным вкладам этих ученых в области разработки газоносных сланцев можно отнести:

- выявлены уникальные особенности газоносных сланцев и особенности залегания и миграции газа в сланцах;

- созданы модели для расчета кажущейся проницаемости газоносных сланцев и подсчета запасов сланцевого газа;

- разработаны модели фильтрации вблизи трещины ГРП методом конечных

элементов;

- выявлены факторы, влияющие на разрываемость газоносных сланцев;

- разработаны различные математические и гидродинамические модели для описания сланцев и прогнозирования показателей разработки;

- выявлены закономерности влияния некоторых геолого-промысловых факторов на продуктивность газоносных сланцев;

- разработаны методики оценки характеристик месторождений и прогноза добычи;

- и другие.

Благодаря прогрессу в технологиях разработки и вкладам этих ученых, производство сланцевого газа в США резко увеличивалось в последние годы (Рисунок 1-1). В 2014 году, годовая добыча сланцевого газа в США достигла 381 млрд. м3, данная цифра в 100 раз больше годового производства сланцевого газа в 2007 году.

Рисунок 1-1. Производство сланцевого газа в США (1979 - 2014) (источник: EIA)

Тем не менее, существуют некоторые недостатки работ предыдущих ученых: модели кажущейся проницаемости сланцев недостаточно усовершенствованы; факторы, влияющие на разрываемость газоносных сланцев, были выявлены, но

отсутствие методики комплексной и количественной оценки разрываемости сланцев. В диссертационной работе сделана попытка устранить эти недостатки.

Результаты исследований выше перечисленных ученых и практика разработки североамериканских газосланцевых месторождений также показали, что применяемые технологии разработки и дизайн горизонтальных скважин с многостадийным ГРП имеют большое значение для добычи сланцевого газа. Однако, никакие две газосланцевые формации не похожи друг на друга. Поэтому, подходящие технологии разработки и оптимальная конструкция горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для различных формаций различны. По этой причине, в работе также выполнен ряд исследований для того, чтобы выбрать целесообразные технологии ГРП и найти оптимальную конструкцию горизонтальных скважин с многостадийным ГРП для разработки объекта исследования.

1.2 Происхождение сланцевого газа

Под «сланцевым газом» понимается природный газ, диспергированный в низкопроницаемых горючих сланцах, т.е. газ, генерированный на соответствующих этапах преобразования органического вещества [3].

Газ, выделяемый из богатых органическим веществом сланцев может быть биогенного и термогенного происхождения, и также смешанного или гибридного происхождения. Это зависит от, в основном, термической зрелости органического вещества сланцев. Термогенный газ генерируются из зрелых сланцев термогенным способом, т.е. при расщеплении (крекинге) органического вещества или вторичном крекинге (расщеплении) нефти; а биогенный газ выделяется из менее зрелых сланцев в результате биологического разложения (Рисунок 1-2).

Термическая зрелость органического вещества напрямую влияет на газоносность сланцев. Чем выше степень термической зрелости, тем благоприятнее для газового накопления и сбора. При прочих равных условиях, более зрелое органическое вещество способно генерировать больше геологических ресурсов углеводородов, чем менее зрелое органическое вещество.

В результате, дебит скважин, пробуренных в термогенных сланцах с высокой зрелостью, всегда выше дебита скважин, пробуренных в термогенных сланцах с низкой зрелостью или в биогенных сланцах.

Источники газа:

■ Ксрогсн

■ крекинг асфальтенов

■ крекинг нефти

■ биогенный метаболизм

Рисунок 1-2. Схематическая диаграмма происхождения сланцевого газа [4]

1.3 Ресурсный потенциал сланцевого газа в мире

До настоящего времени достоверные и общепризнанные данные о мировых геологических ресурсах и разведанных запасах сланцевого газа отсутствуют, но по всемирным оценкам, ресурсы сланцевого газа в недрах земли огромны.

По состоянию на конец 2011 г., международное энергетическое агентство (МЭА) оценивает ресурсы технически извлекаемого нетрадиционного газа в мире в 328 трлн. м3, включая 200 трлн. м3 сланцевого газа (Таблица 1-1).

Таблица 1-1. Ресурсы технически извлекаемого газа в мире [2]

Ресурсы газа Нетрадиционные (1012 м3)

Регион Традиционные (1012 м3) Нетрадиционные (1012 м3) Газ плотных пород Сланцевый газ Угольный метан

В.Европа / Евразия 144 44 11 12 20

Ближний восток 125 12 9 4 -

АТР 43 94 21 57 16

Америка-ОЭСР 47 67 11 47 9

Африка 49 40 10 30 0

Лат. Америка 32 48 15 33 -

Европа-ОЭСР 24 22 4 16 2

Мир 462 328 81 200 47

Управление энергетической информации Департамента энергетики США (Е1А, 2013 г.) опубликовало отчет «Технически извлекаемые ресурсы сланцевой нефти и сланцевого газа: оценка 137 сланцевых формаций в 41 стране за пределами США» [5]. По данным отчета, мировые ресурсы газа составляют 641 трлн. м3, 206 трлн. м3 (32 %) из которых залегают в сланцевых породах. Самыми богатыми по ресурсам сланцевого газа странами являются: Китай, Аргентина, Алжир и США. На их долю приходится 45 % общих мировых ресурсов сланцевого газа (Таблица 1-2).

Таблица 1-2. Десятка стран с крупнейшими запасами сланцевого газа (Е1А, 2013 г.)

Место Страна Запасы

трлн куб. футов трлн куб. метров

1 Китай 1115 31,55

2 Аргентина 802 22,70

3 Алжир 707 20,01

4 США 665 18,82

5 Канада 573 16,22

6 Мексика 545 15,42

7 Австралия 437 12,37

8 Южная Африка 390 11, 04

9 Россия 285 8,07

10 Бразилия 245 6,93

Всего в мире 7299 206,56

1.4 Ресурсный потенциал сланцевого газа в Китае и перспективные для разработки газосланцевые толщи

КНР является крупнейшей страной по ресурсам сланцевого газа. По достаточно консервативной оценке Министерства земли и природных ресурсов (Минприроды) КНР, ресурсы сланцевого газа составляют 26 трлн. м3. А по оценкам EIA (2013 г.), технически извлекаемые ресурсы сланцевого газа в Китае оцениваются в 31,6 трлн. м3. Основные ресурсы сланцевого газа сосредоточены в Сычуаньском бассейне (17,7 трлн. м3), в Таримском бассейне (6,12 трлн. м3), в Джунгарском бассейне (1,02 трлн. м3), и в бассейне Сунляо (0,45 трлн. м3) [6]. Остальные ресурсы сланцевого газа существуют в других небольших бассейнах с относительно сложной геологической структурой: платформа Янцзы, бассейн Цзянхань и бассейн Субэй (Рисунок 1-3). Общие ресурсы сланцевого газа, включая неизвлекаемые, в Китае оцениваются в 134 трлн. м3. Поэтому Китай считается наиболее перспективным после США и Канады районом добычи сланцевого газа в мире.

