Повышение эффективности многостадийного гидроразрыва в горизонтальном стволе с учетом напряженного состояния околоскважинной зоны тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Чертенков Михаил Васильевич

• Чертенков Михаил Васильевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Чертенков Михаил Васильевич

1.1 ОБЗОР МОДЕЛЕЙ

1.2 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ

1.3 СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ГОРНЫХ ПОРОД

1.4 МЕТОДЫ ОПИСАНИЯ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ТРЕЩИНЫ ГРП

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА ПОДХОДОВ К ПОСТРОЕНИЮ ГЕОМЕХАНИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ

2.1 ПРИМЕНЯЕМЫЕ В РАБОТЕ ЗАВИСИМОСТИ МИНИМАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ОТ РЯДА ПАРАМЕТРОВ

2.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПУАССОНА И МОДУЛЯ ЮНГА

2.3 ПОДГОТОВКА ВЫБОРКИ И КРИТЕРИЕВ ДЛЯ ОБУЧЕНИЯ НЕЙРОСЕТЕВОЙ МОДЕЛИ

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ-

ПОЛИГОНА

3 .1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

3.1.1 Геолого-физическая характеристика пласта ЮВ11

3.2 ТЕНДЕНЦИИ В НЕФТЕДОБЫЧЕ

3.2.1 Обзор текущих показателей эксплуатации скважин и участков

3.2.2 Прогнозная оценка нефтеотдачи по участкам анализа

3.2.3 Оценка составляющих КИН на основе эмпирико-статистических методов

3.2.4 Выводы и задачи исследования

3.3 МЕТОДИКА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЯ

3.3.1 Взаимовлияние скважин

3.3.2 Анализ динамики обводнения скважин

3.3.3 Анализ трассерных исследований

ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ГЛАВА 4 ПОСТРОЕНИЕ 3Б МОДЕЛИ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА

4.1 ПОСТРОЕНИЕ КУБА ИЗМЕНЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ПУАССОНА И МОДУЛЯ ЮНГА

4.2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЕРТИКАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЕ - ДАВЛЕНИЕ ВЫШЕЛЕЖАЩИХ ГОРНЫХ ПОРОД

ПОСТРОЕНИЕ КУБА МИНИМАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ

4.4 ПРОВЕРКА МОДЕЛИ НА ФАКТИЧЕСКИХ ДАННЫХ

4.5 УЧЕТ ВЛИЯНИЯ ОТКЛОНЕНИЯ ТРЕЩИН ОТ ПЕРПЕНДИКУЛЯРНОГО ПОЛОЖЕНИЯ К ГОРИЗОНТАЛЬНОЙ СКВАЖИНЕ НА ДЕБИТ ЖИДКОСТИ ПОСЛЕ МГРП

4.6 ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕОПРЕДЕЛЁННОСТЕЙ ПРИ ПОСТРОЕНИИ МОДЕЛИ

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ К ГЛАВЕ

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

Список использованной литературы

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

В настоящее время основным приоритетом развития нефтяной промышленности является стабилизация и возможный рост нефтедобычи. Это обеспечивается, как за счет увеличения нефтеизвлечения на старых месторождениях, так и за счет ввода в разработку новых. При этом ухудшающаяся структура запасов нефти требует применения новых технологических решений.

Одним из основных методов интенсификации добычи нефти и ввода в разработку недренируемых запасов нефти является гидроразрыв пласта (ГРП). Его естественным развитием является применение многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в горизонтальном стволе. Однако усложнение технологии не привело к качественным изменениям в технологиях расчета параметров трещин, так как параметры каждой из стадий рассчитываются индивидуально без учета ранее проведённых стадий. Расширение технологий ГРП требует качественного улучшения используемых подходов в подготовке исходной информации.

Актуальность заключается в качественном прогнозе дизайна трещин МГРП с учетом напряженно-деформированного состояния горных пород. Именно контролирование распространения трещин МГРП позволит снизить непроизводительные затраты на проведение МГРП, увеличить дебит скважин и уменьшить обводнённость. Основой построения любой, в том числе модели минимальных напряжений, являются фактические измерения различных свойств.

В условиях построения модели минимальных напряжений одним из основных параметров является коэффициент Пуассона рассматриваемых пластов, при этом его измерения должны проводиться в среде максимально приближенной к естественной среде залегания, а именно в условиях скважин. Обеспечить подобные замеры могут скважинные акустические исследования. С точки зрения научных исследований акустические замеры должны проводиться во всех

рассматриваемых скважинах, однако наши реалии таковы, что такой охват вряд ли осуществим с экономической точки зрения.

Следовательно, необходимо разработать подходы надежного расчета акустических свойств из имеющихся каротажных данных. Затраты на создание и сопровождение геомеханической модели значительно ниже, чем затраты на проведение МГРП, а ожидаемый прирост дебита значителен.

Степень разработанности проблемы

Большой вклад в определение и оценку влияния коэффициента Пуассона а также по вопросам, связанным с расчетом давления разрыва, внесли работы Попова А.Н., Головкина Н.Н., Руппенейта К.В., Либермана Ю.И., Турчинова И.А., Гусева Л.С., Лапидуса Л.С., Щелкачева В.Н., Брандта А.А., Добрынина В.М., Спивака А.И., Тимофеева Н.С., Яреймчука Р.С., Желтова Ю.П. и д.р. Методы описания напряженно-деформируемого состояния пласта при разработке месторождений углеводородов. Несмотря на большой вклад многих исследователей практические вопросы построения модели минимальных напряжений и проектирования ГРП, а также МГРП остаются нерешенными, требуют дополнительных исследований, теоретических осмыслений и практической реализации, поэтому рассматриваемая тема сохраняет свою актуальность.

