Совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Проскурин, Валерий Александрович

• Проскурин, Валерий Александрович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Проскурин, Валерий Александрович

Оглавление

введение

ГЛАВА 1. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ АВТОРА

1.1. Ключевые понятия о механизме гидравлического разрыва пластов

1.2. Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва

1.3. Обобщение опыта проведения повторного и многоступенчатого 21 гидроразрыва пласта

Выводы по главе

ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ГРП

ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ НЕФТИ ГЛИНИЗИРОВАННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

2.1. Об основных направлениях разработки нефтяных месторождений

ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»

2.2. Оценка эффективности проведения мероприятий ГРП с использованием характеристик вытеснения и методом сравнения с соседними скважинами

по пласту АВ]1-2 Самотлорского месторождения

2.3. Статистический анализ данных эффективности применения гидроразрыва

1

пласта на объекте АВ1 " Самотлорского месторождения

Выводы по главе

ГЛАВА 3. ВЫДЕЛЕНИЕ КРИТЕРИЕВ УСПЕШНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ И КОМПЛЕКСНОГО ПАРАМЕТРА ЭФФЕКТИВНОСТИ ДЛЯ ОЦЕНКИ УСПЕШНОСТИ МНОГОСТАДИЙНОГО ГРП

3.1. Опыт применения технологии ГРП в горизонтальных скважинах Самотлорского месторождения

3.2. Выработка критериев применимости технологии многостадийного ГРП

3.2.1. Оценка успешности применения ГРП в горизонтальных скважинах

в зависимости от геологических свойств участка пласта в районе точки 57 бурения

3.2.2. Оценка успешности горизонтального бурения с ГРП с учетом влияния анизотропных свойств пласта

3.2.3. Влияние синусоидального профиля ствола горизонтальной скважины

на технологические показатели ее работы

3.3. Комплексный параметр успешности применения многостадийного ГРП

в условиях глинизированных пластов

Выводы по главе

ГЛАВА 4. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОВЕДЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ МНОГОСТАДИЙНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА В ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ

НА ОБЪЕКТЕ ТИПА «РЯБЧИК» ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»

4.1. Обоснование выбора математической модели для оценки и распределения эффекта от проведения многостадийного ГРП в горизонтальной скважине

4.2. Описание используемой гидродинамической модели участка ОПР

4.3. Существующие методы моделирования гидроразрыва пласта

в представленном симуляторе. Преимущества и недостатки

4.4. Исследования эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине

4.5. Поиск оптимальной схемы проведения 4 стадийного гидроразрыва пласта

в горизонтальной скважине

Выводы по главе

ГЛАВА 5. ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ

ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ ПЛАСТА Л В,12 НА ОСНОВЕ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ

5.1. Оценка эффективности бурения новых скважин на пласт ABi1"2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений

на базе вероятностно-статистической модели

5.2. Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

на детализированной гидродинамической модели

5.3. Первоочередные рекомендации по повышению эффективности разработки пласта ABj1"2 на основе полученных результатов в условиях Самотлорского месторождения

Выводы по главе

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность проблемы. Широко распространенный в последнее время локальный гидроразрыв пласта (ГРП) в нефтяной промышленности рассматривается как эффективный метод воздействия на призабойную зону скважин и как технология, увеличивающая приток нефти. Технология основана на механизме возникновения и распространения трещин в горных породах как при однократном, так и многократном гидравлических разрывах пласта. Опубликованные работы по ГРП в большинстве случаев относятся к вертикальному типу скважин, а информация и опыт проведения ГРП в горизонтальных скважинах (ГС), особенно при многократном ГРП (МГРП), достаточно узки. Это связано с тем, что процессы и теоретические исследования эффективности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах в условиях анизотропного неоднородного коллектора, а также определение оптимального количества стадий гидроразрыва с оценкой расстояний между создаваемыми трещинами практически мало исследованы. В условиях широкого развития технологий применения многократного гидроразрыва пласта на практике необходимость теоретических исследований усиливается в связи с тем, что, по данным опытных работ, например на Самотлорском месторождении, при вторичном ГРП от первого (базового) эффективность снижается на 17 %, а на третьем - на 31...35 %. Поэтому возникла необходимость разработки новых критериев успешности применения многократного ГРП в технологиях комплексного воздействия на пласт для использования в промысловых условиях. Такая задача в настоящее время является востребованной и актуальной.

Цель работы - совершенствование технологий многостадийного гидроразрыва пласта в анизотропном неоднородном нефтенасыщенном коллекторе с целью повышения притока нефти.

Основные задачи исследований:

1. Статистический анализ существующих технологий применения гидроразрыва в России и за рубежом;

2. Оценка основных параметров технологий ГРП и выявление причин их низкой эффективности;

3. Теоретические исследования эффективности проведения операции многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в глинизированных нефтенасыщенных коллекторах;

4. Определение оптимальной схемы проведения четырехстадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине;

5. Выработка критериев эффективности применения технологии бурения горизонтальных скважин с многоступенчатым ГРП;

6. Разработка первоочередных рекомендаций по повышению эффективности вытеснения нефти из глинизированных пластов на основе полученных результатов исследований автора.

Методы решения поставленных задач

Для поиска аналитических решений поставленных задач в представленной работе использовались численные методы решения отдельных промысловых задач. Моделирование разработки горизонтальными скважинами реального месторождения проведено при помощи двух- и трехфазного симуляторов «Tempest-More». Расчеты отдельных технологических показателей выработки запасов нефти залежи выполнены с привлечением современной вычислительной техники. Обобщение результатов использования технологий ГРП в горизонтальных скважинах проведено по промысловым данным.

Научная новизна результатов работы:

1. На основе анализа фактического материала и выполненных теоретических исследований предложена методика расчета комплексного параметра эффективности многостадийного ГРП, включающая разделение факторов успешности на геологические, конструкционные и технологические группы с выделением семи критериев успешности;

2. В результате численных исследований технологий многостадийного ГРП установлена пороговая эффективность числа воздействий на анизотропный неоднородный нефтенасыщенный коллектор с ГРП не более четырех с расстояниями расположения точек воздействия пропорционально по длине горизонтального ствола числу воздействий, а при внедрении последующих операций прирост оценивается на уровне 2 %, что указывает на низкую эффективность;

3. В условиях выработки глинизированных коллекторов типа «рябчик» применение многоступенчатого гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине при её проводке в наиболее продуктивной части пласта имеет преимущества над наклонной горизонтальной скважиной, охватывающей все пропластки.

