Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат технических наук Карнаухов, Александр Николаевич

• Карнаухов, Александр Николаевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Карнаухов, Александр Николаевич

ВВЕДЕНИЕ.

1. ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ДЕФОРМИРОВАНИЕМ ТРЕЩИН ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ 9 СКВАЖИН.

1.1. Изменение фильтрацнонно-емкостных свойств пластов при g интенсивных геодинамических и технологических процессах.

1.2. Теоретические основы механизма образования вертикальных j g трещин.

1.3. Оптимизация геометрии трещин разрыва.

1.4. Прогнозирование дебита скважины после проведения ГРП и ^ оценка технологических операций воздействия на пласт.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 1.

2. ВЫЯВЛЕНИЕ ФИЗИКО-ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ ОМБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

2.1. Литолого-минералогическая характеристика горизонта ЮСг.

2.2. Взаимосвязь фильтрационно-емкостных свойств пород <-g Омбинского месторождения.

2.3. Анализ результатов гидродинамических исследований ^ скважин.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 2.

3. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВЫРАБОТКИ 79 ЗАПАСОВ НЕФТИ.

3.1. Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти ^ по месторождениям ХМ АО.

3.2. Анализ результатов эксплуатации скважин в зоне каналов низкого фильтрационного сопротивления.

3.3. Схема проектирования геолого-технологических мероприятий с учетом геодеформационного процесса в порово-трещинноватом коллекторе

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 3.

4. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕАЛИЗОВАННЫХ ng ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ.

4.1. Эффективность проведения повторного гидроразрыва пласта с j ^ техногенной трещиноватостью.

4.2. Большеобъемный гидравлический разрыв пласта в ^g нагнетательных скважинах.

4.3. Анализ энергетики эксплуатируемых объектов Омбинского ^ месторождения.

4.4. Оценка величины подвижных и дренируемых запасов нефти.

ВЫВОДЫ ПО РАЗДЕЛУ 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности эксплуатации скважин в терригенных коллекторах с техногенной трещиноватостью»

Актуальность работы

В последнее время при разработке нефтяных месторождений добывающие предприятия всё чаще сталкиваются с проблемами, обусловленными деформационными процессами в продуктивной толще при эксплуатации скважин в слоисто-неоднородных пластах, имеющих сложное геологическое строение, характеризующихся высокой фильтрационной неоднородностью.

Развитая высокопроницаемая система связанных естественных трещин служит причиной быстрого обводнения коллекторов, не смотря на то, что их объем на порядки меньше объема порового пространства блока пород. В результате многократного воздействия при бурении скважин, проведении гидроразрывов пластов (ГРП), заводнении и изменении пластового давления при отборе пластовых флюидов в горных породах формируется техногенная трещиноватость.

Пространственно-временные особенности деформационных процессов зависят от интенсивности техногенного вмешательства во флюидный режим залежи при её разработке и литологических деформационных характеристик горных пород. Взаимодействие трещинно-поровой среды с флюидом приводит к формированию локального, неустойчивого во времени напряженно-деформационного состояния. В отличие от природных деформационных процессов техногенные деформации контролируемые и технологически регулируемые. Поэтому внедрение адаптивной технологии разработки сложнопостроенных нефтяных месторождений и повышения коэффициента извлечения нефти из низкопродуктивных залежей основывается на планировании адресных технологий на основе информации о структуре разрывных нарушений, экранирующих зонах и каналах фильтрации пластовой жидкости, которую получают в результате мониторинга месторождений. В этой связи на многих месторождениях Западной Сибири гидродинамическими и трассерными исследованиями устанавливается наличие каналов низкого фильтрационного сопротивления в терригенных коллекторах. Предусматривается массовое применение методов интенсификации притока жидкости и борьбы с обводненностью, адаптированные под геолого-физические особенности этих залежей. Как известно, гидравлический разрыв пласта является основной технологией интенсификации добычи нефти из низкодебитных скважин, и для ряда месторождений он обязательный элемент системы разработки, т.к. его применение позволяет увеличить не только темпы отбора нефти, но и коэффициент её извлечения.