Соответствие паспорту заявленной специальности

Тема и содержание диссертационной работы соответствуют паспорту специальности 25.00.17 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п.2 - «геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа».

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности многостадийного гидроразрыва в горизонтальном стволе с учетом напряженного состояния околоскважинной зоны»

Цель работы

Разработка научно-методических основ повышения эффективности технологии многостадийного гидроразрыва пласта горизонтальных скважин на основе разработки трехмерной модели распространения минимальных напряжений (на примере юрских отложений Урьевского месторождения).

Для достижения указанной цели решались следующие задачи:

1 Разработать подходы по получению основных параметров уравнения Пратса в условиях неполного охвата фонда скважин акустическими исследованиями.

2 Синтезировать кубы распространения коэффициента Пуассона.

3 Провести анализ чувствительности уравнения Пратса от ожидаемого изменения входящих параметров: давления вышележащих пород, коэффициента Пуассона, пластового давления.

4 Разработать подходы по достижению технологически необходимой длины трещин МГРП.

5 Провести анализ возможных неопределенностей, при построении модели минимальных напряжений для условий юрских отложений Урьевского месторождения, дать рекомендации по их снижению.

Объект и предмет исследования

Объектами исследования являются поля пластовых напряжений, влияющие на ориентацию трещин ГРП.

Предметом исследования является эффективность многозонного ГРП в горизонтальном стволе изменяемая посредством модели минимальных напряжений.

Научная новизна

1 Сформулирована и числено решена задача определения значений коэффициента Пуассона в условиях неполного охвата акустическими исследованиями фонда скважин для моделирования минимальных напряжений. Решение задачи основано на использовании нейросети после ее обучения по данным гамма каротажа и каротажа собственной поляризации.

2 Существенно усовершенствована модель определения преимущественного направления распространения трещин МГРП, с использованием нейросетевого моделирования и распределения пластового давления.

3 Обоснованы критерии контроля направлений трещин МГРП для целей разработки, а именно: первоначальное поле пластовых напряжений в рамках действующей системы разработки; изменение давления, вызванное проведением предыдущих стадий МГРП; изменение во времени поля давления в околоскважинном пространстве.

Теоретическая и практическая значимость

1. При использовании предложенных подходов по определению преимущественного направления распространения трещин МГРП удалось снизить обводненность добывающих скважин в среднем на 40%. Снижение обводненности обусловлено расположением трещин МГРП субпараллельно фронту нагнетания.

2. Результаты исследований позволили оптимизировать эффективную работающую длину трещин МГРП в горизонтальном стволе, что привело к

3 3

приросту приведённого дебита жидкости в объеме 5,5 м /сут или 25 м /сут при использовании 5-и интервального МГРП.

3. Результаты, полученные в диссертационной работе, используются на юрских отложениях Урьевского месторождения, при проектировании и проведении многозонного ГРП в горизонтальных стволах. Планирование операций МГРП с использованием полноразмерной модели минимальных

-5

напряжений дает прирост приведённого дебита жидкости в объеме 5,5 м /сут на

-5

стадию МГРП или 27 м /сут при использовании 5-и интервального МГРП.

Положения, выносимые на защиту

1 Модель определения значений коэффициента Пуассона с помощью данных каротажа собственной поляризации и гамма каротажа на основе использования нейронных сетей.

2 Новый экспериментальный метод построения модели минимальных

напряжений для определения основного направления распространения трещин ГРП в условиях действующей системы разработки и низкой тектонической активности.

3 Критерии, определяющие направления трещин многостадийного ГРП в стволе горизонтальной скважины (на примере юрских отложений Урьевского месторождения).

Степень достоверности и апробация результатов

Достоверность результатов работы обеспечивалась применением широко апробированных, а также оригинальных методов и методик, экспериментальных исследований, осуществленных на оборудовании, прошедшем государственную поверку. Перед построением графических зависимостей все экспериментальные данные обрабатывались с использованием подходов теории ошибок эксперимента и математической статистики.

Основные положения диссертационной работы доложены и обсуждены на: научно-технических советах (НТС) ООО «ЛУКОЙЛ - Инжиниринг»; НТС и совещаниях по методам повышения нефтеотдачи пластов ПАО «ЛУКОЙЛ», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»; III-м Международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов» -ОАО «ВНИИнефть» (г. Москва, сентябрь 2011г.); 16-м европейском симпозиуме по улучшению восстановления нефти (Кембридж, 12-14 апреля 2011 г.); 5-й Санкт-Петербургской международной конференции-выставке: Making the most of the earth's resources (г.Санкт-Петербург, 02-05 апреля 2012 г.); VIII-м международном технологическом симпозиуме, посвященного 15-летию Клуба исследователей скважин (РАНХиГС при Президенте РФ, г. Санкт-Петербург, апрель 2013г.); на международных конференциях общества инженеров нефтяников SPE (г. Москва, 14-16 октября 2014 г., 26-28 октября 2015 г.); 21-м Всемирном нефтяном конгрессе «Responsibly energising a growing world, WPC 2014» (г. Москва, 15-19 июня 2014 г.); Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию высшего нефтегазового образования в Республике Татарстан «Достижения, проблемы и перспективы развития

нефтегазовой отрасли» (г. Альметьевск, 28-29 октября 2016 г.); 7-ой Всероссийской научно-практической конференции «Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа» (г.Томск, 19-23 сентября 2016 г.); семинарах кафедры «Геологии и разведки НГМ» ФГБОУ ВО «УГНТУ» .