На защиту выносятся:

• обоснование определения комплексного параметра успешности применения многостадийного ГРП в горизонтальных скважинах при отборе нефти из глинизированных коллекторов;

• методика изучения и определения числа воздействий с ГРП на анизотропный неоднородный коллектор по длине горизонтального ствола добывающей скважины;

• методика определения оптимальных расположения и ориентации стволов горизонтальной добывающей и нагнетательной скважин;

• результаты опытно-промышленных работ по рекомендациям автора.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Результаты диссертационной работы используются при разработке анизотропных неоднородных нефтенасыщенных коллекторов с ГРП на Ватинском, Мыхпайском, Мегионском, Ново-Покурском месторождениях.

Комплекс мероприятий, включающий работы по технологиям многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах, реализован на 25 скважинах в период с 2010 по 2013 гг., что дало возможность дополнительно добыть 8540 т нефти с экономическим эффектом 16,9 млн рублей.

Апробация результатов работы.

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на производственно-технических советах ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (г. Москва, г. Мегион, 2010 - 2013 гг.), на научно-технических советах НПО «Нефтегазтехнология» (г. Уфа, 2012, 2013 гг.), на научно-технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2013 г.).

ГЛАВА 1. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ АВТОРА

1.1. Ключевые понятия о механизме гидравлического разрыва пластов

Гидравлический разрыв пласта - способ механического воздействия на пласт-коллектор нефти и газа, при котором материал породы под действием высокого давления за счет закачки в скважину жидкости разрыва с расходом, превышающим потенциальную способность скважины к поглощению, разрывается по плоскостям минимальной прочности [19]. При этом жидкости, передающие энергию, необходимую для разрыва, с устья на забой скважины, именуются жидкостями разрыва. Под воздействием избыточного давления геометрические размеры трещины увеличиваются, возникает связь с системой естественных трещин пласта, не контактирующих со скважиной, и с высокопроницаемыми зонами, что приводит к расширению области дренирования скважины. В образованные жидкостями специального состава трещины закачивают зернистый материал (проппант), который удерживает трещины раскрытыми после снятия внешнего воздействия [19].

Метод ГРП может иметь множество технологических вариаций, обусловленных особенностями каждого объекта обработки и поставленной целью. Технологии гидравлического разрыва отличаются обычно объемами закачки технологических жидкостей и проппанта, что определяет разнообразие размеров создаваемых трещин [21].

Весьма широкое применение получил локальный ГРП как метод воздействия на призабойную зону скважин (ПЗС), обладающий высокой эффективностью. Бывают случаи, когда дебит добывающей скважины увеличивается в 2...3 раза при создании трещин длиной 10...25 м с закачкой нескольких десятков кубических метров жидкости и нескольких тонн проппанта. Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к улучшению не только фильтрационных свойств призабойной зоны, но и к увеличению охвата пласта воздействием по толщине, вовлечению в активную разработку дополнительных запасов нефти и повышению коэффициента нефтеизвлечения в целом. При этом отметим, что возможно как снижение текущей доли воды в добываемой продукции, так и ее увеличение. В работе [19] указывается, что оптимальная длина

"У

трещины при проницаемости пласта 0,01...0,05 мкм , как правило, составляет до 60 м, а объем закачки - от 10 до 100 м3 жидкости и от 1 до 10 т проппанта.

Технология гидравлического разрыва пласта основана, прежде всего, на понимании механизма формирования и распространения трещинной системы в породах, что

позволяет просчитывать геометрию трещины и, при необходимости, оптимизировать ее параметры. Математическое моделирование процесса образования трещин в пласте в результате ГРП основано на законах теории упругости, физики пластов, теории фильтрации флюидов в пласте, а также термодинамики. Впервые теоретическую модель распространения трещины, которая получила общее признание, предложили Ю.П. Желтов, С.А. Христианович и Г.И. Баренблатт [5, 13 - 15] (модель I). Позже L.R. Kern, Т.К. Perkins, [97] была предложена другая модель (модель II). Основное отличие этих моделей заключается в физической постановке задач (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 - Модели формирования вертикальной трещины [5, 13-15, 97]

Высота вертикальной трещины постоянна в обеих моделях, но в модели I поперечное сечение трещины по вертикали - прямоугольник, а в модели II -эллипсоидальной формы. Горизонтальное сечение трещины в модели I - это эллипс с имеющимися заострениями на концах трещины, а в модели II - эллипс. Описанные модели опираются на линейную теорию распространения трещин в упругом теле. Различием в моделях обусловлено различие поведения давления в трещине, а также и других параметров процесса ГРП. Области применения представленных моделей приведены в работе [92]: согласно модели I описывается распространение вертикальной трещины в горизонтальной плоскости, а в рамках модели II - ее рост в вертикальной плоскости. На стадии формирования трещины, когда ее длина намного меньше ее высоты, возможно применение модели I. Модель II применима на поздней стадии, когда длина трещины уже значительно превышает ее высоту. В настоящее время в практике нефтедобычи широкое распространение получили модели псевдотрехмерного типа,

которые представляют собой комбинацию двух известных двумерных моделей, описывающих процесс распространения трещинной системы и течение жидкости в ней в двух взаимно-перпендикулярных плоскостях [107]. Исследования механизма образования трещин при проведении гидравлического разрыва пласта и вопросы математического моделирования этого процесса освещены в работах [48,49, 74, 75, 107].

Основной фактор, влияющий на геометрию образования трещины, - это распределение тектонических напряжений в горной породе [34]. На небольших глубинах вертикальное напряжение может оказаться значительно меньше, чем горизонтальное, что способствует формированию трещины горизонтального типа. В нормальных условиях такие трещины образуются на глубинах до 200 м, а трещины вертикального типа - на глубинах более 400 м [49]. На промежуточных глубинах, характеризующихся примерным равенством главных напряжений, ориентация трещин зависит от других факторов. Поскольку в настоящее время практически все разрабатываемые нефтяные и газовые месторождения расположены на значительных глубинах, при проведении теоретических исследований рассматриваются модели образования именно вертикальных трещин.

Гидравлический разрыв проводится при высоких величинах избыточных давлений, достигающих порой 100 МПа, с большими расходами технологической жидкости, проппанта и при одновременном использовании многообразной и сложной техники (рисунок 1.2) [63], что требует особой подготовки технического персонала и соблюдения необходимой техники безопасности.