Комплексный подход исследования пласта с целью определения ориентации системы трещин и преимущественного направления максимального напряжения в пласте позволяет проектировать параметры управляемого ГРП. В определенной степени это аналогия проектирования неравномерной сетки добывающих скважин, позволяющая уменьшить обводненность продукции и вовлечь в разработку дополнительные запасы. В этой связи в добывающих скважинах, расположенных между нагнетательными в направлении образования трещины необходимо ограничение ее длины. Рекомендуется ориентированная щелевая перфорация под ГРП по направлению максимального горизонтального стресса в породе, улучшающая связь ствола скважины с пластом, и обеспечивающая снижение рабочего давления гидроразрыва.

Промысловая практика свидетельствует о том, что дебиты скважины, в которых осуществлен ГРП, со временем эксплуатации снижаются. Продолжительность эффекта на месторождениях Западной Сибири колеблется в широких пределах - от 2 месяцев до 5 лет. Значимость повышения технологической эффективности возрастает в связи с тем, что в случае низкопроницаемых коллекторов принципиально важным становятся начальные дебиты скважин, ибо они определяют сроки окупаемости понесенных затрат выборе скважин для проведения ГРП. Как показывает анализ данных гидродинамических исследований, для большинства скважин реальная полудлина трещины гидроразрыва в 2-Зраза меньше, чем планируемая. Это обусловлено тем, что она имеет несколько ветвей, распределенных в соответствии с полем напряжений, изменяющимся в процессе разработки. В пласте фактически формируется система трещин, поэтому радиус зоны их распространения существенно меньше проектного значения.

Поэтому в условиях массового применения ГРП необходимо применение технологий определения азимута и геометрических параметров создаваемых трещин в пласте. Однако, например, хорошо известный метод пассивного сейсмического мониторинга (ПСМ) позволяющий осуществлять контроль распространения искусственных трещин на расстоянии 400м по латерали в условиях терригенного коллектора не позволяет оптимизировать фактическую систему трещин в прискважинной зоне.

Считаем, что для месторождений с трещинно-поровыми типами пород-коллекторов характерно изменение продуктивности скважин в зависимости от раскрытости трещин, на которую в свою очередь, влияет изменение эффективных напряжений при техногенном воздействии. В результате в продуктивной зоне пласта возникают зоны с аномальными фильтрационными свойствами геометрические характеристики которых (размер, форма, азимутальная и вертикальная направленность, неоднородность) и динамика изменения свойств во времени не известны с необходимой достоверностью. В этой связи, реализуемые технологические решения не в полной мере соответствуют изменившимся структурно-механическим особенностям строения продуктивного пласта и прискважинной области. В результате значительное различие приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, как по площади, так и по разрезу эксплутационных объектов и, как следствие неравномерный охват заводнением.

Для решения этих вопросов необходимо определить основные направления развития системы техногенных трещин и исследовать динамику ее формирования и дальнейшего изменения в течении длительного времени с применением комплекса исследований, включающего в себя индикаторные и гидродинамические исследования. Если выработать соответствующие подходы по учету этого процесса, можно добиться оптимальной работы скважин на участках масштабного проведения гидроразрыва пласта и повысить эффективность выработки заносов нефти в терригенных коллекторах.

Цель работы

Повышение добычи нефти при разработке терригенных коллекторов путем учета особенностей работы системы «скважина - пласт с техногенной трещиноватостью»

Основные задачи исследований

1. Аналитические исследования процесса образования вертикальных трещин при неуправляемом гидравлическом разрыве терригенных коллекторов.

2. Оценка изменения фильтрационно-емкостных свойств терригенных коллекторов в результате интенсивных геодинамических и техногенных процессов.

3. Оценка эффективности эксплуатации добывающих скважин после повторного гидравлического разрыва в условиях пласта с техногенной трещиноватостью.