Рисунок 1-3. Распределение перспективных бассейнов сланцевого газа в Китае

Бассейн Сычуань (Рисунок 1-4) оценивается как наиболее перспективный регион для разработки ресурсов сланцевого газа в Китае. В бассейне Сычуань присутствуют термически зрелые морские сланцы, которые напоминают коммерчески продуктивные сланцы на востоке США. Эти сланцы распространены на площади 190 000 км2 в юго-западной части Китая. Бассейн Сычуань в настоящее время производит около 42 млн. м3/сут природного газа из традиционных и низкопроницаемых песчаников и карбонатов в пределах триасовых формаций Сюйцзяхэ (Хи^аИе) и Фэйсяньгуань (Ее1х1ап§иап), из сложных структурно-стратиграфических ловушек (в основном антиклиналей с разломами). Ограниченный объем нефти также добывается из вышележащих юрских песчаников [7,8].

Рисунок 1-4. Расположение перспективных районов в бассейне Сычуань

Бассейн Сычуань состоит из четырех тектонических зон: северо-западной котловины, центрального выступа и восточных и южных складчатых поясов. Центральный выступ, характеризуется относительно простой структурой и сравнительно меньшими разломами, является наиболее привлекательным

регионом для развития газосланцевой добычи. В отличие от центрального выступа, складчатые пояса на востоке и на юге имеют более сложные структуры, с многочисленными близко расположенными складками и разломами, и считаются менее перспективными регионами. [9]

Геологические анализы показывают, что только юго-западная часть бассейна Сычуань соответствует стандартным критериям для разведки и разработки газосланцевых месторождений: подходящие толщины и глубины, высокая термическая зрелость в окнах генерации от сухого до жирного газа, низкие содержания H2S и CO2, и отсутствие структурной сложности. Перспективные районы уже исследованы буровыми работами.

Существуют четыре крупных газосланцевых формации в бассейне Сычуань: Цюнчжусы (Qiongzhusi) нижнего кембрия, Лунмаси (Longmaxi) нижнего силура, Цися (Qixi) нижней перми и Лунтань (Longtan) верхней перми (Рисунок 1-5). Среди них, наиболее перспективными является формация Лунмаси нижнего силура и формация Цюнчжусы нижнего кембрия. Эти потенциальные "сладкие пятна" имеют наилучшее сочетание благоприятной геологии, геоморфологии поверхности, существующей сети - трубопроводов, обильных запасов воды и доступа к основным рынкам городского газоснабжения.

В качестве основного объекта исследования в работе рассматривается газосланцевая формация Лунмаси. Формация Лунмаси содержит приблизительно 8,12 трлн. м3 технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа и 32,45 трлн. м3 общих геологических ресурсов. Толща Лунмаси в основном располагается на газовом месторождении Чаннин (Changning) в южной части бассейна Сычуань на пересечении двух складчатых областей. Эти сланцы залегают на глубинах 2500 -4000 м и имеют большую мощность до 300 м, умеренное содержание органического углерода и высокую термическую зрелость. Пористость сланцевых пород колеблется в диапазоне 1,17 - 8,61 %, и в среднем составляет 4,5 %. Проницаемость сланцевой матрицы низкая, минимум 0,0001 мД. Содержание глин в пределах 8 - 30 %, содержание кальцита 10 - 20 %, остальные минералы в основном представлены кварцами. Исследование скважин показало, что пластовое

давление в данной формации аномально высокое.

Формация Цюнчжусы содержит приблизительно 3,54 трлн. м3 технически извлекаемых ресурсов сланцевого газа и 14,16 трлн. м3 общих геологических ресурсов сланцевого газа. Черные сланцы Цюнчжусы являются основным источником газового месторождения Вэйюань (Weiyuan) на юго-западе бассейна Сычуань. Они располагаются глубже, чем сланцы Лунмаси и в основном находятся на глубинах 2500 - 5000 м; мощность богатых органическим веществом сланцев составляет около 120 м. Эти сланцы имеют высокое содержание кварца и других хрупких минералов (65 %), и довольно низкое содержание глин (меньше 30 %), что благоприятно для проведения ГРП. [10]

Бассейн Сычуань

Эра Период Эпоха Формация Возраст (млн.лет до н.в.) Мощность (м)

Мезозой Мел 80-140 0-2000

Юра Верхний Пэнлай 140-195 650-1400

Средний Суйнин 340-500

Шасимяо 600-2800

Средний-Нижний Цзылюцзин 200-900

Триас Верхний Сюйцзяхэ 195-205 250-3000

Средний Лэйкоупо 205-230 900-1700

Нижний Цзялинцзян

Фэйсяньгуан

Палеозой Пермь Верхний Чансин 230-270 200-500

Лунтань

Нижний Маокоу 200-500

Цися

Карбон Миссисипий Хуанлун 270-320 0-500

Силур Верхний 320-570 0-1500

Нижний Лунмаси

Ордовик Верхний Вуфэн 0-600

Кембрий Верхний Сисянчи 0-2500

Средний Юйсяныши

Нижний Цюнчжусы

Протерозой Синийский Верхний Дэнин 570-850 200-1100

Доушаиьто

Нижний 0-400

Пре-Синийский 850

Материнские породы_| | Традиционные залежи

Рисунок 1-5. Стратиграфия бассейна Сычуань, потенциально-газоносные пласты нижнего кембрия, нижнего силура, и верхней Перми (ДМ, 2013 г.)

1.5 Уникальные особенности газоносных сланцев

Сланцы - плотно упакованные, тонкозернистые, обломочные осадочные породы, обладающие средним размером зерна менее 0,0625 мм [11]. Эти породы практически непроницаемы для газа и имеют плитчатую структуру. Таким образом, сланцевый газ не может скапливаться в больших объемах, он заперт в микротрещинах пород с очень низкими фильтрационными свойствами в отличие от традиционного природного газа.

В отличие от обычных глинистых сланцев, горючие сланцы содержат органическое вещество - кероген, похожий на уголь. Содержание и зрелость керогена являются качественными показателями сланцев. К наиболее термически зрелым сланцам относят отложения «сухого газа» с керогеном типа III; менее термически зрелые сланцы относятся ко II типу (при добыче газ поступает с примесями конденсата). Менее зрелые сланцы с керогеном типа I являются нефтеносными, то есть содержащими нефть в сланцевых отложениях. С учетом критериев термической зрелости большинство объектов поисково-разведочных работ на сланцевый газ сосредоточено в отложениях, чей геологический возраст начинается от ордовика и заканчивается концом пенсильванского периода (верхнего карбона).