1 - насосные агрегаты 4АН-700; 2 - пескосмесительные агрегаты ЗПА; 3 - автоцистерны ЦР-20 с технологическими жидкостями; 4 - песковозы; 5 - блок манифольдов высокого давления; 6 - арматура устья 2АУ-700; 7 - станция контроля и управления процессом (расходомеры, манометры, радиосвязь)

Рисунок 1.2 — Схема расположения оборудования при ГРП [21]

В настоящее время технические решения и используемые технологии постоянно совершенствуются, опираясь на накопленный мировой опыт проведения ГРП с учетом возрастающих требований к эффективности производства работ. В связи с этим, весьма важно изучить историю развития метода ГРП в мировой практике для оценки «слабых» мест данной технологии.

1.2. Зарубежный и отечественный опыт использования гидроразрыва

Впервые в нефтепромысловой отрасли гидравлический разрыв пласта был осуществлен в США в 1947 г. Технология проведения ГРП и соответствующие теоретические наработки о процессе были представлены в работе [72] в 1949 г., после чего метод ГРП получил широкое распространение. К 1956 г. в США было проведено более ста тысяч операций ГРП [78]. Развитие теоретических представлений о процессе [5, 13,14, 72, 74, 77, 78, 92, 97, 104] и оптимизация технических характеристик применяемого оборудования, используемых жидкостей разрыва и расклинивающих материалов привели к тому, что успешность операций достигла значения 90 % [77]. К 1968 г. во всем мире было осуществлено более одного миллиона операций по стимулированию добывающих скважин методом гидравлического разрыва. Наибольшее количество скважиноопераций в США проводилось в 1955 г. и составило 4500 внедрений в месяц. К 1972 г. это количество уменьшилось до 1000 ГРП в месяц и к 90-ым годам стабилизировалось на уровне 1500 операций в месяц [77, 84].

Первое время используемые технологические жидкости создавались на основе нефти, затем с начала 60-ых гг. нашли применение жидкости на водной основе, из которых самыми распространенными были гуаровая смола и гидроксипропилгуар. В начале 2000-ых годов в США свыше 70 % всех операций осуществлялось с применением этих составов. Гель на нефтяной основе применяется лишь в 5...6 % обработок, пена со сжатым газом применяется в 25 % от всех проводимых операций [74]. Для повышения качества обработок ГРП в жидкости разрыва добавляют специальные присадки, снижающие трение.

Для надежного закрепления создаваемых трещин разрыва весьма широко используется обычный песок, плотность которого приблизительно равна 2650 кг/м3. Этот материал обычно применяется при гидравлическом разрыве пластов, напряжение сжатия которых не превышает 400 атм. Средними по прочностным свойствам считаются керамические проппанты плотностью 2700...3300 кг/м3, которые применяются при напряжении сжатия до 690 атм. Сверхпрочные проппанты (спеченный боксит и окись циркония) применяются при напряжении сжатия до 1000 атм, а плотность этих

материалов составляет 3200...3800 кг/м , при этом они являются весьма дорогостоящими, что повышает затраты на обработку.

Также в США используется и специальный кварцевый песок, на зерна которого нанесены специальные смолы, что повышает их прочностные свойства и снижает процент выноса частиц разрушенного проппанта из созданной трещины. Плотность этого материала 2550 кг/м . Также нашли применение и искусственные проппанты, покрытые смолой.

Чаще всего используются проппанты, размеры зерен которых составляют 0,850...0,425 мм, реже - 1,70...0,85 мм, 1,18...0,85 мм, 0,425...0,212 мм. Чтобы определить необходимый размер гранул проппанта, нужно учитывать целый ряд входных параметров. Больший размер зерен соответствует большей проницаемости проппанта, заполняющего трещину, но для такого проппанта оказывается затрудненным перемещение по трещине, к тому же ниже его прочность. Отдельным недостатком проппанта с крупными размерами гранул является и засорение промежутков между зернами продуктами разрушения слабосцементированного пласта. Распределение проппанта внутри трещины определяется в том числе и его плотностью. Важной характеристикой проппанта является степень округлости его зерен. Округлая форма способствует большей плотности заполнения трещины, большей прочности проппанта и снижает сопротивление движению флюидов к забою скважины.

Специалистами Американского института нефти (American Petroleum Institute) были выработаны стандартные методы определения свойств проппантов и жидкостей разрыва, такие как API RP-60, API RP-61 (свойства проппанта), API RP-39 (свойства жидкости разрыва) [74].

Опыт США в осуществлении ГРП показывает, что успех мероприятия в значительной степени зависит от качества осуществления работ на стадии подготовки. Важнейшие элементы такой подготовки - сбор исходных сведений и их анализ. При этом должны быть получены данные трех типов [74, 83, 100]:

- геолого-физические характеристики пласта (проницаемость, пористость, насыщенность, пластовое давление, положение газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов, петрография пород);

- характеристики геометрии и ориентации трещины (минимальное горизонтальное напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона, сжимаемость породы и т.п.);

- свойства жидкости разрыва и проппанта.

Основными источниками информации являются данные геологических, геофизических и петрофизических исследований, лабораторного анализа керна, а также

промыслового эксперимента, состоящего в проведении микро- и мини-гидроразрывов [68].

На данный момент актуальной технологией является проектирование ГРП на основе комплексного подхода. Такой подход предполагает использование в процессе проектирования данных о расположении скважин, проводимости пласта, свойствах проппанта и жидкости разрыва, механике образования трещины, а также технологических ограничениях и экономических факторах [26].

Условиями осуществления ГРП по оптимальной технологии являются [74]:

- определение объема жидкости разрыва и количества проппанта, необходимых для создания трещины, с учетом запланированных проводимости трещины и ее размера;

- определение параметров закачки, требующихся при заданных свойствах проппанта и прочих технологических ограничениях;

- разработка алгоритма, дающего возможность комплексно оптимизировать размеры, расположение и проводимость трещины при существующей схеме размещения скважин и продуктивности целевого пласта. В результате должен быть достигнут баланс между проводимостью трещины и пласта при условии наибольшей прибыли от мероприятия.