Публикации

Основные результаты диссертации опубликованы в 15 работах, в том числе в 10 статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 патент РФ на изобретение.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа состоит из введения, четыре главы, заключения, списка использованных источников, включающего 144 наименования, содержит 130 страниц машинописного текста, 62 рисунка, 24 таблицы.

Благодарности

Автор глубоко признателен коллективу Уфимского государственного нефтяного технического университета, коллегам Ухтинского государственного технического университета, за помощь в написании работы, внимание и ценные советы. Автор искренне выражает свою благодарность коллегам ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», которые с большим интересом разделили стремления автора в данном исследовании.

ГЛАВА 1 ОБЗОР ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ МЕТОДОВ ОПИСАНИЯ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТА

1.1 Обзор моделей

На сегодняшний день все методы, описывающие состояние горных пород исходили из критериев ее разрушения. Так в инженерном строительстве использовали критерии не обрушения стенок горных выработок, устойчивости фундаментов зданий. С точки зрения разработки нефтяных месторождений большую актуальность имеют методы устойчивости стенок как субвертикальных, так и горизонтальных скважин, а также прогноз давлений разрыва при проведении ГРП.

По описанию НДС горных пород методы делятся на дискретные и представления горной породы как сплошной среды [1].

Исторически первые модели были модели сплошной среды, такие как модели упругого тела Гука, вязкое тело Ньютона, а также описание пластичного состояния тела методом Сен-Венана [66]. Основное предположение данных моделей состоит в равномерности распределения свойств, которые полностью восстанавливаются после снятия нагрузки. Такие модели имеют названия упругих моделей. Простейшие из них тело Гука, где деформация прямо пропорциональна напряжению (формула 1.1):

т=Е *у, (1.1)

где: у- деформация сдвига;

т - касательные напряжения;

Е- модуль (деформации) упругости при сдвиге.

При этом данные модели применимы до достижения, так называемого предела упругости. Предел упругости - напряжение, при котором начинаются необратимые пластические деформации.

Учеными А.Н. Поповым и Н.Н. Головкиным предложена следующая классификация разрушений [2]:

- упругая деформация, при которой возможно возвращение в исходное состояние при снятии напряжения (также была описана Гуком и Сен-Венаном);

- пластичное разрушение с упрочнением, при котором происходит необратимая пластическая деформация;

- разрыв - разрушение, при котором происходит необратимая деформация с поверхностью разрыва.

На рисунке 1.1 приведены характерные зависимости касательных напряжений т от деформаций сдвига у для различных классов пород.

а б в

для хрупких (а), пластично-хрупких (6) и пластичных (в) пород и области их деформирования: I - упругая; II - пластичная с упрочнением; III - пластичная с разупрочнением (разрушение)

Рисунок 1.1 - Зависимости касательных напряжений от деформаций сдвига

В простейшем случае напряжения (стресс) определяется как сила, действующая на определенную площадь. Чтобы быть более точным, стресс есть тензор, который описывает плотность сил, действующих на всех поверхностях, проходящих через данную точку. С точки зрения механики сплошных сред, напряжения, действующие на однородном, изотропном теле на глубине являются описанием тензора второго ранга, с девяти компонентов (рисунок 1.2).

Определение тензора напряжений (произвольная система координат)

Трансформация тензора

Тензор главных напряжений

Рисунок 1.2 - Определение тензора напряжений относительно произвольной системы координат

Каждый из данных компонентов, а именно вертикальная, горизонтальная, боковая (радиальная) была описана рядом авторов. Впервые описание напряжения в произвольной точке упругого изотропного массива в поле гравитационных сил А.Н. Динником [3] была предложена формула (1.2), где вертикальная составляющая описывалась через средневзвешенную плотность слагающих пород:

бz=-p*g*z (1.2)

где: р - средневзвешенная плотность пород массива; g - ускорение свободного падения; z - глубина залегания горных пород.

Была предложена формула (3) описания горизонтального напряжения

где ц- коэффициент Пуассона;

X - коэффициент бокового распора упругих горных пород.

Коэффициент Пуассона — величина отношения относительного поперечного сжатия к относительному продольному растяжению [67, 68]. Этот коэффициент зависит не от размеров тела, а от природы материала. Безразмерен, но может быть указан в относительных единицах: мм/мм, м/м.

Так называемое боковое давление равно геостатическому и выражается следующей зависимостью (1.4):

Рг = б2,

Рб = Лу*Рг=бг. (1.4)

По мере роста глубины горных выработок и бурения скважин менялись представления о распределении напряжений с глубиной. Так А. Геймом была выдвинута гипотеза о гидростатическом распределении напряжения массива. Данную гипотезу поддержал ряд исследователей [4, 5, 6, 7, 8, 9, 10], которые показали, что вертикальная составляющая доминирует над составом рассматриваемых пород. По мнению К.В. Руппенейта и Ю.И. Либермана [69, 70] в горных породах, способных с вязкопластичному течению (песчаные сланцы, каменные соли, глины), напряжения даже при небольших глубинах соответствуют гидростатическому. Песчаники и песчаноглинистые сланцы ведут себя как породы, напряжение в которых с течением времени стремится к некоторой величине тт при (формула 1.5):

где Gt - остаточное не релаксирующее напряжение.