4. Обоснование геолого-технологических мероприятий для повышения добычи нефти из пластов с техногенной трещиноватостью по результатам трассерных исследований.

Научная новизна выполненной работы

1. Для терригенных отложений Омбинского месторождения обоснован порово-трещинный тип коллектора с отношением объема трещин к объему низкопроницаемой матрицы 0,02 % до проведения её гидравлического разрыва.

2. Проведена оценка степени фильтрационной неоднородности объекта ЮСг и техногенного формирования высокопроницаемой среды гидравлическим разрывом терригенного коллектора. Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 %. Практическая ценность и реализация Результаты, полученные в диссертационной работе, используются при выборе и прогнозировании эффективности комплексных геолого-технических мероприятий по скважинам на Песчаном, Омбинском, Орехово-Ермаковском месторождениях государственным учреждением научно - аналитическим центром рационального недропользования им. В.И. Шпильмана ХМАО-Югры.

Заключение диссертации по теме «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Карнаухов, Александр Николаевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Доказано, что сложность строения рассматриваемых в работе залежей возрастает по мере их разбуривания и разработки в связи с геодинамическими процессами. Поэтому техногенное деформирование порово-трещинного коллектора Омбинского месторождения существенно влияет на технологические показатели работы скважин. До настоящего времени не разработаны научные основы по учету влияния этого процесса на разработку продуктивных объектов такого типа.

2. Установлено, что процесс образования вертикальных трещин при гидравлическом разрыве полимиктовых песчаников при определенных условиях не приводит к интенсификации добычи и повышению нефтеотдачи. Необходим комплексный подход применения технологии повышения проницаемости околоскважинной зоны с учетом её техногенного деформирования.

3. Доказано, что гидравлический разрыв пласта ЮС2 Омбинского месторождения формирует порово-трещинный тип пород коллектора., увеличивая после первичного применения в добывающих скважинах дренируемые запасы на 13%. Возрастающий потенциал по добыче нефти, следует поддерживать соответствующим формировнаием системы поддержания пластового давления. С учетом интерпретации результатов трассерных исследований пластов с техногенной трещиноватостью.

4. Установлена зависимость продуктивности нефтяных скважин от изменения упругоемких характеристик прискважинной зоны, деформируемой при ГРП. Применяемая технология повторного гидроразрыва пласта расформировывает застойные зоны, сопряженные с трещинами после первичного ГРП.

5. Доказано, что применение повторного гидроразрыва в зоне с техногенной трещиноватостью способствует увеличению отношения дренируемых запасов к подвижным до 100 % для первоочередного участка эксплуатации Омбинского месторождения. I

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Карнаухов, Александр Николаевич, 2007 год

1. Goodknight R.C., Klykoff W.A., Fatt J.H. Nonsteady-state flow and diffusion in porous media containing dead-end pore volume The Journal of Physical Chemistry. 64. no. 9, 1960.

2. Баренблатт Г.И., Желтов Ю.П. Об основных представлениях теории фильтрации однородных жидкостей в трещиноватых породах. ПММ, Т.24, вып. 5,1960.

3. Голф-Рахт ТсД. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. М.: Недра, 1986.

4. Гуревич А.Е. Процессы миграции подземных вод, нефти и газов. -М.: Недра, 1969.

5. Ковалевский Г. Л. и др. О дизъюнктивных дислокациях и осадочном чехле Западно-Сибирской плиты. Геология и геофизика СО АН СССР, № 9, 1965.

6. Микуленко К. И., Острый Г. Б. Типы трещиноватости и их влияние на коллекторские свойства пород осадочного чехла Западно-Сибирской плиты. ДАН СССР, т. 165, №3, 1965.

7. Наливкин В. Д. и др. Дизъюнктивные нарушения в осадочном чехле Западно-Сибирской низменности. ДАН СССР, т. 158, № 6,1964.

8. Острый Г. Б. О трещиноватости мезозойских пород ЗападноСибирской низменности. Нефтегазовая геология и геофизика, вып. 2, 1965, Текущая информация.