Сланцевые толщи сильно отличаются от традиционных коллекторов нефти и газа, они обладают уникальными стратиграфическими характеристиками и фильтрационными свойствами. К существенным отличиям относятся:

- Сланцы выступают одновременно и материнской породой, в которой происходит образование газа, и породой-коллектором, являющейся резервуаром для сланцевого газа.

- Сланцы состоят из ультрасплошной матрицы и системы естественных трещин. Матрица сланцев представляет собой плотные осадочные породы и имеет низкие фильтрационно-емкостные свойства, газ почти не может мигрировать внутри матрицы. Естественные трещины являются главными каналами миграции газа.

- Пути залегания газа в сланцах также разнообразны и сложны.

- Наноразмерная поровая структура: в газоносных сланцах широко развиты наноразмерные поры (Рисунок 1-6). Особенная поровая структура предопределяет особенность фильтрации газа в сланцевых поровых пространствах.

сланцах Барнетт [27]

1.6 Особенности залегания и миграции сланцевого газа в сланцевых толщах

Приток газа в плотных сланцевых толщах представляет собой многоплановый процесс, включающий десорбцию, диффузию и фильтрацию, не подчиняющуюся закону Дарси. И соответственно, при освоении ресурсов сланцевого газа, как правило, работают четыре механизма/этапа добычи:

1. Приток свободного газа. Извлечение свободного газа приводит к снижению пластового давления, вследствие чего адсорбированный газ начинается десорбировать.

2. Приток газа за счет десорбции (Рисунок 1-7.а).

3. Приток газа за счет диффузии (Рисунок 1-7.б).

4. Фильтрация газа из трещин в скважину (Рисунок 1-7.в).

Рисунок 1-7. Механизм формирования притока сланцевого газа [12]

1.6.1 Адсорбция и десорбция

Aguilera [13] изучил виды залегания газа в сланцах (Рисунок 1-8).

(1) газ в свободном состоянии, находится в сланцевых порах, микротрещинах и искусственных трещинах гидроразрыва.

(2) газ, адсорбированный на поверхности органических веществ (керогена).

(3) газ, растворенный в пластовых флюидах (связанная вода, остаточная нефть, асфальт и пр.).

j^y \ / у » \ /

'Jr lEv V » 4 •^^СлЛ' 4^^ Яш V ^' ■^BJS" / . ■ X Трещины-^

Я ' Mf;*4?44''

II • 'vV'r^^T. \ \ Wi tí rf,

, S « ч Л Сланцы / Матрица vAí

i . ш ; >1 '^Ln'* 4' N ■ 1 «i . 4 \ЛлК! • Л д ч < Ш 1 Bt v Ч. Vi В макромасштабе i / \ / > \ / b-v В лликролласштабе / j /

é ' • • • ** 4 4

W ' М- .' >

•л»

•у >„«Ш

IK ' i 1 . i

л .

вг ' .'Я F?. ••' Í: • , Jk

Рисунок 1-8. Распределение газа в сланцевых толщах от макро- к микро-масштабу

Содержание растворенного газа зависит от остаточной нефтенасыщенности и растворимости газа. Из-за низкой растворимости сланцевого газа в пластовых флюидах и низкой остаточной нефтенасыщенности, растворенный газ занимает маленькую долю от общего объема газа. На практике и при моделировании общие геологические запасы газа подразумевают лишь сумму свободного и адсорбированного газа. Адсорбированный газ занимает значительную долю от общего объема газа (20-85 %) [14]. Его содержание зависит от температуры, давления и свойств адсорбента (органические вещества, такие как кероген) [ 15] и может оцениваться с помощью изотермы Ленгмюра по следующей формуле:

= ^ = п-ь^ (1.6.1)

а Рь+Р 1+Ьр к 7

где ¥ь (объем по Ленгмюру) - максимальный объем газа, который может быть адсорбирован участком поверхности при данном давлении; рь (давление по Ленгмюру) - давление, при котором газосодержание равно половине объема по Ленгмюру; Ь - адсорбционный коэффициент.

При высоких давлениях адсорбция является эффективным механизмом удержания газа в пласте. По мере понижения гидродинамического забойного давления важную роль начинает играть десорбция, и объем свободного газа в порах соответственно увеличивается. Объем свободного газа определяет продуктивность большинства разрабатываемых сегодня сланцевых толщ. Последние исследования указывают на то, что интенсивность десорбции также зависит от размера пор сланцев, который исследователи должны учитывать при подсчете потенциальной продуктивности [16].

1.6.2 Диффузия

Диффузия молекул означает процесс переноса частиц от зоны с высокой концентрацией к зоне с низкой концентрацией за счет хаотичного теплового движения молекул. Режимы диффузии газа в пористой твердой среде может быть разделена на 4 группы по числу Кнудсена (Таблица 1-3) [17]:

Кн = ~г (1.6.2)

где г - средний гидравлический радиус трубок или каналов, образующихся при фильтрации в пористых средах. X - средняя длина свободного пробега молекул. Средняя длина свободного пробега молекул для идеального газа рассчитывается по формуле [18]:

х = ± ЁЁ (1.6.3)

р^ 2М к '

где М - молекулярная масса газа, кг/кмоль; л - вязкость газа, Па с; Я - газовая постоянная, Дж/моль/К; Т - пластовая температура, К; р - среднее пластовое давление, МПа.

Таблица 1-3. Режимы диффузии, характеризуемые диапазоном чисел КН [19]

Кн 0-10-3 10-3-10-2 10-2-10 >10

Режим диффузии Поверхностная диффузия Диффузия Фика Переходная диффузия Диффузия Кнудсена

Поскольку размер пор в сланцах находится в наноразмерном уровне, в сланцах обычно встречаются только три режима диффузии: диффузия Фика, переходная диффузия и диффузия Кнудсена (Рисунок 1-9).

(а) Диффузия Фика (Ь) Переходная диффузия (с) Диффузия Кнудсена

Рисунок 1-9. Модель диффузии сланцевого газа в пористых средах [20]

Диффузия Кнудсена встречается в порах с очень малым размером или при низком давлении, когда частота столкновений молекул газа со стенками пор превышает частоту взаимных столкновений молекул. При диффузии Фика происходит, в основном, столкновение между молекулами газа, а не столкновение между молекулами и поверхностью стенки пор.

Уравнения расчета коэффициента трех режимов диффузии выглядят как:

_df8RT\05 ПАСЛ

uKnudsen = (1.6.5)

/ _^ _— 1

D transition = \DKnudsen + DFick J (1.6.6)

где d - диаметр нанопор, м; M - молекулярная масса газа, кг/кмоль; R = 8.314 Дж/моль/К, газовая постоянная; Т - абсолютная температура, К; Гм - радиус молекул газа, м; KB - постоянная Больцмана, KB = 1,38* 10-23 Дж/K; л - вязкость газа, Пас.