Дальнейшее развитие данных методов было проведено А. Надаи [11]. Автором было показано, что разность бокового и горного давления не равно нулю. Данный вывод был чрезвычайно важен, так как был предваряющим к выводу о наличии минимальных и максимальных напряжений в пласте. А. Надаи вывел, что касательные напряжения описываются следующей формулой (1.6):

Решение практических задач затруднено определением коэффициентом бокового распора. В ряде случаев, когда горные породы залегают в условиях близких к всестороннему сжатию, лямбду можно принять единице. Однако в рамках данной работы рассматриваются породы в возмущенном состоянии, напряжения в которых, к сожалению, далеко от геостатического.

Наиболее актуальным на сегодняшний день является теория наибольших касательных напряжений, а именно обобщённая теория Мора-Кулона и обобщённые условия прочности Мора. Согласно данной теории сопротивление сдвига зависит нормальных напряжений, действующих в плоскости сдвига. В соответствии с законом Кулона трение скольжения твердых тел соответствует внутреннему трению в сыпучем материале. Равновесие сыпучего материала соответствует условию (1.7):

тп = (1.7)

где: тп - предельное сопротивление сдвигу;

- нормальные напряжения на поверхности сдвига;

- коэффициент сухого трения или внутреннего трения.

Нарушению упругого состояния препятствуют имеющиеся в теле силы сцепления % Следовательно, условия равновесия записываются в виде (1.8):

т5 = т0 +А*\оп\, (1.8)

где: т5 - предел текучести материала;

А - угловой коэффициент.

При переходе к понятию эффективное напряжение эта зависимость (1.8) принимает вид (1.9):

Теория Мора-Кулона благодаря простоте и сравнительной надежности получила широкое распространение. Однако, данная теория, как и приведенная выше, не учитывает изменчивость пород по разрезу.

Следующим витком в описании напряженного состояния горных пород было дискретное представление пород. Применение данного подхода вызвано необходимостью включения в используемые уравнения, таких факторов как трещиноватость, пористость и т.д. Так В. Витке [12] в описании напряжений, в зависимости от формы и ориентации зерен в рассматриваемом образце, выделял три типа породы:

- породы со слоистой структурой (к ним относится породы осадочного метаморфического происхождения);

- породы с неориентированной зернистой структурой (преимущественно магматического и осадочного происхождения);

- породы с плитчатой структуры (метаморфические и магматические).

Как видно из представленной классификации отсутствует четкое выделение типа породы.

Кроме того не удалось уйти от допущения сплошности материала. Другие исследователи, а именно И.А. Турчинов [13], предложили использовать составную модель. Так значение горизонтальных напряжений зависит от набора №ых слоев коэффициента бокового распора. Дальнейшее развитие данных подходов получило введением Б.В. Гусевым и Л.С. Лапидусом [14] степени трещиноватости, которые рассматривали трещиноватую среду как сплошную с некоторыми допущениями (1.10):

(1.10)

Дальнейшая детализация напряжений привела к необходимости использовать не только свойства самих горных массивов, но и флюидов, насыщающих их.

^ = а + Ь(-)3

Так исследователи Щелкачев В.Н., Брандт, Фетт и др. рассматривают горные породы как дифференциально-упругие тела, общая упругость которых зависит от компонентов (породы и насыщающих флюидов).

Основываясь на теории Био-Гассмана В.М., Добрынин [15] рассмотрел упругие деформации без коллекторов минеральных включений в условиях всестороннего сжатия и влияния температур. Кроме того, автор рассмотрел чрезвычайно важный аспект влияния трещин и микротрещин на объемную деформацию горных пород. При изучении деформаций пород коллекторов насыщенных жидкостью используется модель К. Терцаги [73], в которую автор ввел зависимость эффективного напряжения от напряжения общего и пластового давления. Данная формула применима и сейчас ввиду удовлетворительной сходимости экспериментальных и расчётных данных. Однако, А.И. Спивак и А.Н. Попов [71, 72] предложили дальнейшее развитие данной зависимости. Так, гипостатическое давление воспринимается как скелетом, так и пластовым флюидом и имеет следующую зависимость:

Рг=С*(7с+Рп* (1 -с\ (1.11)

где: с - доля единичной площади элемента, занятая скелетом горной породы;

ст: - вертикальные напряжения в скелете горной породы.

При этом жидкость воспринимает нагрузку, равную

сгс=с*Рл + (Рг-Рп)/с. (1.12)

1.2 Экспериментальное обоснование напряженного состояния

Исследования напряженно-деформируемого стояния тела велись как на крупномасштабных экспериментах (здания, горные выработки), так и на маломасштабных образцах (керновые исследования).

Основными параметрами, определяемыми при керновых исследованиях, являлся предел прочности. Так экспериментально установлено [16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24], что происходит уменьшение сопротивления разрушению с

увеличением времени пребывания твердого тела в неравномерном, но в напряженном состоянии. На рисунке 1.3 приведено изменение предела прочности во времени при одноосном сжатии.

1) от времени действия максимальных касательных напряжений, 2)предел длительной прочности, 3) уровень максимальных касательных напряжений; I - время, в течение которого ствол скважины сохраняется в упругом состоянии

Рисунок 1.3 - Зависимость предела текучести горной породы

Рядом исследователей [25, 26, 27, 28, 29, 30, 31, 32, 33] были сделаны попытки масштабировать данный эффект на процесс прочности стенок скважины. Был предложен коэффициент кдл, характеризующий длительную прочность горной породы:

^сжСО _ т*СО _ (1 13)

-

Согласно [34, 35] в таблице 1.1 приведены некоторые значения кдл некоторых пород.

