Влияние деформаций коллекторов трещинно-порового типа на дебит скважин газоконденсатных месторождений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.16, кандидат технических наук Попов, Сергей Николаевич

• Попов, Сергей Николаевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Попов, Сергей Николаевич

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРОБЛЕМАХ, СВЯЗННЫХ С ДЕФОРМИРОВАНИЕМ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА И СУЩЕСТВУЮЩИХ МОДЕЛЯХ ДЕФОРМАЦИЙ ТРЕЩИН. ХАРАКТЕРИСТИКА КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ

АГКМ И АЧИМОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНГКМ.

1.1. Проблемы, возникающие при разработке месторождений с трещинно-поровым типом коллектора.

1.2. Существующие методы учета деформаций пород-коллекторов трещинно-порового типа.

1.3. Характеристика продуктивной толщи АГКМ.

1.4. Характеристика ачимовских продуктивных отложений

УНГКМ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 1.

2. РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИХ (ФМС) И ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫХ (ФЕС) СВОЙСТВ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ АГКМ И АЧИМОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНГКМ.

2.1. Результаты исследований ФМС и ФЕС в атмосферных условиях.

2.2. Результаты исследований ФМС и ФЕС пород-коллекторов АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ при длительном действии высоких эффективных напряжений.

2.3. Определение упругих свойств продуктивных объектов и коэффициента охвата пласта трещиноватостью по данным акустического широкополосного каротажа (АКШ).

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 2.

3. ВЛИЯНИЕ ДЕФОРМАЦИЙ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ АГКМ И АЧИМОВСКОЙ ЗАЛЕЖИ УНГКМ НА РЕЗУЛЬТАТЫ ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН.

3.1. Характер изменения динамики дебитов и коэффициентов продуктивности скважин.

3.2. Определение параметров деформирования трещин в результате анализа и обработки индикаторных диаграмм.

3.3. Влияние деформации трещинного пространства на характер кривых восстановления давления.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 3.

4. МОДЕЛИРОВАНИЕ ДЕФОРМИРОВАНИЯ КОЛЛЕКТОРА ТРЕЩИННО-ПОРОВОГО ТИПА В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ

СКВАЖИНЫ.

4.1. Краткое описание дилатансионной модели деформирования трещиноватых горных пород.

4.2 Анализ смыкания трещин и изменения проницаемости коллектора в призабойной зоне добывающих скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ.

4.3. Моделирование возникновения зон разрушения трещиноватого коллектора в районе добывающей скважины АГКМ с кумулятивной и щелевой перфорацией.

4.4. Определение раскрытости и проницаемости трещин при вскрытии ачимовской залежи УНГКМ.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 4.

5. МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ С ТРЕЩИННО-ПОРОВЫМ ТИПОМ КОЛЛЕКТОРА С УЧЕТОМ ИХ ДЕФОРМИРОВАНИЯ В ПРОЦЕССЕ ПАДЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ.

5.1. Влияние деформаций продуктивных объектов на индикаторные диаграммы скважин.

5.2. Моделирование динамики дебита скважины АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ с учетом деформаций трещин при падении пластового давления.

5.3. Моделирование разработки АГКМ с учетом деформирования продуктивных объектов.

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Влияние деформаций коллекторов трещинно-порового типа на дебит скважин газоконденсатных месторождений»

В последнее время при разработке месторождений углеводородов все чаще возникают проблемы, связанные с деформационными процессами. Ярким подтверждением этому является проведение нескольких Европейских конгрессов по механике горных пород (Е1ЖОСК), а также национальных конгрессов отдельных стран по проблемам, связанным с нефте- и газодобычей. Одной из наиболее актуальных проблем является моделирование деформационных процессов в продуктивной толще, связанных с разработкой и эксплуатацией месторождений с трещинными и трещинно-поровыми типами коллекторов.

К месторождениям данного типа относится значительная часть мировых запасов углеводородов (Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Мексика, Вьетнам), в том числе, во многих регионах России (Прикаспийская впадина, Восточная и Западная Сибирь, Северный Кавказ, месторождения Пермского края). Несмотря на то, что количество таких месторождений довольно значительное, до сих пор лишь на немногих из них проектирование разработки происходит с учетом деформаций пород-коллекторов, которые оказывают существенное влияние на дебит скважин.