В работе обобщены три коэффициента диффузии в одном по числу Кнудсена. Общее уравнение расчета коэффициента диффузии имеет следующий вид:

DFiCk, 0,001 < KH < 0,01

D =

Dtransition, 0, 01 <Кн< 10 (1.6.7)

DKnudsen, Кн > 10

1.6.3 Проскальзывание газа

Проскальзывание газа возникает, когда средняя длина свободного пробега молекул газа соизмерима с размерами пор. Это вызывает скольжение молекул газа при контакте с поверхностью породы и, следовательно, их ускорение. Rushing и другие (2004 г.) [21 ] определили проскальзывание газа как эффект, который заставляет поток газа в порах переходить от вязкого течения в неламинарное течение. Рисунок 1-10 иллюстрирует феномен проскальзывания газа. Очевидно, что чем больше длина свободного пробега молекул или чем меньше средний радиус поровых каналов, тем мощнее эффект проскальзывания.

Эффект проскальзывания газа наблюдал Клинкенберг в 1941 г., и он определил фактор проскальзывания (bk), используемый для корректирования проницаемости с учетом влияния проскальзывания газа. Математическое выражение:

kapp = km(1 + !f) (1.6.8)

Фактор проскальзывания Клинкенберга обычно получается экспериментально из данных анализа керна, путем построения кривой кажущейся

проницаемости в зависимости от обратного давления (1/р). При высоком давлении, эффект проскальзывания становится незначительным, поскольку средняя длина свободного пробега молекул газа мала [22].

Рисунок 1-10. Сравнение газового потока: (а) в микропорах, где поток не скользит; (б) в нанопорах, где происходит проскальзывание газа (Javadpour, 2007 г.)

1.7 Кажущаяся проницаемость газоносных сланцев

1.7.1 Концепция кажущейся проницаемости и существующие математические модели кажущейся проницаемости газоносных сланцев

Проницаемость газоносных сланцев является определяющим фактором при добыче сланцевого газа. Подсчет запасов, моделирование газового потока и другие работы, связанные с разработкой сланцев, требуют точной информации о проницаемости. Наноразмерная поровая структура и процессы адсорбции, диффузии и проскальзывания газа существенно влияют на проницаемость сланцевых пород. Простой закон Дарси, основанный на интерпретации лабораторных исследований керна больше не дает точных оценок проницаемости сланцев. Поскольку проницаемость сланцевых коллекторов отличается от таковой в традиционных коллекторах, появилась концепция кажущейся проницаемости (apparent permeability), которая была впервые предложена Javadpour (2009 г.), чтобы упростить моделирование. Кажущаяся проницаемость является суммой индивидуальных проницаемостей пор различных масштабов.

В последние годы было создано много моделей кажущейся проницаемости.

В таблице 1-4 приведены существующие модели кажущейся проницаемости газоносных сланцев. Эти модели были усовершенствованы за счет учета множества механизмов потока с использованием единого уравнения, за счет введения концепции динамического проскальзывания и корреляции фактора проскальзывания Клинкенберга. Зависимость проницаемости трещин сланцев от напряжения пород также была рассмотрена.

Таблица 1-4. Существующие модели кажущейся проницаемости газоносных сланцев

Авторы Уравнение кажущейся проницаемости Особенности

1999, Beskok-Karnia ((аН* [23] Комплексная проницаемость с учетом разных режимов течения газа: континуума, проскальзывания, переходного и свободномолекулярного.

2009, ^уа(роиг [24] 2гуМ 8 г2 а "ЗхЮ3^^ лМ ' 8^ Рассмотрены диффузия Кнудсена и эффект проскальзывания газа в одной нанотрубке.

2010, Оуап е! а1. [25,26] К "К (1+а-Кп)(п Ш ) а (( ^ 1 - ЬКп) Представлено единое уравнение Хагена-Пуазейля и соотнесен фактор проскальзывания Клинкенбергом.

2012, 8акЬаее-Роиг е! а1. [27] Ка "Кв(1+а Кп) Проанализированы эффекты адсорбированных слоев метана и проскальзывания газа на стенках пор в одноразмерном горле.

2012, С1агк*оп е! а1. [22] ( ЬЛ К " 1 + ^ 1 Р) ' а" К( Интегрирован подход динамического проскальзывания газа с учетом мультимеханизмов течения и десорбции газа.

2013, Уао е! а1. [28] Ка "Кв(1+Ьк/р) д "(вкиЖ Рассмотрены смешанные механизмы вязкого течения, диффузии Кнудсена и обычной диффузии на основе модели распыленного газа (GDM).

2013, 8Ы е! а1. [29] к _к Ко^атс К. . =(К тог^апгс \ К = (Х.К а о^а 4.54(1+5Кп) { (128г 4.54+КП ' ( № ^ . Г I2 тойоте 1 1 „ ~1~*>С [ V. 1 и у . +(/ -а)^. . тс 4 ' тогцатс яя\/ КП \ МТ) \4.54+К4/ ' Я Л1'5 '--г— к» . 1~а) " Рассмотрено течение газа в органической и неорганической матрице пород: в органической матрице эффекты проскальзывания газа и переходная диффузия доминируют; в неорганической матрице двухфазный поток (газ+вода) контролирует механизм течения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Циу Пин, 2017 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ruehl C., Giljum J. BP Energy outlook 2030 // London: British Petroleum, 2011.

2. Birol F., Besson C. Golden Rules for a Golden Age of Gas, World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas // International Energy Agency, 2012.

3 . Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. К обсуждению понятийной базы нетрадиционных источников нефти и газа - сланцевых толщ // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2013. - Т. 8. - № 3.

4. Jarvie D.M., Hill R.J., Ruble T.E., et al. Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment // AAPG bulletin. - 2007. - V. 91. - № 4. - P. 475 - 499.

5. Kuuskraa V. A., Stevens S.H., Moodhe K.D. Technically recoverable shale oil and shale gas resources: an assessment of 137 shale formations in 41 countries outside the United States // Advanced Resources International INC, 2013.

6. Kuuskraa V.A., Stevens S.H., Moodhe K.D. EIA/ARI world shale gas and shale oil resource assessment // Advanced Resources International INC, 2013.

7. Li J., Xie Z., Dai J., et al. Geochemistry and origin of sour gas accumulations in the northeastern Sichuan Basin, SW China // Organic Geochemistry. - 2005. - V. 36. - № 12. - P. 1703 - 1716.

8. Liu S.G., Ma W.X., Luba J., et al. Characteristics of the Shale Gas Reservoir Rocks in the Lower Silurian Longmaxi Formation, East Sichuan Basin, China // Acta Petrologica Sinica. - 2011. - V. 27. - № 8. - P. 2239 - 2252.

9. Zou C.N., Xu C.C., Wang Z.C., et al. Geological Characteristics and Forming Conditions of the Large Platform Margin Reef-Shoal Gas Province in the Sichuan Basin (in Chinese) // Petroleum Exploration and Development. - 2011. -V. 38. -№ 6. -P. 641 - 651.