Условиями проведения гидравлического разрыва пласта по оптимальной технологии является достижение [74]:

- оптимальных выработки запасов, характеристик закачки проппанта и жидкости разрыва в пласт;

- наибольшей глубины прохождения проппанта в глубь трещины;

- наименьшей стоимости и наибольшей прибыли.

Таким образом, оптимизация осуществления гидроразрыва пласта должна включать в себя следующие этапы:

1. Подбор скважин под мероприятие с учетом системы разработки пласта (текущей или проектируемой), обеспечивающий наибольшую добычу углеводородов при наименьших затратах;

2. Выбор оптимальной длины трещины и ее проводимости, производимый с учетом фильтрационных характеристик пласта, схемы расположения скважин, расстояния от скважин до ГНК либо ВНК;

3. Определение направления распространения трещины гидроразрыва с учетом механических характеристик горной породы, текущего распределения напряжений в пласте и результатов осуществления мини-ГРП;

4. Подбор проппанта по прочности, подбор его концентрации и объема исходя из требуемых свойств трещины;

5. Выбор жидкости разрыва по реологическим свойствам исходя из геометрии трещины, свойств проппанта и параметров пласта;

6. Определение объема жидкости разрыва; определение оптимальных параметров закачки исходя из свойств проппанта и самой жидкости разрыва, технологических ограничений;

7. Определение экономической эффективности мероприятия.

В частности, реализовать комплексный подход к гидроразрыву позволяет технологический комплекс, созданный специалистами Gas Research Institute и нефтегазовых компаний (Schlumberger, Mobil Oil Со. и др.) Соединенных Штатов Америки.

Данный комплекс включает в себя:

- программное обеспечение для осуществления проектирования («дизайна») трещины гидроразрыва FRACPRO;

микросейсмическое оборудование для определения геометрических характеристик (азимута и высоты) созданной трещины;

- оборудование для определения профиля напряжений в пласте;

- мобильное оборудование для контроля качества осуществления гидроразрыва;

- оборудование для реологических исследований [98,101, 106].

Таким образом, проппант и жидкость разрыва подбираются непосредственно к текущим условиям в пласте, профиль напряжений и трехмерное моделирование дают возможность с высокой точностью спрогнозировать направление распространения и размеры трещины. Так, если напряжения в продуктивном пласте и в неколлекторе -барьере сильно отличаются, то трещина будет распространяться больше в длину и меньше в высоту, чем при картине, когда эти напряжения близки по величине.

Данная технология гидроразрыва была протестирована на шести газовых месторождениях США; результаты ее применения позволяют говорить о ней как о высокоэффективной для пластов низкой проницаемости.

В ряде случаев давление гидроразрыва оказывается намного ниже начального напряжения пласта. Снижение напряжений может произойти как следствие закачки в пласт воды температурой намного ниже начальной пластовой; в таком случае в нагнетательной скважине при забойном давлении может произойти ГРП с образованием трещин с полудлиной от пяти до шестидесяти метров. Образование трещин гидроразрыва

при значительном отличии между пластовой температурой и температурой нагнетаемого агента на текущий момент общепризнано [86, 96,108].

Отдельной проблемой является проведение гидравлического разрыва в наклонных скважинах. Если направление скважины и плоскость разрыва не однонаправлены, то результатом ГРП становится не одна, а несколько трещин, каждая на своем интервале перфорации, причем направления трещины около скважины и далее в пласте неодинаковы - у ствола скважины трещина искривляется [94, 105]. Обеспечить образование одной неискривленной трещины можно за счет подбора количества, размера, расположения и ориентации отверстий перфорации с учетом текущего профиля напряжений в пласте.

На текущий момент активно развивается направление использования технологии гидроразрыва в горизонтальных скважинах [74, 93]. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте [65]. В случае, когда ствол скважины расположен параллельно направлению минимального главного напряжения, ГРП приводит к созданию поперечных трещин.

Существующие технологии позволяют также образовывать несколько трещин по стволу одной горизонтальной скважины. Как правило, экономические и технологические факторы ограничивают число трещин в таких скважинах тремя-четырьмя [70].

Впервые многократный гидроразрыв в наклонной скважине был осуществлен в 1960-ых годах (компания Mobil) [103]. ГРП в нефтяных горизонтальных скважинах осуществлялись на месторождениях Северного моря (область, принадлежащая Дании, -восточная часть шельфа) [67], а в нидерландской области Северного моря две трещины были созданы в горизонтальной скважине газового месторождения (проницаемость около 1 мД) [71].

С Северным же морем связано и проведение многократных гидроразрывов в горизонтальной скважине газового месторождения Золинген (Германия). По стволу скважины были образованы четыре трещины с полудлиной порядка 100 м каждая. При сверхнизких коэффициентах проницаемости пласта (0,001...0,1 мД) дебит газа достиг величины 700 тыс. м3/сут. На текущий момент дебит скважины составляет около 500 тыс. м3/сут [66].

Расположение горизонтального участка ствола, сонаправленное с максимальным горизонтальным напряжением, приводит к образованию продольной (по оси скважины) трещины ГРП. Продуктивность скважины продольная трещина увеличивает незначительно, но горизонтальная скважина с продольной трещиной сама может быть рассмотрена в качестве трещины со значительной проводимостью. Так как именно от

проводимости главным образом зависит рост производительности в результате ГРП для среднепроницаемых и высокопроницаемых пластов, то эффективное применение ГРП с созданием продольных трещин в горизонтальном стволе возможно [70]. Так, исследования эффективности таких мероприятий были проведены на месторождении Купарук-Ривер (США, Аляска). Продольные трещины были образованы по стволам четырех горизонтальных скважин, средний прирост продуктивности составил 70 % при среднем приросте затрат в 36 % [95]. В любом случае выбор между горизонтальным стволом, вертикальным стволом с гидроразрывом либо горизонтальным стволом с гидроразрывом (гидроразрывами) должен быть основан на экономической оценке эффективности. Также необходимо отметить, что при этом немалую роль играет расположение скважины-кандидата по отношению к соседним скважинам и преимущественному направлению распространения трещиноватости пласта.

Создавать несколько трещин, распространяющихся радиально по отношению к стволу скважины, позволяет метод импульсного гидроразрыва. Данная технология даёт возможность нивелировать повышенный скин-фактор в загрязненной призабойной зоне пласта (ПЗП), что является особенно значимым для среднепроницаемых и высокопроницаемых коллекторов [69].