Горная порода кдл

глина 0,74

глинистый сланец, аргиллит 0,50

песчаник 0,64

каменная соль 0,70

мел 0,62

известняк, доломит 0,74

Однако данные коэффициенты, а также предлагаемые подходы авторов, не могут быть использованы для прогноза напряженного состояния при ГРП в условиях действующей системы разработки.

Кроме того, в процессе сравнительных испытаний образцов [36, 37, 38, 39, 40, 41, 42, 43] установлено, что значительное влияние на значение предела прочности оказывают форма, размер и условия нагружения, что также подтверждает сложность масштабирования лабораторных керновых исследований к условиям фактического залегания горных пород. Эффекты масштабирования керновых исследований были исследованы рядом авторов [44, 37, 41, 42]. В результате был предложена классификация масштабных эффектов: объемный и поверхностный. Объемный эффект зависит от неоднородности строения и состава горной породы, а также наличия внутренних дефектов. Объемный эффект определяется наибольшими напряжениями в образце, согласующимися с направлением нагружения. Следовательно, при большем размере образца возрастает вероятность нахождения критичных напряжений.

Поверхностный эффект зависит от технологии подготовки образца к испытанию.

Данные теоретические допущения позволили объяснить изменение прочностных показателей в зависимости от габаритов образцов и условий испытаний. Также была предложена формула масштабного эффекта:

где: бсж - прочность образца размером к;

бсжх> - константа, равная прочности образца бесконечно большого размера;

А, и-константы.

В настоящее время, в основном, используются методы исследования при одноосном сжатии. Однако данные методы не моделируют условия залегания, для которых характерно объемное сжатие.

Методы испытания путем вдавливания шарика в породу не позволяют получить данные, пригодные для геомеханического моделирования пласта в целом, а определяют данные предела текучести, твердости по штампу.

Рядом исследователей [45, 46, 47, 10] проводились испытания для штампов размеров от 1 до 10 мм, где они пришли к выводу о повторяемости параметров при размерах штампов от 1,5 до 10 мм и резким увеличении предела текучести при уменьшении диаметра штампа менее 1,5 мм. Данное утверждение согласуется с размерами зерен пород, слагающих образцы. Так при размерах штамма менее 1,5 мм исследуется конкретное зерно, на которое попал штамм.

Попытки авторов Н.С. Тимофеева, Р.Б. Вугина, P.C. Яремейчука [48, 49],Б.В. Байдюка [45], Эйгелеса P.M. [50], H.H. Павловой [46], М. К. Сеид-Рза [51] и Аланом Д. [52] провести исследования образцов при всестороннем сжатии позволили установить ряд закономерностей при деформировании горных пород. К недостаткам подобных схем исследований можно отнести трудоемкость, низкую воспроизводимость и, что самое главное, слабую корреляцию со скважинными данными.

Отдельной группой стоят методы акустического исследования образцов. Данные методы нашли широкое распространение в зарубежной практике в связи с низкой их стоимостью, а также отсутствием необратимых деформаций породы (неразрушающие методы).

При исследовании образцов акустическими методами выделяются следующие волны:

- продольная волна (Р);

- поперечная волна (S);

- волна Стоунли (St).

На основе полученных скоростей определяются геомеханические параметры. Так коэффициент Пуассона определяется по зависимости:

(1.15)

или

V =

-Ир'

(116)

-г^2 )

где: ^ - время пробега поперечной волны;

- время пробега продольной волны; и8 - скорость пробега поперечной волны; ир - скорость пробега продольной волны.

Под термином «пробег» подразумевается расстояние от излучателя до приемника.

Результаты данных методов плохо согласуются с данными исследования керна при одноосном сжатии. В литературе коэффициент Пуассона, полученный по данным акустических исследований, называется динамическим, а коэффициент, полученный при разрушении образца - статическим.

1.3 Современные методы определения напряженного состояния горных пород

В процессе проводки горизонтальных скважин и проведении ГРП стало понятно, что давление разрыва зависит не только от геостатического давления вышележащих пластов, но и от состава породы, условий ее залегания и пластового (порового) давления. Так М. Хуберт и Д. Уиллис предположили, что давление гидроразрыва зависит от суммы минимального эффективного напряжения и пластового давления [74].

дга<1Ртр = дга<1о^т^+дга<1?п,

где Ргр - давление в скважине в момент гидроразрыва на рассматриваемой глубине.

При этом горизонтальное давление принималось равным от 1/2 до 1/3 эффективного горного давления.

В данном подходе не учитывался коэффициент Пуассона. Развитие данного подхода получило развитие в работах Метьюза и Келли [80], которые предложили следующую зависимость давления открытия трещин:

где: Ргр - давление открытия поглощения;

Я": - переменный коэффициент напряженного состояния горного массива. Недостатком данного подхода является применение коэффициента напряженного стояния горного массива,к^ который, по своей сути, является

градиентом гидроразрыва и определяется на основе фактических данных. Достаточно широкое применение получил метод Итона [53, 81].

где Л - коэффициент бокового распора, равный

(1.21)

Данный метод показал хорошую сходимость с фактическими данными, однако, в данной работе будет использоваться формула Пратса.

Наличие на глубине местных напряжений является результатом сложного взаимодействия свойств породы и пласта, тектоники и истории осадконакопления. Пратс показал, что дифференциальные горизонтальные эффективные напряжения, вызванные изменением глубины погружения, температуры, усилий или давления могут быть записаны в следующем виде:

А V Л \ Еа АГ ЫБг УЫе!