10. Stevens S.H., Moodhe K.D., Kuuskraa V.A. China shale gas and shale oil resource evaluation and technical challenges// Conference Paper SPE 165832. - 2013.

11. Kundert D.P., Mullen M.J. Proper evaluation of shale gas reservoirs leads to a more

effective hydraulic-fracture stimulation// Conference Paper SPE 123586. - 2009.

12. King G.R. Material balance techniques for coal seam and Devonian shale gas reservoirs// Conference Paper SPE 20730. - 1990.

13. Aguilera R. Flow units: from conventional to tight gas to shale gas reservoirs// Conference Paper SPE 132845. - 2010.

14. Hill D.G., Nelson C.R. Gas productive fractured shales: an overview and update // Gas Tips. - 2000. - V. 06. - № 3. - P. 4 - 13.

15. Ross D.J., Bustin R.M. Impact of mass balance calculations on adsorption capacities in microporous shale gas reservoirs // Fuel. - 2007. - V. 86. - № 17. - P. 2696 - 2706.

16. Ambrose R.J., Hartman R.C., Diaz-Campos M., et al. New pore-scale considerations for shale gas in place calculations // Conference Paper SPE 131772. - 2010.

17. Rangaraj an R., Mazid M.A., Matsuura T., et al. Permeation of pure gases under pressure through asymmetric porous membranes. Membrane characterization and prediction of performance // Industrial & Engineering Chemistry Process Design and Development. - 1984. - V. 23. - № 1. - P. 79 - 87.

18. Civan F. Porous media transport phenomena [M]. John Wiley & Sons, 2011.

19. Roy S., Raju R., Chuang H.F., et al. Modeling gas flow through microchannels and nanopores // Journal of applied physics. - 2003. - V. 93. - № 8. - P. 4870 - 4879.

20. Yan X.T., Xu Y. Chemical vapour deposition: an integrated engineering design for advanced materials [M]. Springer Science & Business Media, 2010.

21. Rushing J.A., Newsham K.E., Van Fraassen K.C. Measurement of the two-phase gas slippage phenomenon and its effect on gas relative permeability in tight gas sands // Conference Paper SPE 84297. -2003.

22. Clarkson C.R., Nobakht M., Kaviani D., et al. Production analysis of tight-gas and shale-gas reservoirs using the dynamic-slippage concept // SPE Journal. - 2012. - V. 17. - № 01. - P. 230 - 242.

23. Beskok A., Karniadakis G.E. Report: A model for flows in channels, pipes, and ducts at micro and nano scales // Microcale Thermophysical Engineering. - 1999. - V. 01. - P. 43 - 77.

24. Javadpour F. Nanopores and apparent permeability of gas flow in mudrocks (shales and siltstone) // Journal of Canadian Petroleum Technology. - 2009. - V. 48. - P. 16 -21.

25. Civan F. Effective correlation of apparent gas permeability in tight porous media // Transport in porous media. - 2010. - V. 82. - P. 375 - 384.

26. Civan F., Rai C.S., Sondergeld C.H. Shale-gas permeability and diffusivity inferred by improved formulation of relevant retention and transport mechanisms // Transport in porous media. - 2011. - V. 86. - P. 925 - 944.

27. Sakhaee-Pour A., Bryant S. Gas permeability of shale // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. - 2012. - V. 15. - P. 401 - 409.

28. Yao J., Sun H., Fan D., Wang C., Sun Z. Numerical simulation of gas transport mechanisms in tight shale gas reservoirs // Petroleum Science. - 2013. - V. 10. - P. 528 - 537.

29. Shi J., Zhang L., Li Y, Wei Y., Wang T. Diffusion and Flow Mechanisms of Shale Gas through Matrix Pores and Gas Production Forecasting // Conference Paper SPE 167226. - 2013.

30. Bird R.B.Transport Phenomena. Second Edition. / R.B. Bird, W.E. Stewart, E.N. Lightfoot/. - John Wiley & Sons, Inc., Hoboken, NJ. - 2007.

31. Brown, G.P., Dinardo, A., Cheng, G.K., Sherwood, T.K. The Flow of Gases in Pipes at Low Pressures // Journal of Applied Physics. - 1946. - V. 17. - P. 802 - 813.

32. Javadpour F., Fisher D., Unsworth M. Nanoscale Gas Flow in Shale Sediments // Journal of Canadian Petroleum Technology. -2007. -Vol. 46. - No.10. - P. 55 - 61.

33. Xiong X., Devegowda D., Villazon M., et al. A fully-coupled free and adsorptive phase transport model for shale gas reservoirs including non-Darcy flow effects // Conference Paper SPE 159758. -2012.

34. Chen S.B., Xia X.G., Fu C.Q. Classification of pore structures in shale gas reservoir at the Longmaxi Formation in the south of Sichuan Basin // Journal of China Coal Society. - 2013. - V. 38. - №5. - P. 760-765.

35. Han S.B., Zhang J.C., Geng Y.W., et al. Shale gas accumulation conditions and

resource potential of the Lower Silurian Longmaxi Formation in southeast Chongqing // Journal of China coal society. - 2013. - V. 38. - № 1. - P. 168-173.

36. Lee, A.L., Gonzalez, M.H., Eakin, B.E. The Viscosity of Natural Gases // Journal of Petroleum Technology. - 1966. - P. 997-1000.

37. Bruner K.R., Smosna R. A comparative study of the Mississippian Barnett Shale, Fort Worth Basin, and Devonian Marcellus Shale [M]. Appalachian Basin. - 2011. -106p.

38. Хайдар А., Вафин И., Борисов Г., Джабраилов А.В., НикитинА. Н. Опыт применения гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах ОАО «НК «Роснефть» // Conference Paper SPE 117418. - 2008.

39. Фрайя Х., Омер Э., Пулик Т. и др. Новые подходы к строительству многоствольных горизонтальных скважин // Нефтегазовое обозрение. - 2003.

40. Шевченко И.А. Развитие технологии управляемого роторного бурения при строительстве скважин с субгоризонтальным профилем // Технические науки в России и за рубежом: материалы III междунар. науч. конф. - М. 2014. - С.112-114.

41. Технология за круглым столом: MWD. ROGTEC Российские нефтегазовые технологии. - 2013.

42. Palisch T.T., Vincent M.C., Handren P.J. Slickwater Fracturing: Food for Thought // SPE Production & Operations. - 2010. - V. 25. - № 03. -P. 327-344.

43. Coronado J.A. Success of Hybrid Fracs in the Basin // Conference Paper SPE 106758. - 2007.

44. Coulter G.R., Gross B.C., Benton E.G. Barnett Shale hybrid fracs-one operator's design, application, and results // Conference Paper SPE 102063. -2006.

45. Slatter T.D., Rucker J.R., Crisp E.L. Natural Gas Stimulation in Tight, Clay-Bearing Sandstone Using Foamed CO2 as Hydraulic Fracturing Media // Conference Paper SPE 15238. - 1986.