Для месторождений с трещинными и трещинно-поровыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин, на которую, в свою очередь, влияет изменение эффективных напряжений. Одним из наиболее явных негативных проявлений деформаций пород продуктивной толщи является резкое падение продуктивности скважин в самом начале их эксплуатации. Так, на Астраханском газоконденсатном месторождении (АГКМ) суточный дебит высокодебитных скважин снизился в 2-2.5 раза всего за 1.5-2 года. Аналогичный эффект наблюдался на динамике дебитов скважин, эксплуатирующих карбонатные породы-коллектора турнейско-фаменского продуктивного объекта месторождений севера Пермского края

Шершневского, Сибирского и т.д. Для них характерным являлось падение дебита скважин в несколько раз всего после нескольких месяцев эксплуатации скважин. Причина такого резкого падения дебита связывается с увеличением эффективных напряжений в результате падения пластового давления и, соответственно, с уменьшением трещинной составляющей проницаемости пород-коллекторов.

Вместе с тем, у большинства месторождений трещинного и трещинно-порового типа, породы-коллектора являются высоко проницаемыми именно за счет трещин, и их проницаемость падает только при уменьшении пластового давления. Если выработать соответствующие подходы по учету деформирования трещин, можно добиться оптимальной работы скважин, что приведет к увеличению текущего уровня добычи углеводородного сырья и коэффициента его извлечения.

Для того чтобы глубже изучить процессы, происходящие при разработке и эксплуатации месторождений углеводородов в последнее время часто пользуются методами математического моделирования. В настоящее время существует широкий выбор программ для моделирования геологии и разработки нефтяных и газовых месторождений, таких как «Eclipse», «Pertrel» (разработка французской фирмы «Schlumberger»); «IRAP», «TempestMORE» (разработка норвежской фирмы «Roxar»); «Техсхема» (разработка СургутНИПИнефть). Такие программы позволяют смоделировать как одну отдельно взятую скважину, так и месторождение в целом. Моделирование в таких программных продуктах производиться после анализа и обработки результатов газогидродинамических исследований скважин; лабораторных и геофизических исследований, в результате которых определяются физико-механические и фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пород продуктивной толщи.

Несмотря на разнообразие программных продуктов, до сих пор не существует математической модели в которой в полной мере учитывалась взаимосвязь деформационных и газогидродинамических процессов при разработке месторождений углеводородов.

В данной работе будут рассмотрены некоторые аспекты этой проблемы на примере Астраханского газоконденсатного месторождения и ачимовской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ). Цель работы.

На основе испытаний физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств, а так же по результатам обработки газогидродинамических исследований скважин разработать научные основы по учету влияния деформирования продуктивных объектов газоконденсатных месторождений, имеющих трещинно-поровый тип коллектора, на дебит скважин на примере Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) и ачимовской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ). Основная идея работы.

Основная идея работы заключается в реализации численными методами математических моделей деформирования трещиноватых горных пород для оценки изменения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов и продуктивности скважин газоконденсатных месторождений. Задачи исследования.

1. Испытание физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ при длительном действии высоких эффективных напряжений.

2. Анализ и обработка результатов исследований скважин методом акустического широкополосного каротажа.

3. Анализ и обработка результатов газогидродинамических исследований скважин для определения параметров модели деформирования пород-коллекторов трещинно-порового типа.

4. Моделирование деформаций коллектора в призабойной зоне скважины для оценки изменения индикаторных диаграмм и динамики дебита добывающих скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ с учетом деформирования трещин.

5. На основе гидродинамической модели произвести прогноз основных технологических показателей разработки АГКМ с учетом деформаций пород-коллекторов при изменении пластового давления. Методы исследований.

Методы исследований включали в себя: испытания физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных объектов при длительном действии высоких эффективных напряжений; анализ и обработка газогидродинамических исследований скважин для определения параметров деформирования трещин; анализ и обработка результатов геофизических исследований скважин, полученных методом акустического широкополосного каротажа; численное моделирование деформационных процессов в коллекторе при эксплуатации добывающих скважин. Научные положения, защищаемые в работе.

1. Метод определения параметров деформирования трещин на основе индикаторных диаграмм скважин, учитывающий распределение напряжений и пластового давления в коллекторе вблизи скважины.