По состоянию на текущий момент ГРП средне- и высокопроницаемых коллекторов - одно из самых активно применяющихся и развивающихся мероприятий по интенсификации добычи. Увеличение производительности скважин в результате гидроразрыва высокопроницаемого коллектора зависит главным образом от ширины трещины, в то время как для низкопроницаемого коллектора - от ее длины. Широкие и короткие трещины позволяет создать технология ТЗО-йр-эсгееп-оШ: [85, 102]. Концентрация проппанта в рабочей жидкости в данном случае постепенно наращивается, в результате проппант сначала продавливается к концу трещины и там оседает; это препятствует распространению ее в длину и способствует увеличению раскрытости, которая может доходить до 25 мм против 2...3 мм в случае обычного гидроразрыва. В итоге эффективная проводимость такой трещины находится в диапазоне 300...3000 мкм2-мм [85]. Технология ТБО внедрена в Северном море, Мексиканском заливе, а также на месторождении Прадхо-Бэй (США).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Проскурин, Валерий Александрович, 2013 год

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Абдульмянов, С. X. Выделение и уточнение распространения типов

1 9

коллекторов пласта АВ) " Самотлорского месторождения [Текст ] / С. X. Абдульмянов, С. Л. Еловиков, А. А. Чусовитин, Р. Г. Сарваретдинов, Р. X. Гильманова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 11. - С. 9-15.

2. Абдульмянов, С. X. Повышение эффективности притока нефти к горизонтальной скважине комбинированной технологией многоступенчатого гидроразрыва пласта [Текст ]: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 02.11.2010 / Абдульмянов Сергей Хамзянович. - Уфа, 2010. - 133 с. - Библиогр.: с. 124-133.

3. Афанасьева, А. В. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания [Текст ] / А. В. Афанасьева, А. Т. Горбунов, И. Н. Шустеф. - М.: Недра, 1975.-216 с.

4. Басарыгин, Ю. Н. Исследование факторов и реализация мер долговременной эксплуатации нефтяных и газовых скважин. Обработка призабойной зоны пласта химическими и физическими методами [Текст ] / Ю. Н. Басарыгин и др. - Краснодар: Просвещение-Юг, 2004. - 173 с.

5. Баренблатт, Г. И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта [Текст ] / Г. И. Баренблатт // Прикладная математика и механика. - 1956. - Т. XX. - Вып. 4. - С. 475-486.

6. Богданов, В. Л. Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении [Текст ] / В. Л. Богданов, Н. Я. Медведев // Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 8. - С. 30-42.

7. Анализ эффективности применяемых технологий по разработке

1 0

сложнопостроенного объекта АВ] " «рябчик» Самотлорского месторождения [Текст ]: отчет о НИР / ЗАО «ТИНГ», ООО «ТННЦ»; Бриллиант Л. С., Клочков А. А. - Тюмень, 2009.-478 с.

8. Владимиров, И. В. О некоторых особенностях моделирования гидроразрыва пласта [Текст ] / И. В. Владимиров, Т. Ф. Манапов, А. Ф. Шакурова, А. В. Аржиловский // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 1. - С. 59-60.

9. Гайдуков, В. Н. Анализ результатов гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз» [Текст ] / В. Н. Гайдуков // Сб. докл. научн.-техн. совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения

эффективности разработки месторождений ОАО «Варьеганнефтегаз». - М.: НК «СИДАНКО», 1998.-С. 146-160.

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

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

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

13. Желтов, Ю. JI. Деформации горных пород [Текст ] / Ю. Л. Желтов. - М.: Недра, 1966.- 198 с.

14. Желтов, Ю. П. Механика нефтегазоносного пласта [Текст ] / Ю. П. Желтов. -М.: Недра, 1975.-207 с.

15. Желтов, Ю. П. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта [Текст ] / Ю. П. Желтов, С. А. Христианович // Изв. АН СССР. ОТН. - 1955. - № 5. - С. 3-41.

16. Задорожный, Е. В. Выбор оптимальной технологии проводки ствола горизонтальной скважины пласта AB Самотлорского месторождения [Текст] / Е. В. Задорожный, С. X. Абдульмянов, Р. А. Гнилицкий, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — 2012. — № 11. — С. 50-53.

17. Задорожный, Е. В. Выработка критериев эффективной проводки горизонтальных добывающих скважин с ГРП на объекте типа «рябчик» [Текст ] / Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 2. - С. 18-22.

18. Задорожный, Е. В. Расчет эффективности размещения фонда добывающих горизонтальных скважин с многоступенчатым гидроразрывом пласта в условиях латеральной анизотропии [Текст ] / Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 2. - С. 22-27.

19. Каневская, Р. Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст ] / Р. Д. Каневская. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. - 212 с. - Библиогр.: с. 188-204. - 1000 экз. -ISBN 5-8365-0009-6.

20. Кокорин, А. А. Особенности разработки юрских залежей нефти Нижневартовского района с применением гидроразрыва пласта [Текст ] / А. А. Кокорин,

A. Р. Заболотнов // Нефтяное хозяйство. - 1997. -№ 10. - С. 54-57.

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

22. Константинов, С. В. Результаты опытных работ по гидроразрыву канадской фирмы «Фракмастер» на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» [Текст ] / С. В. Константинов, Ю. М. Матвеев // Нефтяное хозяйство. — 1989. — № 6. - С. 20-26.

23. Константинов, С. В. Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта — метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов [Текст ] / С. В. Константинов, Н. П. Песик, В. И. Гусев, Ю. Л. Борисов // Нефтяное хозяйство. -1987.-№5.-С. 22-25.

24. Кривоносов, И. В. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта [Текст ] / И. В. Кривоносов, И. А. Чарный // Нефтяное хозяйство. - 1955. - № 7. -С. 4-7.

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

26. Куранов, И. Ф. Определение дебита скважины при наличии горизонтальной трещины с заполнителем [Текст ] / И. Ф. Куранов, Ю. М. Шехтман // Нефтяное хозяйство. - 1961.-№ 9.-С. 37-39.

27. Литвин, В. В. Поиск оптимальной схемы проведения 3-стадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине [Текст] / В. В. Литвин, И. А. Магзянов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. -№ 11. - С. 53-54.

28. Логинов, Б. Г. Гидравлический разрыв пластов [Текст ] / Б. Г. Логинов,

B. А. Блажевич. - М.: Недра, 1966. - 148 с.

29. Максимович, Г. К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов [Текст ] / Г. К. Максимович. - М.: Гостоптехиздат, 1957. - 98 с.