46. Усольцев Д., Фомин И., Бутула К.К. и др. Пенные ГРП: Новый уровень технологий стимуляции пластов в Западной Сибири // Conference Paper SPE

115558. - 2008.

47. Gupta D.V., Hlidek B.T. Frac fluid recycling and water conservation: a case history // SPE Journal. - 2010. -Vol. 25. -№. 01. - P: 65-69.

48. Wang H., Shen Z., Li G. Feasibility Analysis on Shale Gas Exploitation with Supercritical CO2 // Petroleum Drilling Techniques. - 2011. - V. 39. - №. 3. - P. 30-35.

49. Soni T.M. LPG-Based Fracturing: An Alternate Fracturing Technique in Shale Reservoirs // Conference Paper SPE 170542. - 2014.

50. Butter M., East L., Kuvshinov I. The Potential of Multiple Fractured Horizontal Wells in Layered Reservoirs // Conference Paper SPE 102633. - 2006.

51 . Афанасьев И.С., Тимонов А.В., Судеев И.В., Мусабиров Т.Р. Анализ применения и перспективы дальнейшего использования горизонтальных скважин с множественными трещинами ГРП на Приобском месторождении // Conference Paper SPE 162031. -2012.

52 . Михин А.С. Управление направлением пространственной ориентации гидравлической трещины для выработки зон остаточной нефтенасыщенности различного типа. Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. - 2012. - 29c.

53. Matthews H.L., Schein G.W., Malone M.R. Stimulation of Gas Shales: They're All the Same -Right? // Conference Paper SPE 106070. - 2007.

54. Bulova M., Nosova K., Willberg D., Lassek J. Benefits of the novel fiber-laden low viscosity Fluid System in Fracture Low Permeability Tight Gas Formations // Conference Paper SPE 102956. - 2006.

55. Ahmed M., Shar A.H., Khidri M.A. Optimizing Production of Tight Gas Wells by Revolutionizing Hydraulic Fracturing // Conference Paper SPE 141708. - 2011.

56. Ajayi B.T., Walker K.J., Wutherich K., et al. Channel Hydraulic Fracturing and its Applicability in the Marcellus Shale // Conference Paper SPE 149426. - 2011.

57. Дюто Эммануэль. Гидроразрыв пласта с созданием открытых каналов: быстрый путь к добыче// Нефтегазовое обозрение. - 2011. - 18c.

58. Gillard M., Medvedev O., Pena A., Medvedev A., Penacorada F., d'Huteau E. A

New Approach to Generating Fracture Conductivity // Conference Paper SPE 135034. -2010.

59. Cipolla C.L., Wright C.A. Diagnostic techniques to understand hydraulic fracturing: what? why? and how? // Paper SPE 75359. - 2002. -Vol.17. - №. 01. - P. 23-35.

60. Molenaar M.M., Hill D., Webster P., et al. First downhole application of distributed acoustic sensing for hydraulic-fracturing monitoring and diagnostics // Paper SPE 140561. - 2012. - Vol. 27. - №. 01. - P. 32-38.

61. Jia L., Mian C., Yan J. Technical Progress in Overseas Hydraulic Fracture Monitoring Techniques for Shale Gas Well // Natural Gas and Oil. - 2012. - V. 01. - P. 44-47.

62. Mayerhofer M.J., Lolon E., Warpinski N.R., et al. What is Stimulated Rock Volume? // Conference Paper SPE 119890. - 2008.

63. Wu Q., Xu Y., Liu Y.Z., et al. The current situation of stimulated reservoir volume for shale in U.S. and its inspiration to China // Oil Drilling & Production Technology. - 2011. - V. 33. - № 2. - P. 1-7.

64. Gu H., Weng X., Lund J., et al. Hydraulic fracture crossing natural fracture at nonorthogonal angles, a criterion, its validation and applications // Conference Paper SPE 139984. - 2011.

65. Huber K.B., Pease J.M. Safe Perforating Unaffected by Radio and Electric Power // Conference Paper SPE 20635. - 1990.

66. Chen Z., Xue C.J., Jiang T.X., et al. The SRV fracturing technology and recommendation of its application in China // Gas industry. - 2010. - V. 30. - № 10. - P. 30-32.

67. Sui L., Zheng J., Yu J., et al. Comprehensive Evaluation on Shale Fracability Using Principal Component Analysis // EJGE. - 2015. - V. 20. - № 13. - P. 5965-5976.

68. Meng Z.P., Liu C.L., Ji YM. Geological conditions of coalbed methane and shale gas exploitation and their comparison analysis // Journal of China coal society. - 2013. -V. 38. - № 5. - P.947-954.

69. Gale J.F.W., Reed R.M., Holder J. Natural fractures in the Barnett Shale and their

importance for hydraulic fracture treatments // American Association of Petroleum Geologists. - 2007. - V.91. - № 4. - P. 603-622.

70. Bing H., Mian C., Kai W. The key index system of fracability evalution in gas shale reservoir // Journal of Petrochemical Universities. - 2004. - V.27. - № 6. - P. 42-50.

71. Zeng F.H., Zhao G. The optimal hydraulic fracture geometry under non-Darcy flow effects // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2010. - V. 72. - P. 143-157.

72. Nasehi M.J., Mortazavi A. Effects of In-situ Stress Regime and Intact Rock Strength Parameters on the Hydraulic Fracturing // Journal of Petroleum Science and Engineering. - 2013. -V. 108. - P. 211-221.

73. Ito T. Effect of pore pressure gradient on fracture initiation in fluid saturated porous media: Rock // Engineering Fracture Mechanics. - 2008. - V. 75. - P. 1753-1762.

74. Alassi H., Holt R., Nes O., Pradhan S. Realistic geomechanical modeling of hydraulic fracturing in fractured reservoir rock // Canadian Unconventional resources conference. - 2011.

75. Jacie D.M., Hill R.J., Ruble T.E., Pollastro R.M. Fundamentals of rock mechanics, 4th ed. Malden: MA. -2007.

76. Wang F.P., Gale J.F. Screening criteria for shale-gas systems // Gulf coast association of geological societies transactions. - 2009. - V. 59. - P. 779-793.

77. Chong K.K., Grieser W.V., Passman A., Tamayo C.H., Modeland N., Burke B. A completions guide book to shale-play development: A review of successful approaches towards shale-play stimulation in the last two decades // Conference Paper SPE 133874. - 2010.

78. Breyer J.A., Alsleben H., Enderlin M.B. Predicting fracability in shale reservoirs // AAPG Annual convention and Exhibition, Houston, Texas, USA, 2011.

79. Jin X., Shah S.N., Roegiers J.C., et al. Fracability evaluation in shale reservoirs-an integrated petrophysics and geomechanics approach // Conference Paper SPE 168589. -2014.