= --°(аг -р) + --ОГ + --^ + - 7

' 1 -V 1 -V 1 -V 1

-V

2 '

(1.22)

где первый член в правой части уравнения учитывает эффективные напряжения от горного давления вышележащих пород, второй член отражает температурные напряжения и последние два члена отражают тектонические усилия.

Если изменения величин горного давления вышележащих пород порового давления Р, температуры Т, тектонических усилий £1 и свойства материала (модуль Юнга Е, коэффициент Пуассона уы коэффициент

температурного расширения а) известны в виде функции от глубины или времени, уравнение (1.22) может быть проинтегрировано для получения истории развития напряжений. Может быть также учтена вязкая упругость пород при введении функции релаксации в интегральное уравнение. Даже эффект диагенеза учтен в уравнении (1.22) через параметры Е, V и а. Например, уплотнение и цементация с глубиной погружения могут быть смоделированы как увеличение Е и уменьшение vс глубиной.

В повседневной практике используется модифицированный метод Итона -уравнение праста Пратса, где используется понятие минимального эффективного напряжения, по которому будет происходить распространение трещины ГРП.

где: V -коэффициент Пуассона;

^■ - минимальное горизонтальное напряжение;

з..^.- вертикальное напряжение вышележащих пород;

::- коэффициент Биота (коэффициент пропорциональности, введённый в 1962г. М. Биотом и названый в его честь. Изменяется в пределах 0.5-1);

В; - пластовое давление;

:;,-..- дополнительные напряжения, вызванные тектонической активностью.

1.4 Методы описания распространения трещины ГРП

В мировой практике различают два направления описания распространения трещин ГРП:

- двумерное распространение трещин;

- трехмерное распространение.

К двумерным моделям относят модели трещины, описывающих ширину трещины в зависимости от эффективного давления, а также геомеханических

параметров: модуля сдвига, коэффициента Пуассона, модуля Юнга. Модуль Юнга описывается следующим аналитическим уравнением:

Е = 2*(1+у)*а (1.24)

При двумерных моделях распределение давления принимается равным разности давления жидкости в трещине и эффективного напряжения.

Наиболее простое описание ширины трещины представлено Баренблаттом и имеет следующий вид (1.25):

О ^ 7 . (1.25)

На рисунке 1.4 представлено условное изображение клинообразного смыкания у вершины трещины.

Рисунок 1.4 - Схематичное отображение при клинообразном смыкании у

вершины трещины

Гриффитсом [54] было введено уравнение распространения трещины, имеющее вид:

&Рсг =

2*Е *Ег

.к*Ь* (1—V2).

1

* -

2

(1.26)

Впервые описание двумерной трещины без учета утечек было представлено советскими учеными Христиановичем и Желтовым Ю.П. [55, 56]. Именно с них пошло развитие моделей распространения трещин ГРП. Известны также модели западных специалистов Перкинса и Керна (РК) [57] и модель Гирстмы де Клерка

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Чертенков Михаил Васильевич, 2017 год

Список использованной литературы

1. Горбачев, К.П. Основы механики деформируемого твердого тела / К.П. Горбачев, Е.Г. Краснов, В.В. Субботницкий // Владивосток: Уссури, 1998

2. Попов А.Н., Головкина Н.Н. Прочностные расчеты стенок скважины в пористых горных породах: Учебное пособие для студентов вузов. - Уфа: Изд- во УГНТУ, 2001. - 70 с.

3. Динник А.И. Распределение напряжений вокруг подземных горных выработок // Труды совещания по управлению горным давлением. - М.: Издательство АН СССР, 1938. - С. 7-35

4. Heim A. Mechanismus der Gebirgsbidung. Bale. 1978.

5. Hast N. The state of stresses in upper part of Erath' crust // Tectonophysics. 1969. V. 8, No 3. P. 169- 211.

6. Ержанов Ж.С. Теория ползучести горных пород и её приложения. -Алма-Ата: Наука, 1964. - 248 с.

7. Желтов Ю.П. Деформации горных пород. - М.: Недра, 1966. - 198 с.

8. Павлова H.H. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. -М.: Недра, 1975.-240 с.

9. Сеид-Рза М.К., Фараджев Т.Г., Гасанов P.A. Предупреждение осложнений в кинетике буровых процессов. - М.: Недра, 1991. - 272 с.

10. Шрейнер Л.А., Байдюк Б.В. и др. Деформационные свойства горных пород при высоких давлениях и температурах,- М.: Недра, 1968.- 358 с.

11. Надаи А. Пластичность и разрушение твердых тел. - М.: Мир, 1969. -

863 с.

12. Виттке В. Механика скальных пород. - М.: Недра, 1990. - 439 с.

13. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. - М.: Недра, 1977. - 503 с.

14. Гусев Б.В., Лапидус Л.С. Вопросы применения механики сплошных сред к трещиноватым скальным массивам // Материалы Первой Всесоюзной конференции по механике горных пород. - Алма-Ата: Наука, 1966. - С. 144-152.

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

16. Байдюк Б.В., Переяслов А.Н. О влиянии фактора времени на деформацию стенок нефтяных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1971. - №10.- С. 9 - 12.

17. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород.- М.: Недра, 1975 - 271с.

18. Глушко В.Т., Чередниченко В.П., Усатенко Б.С. Реология горного массива. - Киев: Наукова думка, 1981.-171 с.

19. Ильницкая Е.И., Тедер Р.И. и др. Свойства горных пород и методы их определения. - М.: Недра, 1969. - 392 с.

20. Карташов Ю. М. Прочность и деформируемость горных пород. - М.: Недра, 1979.-269 с.

21. Карташов Ю.М. Ускоренные методы определения реологических свойств горных пород. - М.: Недра, 1973. - 112 с.