9. Умперович Н. В. и др. Новые данные о дизъюнктивных нарушениях в платформенном чехле Западно-Сибирской плиты по материалам метода отраженных волн. Геология и геофизика. Изд-во СО, АН СССР, № 1, 1966.

10. Ю.Гаттенбергер Ю. П. и др. О гидравлической взаимосвязи основных продуктивных пластов на месторождениях Сургутского нефтеносного района (Западная Сибирь). Нефтегазовая геология и геофизика, № 5, 1966, М.

11. Геологический словарь. Москва: «Недра», 1973, т.2, с. 324.

12. Дорофеева Т. В. Распределение максимумов трещиноватости горных пород на структурах Южно-Минусинской впадины // Тр. II Всесоюзного совещания по трещинным коллекторам нефти и газа. М.: Изд-во «Недра», 1965.

13. Желтов Ю.П. Деформация горных пород. М.: Недра, 1968.

14. Масленникова Г. В. Цитологические факторы, влияющие на коллекторские свойства пород IX—XVII пластов Усть-Балыкского месторождения. Нефтегазовая геология и геофизика, вып. 2., ВНИИОЭНГ, М., 1966. Текущая информация.

15. Материалы по геологическому строению и нефтеносности неокомских и частично аптских отложений Сургутского и Нижневартовского нефтегазоносных районов Тюменской области (Труды. Вып. XIII). Под редакцией Г.К. Боярских. Тюмень, 1969 г.

16. Перозио Г. Н. Об эпигенетических изменениях в терригенных породах мезозоя центральной части Западно-Сибирской низменности. Тр. СНИИГГИМСа, вып. 14, 1961.

17. П.Перозио Г. Н. Эпигенетические преобразования в песчаниках и алевролитах юры и мела Западно-Сибирской низменности. Литология и полезные ископаемые, № 3, 1966.

18. Прозорович Г. Э., Рудкевич М. Я. Об условиях образования продуктивных пластов в неокомских отложениях Сургутского свода (Западно-Сибирская низменность). Нефтегазовая геология и геофизика, № 10, 1967.

19. Черников О. А. К вопросу о вторичных изменениях осадочных пород. Литология и полезные ископаемые, № 1, 1963.

20. Щепеткин Ю. В., Острый Г. Б. Микротрещиноватость пород мезозойского чехла Западно-Сибирской низменности. Нефтегазовая геология и геофизика. Текущая информация, вып. 1, М., 1968.

21. Якушев В. П., Смирнов Н. В. Результаты экспериментальных исследований по уплотнению и цементации песчаных коллекторов. Сб.

22. Экспериментальные исследования в области разработки глубоких нефтяных и газовых месторождений». Изд-во «Наука», М, 1964.

23. Медведский Р.И. Концепция струйного вытеснения нефти водой. Вестник Удмуртского университета. Ижевск: 2002, №9, с. 121-129.

24. Мори В., Фурменто Д., Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи. Москва: Мир, 1994, с.416.25.0ркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. Москва: «Недра», 1967.

25. Справочник по эксплуатации нефтяных месторождений. Москва: «Недра», 1965, с.952.

26. Hubbert M.K. and Wellis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing. Trans. A. J. M. E., 1957, v. 210, —pp. 153—166.

27. Экономидис М.Д., Нольте К.Г. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (части I, II). — Краснодар.— 1972. — 538 с. (пер. с англ. А.И. Булатова, Е.Н. Грачевой, И.П. Есиповой).

28. Acharya R. Hydraulic fracture treatmebt design simulation. — J. Petrol. Techn., 1988, v. 40, N 2, pp. 139—142.

29. Краткий отчет «Создание методик и компьютерных программ расчета технологических параметров и эффективности гидравлического разрыва пласта (ГРП) применительно к условиям нефтяных месторождений

30. АООТ «Сургутнефтегаз»— 1994. Научный руководитель — д. т. н., профессор Ю. А. Желтов.