80. Ding W.L., Li C., Li C.Y Dominant factor of fracture development and its relationship to gas accumulation // Earth Science Frontiers. - 2012. - V. 19. - № 2. - P.

212-220.

81. Tang Y., Xing Y, Li L.Z., Zhang B.H., Jiang S.X. Influence factors and evaluation method of the gas shale fracability // Earth Science Frontiers. - 2012. - V. 19. - № 5. -P. 356-363.

82. Yuan J.L., Deng J.G., Zhang D.Y, et al. Fracability evaluation of shale-gas reservoirs // Acta Petrolei Sinica. - 2013. - V. 34. - № 3. - P. 523- 527.

83. Guo T.K., Zhang S.C., Ge H.K. A new method for evaluating ability of forming fracture network in shale reservoir // Rock and soil mechanics. - 2013. - V. 34. - № 1. -P. 947-954.

84. Sun H.C., Tang D.Z. Shale gas formation fracture stimulation in the south Sichuan basin // Journal of Jilin University (Earth Science Edition). - 2011. - V. 41. - P. 34-68.

85. Zou C., Dong D., Wang S., et al. Geological characteristics and resource potential of shale gas in China // Petroleum Exploration and Development. - 2010. - V. 37. - № 6. -P. 641-653.

86. Ren L., Zhao J., Hu Y. Hydraulic fracture extending into network in shale: reviewing influence factors and their mechanism // The Scientific World Journal. - 2014.

87. Данько Д.А. Методика выявления перспективных объектов в баженовской свите на основе комплексирования геомеханических, Геохимических и геофизических параметров // Геофизика. -2015. - V. 02. - С.38-47.

88. Rickman R., Mullen M.J., Petre J.E., et al. A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett Shale // Conference paper SPE 115258. - 2008.

89. Rice J.R. Mathematical analysis in the mechanics of fracture // Fracture: an advanced treatise. - 1968. - V. 02. - P. 191-311.

90. Jin X., Shah S.N., Roegiers J.C., et al. Breakdown Pressure Determination-A Fracture Mechanics Approach // Conference paper SPE 166434. - 2013.

91. Терентьев В.Ф., Колмаков А.Г., Курганова Ю.А. Теория и практика повышения надежности и работоспособности конструкционных металлических материалов. Учебное пособие: Ульяновск : УлГТУ. - 2010. - 268 с.

92. Zhao J.Z., Xu W.J., Li YM., Hu J.Y. Li J.Q. A new method for fracability evaluation of shale gas reservoirs // Natural gas geoscience. - 2015. - V. 26. - № 6. - P. 1165— 1172.

93. Jin Y, Chen M., Zhang X.D. Determination of fracture toughness for deep well rock with geophysical logging data// Chinese journal of rock mechanics and engineering. -2001. - V. 20. - № 4. - P. 454-456.

94. Jin Y, Chen M., Wang H.Y., et al. Study on prediction method of fracture toughness of rock mode II by logging data // Chinese journal of rock mechanics and engineering. -2008. - V. 27. - № 2. - P. 3630-3635.

95. Chen M., Zhou J., Jin Y., Zhang G. Experimental study on fracturing features in naturally fractured reservoir // Acta Petrolei Sinica. - 2008. - V. 29. - № 3. - P. 431434.

96. Sondergeld C.H., Newsham K.E., Comisky J.T., et al. Petrophysical considerations in evaluating and producing shale gas resources // Conference Paper SPE 131768. -2010.

97. Chen S.Y, Liu J.W., Gong W.L., et al. Study and application on network fracturing technology in fractured reservoir // Oil Drilling & Production Technology. - 2010. - V. 32. - № 6.

98. He J.H., Ding W.L., Wang Z., et al. Main controlling factors of fracture network formation of volume fracturing in shale reservoirs and its evaluation method // Geological science and technology information. - 2015. - V. 34. - № 4. - P. 108-118.

99. Ma X., Hao R.F., Lai X., et al. Field test of volume fracturing for horizontal wells in Sulige tight sandstone gas reservoirs // Petroleum Exploration and Development. - 2014. -V. 41(6). - P. 742-747.

100. Gale J., Holder J. Natural fractures in shales and their importance for gas production // Tectonics studies group annual meeting. - 2008.

101. Bratton T., Canh D.V., Van Que N., et al. The nature of naturally fractured reservoirs // Oilfield Review. - 2006. - V. 18. - № 2. - P. 4-23.

102. Florez-Nio J. M., Aydin A., Mavko G., et al. Fault and fracture systems in a fold

and thrust belt: An example from Bolivia // AAPG bulletin. - 2005. - V. 89. - № 4. - P. 471-493.

103. Zhou J., Chen M., Jin Y, Zhang G.Q. Experimental study on propagation mechanism of hydraulic fracture in naturally fractured reservoir // Acta petrolei sinica. -2007. - V. 28. - № 5. - P. 109-113.

104. David G., Lombardi T.E., Martin J. P. Fractured shale gas potential in New York // Northeastern Geology and Environmental Sciences. - 2004. - V. 26. - № 1/2. - P. 5778.

105. Pan R.F., Wu Y, Song Z. Geochemical Parameters for Shale Gas Exploration and Basic Methods for Well Logging Analysis // China petroleum exploration. - 2009. - V. 14. - № 3. - P. 6-9, 28.

106. Jarvie D. M., Hill R. J., Ruble T. E., et al. Unconventional shale-gas systems: The Mississippian Barnett Shale of north-central Texas as one model for thermogenic shale-gas assessment // AAPG bulletin. - 2007. - V. 91. - № 4. - P. 475-499.

107. Saaty T.L. The Analytic Hierarchy Process: Planning, Priority Setting, Resource Allocation [M]. New York: McGraw Hill. International, Translated to Russian, Portuguese, and Chinese, Revised editions, Paperback (1996, 2000), Pittsburgh: RWS Publications. ISBN 0-07-054371-2.

108. Ястребов В.С., Митихин В.Г., Михайлова И.И. и др. Применение метода анализа иерархий в практике психосоциальной реабилитации и в программе дестигматизации: методические рекомендации // Науч. центр психического здоровья РАМН. - М., Издательство ЗАО Юстицинформ, 2009. - 26 с.

109. Гергет О.М., Голенков В.В. Анализ методов нормировки разнотипных данных для анализа в экспертных системах медицинской диагностики [Электронный ресурс] // Студенческий научный форум. - 2015.

110. Meyer B.R., Bazan L.W., Jacot R.H., et al. Optimization of multiple transverse hydraulic fractures in horizontal wellbores // Conference Paper SPE 131732. - 2010.

111. Meyer B.R., Bazan L.W. A discrete fracture network model for hydraulically induced fractures-theory, parametric and case studies// Conference Paper SPE 140514.

- 2011.

112. Warren J.E., Root P.J. The behavior of naturally fractured reservoirs // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1963. - V. 03. - № 03. - P. 245-255.