22. Леонов Е.Г., Войтенко B.C. О физико-химическом воздействии бурового раствора на напряженно-деформированное состояние горных пород в стенках скважин // Изв. вузов. Геология и разведка. - 1977. - №3. - С. 34 - 39.

23. Сеид-Рза М.К., Фаталиев М.Д., Фараджев Т.Г. и др. Устойчивость горных пород при бурении скважин на большие глубины. - М.: Недра, 1972. -270с.

24. Ставрогин А.Н., Протосеня А.Г. Прочность горных пород и устойчивость выработок на больших глубинах. - М.: Недра, 1985. - 271 с.

25. Новиков B.C. К вопросу устойчивости глинистых пород при бурении скважин. - 1980. - №10. - С. 11 - 15.

26. Семенычев Г.А. Предупреждение осложнений, связанных с потерей устойчивости стенок глубоких скважин в Прикаспийской впадине: Дис..канд. техн. наук. - Уфа, 1992. - 113 с.

27. Фараджев Т.Г., Зейнапов О.С, Тагиев A.A. Определение нестационарных термоупругих напряжений на стенках скважины // Изв. вузов.Нефть и газ. - 1983.- № 1 0 . - С . 16-21.

28. Тагиев A . A . Определение давления гидроразрыва пласта в процессе спуска бурильных труб // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1991. - № 7. - С. 20-22.

29. Технология и техника борьбы с поглощениями при строительстве скважин /В.Н. Поляков, М.Р. Мавлютов, Л.А. Алексеев и др.; Под ред. В.Н. Полякова. - Уфа: Китай, 1998. - 192 с.

30. Тимофеев Н.С., Вугин Р.Б. Экспериментальное исследование усталостного разрушения пород от циклических гидродинамических нагрузок // Нефтяное хозяйство. - 1969. - № 6. - СЮ -14.

31. Фараджев Т.Г., Зейнапов О.С, Тагиев A.A. Определение нестационарных термоупругих напряжений на стенках скважины // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1983.- № 1 0 . - С . 16-21.

32. Щербань А.И, Прогноз и регулирование теплового режима при бурении глубоких скважин, - М.: Недра, 1974, - 145 с.

33. Ясов В.Г., Мыслюк М.А., Головатый Т.Г. Определение числа гидродинамических импульсов при проводке скважин // Сер. Бурение. -М.:ВНИИОЭНГ, 1980. - № 2. - С. 17-92.

34. Ржевский В. В., Новик Г. Я. Основы физики горных пород. - М.: Недра, 1984.-359 с.

35. Баклашов И.В., Картозия Б.А. Механика горных пород.- М.: Недра, 1975 - 271с.

36. Давиденков H.H. О влиянии формы и размеров образцов на их механические свойства // Горный журнал. - 1955.- №9. - С. 12 - 15.

37. Ильницкая Е.И. Влияние масштабного фактора на прочностные свойства горных пород // Физико-механические свойства, давление и разрушение горных пород: Сб. науч. тр. - М.: Изд-во АН СССР, 1962. - С. 56 - 59.

38. Койфман М.И. Об исследованиях масштабного фактора в работах по горному давлению // Механические свойства горных пород: Сб. науч. тр. - М.: Изд-во АН СССР, 1963.

39. Меликидзе И.Г. О влиянии формы и размеров образцов на их механические свойства // Горный журнал. - 1955.- №9. - С. 35 - 39.

40. Руппенейт К.В., Либерман Ю.М. Введение в механику горных пород.- М: Госгортехиздат, 1960. - 235 с.

41. Тедер Р.И. Комплексное исследование физико-механических свойств горных пород //Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых . - 1965 . -№ 12 - С .1 8 - 2 2.

42. Чирков СЕ. Исследование влияния масштабного эффекта на прочность углей в условиях различных напряженных состояний. - М.: Стройиздат, 1968.- 82 с.

43. Phenomenology of the size effect in hardness tests with a blunt pyramidal indenter/Atkinson M . // J. Mater. Sei.- 1998. - №11. - P. 37 - 47.

44. Барон Л.И. К вопросу о влиянии масштабного фактора при испытании горных пород на раздавливание. - М.: Углетехиздат,1959. - 215 с.

45. Байдюк Б.В. Механические свойства горных пород при высоких давлениях и температурах. - М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1963. - 102 с.

46. Павлова H.H. Деформационные и коллекторские свойства горных пород. - М.: Недра, 1975.-240 с.

47. Павлова H.H., Шрейнер Л.А. Разрушение горных пород при динамическом нагружении. - М.: Недра, 1964. - 195 с.

48. Тимофеев Н.С., Вугин Р.Б., Ярмейчук P.C. Усталостная прочность стенок скважин. - М.: Недра, 1985. - 200 с.

49. Тимофеев Н.С., Симонянц Л.Е. О необходимости изучения усталостного разрушения стенок необсаженной скважины от циклических гидродинамических нагрузок // Нефтяное хозяйство. - 1968. - № 1. - С. 8-10.

50. Мавлютов М.Р., Алексеев Л.А., Вдовий К.И. и др. Технология бурения глубоких скважин. - М.: Недра, 1982. - 287 с.

51. Сеид-Рза М.К., Фаталиев М.Д., Фараджев Т.Г. и др. Устойчивость горных пород при бурении скважин на большие глубины. - М.: Недра, 1972. - 270 с.

52. Макаров Л.В. и др. Влияние напряженного состояния упруго-пластических горных пород вблизи скважины на качество буровых работ // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1984. - №3. - С. 18-22.