31. Желтов Ю.П., Христианович С.А. О гидравлическом разрыве нефтеносного пласта. — Изв. АН СССР, ОТН, № 5, 1959.

32. Gidley J.L. Recent Advances in Hydraulic Fracturing. ATME. SPE.1980.

33. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation. — Prentice Hall. N I. — 1989. —430 pp.

34. J. Petrol Technol., 1975,27, —pp. 1433—1438. 36.Ser. Rock and Soil Mech., 1977, 2, N 3, — pp. 309—339. 37.SIMERAC — Method for Surveying Direction and Propagation of

35. Hydrualic Fractures // Institut Francais du Petrole. — 1988, IX, — pp. 1—12.

36. Elbel J.L. Considerations for optimum fracture geometry design // SPE Production Engineering. — 1988, VIII. — Vol. 3, N 8, — pp. 323—327.

37. Оценка состояния призабойной зоны пласта при проектировании технологии физико-химического воздействия // Разработчик — СевКавНИПИнефть. — ВНИИОЭНГ. — 1981. — 7 с.

38. Афанасьев Е.Ф., Шурыгина И.Г., Щербаков Г.А. Методы расчета системы вертикальных магистральных трещин в плотных коллекторах с целью интенсификации притока флюида к скважине. — М.: ВНИИЭГазпром, 1990. —28 с.

39. Седов Л.И. Механика сплошной среды (т. 1). — М.: Наука, 1970.— 568 с.

40. Кучумов Р.Я. Занкиев М.Я., Кучумов P.P. Исследование факторов, влияющих на образование трещин при ГРП // Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса: Межвуз. СНТ. — ТюмГНГУ, 1997. —С. 181—189.

41. Занкиев М.Я. Классификация и диагностирование эффективности технологии гидравлического разрыва пластов в условиях ОАО «Славнефть— Мегионнефтегаз». — Диссертация. — 1998 (фонды ТюмГНГУ).

42. Suprinovicz R., Buttler R.M. The choice of pattern size and shape for regular arrays of horizontal wells // J. of Canad. Technol. — 1992,1. — Vol. 31, N 1, —pp. 39-44.

43. Азиз X., Сеттери Э. Математическое моделирование пластовых систем. — М.: Недра. — 1982. — 408 с.

44. Телков А.П., Дубков И.Б., Гринько А.П. К обоснованию оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительной эффективности работы ее и трещин гидравлического разрыва пласта. — Тюмень. — «Вектор Бук». — 2000. — С. 141—148.

45. Телков А.П., Краснова Т.Л. Расчет оптимального местоположения и дебита горизонтальной скважины, дренирующей залежь с подошвенной водой // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.— 1997. — №6.— С. 34—39.

46. Мищенко И.Т., Кондратюк А.Т. Особенности разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Изд. Нефть и газ, 1996. -190 с.

47. Лубенец Ю.Д., Симонов М.Е., Короткое С.В. Отчет о НИР по договору ЮГ-2.93.95/261 "Технико-экономическое обоснование коэффициентов извлечения нефти из продуктивных отложений Омбинского месторождения". Краснодар, 1995.

48. Разживина JI.C. Особенности строения и условия формирования пластов Ю2-3 Восточно-Сургутского месторождения // Геофизические методы локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1989.

49. Соколовский А.П. Обоснование нефтеносности пласта Ю2 в пределах Сургутского свода // Выбор объектов нефтегазопоисковых работ на базе общегеологических и палеогеографических критериев: Сб. науч. тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1983. - Вып. 183.

50. Сурков B.C., Гурари Ф.Г., Девятое В.П. и др. Залежи углеводородов в нижней средней юре Обь - Иртышской нефтегазоносной области Западной Сибири // Геология и геофизика. - 1995, № 6, том 36.

51. Янин А.Н. и др. Отчет о НИР. Технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения Восточно-Сибирского (пласты Ю1, Ю2, ЮЗ, А4), Омбинского (пласт Ю2), Тепловского (пласт Ю2) месторождений. Этапы I, II. Договор Н.91.92.21.49.00.- Тюмень, 1991.