113. Kazemi H. Pressure transient analysis of naturally fractured reservoirs with uniform fracture distribution // Society of petroleum engineers Journal. - 1969. - V. 09. - № 04. - P. 451-462.

114. De Swaan O.A. Analytic solutions for determining naturally fractured reservoir properties by well testing // Society of Petroleum Engineers Journal. - 1976. - V. 16. -№ 03. - P. 117-122.

115. Li J., Du C., Zhang X. Critical evaluations of shale gas reservoir simulation approaches: single porosity and dual porosity modeling // Conference Paper SPE 141756. - 2011.

116. Guo C., Wang J., Wei M., et al. Multi-Stage Fractured Horizontal Well Numerical Simulation and Its Application in Tight Shale Reservoirs // Conference Paper SPE 176714. - 2015.

117. Langmuir I. The adsorption of gases on plane surfaces of glass, mica and platinum // Journal of the American Chemical society. - 1918. - V.40. - № 9. - P. 1361-1403.

118. Chordia M., Trivedi J.J. Diffusion in Naturally Fractured Reservoirs-A Review // Conference Paper SPE 134589. - 2010.

119. GEM Advanced Compositional Reservoir Simulator, Version 2009 User Guide. Calgary, Alberta: CMG. - 2009.

120. Moridis G.J., Blasingame T.A., Freeman C.M. Analysis of mechanisms of flow in fractured tight-gas and shale-gas reservoirs // Conference Paper SPE 139250. - 2010.

121. Huang H., Ayoub J.A. Applicability of the Forchheimer equation for non-Darcy flow in porous media // SPE Journal. - 2008. - V. 13. - № 01. - P. 112-122.

122. Guidry K., Luffel D., Curtis J. Development of Laboratory and Petrophysical Techniques for Evaluating Shale Reservoirs-Final Technical Report [M]. Gas Shale Project Area, Restech, Inc., GRI Contract. - 1996. - 286 p.

123. Karcher B.J., Giger F.M., Combe J. Some practical formulas to predict horizontal

well behavior // Conference Paper SPE 15430. - 1986.

124. Cipolla C.L., Lolon E.P. Reservoir Modelling in Shale Gas Reservoirs // Conference Paper SPE 125530. - 2009.

125. Nuttall B.C., Eble C.F., Drahovzal J.A., Bustin R.M. Analysis of Devonian black shales in Kentucky for potential carbon dioxide sequestration and enhanced natural gas production // Kentucky Geological Survey Report DE-FC26-02NT41442. - 2005.

126. Kang S.M., Fathi E., Ambrose R.J., Akkutlu I.Y, Sigal R.F. Carbon dioxide storage capacity of organic-rich shales // Conference paper SPE 134583. -2010.

127. Heller R., Zoback M. Adsorption of methane and carbon dioxide on gas shale and pure mineral samples// Journal of Unconventional Oil and Gas Resources. - 2014. -V. 8. -P. 14-24.

128. Wu C.J., Zhang J. Экспериментальные исследования механизма десорбции сланцевого газа и эффекта улучшения характеристик потока под ультразвуковым воздействием. Master's thesis, Southwest Petroleum University (China). - 2014.

129. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. Теория и практика. -М.: Дело, 2008.- 1104 с.

130. Hu J.K., Zhao Z.B., Li X.P. A method of determining the horizontal-well lateral length with optimal economic value // Natural Gas Industry. - 2014. - V.34. - № 12. - P. 142-146.

131. Sierra L., Mayerhofer M., Jin C.J. Production Forecasting of Hydraulically Fractured Conventional Low-Permeability and Unconventional Reservoirs Linking the More Detailed Fracture and Reservoir Parameters // Conference Paper SPE 163833. -2013.

132. Harrel J.M. Orthogonal array testing strategy (OATS) technique // JA Sloane's web. - 2004.

133. Коловский Ю.В. Эксперимент: планирование, проведение, анализ результатов (Версия 1.0): конспект лекций // Электрон. дан (объем 12 Мб). - Красноярск: СФУ, 2008. - 170 с.

134. Matt McKeon. Horizontal Fracturing in Shale Plays // Presentation Halliburton. -

2011.

135. Lv Z.G., Wang L., Deng S.F. Sichuan Basin Longmaxi Shale Gas Stimulation and Completion Case Study // Conference paper SPE 167006. -2013.

136. Lv Z.G., Wang L., Deng S.F., et al. China's Marine Qiongzhusi Shale Play: First Deep Asia Pacific Region Horizontal Multiple Stage Frac: Case History, Operation & Execution // IPTC 2013: International Petroleum Technology Conference. - 2013.

137. Coulter G.R., Gross B.C., Benton E.G., et al. Barnett Shale hybrid fracs-one operator's design, application, and results // Conference paper SPE 102063. - 2006.

138. Yost A.B. Analysis of production response to CO2 / sand fracturing: a case study // Conference paper SPE 29191. - 1994.

139. Бадер Аль-Матар, Бьюн О. Ли, Том С. Немек и др. Индивидуальный подход к проектированию гидроразрыва пласта // Нефтегазовое обозрение. - 2008.

140. Grigg Murray. Conversation on simultaneous fractured shale wells and production uplift. - 2008.

141. Beugelsdijk L.J.L., De Pater C.J., Sato K. Experimental hydraulic fracture propagation in a multi-fractured medium // Conference Paper SPE 59419. - 2000.

142. Guo J.C., Yin J., Zhao Z.X. Feasibility of formation of complex fractures under cracks interference in shale reservoir fracturing // Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering. - 2014. - V. 33. - № 8. - P. 1589-1596.

143. Vincent M.C. Refracs: Why Do They Work, and Why Do They Fail in 100 Published Field Studies? // Conference Paper SPE 134330. - 2010.

144. Butula K.K., Yudin A., Klyubin A. Re-fracturing Considerations of Horizontal Well Multi Stage Fractured Completions in Mid Permeability Formations // Conference Paper SPE 176720. - 2015.

145. Wright C.A., Conant R.A., Stewart D.W., et al. Reorientation of propped refracture treatments // Conference Paper SPE 28078. -1994.

146. Siebrits E., Elbel J.L., Hoover R.S., et al. Refracture reorientation enhances gas production in Barnett shale tight gas wells // Conference Paper SPE 63030. -2000.

147. Hidayati D.T., Chen H.Y., Teufel L.W. Flow-induced stress reorientation in a

multiple-well reservoir // Conference Paper SPE 71091. -2001.

148. Benedict D., Miskimins J.L. The Effects of Hydraulic Fracture Reorientation // Conference Paper SPE 119355. -2009.

149. Reddy L., Jenkins A., Fathi E. Dynamic Assessment of Induced Stresses and In-situ Stress Reorientation during Multi-Stage Hydraulic Fracturing in Unconventional Reservoirs // Conference Paper SPE 177301. -2015.