2. Метод моделирования напряженно-деформированного состояния коллектора в призабойной зоне скважины, включающий использование дилатансионной модели деформирования горной породы по системам трещин и модели фильтрации в трещиноватом массиве, позволяющий прогнозировать изменение продуктивности скважины в зависимости от падения пластового и забойного давления.

3. Принцип учета деформаций трещин при газогидродинамическом моделировании газоконденсатных месторождений, позволяющий получить основные технологические показатели работы месторождения с учетом изменения трещинной составляющей проницаемости.

Научная новизна работы.

1. Доказано, что деформирование пород-коллекторов АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ, относящихся к трещинно-поровому типу, существенно влияет на продуктивность скважин.

2. Разработана методика, позволяющая проводить моделирование призабойной зоны скважины с помощью дилатансионной модели деформирования горной породы по системам трещин и модели фильтрации в трещиноватом массиве для прогнозирования изменения дебита в зависимости от пластового и забойного давления.

3. Разработана методика учета деформаций пород-коллекторов трещинно-порового типа, позволяющая исследовать и прогнозировать работу как отдельных скважин так и всего фонда скважин на месторождении при изменении давления флюида на примере АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ.

Практическая ценность работы.

1. Разработанная методика учета деформаций трещин позволяет оценить влияние трещинной составляющей проницаемости на работу скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ.

2. Впервые для АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ проведены исследования физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств образцов при длительном действии высоких эффективных напряжений и показано, что падение продуктивности скважин определяется трещиной составляющей проницаемости.

3. Разработанные методические подходы к учету деформаций продуктивных объектов позволяют более обоснованно прогнозировать дебит скважин, вскрывших коллектор трещинно-порового типа.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обеспечивается: прямыми испытаниями образцов керна продуктивных объектов, использованием общепризнанных программных продуктов геологического и гидродинамического моделирования и моделей фильтрации в трещиноватой породе, проведением тестовых расчетов, использованием реальных газогидродинамических и геофизических исследований скважин, сходимостью с практическими данными. Реализация результатов работы.

Результаты работы использовались: для обработки реальных газогидродинамических исследований скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ; для моделирования реальных индикаторных диаграмм и динамики дебита скважин с учетом деформирования рассматриваемых продуктивных объектов при падении давления флюида; для геологического и гидродинамического моделирования разработки АГКМ с учетом деформаций трещин.

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы были представлены на XXXI и XXXIII научно-практической конференции (ГНФ ПермГТУ, 2002г., 2004г.); на У-ом и УИ-ом конкурсе молодых ученых НК «ЛУКОЙЛ» на лучшую НТР (2004г., 2006г.); на VII международной молодежной научной конференции «СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2006» (г.Ухта, 2006г.); на научно-практической южнороссийской конференции «Проблемы бассейнового и геолого-гидродинамического моделирования» (г.Волгоград, 2006г.); на научно-технических советах ООО «Уренгойгазпром», ООО «Астраханьгазпром», АстраханьНИПИгаз; на научно-техническом семинаре кафедр МДГ и ГИС, РНГМ, ГНГ и БНГС горно-нефтяного факультета ПГТУ, на семинаре по механике горных пород в ИГД УрО РАН (г.Екатеринбург, 2007г.). Публикации.

По результатам выполненных исследований опубликовано 9 работ. Структура и объем работы.

Диссертация состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 161 страницах машинописного текста, содержит 68 рисунков, 21 таблиц и список использованной литературы из 120 наименований.

Заключение диссертации по теме «Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр», Попов, Сергей Николаевич

ВЫВОДЫ ПО ГЛАВЕ 5.

1. Проведено моделирование реальных индикаторных диаграмм скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ. Показано, что уменьшение пластового давления может уменьшить продуктивность скважин в несколько раз за счет снижения проницаемости трещин. Показано так же, что высокие депрессии могут привести к эффекту «запирания» потока, связанного с уменьшением проницаемости трещин с ростом депрессии.

2. Выполнено моделирование динамики дебита скважин с учетом деформирования трещин, из которого следует, что даже незначительное снижение пластового давления приводит к значительному снижению дебита. В таком случае можно рекомендовать не создавать больших депрессий при работе скважин, тем самым предотвращая деформации трещин и сохраняя их проницаемость, что должно привести к увеличению суммарных накопленных отборов скважин.

3. В программном комплексе «IRAP RMS» норвежской фирмы «ROXAR» была создана геологическая модель АГКМ, учитывающая все особенности геологического строения продуктивной залежи. На основе геологической модели, с помощью процедуры «upscaling», была создана гидродинамическая модель АГКМ.