52. Huang Е.Т., Holm L.W. Effect of WAG intection and rock wettability on oil recovery during C02 flooding // SPE Reservoir Eng 1988 - Vol.3, №1-P. 119-129

53. Капиллярно гравитационные модели залежи нефти Западной Сибири как возможный путь к повышению конечной нефтеотдачи / Большаков Ю.Я., Большакова Е.Ю. // Известия вузов. Нефть и газ. 2006. №1. С. 20-25.

54. Трофимов А.С. Водогазовое воздействие применительно к условиям полимиктовых коллекторов Западной Сибири. Нефтегазопромысловое дело. М., 1992, №2.

55. Лысенко В.Д. Теория разработки нефтяных месторождений. М.: Недра,- 1993.

56. Медведский Р.И., Севастьянов А.А. Оценка извлекаемых запасов нефти и прогноз уровней добычи по промысловым данным. Санкт

57. Петербург: Недра.- 2004,- 192 с.

58. А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, А.Н. Карнаухов Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти по месторождениям ХМАО // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2007. - №3.-С. 32-39

59. Г.С.Впртанян, В.И. Башмаков. Изменение характеристик гидрогеодеформационного поля при появлении интенсивных геодинамических процессов. Сов. Геология, 1989, №8. С. 96-99

60. Г.С. Вартанян, В.М. Гольдберг. Влияние изменчивости проницаемости глин и напряженного состояния пород на условия закрытости водоносных систем. Отечест. Геология, 1996, №8. С. 43-47

61. А.А. Карцев, С.В. Вагин, В.М. Матусевич. Гидрогеология нефтегазоносных бассейнов. М.: Недра, 1986. - 224 с.

62. В.М. Матусевич, О.В. Бакуев. Геодинамика водонапорных систем Западно Сибирского нефтегазоносного бассейна. Сов. Геология, 1986, №2. -С. 117-122.

63. А.А. Карцев, В.М. Матусевич, Ю.И. Яковлев. Связь аномально низких пластовых давлений с рифогенными зонами Сибири. Геотектоника, Наука, 1989,2.-С. 86-89.

64. В.М. Матусевич, А.Д. Резник. Геофлюидальные системы и гидрогеодеформационное поле. Известия вузов. Нефть и газ. 1977, №5. С.52-57.

65. Казанцев Ю., Сурначев Д. «О влиянии геодеформационных процессов на разработку Самотлорского месторождения» Бурение и нефть, №3, 2006, с.35-37.

66. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ разработки залежей углеводородов, заявка на изобретение №2005105146 от 24.02.2005.

67. Трофимов А.С., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ исследования и разработки многопластового месторождения углеводородов, заявка на изобретение №2005138012 от 06.12.2005г.

68. Шарифов М.З., Леонов В.А., Кривова Н.Р. и др. Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и установка для ее реализации заявка на изобретение №2006137251.

69. Карнаухов А.Н. Выявление особенностей механизма выработки запасов нефти по месторождениям Ханты-Мансийского автономного округа / А.А. Севастьянов, К.В. Коровин, А.Н. Карнаухов // Известия вузов. Нефть и газ.-2007.-№3.-С.32-38

70. Попов С.Н. Влияние деформаций коллекторов трещинно-порового типа на дебит скважин газоконденсатных месторождений: Автореф. дис. . канд. техн. наук: 25.00.16. Пермь, 2007. - 25 с.

71. Некрасов В.И. Гидроразрыв пласта: внедрение и результаты, проблемы и решения / А.В. Глебов, Р.Г. Ширгазин, В.В. Вахрушев. -Тюмень: ГУП Инф.-изд. центр ГНИ по РБ, 2001. 237 с.

72. Телков А.П., Грачев С.И., Дубков И.Б., Краснова T.JI., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтяных месторождений. Тюмень ООО НИПИКБС Т, 2001.- 482с: ил