30. Малышев, А. Т. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» [Текст ] / А. Т. Малышев, Г. Л. Малышев, В. Н. Журба, Н. Н. Сальникова // Нефтяное хозяйство. - 1997. - № 9. - С. 46-51.

31. Михин, А. С. Управление направлением пространственной ориентации гидравлической трещины для выработки зон остаточной нефтенасыщенности различного

типа. [Текст ]: дис. ... канд. техн. наук: 25.00.17; защищена 07.11.2012 / Михин Андрей Стефанович. - М., 2012. - 123 с. - Библиогр.: с. 120-123.

32. Муравьев, И. М. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пласта [Текст ] / И. М. Муравьев, Го Шан-пин. // Нефтяное хозяйство. - 1958. -№ 4. - С. 39-44.

33. Муслимов, Р. X. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения [Текст ] / Р. X. Муслимов. - Казань: Изд-во Казанского госуниверситета, 2003. - 596 с.

34. Николаевский, В. Н. Геомеханика и флюидодинамика [Текст ] /

В. Н. Николаевский. - М.: Недра, 1996. - 448 с. - Библиогр.: с. 419-435. - 1000 экз. -КВК 5-247-03675-1.

35. Николаевский, В. Н. Применение гидравлического разрыва пласта на месторождении Умбаки [Текст ] / В. Н. Николаевский // Нефтяное хозяйство. -1958. -№4.-С. 50-53.

36. Орехов, В. В. Оценка эффективности бурения новых скважин на пласт АВ/"2 «рябчик» Ватинского, Мегионского и Мыхпайского месторождений [Текст ] / В. В. Орехов, А. Г. Галимсаров, В. А. Проскурин, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 10. — С. 56-59.

37. Пат. 2176021 Российская Федерация, МПК7 Е 21 В 43/26, Е 21 В 43/17. Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта [Текст ] / Сохошко С. К., Грачев С. И.; заявители и патентообладатели Сохошко Сергей Константинович, Грачев Сергей Иванович (РФ). - № 98111388/03; заявл. 11.06.1998; опубл. 20.11.2001, Бюл. № 32.

38. Пат. 2362010 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/267, С 09 К 8/90. Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины [Текст ] / Шульев Ю. В., Косяк А. Ю., Билинчук А. В., Бекетов С. Б.; патентообладатель Бекетов Сергей Борисович (Щ). - № 2007148286/03; заявл. 26.12.2007; опубл. 20.07.2009, Бюл. № 20.

39. Пат. 2395667 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/12, Е 21 В 43/26. Способ обработки стволов скважин с множеством продуктивных интервалов [Текст ] / ИСТ Лойд Э. мл., КУРВИЛЛЬ П. У., АЛТМАН Р. А., КЛЭЙТОН Р.; патентообладатель ХЭЛЛИБЕРТОН ЭНЕРДЖИ СЕРВИСИЗ. - № 2008152294/03; заявл. 22.03.2007; опубл. 27.07.2010, Бюл. №21.

40. Пискунов, Н. С. Разрыв пласта и влияние разрыва на процесс эксплуатации месторождений [Текст ] / Н. С. Пискунов // Тр. ин-та / ВНИИНефть. - М.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. XVI. - С. 3-24.

4L Проскурин, В. А. Обоснование применимости и оценка эффективности технологии многостадийного ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст ] / В. А. Проскурин // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 10. — С. 87-89.

42. Проскурин, В. А. К вопросу эффективности использования многоствольных скважин для выработки запасов нефти в условиях пластов клиноформенного типа [Текст ] / В. А. Проскурин, С. Д. Глебов, М. Н. Тайчинов, М. С. Антонов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. - № 6. - С. 7-9.

43. Проскурин, В. А. Особенности освоения и перспективы разработки юрских отложений Ново-Покурского месторождения [Текст ] / В. А. Проскурин, М. А. Виноходов, Н. И. Хисамутдинов, Д. К. Сагитов // НТЖ «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений». - 2013. -№ 6. - С. 41-44.

44. Проскурин, В. А. Повышение эффективности разработки нефтяного месторождения с развитой системой заводнения [Текст ] / В. А. Проскурин, Д. К. Сагитов, М. Н. Тайчинов, Р. Р. Зиятдинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013 - № 6. - С. 5-7.

45. Проскурин, В. А. Способы оценки эффективности формирования системы заводнения на объекте Западно-Усть-Балыкского месторождения [Текст ] /

B. А. Проскурин, Н. И. Хисамутдинов, М. С. Антонов, Д. К. Сагитов // НТЖ «Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности». - 2013. - № 6. -

C. 36-38.

46. Проскурин, В. А. Перспективы применения многостадийного ГРП на продуктивных пластах месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст] / В. А. Проскурин // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. в рамках XIII Российского энергетического форума. - Уфа, 2013. - С. 24-25.

47. Проскурин, В. А. Об основных направлениях разработки нефтяных месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» [Текст ] / В. А. Проскурин, М. А. Кузнецов, С. Д. Глебов, Н. И. Хисамутдинов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2013.-№ 10.-С. 5-7.

48. Реутов, В. А. Гидравлический разрыв пласта [Текст ] / В. А. Реутов // Итоги науки и техники. Механика деформируемого твердого тела. - М.: ВИНИТИ, 1989. - Т. 20. - С. 84-88.

49. Реутов, В. А. Гидравлический разрыв пласта: условия образованиятрещин, их практическое определение и использование [Текст ] / В. А. Реутов // Итоги науки и техники. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВИНИТИ, 1991. - Т. 23. -С. 73-153.

50. Руководство пользователя Tempest MORE 7.0 [Текст ] / Roxar. -1999. - 2013.

51. Рустамов, И. Ф. Выработка разрозненных остаточных запасов нефти в условиях развитой системы избирательного заводнения [Текст ] / И. Ф. Рустамов, Е. В. Задорожный, М. А. Виноходов, Д. К. Сагитов, М. Н. Шаймарданов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — 2013. - № 3. - С. 74-79.

52. Самойлов, М. В. Исследования эффективности проведения операций многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальной скважине в условиях пласта АВ Самотлорского месторождения [Текст] / М. В. Самойлов, А. А. Чусовитин, М. С. Антонов, А. Н. Астахова // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2012. - № 11. - С. 44-50.