4. Газо-гидродинамическое моделирование осуществлялось в программном комплексе «Техсхема», позволяющем учитывать деформации трещин. При гидродинамическом моделировании использовались параметры деформирования трещин, полученные на основе обработки газогидродинамических исследований скважин и испытаний физико-механических свойств пород-коллекторов месторождения. Параметр исходной проницаемости трещин Ко, отвечающий за интенсивность падения проницаемости трещин, вводился в виде распределенного параметра, что позволило определить зоны наибольшего влияния трещинной составляющей проницаемости.

5. На основе гидродинамической модели проведен прогнозный расчет нескольких вариантов разработки АГКМ. В результате расчетов были получены прогнозные динамики основных технологических показателей разработки залежи до 2014 года с учетом деформирования трещин при изменении пластового давления. Прогнозные расчеты показали:

• при существующем фонде скважин годовые отборы газа должны сохраниться вплоть до 2014 года;

• при вводе новых скважин должен произойти рост годовых отборов, примерно, на 25%;

• остановка ряда скважин в центре месторождения на один год не должна привести к существенному уменьшению уровня добычи газа.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе выполнения диссертационной работы было проанализировано влияние деформаций пород-коллекторов трещинно-порового типа на дебит скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ. На основе испытаний физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств, обработки газогидродинамических исследований скважин, аналитических и численных расчетов были разработаны научные основы учета влияния деформирования продуктивных объектов трещинно-порового типа на дебит скважин.

Основные научные и практические результаты работы заключаются в следующем:

1. Выполнены испытания образцов керна АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ с целью получения данных по изменению физико-механических и фильтрационно-емкостных свойств при длительном действии высоких эффективных напряжений. Условия испытаний соответствовали падению пластового давления в продуктивных объектах на 20-30 МПа. Результаты испытаний показали, что изменение пористости и проницаемости как для образцов АГКМ, так и для образцов ачимовской залежи УНГКМ довольно незначительные -максимум несколько процентов от относительных величин, что не объясняет вид индикаторных диаграмм, кривых восстановления давления и резкое падение дебита многих высокодебитных скважин. Был сделан вывод, что при разработке рассматриваемых продуктивных объектов преобладающую роль играют деформации трещин.

2. Проведена обработка акустического широкополосного каротажа скважин, в результате которой были получены распределения коэффициента Пуассона вдоль ствола скважин. На основе коэффициента Пуассона была получена величина бокового горного давления и коэффициент охвата пласта трещиноватостью, который показал, что смыкание трещин для пород-коллекторов АГКМ происходит при снижении пластового давления ниже 40-45 МПа, для ачимовской залежи УНГКМ-при 30-35 МПа.

3. Проведена обработка индикаторных диаграмм и кривых восстановления давления с учетом деформирования трещин. В результате получены параметры, характеризующие деформации трещин пород-коллекторов АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ.

4. Выполнено моделирование напряженно-деформированного состояния призабойной зоны скважины с помощью дилатансионной модели деформирования трещиноватых горных пород по системам трещин. Показано негативное влияние высоких депрессий на проницаемость трещин. На основе модельных расчетов показан эффект увеличения эффективного радиуса скважины при щелевой перфорации, что должно привести к повышению ее продуктивности.

5. Проведено моделирование реальных индикаторных диаграмм скважин АГКМ и ачимовской залежи УНГКМ. Показано, что уменьшение пластового давления может уменьшить продуктивность скважин в несколько раз за счет снижения проницаемости трещин. Показано также, что высокие депрессии могут привести к эффекту «запирания» потока.

6. Выполнено моделирование динамики дебита скважин с учетом деформирования трещин, из которого следует, что даже незначительное снижение пластового давления приводит к значительному снижению дебита. В таком случае можно рекомендовать не создавать больших депрессий при работе скважин, тем самым предотвращая деформации трещин и сохраняя их проницаемость, что должно привести к увеличению суммарных накопленных отборов скважин.

7. При гидродинамическом моделировании использованы параметры деформирования трещин, полученные на основе обработки газогидродинамических исследований скважин и испытаний физико-механических свойств пород-коллекторов месторождения. На основе гидродинамической модели проведен прогнозный расчет нескольких вариантов разработки АГКМ с учетом деформирования трещин.

160

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Попов, Сергей Николаевич, 2007 год

1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. -М.: Недра, 1977.

2. Викторин В.Д. Влияние особенностей карбонатных коллекторов на эффективность разработки нефтяных залежей. -М.: Недра, 1988.-150с.

3. Природные резервуары углеводородов и их деформации в процессе разработки нефтяных месторождений. Тезисы докладов конференции. Казань, 19-23 июня 2000г, Изд.Казанского университета.-100с.

4. Викторин В.Д., Катошин А.Ф., Назаров А.Ю. Геолого-промысловая модель объемной сетки трещин (МОСТ) карбонатных и терригенных коллекторов. Тр. ООО «ПермНИПИнефть», Пермь, 2003г.

5. Добрынин В.М. Деформации и изменения физических свойств коллекторов нефти и газа. -М.: Недра, 1970.-239с.

6. Бурлаков И.А., Струков Г.И. Деформации трещиноватых карбонатных коллекторов Ставрополья. Геология нефти и газа, 1978, №3, с.85-94.

7. Лебединец Л.П. Изучение и разработка нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. -М.: Наука, 1997. с.

8. Донцов K.M., Боярчук В.Т. К вопросу обработки индикаторных линий трещиноватого коллектора. «Нефтяное хозяйство», 1968, № 6, с.38-42.

9. Донцов K.M., Об искривлении индикаторных линий, снятых на глубоких скважинах трещинного коллектора. Изв. вузов, серия «Нефть и газ», 1965, №4, с.41-44.

10. Денк С.О. Геотехнология межблоково-проницаемых коллекторов нефти и газа. TI, ТИ, Пермь. Электронные издательские системы, 2001.

11. Гольф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых пород коллекторов. Пер. с англ. H.A. Бардиной, П.К. Голованова, В.В. Власенко, В.В. Покровского / Под.ред. А.Г. Ковалева. М., Недра, 1986, 608с.

12. Саушин А.З., Круглов Ю.И., Сиговатов Л.А, Прокопенко В.А. Статистический анализ динамических характеристик индикаторных кривых. Научные труды АстраханьНИПИгаза, 2001г., с.183-187.

13. Кашников Ю.А., Ашихмин С.Г., Попов С.Н., Ильин А.Ф., Токман А.К., Алексеева И.В. Влияние трещинной составляющей проницаемости продуктивного объекта на показатели работы скважин АГКМ // Газовая промышленность. 2003г. - №9.

14. Пономарев А.Н. Выбор рационального режима эксплуатации скважин при разработке залежей нефти и газа в сложнопостроенных коллекторах. Диссертация на соиск.уч.ст.канд.техн.наук. Н.Уренгой, 2001г.

15. Севастьин М.Ю. Обоснование оптимального режима работы газовой скважины в трещинно-поровом пласте (на примере Уренгойского месторождения). Диссертация на соиск.уч.ст.канд.техн.наук. Тюмень, 2006г.

16. Результаты газогидродинамических исследований ачимовских залежей Уренгойского месторождения. Отчет НИТЦ ООО «Уренгойгазпром». Н.Уренгой, 2001г.

17. Проект отработки ачимовских отложений Уренгойского месторождения. Фонды ООО «Уренгойгазпром». 2000г.

18. Попов С.Н., Кашников Ю.А. Численное моделирование индикаторных диаграмм скважин, вскрывших ачимовские отложения. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. .№ 9-10, 2005, с.40-44.

19. Проект разработки Астраханского газоконденсатного месторождения. М., ВНИИГАЗ. 2002г.

20. Попов С.Н, Моделирование динамики дебитов скважин Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) с учетом трещинной составляющей проницаемости.Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. № 9-10,2005, с.54-57.

21. Лапшин В.И., Масленников А.И., Низамова И.М., Токман А.К. К вопросу о состоянии обводнения скважин АГКМ, Научные труды АНИПИгаза, 2001 г, с.54-57.

22. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород., М. Недра, 1982г.

23. В.П.Сонич, Н.А.Черемисин, Ю.Е.Батурин. Влияние снижения пластового давления на фильтрационно-емкостные свойства пород. // Нефтяное хозяйство.- 1997.- №9.- С.52-57.

24. Черемисин Н.А., Сонич В.П., Ефимов П.А. Роль неупругой деформации коллекторов в нефтеотдаче пластов. // Нефтяное хозяйство.-2001.-№9.-С.76-79.