53. Сарваров, А. Р. Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта на пластах пачки АВ Самотлорского месторождения [Текст ] / А. Р. Сарваров // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2009. - № 1. - С. 22-25.

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

55. Уточнение геологического строения пласта ABi' 2 «рябчик» и размещения извлекаемых запасов по площади и по мощности в пределах Мыхпайского, Мегионского, Ватинского месторождений и стыковки с Самотлорским месторождением [Текст]: отчет / ООО НПО «Нефтегазтехнология»; отв. исполнители: Шаймарданов М. Н., Антонов М. С. -Уфа, 2013 (2 книги).

56. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения [Текст ]: отчет в 14 томах / ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», компания «ПетроАльянс Сервисиз Компани Лимитед». - Тюмень, 2005.

57. Хальзов, А. А. Исследование эффективности формирования сетки скважин с учетом планирования мероприятий гидроразрыва пласта [Текст ] / А. А. Хальзов, М. С. Антонов, В. Э. Халикова, М. А. Виноходов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». -2013.-№3.-С. 81-86.

58. Чикеш, М. Гидравлический разрыв пласта как средство оптимизации добычи нефти из юрских залежей нефти Западной Сибири [Текст ] / М. Чикеш, С. Чубрич // Сб. докл. научн.-техн. совещания по обмену опытом и выработке основных направлений деятельности в области повышения эффективности разработки месторождений ОАО

«Варьеганнефтегаз». - М.: НК «СИДАНКО», 1998. - С. 266-295.

59. Шаймарданов, М. Н. Изучение процесса заводнения тонкослоистых многослойных коллекторов [Текст ] / М. Н. Шаймарданов, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, М. А. Виноходов, С. Д. Глебов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». — 2013. — № 3. - С. 86-91.

60. Шаймарданов, М. Н. Повышение эффективности извлечения нефти из глинизированных коллекторов заводнением на базе вероятностно-статистической модели [Текст ]: дис. ... канд. тех. наук: 25.00.17: защищена 29.08.2013 / Шаймарданов Марат Наильевич.-Уфа, 2013.- 112 с.-Библиогр.: с. 103-112.

61. Шаймарданов, М. Н. Изучение процесса заводнения тонкослоистых многослойных коллекторов [Текст ] / М. Н. Шаймарданов, Р. Г. Сарваретдинов, Д. К. Сагитов, С. Д. Глебов, М. А. Виноходов // НТЖ «Нефтепромысловое дело». - 2013. — № 3. - С. 83-86.

62. Шпуров, И. В. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта [Текст ] / И. В. Шпуров, В. Е. Разуменко, В. Т. Горев, Ф. А. Шарифуллин // Нефтяное хозяйство. — 1997.-№ 10.-С. 50-53.

63. Щуров, В. И. Техника и технология добычи нефти [Текст ]: учебник для вузов / В. И. Щуров.-М.: Недра, 1983.-510 с.

64. Щуров, В. И. Решение при помощи метода электролитического моделирования задачи о притоке жидкости к скважине при наличии трещины в пласте [Текст ] /

B. И. Щуров, А. Ф. Трубина // Тр. ин-та / ВНИИ - М.: Гостоптехиздат, 1958. - Вып. XVI. -

C. 86-105.

65. Abass, Н. Н. Nonplanar fracture propagation from a horizontal wellbore: experimental study [Text] / H. H. Abass, S. Hedayati, D. L. Meadows // SPE Prod. & Fac. -1996.-V. 11.-No. 3.-P. 133-137.

66. Abou-Sayed, I. S. Multiple hydraulic fracture stimulation in a deep, horizontal tight-gas well [Text] /1. S. Abou-Sayed, S. K. Schueler, E. Ehrl, W. P. Hendriks //J. Petrol. Technol. -1996.-No. 2.-P. 163-168.

67. Anderson, S. A. Exploring reservoirs with horizontal wells: the Maersk experience offshore [Text] / S. A. Anderson // Offshore. - 1991. - V. 51. - No. 2. - P. 23.

68. Ahmed, U. Mini-frac: an aid to formation in-situ stress and permeability measurements [Text] / U. Ahmed, S. Khelkar, J. F. Schatz // Proc. 24th Symposium on rock mechanics. - 1983. - P. 319-326.

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

70. Blanco, E. R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction [Text] / E. R. Blanco // Oil and Gas J. - 1990. - No. 12. - P. 112-118.

71. Baumgarthner, W. E. Fracture stimulation of a horizontal well in a deep tight gas reservoir: a case history from offshore the Netherlands [Text] / W. E. Baumgarthner // Paper SPE 26765.- 1993.

72. Clark, J. B. Hydraulic process for increasing productivity of wells [Текст ] / J. B. Clark // Trans. AIME. - 1949. - Vol. 186. - P. 1-8.

73. Dusterhoft, R. G. Fracturing high-permeability reservoirs increases productivity [Text] / R. G. Dusterhoft, B. J. Chapman // Oil and Gas J. - 1994. - No. 20. - P. 40-44.

74. Economides, M. J. Reservoir Stimulation [Текст ] / M. J. Economides, K. G. Nolte. - Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. - 1989. - 430 p.

75. Gidley, J. L. Recent advances in hydraulic fracturing [Text]: Monograph Series / J. L. Gidley, S. A. Holditch, D. E. Nierode, R. W. Veatch // SPE ofAIME. - Richardson, 1989. -T. X.-V. 12.

76. Hannah, R. R. Combination fracturing/gravel-packing completion technique on the Amberjack, Mississippi Canion 109 field [Text] / R. R. Hannah, E. I. Park, D. A. Porter, J. W. Black // SPE Prod, and Fac. - 1994. - V. 9. - No. 4. - P. 262-266.

77. Howard, G. C. Hydraulic fracturing [Text]: SPE Monograph Series / G. C. Howard, C. R. Fast. - 1970. - V. 2. - 203 p.

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

79. Hickey, J. W. The comparative effectiveness of propping agents in the Red Fork Formation of the Anadarko Basin [Text] / J. W. Hickey, W. E. Brown, S. J. Crittenden // Paper SPE 10132.-1981.

80. Howwell, J. C. Evaluation of injection well stimulation as applied to a large micellar-polymer project [Text] / J. C. Howwell, B. D. Thomas // Paper SPE 7180. - 1978.