25. Chin, L. Y., Boade, R. R., N.B.Nagel, G.N.Landa. Numerical Simulation of Ekofisk reservoir compaction and subsidence: Treating the mecanical behavior of the overburden and reservoir. Eurock'94, pp.787-794.

26. M.Gutierrez, R.W.Lewis. The Rolle of Geomechanics in Reservoir Simulations. Eurock'98, pp.439-448.

27. Sulak R. M., Thomas, L. K., and Boade, R.R., Reservoir Simulation of Ekofisk Compaction Drive, JPT (October 1991). Pp. 1272-1278.

28. B.Plischke. Finite element analysis of compaction and subsidence-Experience gained from several chalk fields. Eurock' 94. 1994. Balkema, Rotterdam, s.795-801.

29. Wittke, W.: Rock Mechanics, Theory and Applications with case histories, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York, London, Paris, Tokio, Hongkong, Barcelona, 1990a

30. Баренблатт Г.И., Ентов B.M., Рыжик B.M. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211 с.

31. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений, М. Недра, 1986г., 332с.

32. Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта, М. Недра, 1975г., 216с.

33. Терцаги К. Теоретическая механика грунтов. Москва: Стройиздат, 1961. - 507с.

34. Biot М.А. General theory of tree-dimensional consolidastion. J.Appl.Phys., 1941,12, 155-164.

35. Shegata W.M. 1972. Ph.D thesis (1971), quoted in J.C.Sharp and Y.N.T. Maini in fundamental considerations on hydraulic characteristics of joints rock. Proc. Symp. on Petrolocation Through Fissured Rock, paper №. Tl-F, Stuttgard.

36. Goodman, R.E., R.L. Taylor and T.A. Brekke. 1968. A model for the mechanics of jointed rock. J. Soil Mech. Fdns. Div., Proc. Am. Soc. Civ. Engns. 94 (SM3): 637-659.

37. Goodman, R.E. 1974. The mechanical properties of joints. Proc.3-rd Congr. ISRM, Denver, Vol. 1A, pp.127-140.

38. S.N. Bandis, A.C. Lumsden, N.R. Barton. Fundamentals of rock joint deformation. Int. J. Rock Mech. No. 6, pp. 249-268,1983.

39. N.R. Barton., S.N. Bandis, K. Bakhtar. Strength, deformation and conductivity coupling of rock joints. Int. J. Rock Mech. No. 36, pp. 121-140,1985.

40. Kulatilake P.H.S.W., Malama B. A new model for deformation of single fractures under compressive loading. NARMS, 2004.

41. Swan, G. 1983/ Determination of stiffness and other joint properties from roughness measurements. Rock Mech. Rock Engng. 16:19-38.

42. Перепеличенко В.Ф. и др. Разработка нефтегазоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины. -М.: Недра, 1994.-364с.

43. Подсчет запасов газа, конденсата, серы и сопутствующих компонентов АГКМ. Мингео СССР ПГО «Нижневолжскгеология». Саратов, 1987г.

44. Проведение исследований на образцах кернов пластов неокомских, ачимовских и юрских отложений месторождений ООО «Уренгойгазпром»с целью определения их фильтрационно-емкостных свойств и фазовых проницаемостей. Фонды ООО «Уренгойгазпром». 2002г.

45. Лабораторные испытания на образцах керна ачимовских отложений скважины №742 Уренгойского месторождения. Фонды ООО «Уренгойгазпром». 2002г.

46. Голошубин Г.М., Бажанова Е.В., Сидоров A.A. Причины трещиноватости коллекторов глубоких горизонтов. Нефть и газ, №5,2005г., с.128-133.

47. Charlez F.P. Rock Mechanics. Volume 1,2. Petroleum applications. Teditions Technip. 27 rue Ginoux 75737 Paris cedex 15.1997.

48. Черемисин A.H., Черемисин H.A., Сонич В.П. Особенности моделирования разработки гранулярных коллекторов с упруго-пластическими свойствами. // Нефтяное хозяйство.-2004.-№2.с.60-62.

49. Черемисин H.A., Сонич В.П., Батурин Ю.Е. Методика обоснования остаточной нефтенасыщенности при водонапорном режиме эксплуатации пластов. // Нефтяное хозяйство.-1997.-№9.,с.58-60.

50. Кашников Ю.А., Гладышев C.B., Попов С.Н., Кашников О.Ю. Изменения фильтрационно-емкостных и физико-механических свойств терригенных коллекторов при продолжительном действии повышенного эффективного давления. // Нефть и газ, 2004г., №1.

51. Smart B.G.D., Tegrani D.H., Olden P.W.H., Jin M. Result from reservoir depressurisation simulation incorporating phenomena revealed in a reactive reservoir analogue. Department of Petroleum Engineering. Heriot-Watt University. Edinburgh, UK.

52. Бородкин B.H., Бочкарев B.C., Дещеня Н.П. Характеристика строения и у словий формирования пласта Ач)б ачимовской толщи Восточно

53. Уренгойской зоны на основании комплектования различных видов исследований. // Нефть и газ. Тюмень, 1997. №6. С. 17.

54. Бородкин В.Н., Дещеня Н.П., Храмцова A.B. и др. Сложный (смешанный) тип коллекторов в породах ачимовской толщи севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 2004.№11. С.37-44.

55. Брехунцов A.M., Кучеров Г.Г., Стасюк М.Е. Тип коллекторов в отложениях ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, М.: ВНИИОЭНГ, 1998.№7. С.2-6.

56. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Бочкарев Д.С., Дещеня Н.П. Условия формирования и особенной строения основных продуктивных пластов ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны. Екатеринбург. 1999. С.7-34.

57. Брехунцов A.M., Бородкин В.Н., Шиманский В.В. и др. Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга ЗападноСибирского нефтегазоносного бассейна. Ханты-Мансийск, 2002. С. 141148.

58. Исаев Г.Д., Волостнов В.Д., Дещеня Н.П. Типы коллекторов ачимовского резервуара месторождений Уренгойского региона. Вестник ТГУ. 2003. №3. С. 274-278.

59. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. -М.: МИР " Эльф-Акитен 1994 г.

60. Попов С.Н., Газогидродинамическое моделирование и прогноз продуктивности новых скважин восточного участка АГКМ. // Изв.вузов Нефть и газ, -2005, №6, с.26-34.

61. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К. Гиматудинова. -М, Недра, 1974.

62. Фадеев А.Б. Метод конечных элементов в геомеханике. М.: Недра, 1987.-221с.

63. Roegiers. Recent rock mechanics developments in the Petrolium industry. Rock Mechanics, Daemen and Schutz (eds), 1995, pp. 17-29.

64. Zienkiewicz, O.C.; G.N. Pande: Time-dependent multilaminate model of rocks -a numerical study of deformation and failure of rock masses, Int. J. Num. & Anal. Meth. Geomech., S. 219-247,1977.

65. Pande G.N.; Sharma K.G. Multi laminate model of clays; a numerical evaluation of the influence of rotation of the principal stress axes. Int. Journ. for numeric and analytical Methods in Geomechanics. Vol.7,1983,pp. 397.

66. Барях A.A., Константинова C.A., Асанов B.A. Деформирование соляных пород. Екатеринбург, УрО РАН. 1996.- с.91-107.

67. ANSYS 5.5. Technical description.

68. Саркисов Н.М., Шишов C.B., Климовец В.М. Интенсификация добычи нефти путем щелевой перфорации. // Нефтяное хозяйство, №12,2000, с.79-80.

69. Кашников Ю.А., Попов С.Н., Ашихмин С.Г., Назаров А.Ю. Численное моделирование индикаторных диаграмм коллектора трещинно-порового типа. Нефтяное хозяйство, 2003, № 6.

70. Батурин Ю.Е., Майер В.П. Гидродинамическая модель трехмерной трехфазной фильтрации «ТЕХСХЕМА» // Нефтяное хозяйство.-2002.-№3.-С.38-42.

71. Майер В.П., Батурин Ю.Е. Программный комплекс «ТЕХСХЕМА» // Нефтяное хозяйство.-2004.-№2.-С.52-53.

72. Майер В.П. Гидродинамическая модель фильтрации нефти, газа и воды в пористой среде // «Путиведь», Екатеринбург.-2000г. -207с.

73. Майер В.П. Области применения гидродинамических моделей трехмерной трехфазной фильтрации «ТЕХСХЕМА» и нелетучей нефти // Нефтяное хозяйство.-2002.-№8.-С.44-47.