81. Joshi, S. D. Methods calculate area drained by horizontal wells [Text] / S. D. Joshi // Oil and Gas Journal. - 1990. - No. 17. - P. 77-82.

82. Joshi, S. D. Horizontal well technology [Text] / S. D. Joshi. - Tulsa: Pen Well Publishing Company. - 1991. - 533 p.

83. Kozik, H. G. A case history for massive hydraulic fracturing the Cotton Valley Lime

matrix, Fallon and Personville Fields [Text] / H. G. Kozik, S. A. Holditch // J. Petrol. Technol. -1981.-No. 2.-P. 229-244.

84. Mader, D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science [Text] / D. Mader. - Elsevier Science Publishers. - 1989. -V. 26. - 1240 p.

85. Martins, J. P. Tip screen out fracturing applied to the Ravensprun South gas field development [Text] / J. P. Martins, К. H. Leung, M. R. Jackson, D. R. Stewart, A. H. Carr // SPE Prod. Eng. - 1992. - V. 7. - No. 3. - P. 252-258.

86. Martins, J. R. Produced-water reinjection and fracturing in Prad-hoe Bay [Text] / J. R. Martins, L. R. Murray, P. J. Clifford, W. G. Maclelland, M. F. Hanna, Jr. J.W. Sharp // SPE Res. Eng.- 1995.-V. 10.-No. 3.-P. 176-182.

87. Meese, C. A. Offshore hydraulic fracturing technique [Text] / C. A. Meese, M. E. Mullen, R. D. Barree // J. Petrol. Technol. - 1994. - V. 46. - No. 3. - P. 226-229.

88. Meng, H. Z. Coupling of production forecasting, fracture geometry requirements and treatment scheduling in the optimum hydraulic fracture design [Text] / H. Z. Meng, К. E. Brown //Paper SPE 16435.-1987.

89. Mukherjee, R. Successful control of fracture height growth by placement of artificial barrier [Text] / R. Mukherjee, B. F. Paoli, T. McDonald, H. Cartaya, J. A. Anderson // SPE Prod, and Fac. - 1995. - V. 10. - No. 2. - P. 89-95.

90. Mullen, M. E. Investigation of height grawth in frac-pack completions [Text] / M. E. Mullen, W. D. Norman, J. D. Wine, B. R. Stewart // Paper SPE 36458. - 1996.

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

92. Nordgren, R. P. Propagation of vertical hydraulic fracture [Text] / R. P. Nordgren // Soc. Petrol. Eng. Journal. - 1972. -V. 12. - No. 4. - P. 306-314.

93. Overbey, Jr. W.K. Inducing miltiple hydraulic fractures from a horizontal wellbore [Текст ] / Jr. W.K. Overbey, A. B. Yost, D. A. Wilkins // Paper 18249. - 1988.

94. Pearson, С. M. Results of stress-oriented and aligned perforating in fracturing deviated wells [Text] / С. M. Pearson, A. J. Bond, M. E. Eck, J. H. Schmidt // J. Petrol. Technol. - 1992.-V. 44.-No. l.-P. 10-18.

95. Pearson, C. Use of longitudinally fractured horizontal wells in a multizone sandstone formation [Text ] / C. Pearson, M. Clonts, N. Vaughn // Paper SPE 36454. - 1996.

96. Perkins, Т. K. The effect of thermoelastic stresses on injection well fracturing [Text ] / Т. K. Perkins, J. A. Gonzalez // Soc. Petrol. Eng. J. - 1985. - V. 25. - No. 2. - P. 78-87.

97. Perkins, T. K. Widths of hydraulic fracturing [Text ] / T. K. Perkins, L. R. Kern // J. Petrol. Technol. - 1961. -No. 9. - P. 937-949.

98. Robinson, B. M. Hydraulic fracturing research in East Texas: third GRI staged field experiment [Text ] / B. M. Robinson, S. A. Holditch, W. S. Whitehead, R. E. Peterson // J. Petrol. Technol. - 1992. - V. 44. - No. 1. - P. 78-87.

99. Roodhard, L. P. Frac-and-pack stimulation: application, design, and field experience [Text ] / L. P. Roodhard, P. A. Fokker, D. R. Davies, J. Shlyapobersky, G. K. Wong // J. Petrol. Technol. - 1994. -V. 46. - No. 3. - P. 230-238.

100. Settari, A. Partially decoupled modeling of hydraulic fracturing processes [Text] / A. Settari, P. J. Puchir, R. C. Bachman // SPE Prod. Eng. - 1990. - Vol. 5. - No. 1. - P. 37-44.

lOl.Sleefe, G. E. The use of broadband mi-croseisms for hydraulic-fracture mapping [Text ] / G. E. Sleefe, N. R. Warpinski, B .P. Engler // SPE Form. Eval. - 1995. - V. 10. - No. 4. -P. 233-239.

102. Smith, M. B. High-permeability fracturing: the evolution of a technology [Text ] / M. B. Smith, R. R. Hannah // J. Petrol. Technol. - 1996. - V. 48. - No. 6. - P. 628-633.

103.Strubhar, M. K. Multiple, vertical fractures from an inclined well-bore - A field experience [Text ] / M. K. Strubhar // J. Petrol. Technol. - 1975. - No. 5. - P. 641-647.

104.Tirant, P. Manuel de fracturation hydraulique [Text ] / P. Tirant, L. Gay. - Paris: Tech-nip, 1972.-334 p.

105. Underwood, P. J. Evaluation of selective vs. point-source perforating for hydraulic fracturing [Text ] / P. J. Underwood, L. Kerley // Paper SPE 36480. - 1996.

106. Voneiff, G. W. Economic assessment of applying advancesin fracturing technology [Text ] / G. W. Voneiff, S. A. Holditch // J. Petrol. Technol. - 1994. - V. 46. -No. 1. - P. 51-57.

107. Warpinski, N. R. Comparison study of hydraulic fracturing models - Test case: GRI staged field experiment No. 3 [Text ] / N. R. Warpinski, Z. A. Moschovidis,

C. D. Parker, I.S. Abou-Sayed // SPE Prod. & Fac. - 1994. - No. 1. - P. 7-18.

108. Williams, D. B. Impact of inducing fractures in Pradhoe Bay [Text ] /

D. B. Williams, D. W. Sherrard, C. Y. Lin // J. Petrol. Technol. - 1989. - V. 41. - No. 10. -P. 1096-1102.