74. Руководство пользователя программного продукта IRAP RMS; Москва, 2002г.

75. Масленников А.И., Калачихина Ж.В., Лапшина A.A. Особенности газодинамических исследований скважин АГКМ на нестационарных режимах фильтрации. // Наука и технология углеводородов. 2001г. №4. -с.63-65.

76. Лапшин В.И., Елфимов В.В., Масленников А.И., Калачихина Ж.В., Сайфеев Т.А. Оценка газотермодинамических параметров пластового газа АГКМ. Труды АНИПИГАЗ. 1999г.-с.85-87.

77. Семенякин B.C. Уравнение изотермического притока к скважине. Труды АНИПИГАЗ. 2004г.-с.57-61.

78. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П., Кочина И.Н. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах // Прикладная математика и механика, т. 24, вып. 5, 1960, с. 852-864.

79. Warren J.E., Root P.J. The behaviour of naturally fractured reservoirs // SPE Journal, 1963, No. 3. p. 245-255.

80. Баренблатт Г.И., Ентов B.M., Рыжик B.M. Движение жидкостей и газов в природных пластах. М.: Недра, 1984. - 211с.

81. Молокович Ю.М., Марков А.И., Давлетшин А.А., Куштанова Г.Г. Пьезометрия окрестности скважин. Теоретические основы. Казань: Изд-во "ДАС", 2000. 203 с.

82. Dean R. H., Lo L. L. Simulations of Naturally Fractured Reservoirs // SPE Reservoir Engineering, May 1988. p. 638-648.

83. Boade R.R., Chin L.Y., Siemers W.T. Forecasting of Ekofisk Reservoir Compaction and Subsidence. by Numerical Simulation. Journal of Petroleum technology. July 1989, pp. 723-728.

84. Chin, L. Y. and Boade, R. R., Full-Field, 3-D Finite-Element Subsidence Model for Ekofisk, Third North Sea Chalk Symposium, Copenhagen, June 11-12, 1990.

85. Johnson J .P., Rhett D.W., Siemers W.T. Rock Mechanics of the Ekofisk Reservoir in the Evaluation of Subsidence. Journal of Petroleum technology. July 1989, pp.717-722.

86. Bandis S.C., Barton N.R., Christianson M. Application of new numerical model of join behaviour to rock mechanics problems. Inernation Symposium of Fundamentals of Rock Joint, Bjorliden, 1985.

87. Bandis S.C. Experimental studies of scale effects of shear strength, and deformation of rock joint. Ph. D. Thezis, University of Leads, 1980, P.385.

88. Barton S.C., Bandis N.R. Some effects of scale on the shear strength of joints. Int. J. Rock. Mech. and Geomech. Abstr., 1980.

89. Barton N.R. Modelling rock joint behaviour from in-situ block tests -implication for nuclear waste repository design. Office of nuclear waste isolation. Columbus, 1982.

90. Andersen M.A., Foged N., Pedersen H.F. The rate-type compaction of a weak north sea chalk. Submitted to the 33-rd US Rock Mech. Symp. New Mechico, 1992.

91. Douglas W. Ekofisk Revisited: a new model of Ekofisk reservoir geomechanical behaviour. SPE, 1996.

92. Hamilton J.M., Shafer J.L. Measurement of pore compressibility characteristics in rock exhibition 'pore collapse' and volumetric creep, The Society of Core Analisys Annual Technical Conference Preprints, 1991.

93. Медведский P.M. Особенности фильтрации флюида в сильнодеформируемых коллекторах баженовского типа. Труды ЗапСибНИГНИ. Вып.200, Тюмень, 1985. -С. 100.

94. Risnes R., Gjesdal S.A., Landaas T.L., Madland I. Changes in mechanics properties of chalk caused by deformation and by pore pressure. Eurock'94.

95. Sulak R.M. Ekofisk field: the first 20 years. JPT, 1991.

96. Barton N, Choubey V. The shear strength of rock joint in theory and practice. Rock.Mech., 1977.

97. Barton N. The shear strength of rock and rock joint. Int. J. Rock. Mech. Min. Sci & Geomech, 1976.

98. Barton N. Review of a new shear strength criterion for rock joint. Engng. Geol., 1973.

99. Barton N. A relationship between joint rougthness and joint shear strength. Proc. Int. Symp. On Rock Mech. Nancy, 1971.