53. Eaton B.A. Fracture Gradient Friction and Its Application in Oil field Operations / / J . Pet. Tech.-1969.-Oct.

54. Griffith, A. A. (1921). "The Phenomena of Rupture and Flow in Solids". Philosophical Transactions of the Royal Society A: Mathematical, Physical and Engineering Sciences. 22

55. Баренблатт Г.И. О некоторых задачах теории упругости, возникающих при исследовании механизма гидравлического разрыва пласта//Прикладная математика и механика. - 1956. - Т. 20. - № 4. - С. 475-486.

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

57. Perkins T.K., Kern L.R. Widths of hydraulic fractures//! Petrol. Technol. 1961. - Vol. 13. -№ 9. - Р. 937-949.

58. Методическое руководство по применению аппаратуры волнового акустического каротажа АВАК-11. - Тверь, ООО «Нефтегазгеофизика», 2011 г.

59. X.Tang and C.H.Cheng. Fast inversion of formation permeability from Stoneley wave logs using a simplified Biot-Rosenbaum model. Geophysics V61, №3, 1996.

60. K.W.Winkler, H.-L.Liu, D.L.Johnson. Permeability and borehole Stoneley waves: Comparison between experiment and theory. Geophysics V.54, №1, p. 66-75, 1989.

61. A.N. Norris. Stoneley-wave attenuation and dispersion in permeable formations. Geophysics V.54, №3, pp.330-341, 1989.

62. Мак-Каллок У. С., Питтс В. Логическое исчисление идей, относящихся к нервной активности // Автоматы / Под ред. К. Э. Шеннона и Дж. Маккарти. — М.: Изд-во иностр. лит., 1956. — С. 363—384. (Перевод английской статьи 1943 г.)

63. R. A. Anderson, Determining Fracture From Well Logs. SPE - 4135. Jornal of Petroleum Technology, November 1973. P. 1259-1268

64. Мак-Каллок У. С., Питтс В. Логическое исчисление идей, относящихся к нервной активности // Автоматы / Под ред. К. Э. Шеннона и Дж. Маккарти. — М.: Изд-во иностр. лит., 1956. — С. 363—384. (Перевод английской статьи 1943 г.)

65. Википедия www.wikipedia.org

66. Рейнер М. Реология.-М.: Наука, 1965. - 224 с.

67. Турчанинов И.А., Иофис М.А., Каспарьян Э.В. Основы механики горных пород. М.:Недра, 1989. - 332 с.

68. Фадеев А.Б. Прочность и деформируемость горных пород. -М.:Недра, 1982.-217 с.

69. Либерман Ю.М. Естественное напряженное состояние массива горных пород. - В сб.: Вопросы прочности подземных сооружений. Труды ВНИИСТ, 1962, вып. 12, с. 15-18.

70. Руппенейт К.В. Деформируемость массивов трещиноватых горных пород. М.: Недра, 1975. — 223 с.

71. А. Н. Попов, А. И. Спивак, Т. О. Акбулатов и др.; Технология бурения нефтяных и газовых скважин. Под общей ред. А. И. Спивака. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. — 509 с.

72. Спивак А.И., Попов А.Н. Механика горных пород. М.: Недра, 1975. -200 с.: ил. — 90, табл. — 37.

73. Терцаги К., Пек Р. Механика грунтов в инженерной практике. М.: Госстройиздат, 1958. - 608 с.

74. M.K. Hubbert, D.G. Willis. Mechanics of hydraulic fracturing. Trans. AIME, 1957. - vol.210, p.

75. Williams J. G., Ewing P. D. Fracture under complex stress — the angled crack problems // Intern. J. Fract. Mech. 1972. V. 8, N 4. P. 441-446.

76. Доровский С. В., Доровский В. Н. О возможностях методов электроразведки в исследовании устойчивости водонефтяных слоистых систем // Геология и геофизика. 2006. Т. 47. № 7. С. 892-901.

77. Исаков И. И., Щербакова Т. В. Использование параметров волны Лэмба-Стоунли при выделении зон с повышенной проницаемостью пород. //Разведочная геофизика. 1981. Вып. 92. С.150-155.

78. Андреев А.Ф., Красавин С. В. Использование волн Лэмба для исследования горных пород в скважинах // Вопросы технологии геохимических и геофизических исследований при геологоразведочных работах и охране окружающей среды. М.: ВНИИгеоинформсистем. 1989. С.28-35.

79. Рафиков В. Г., Гайфуллин М. Я.. Хабиров Р. Р., Коровин В. М. Цифровая аппаратура ВАК-73М с расширенными возможностями исследования фильтрационно-емкостных свойств горных пород методом ВАК.//НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС. 2006. Вып.148-149. С. 228-239.

80. Matthews W., Kelly J. How to predict formation pressure and fracture gradient.—Oil and Gas Journal of Petroleum, 1967, 92—106.

81. Eaton B. A. Fracture gradient estimates in tertiary basins.— Petroleum Engineer, 1969, May, 138—148.

82. Crampin S. Seismic wave propagation through a cracked solid: polarization as a possible dilatancy diagnostic // Geophys. J. R. astr. Soc. 1978. V. 3. P. 67-496.

83. Искусственная нейронная сеть. Материал из Википедии - свободной энциклопедии. Электронный ресурс. Режим доступа: http://m.wikipedia.org/wiki/Искусственная_ нейронная_сеть.

84. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. Москва: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 638 с.

85. Салимов О.В. Построение геомеханических моделей в симуляторах ГРП // Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья. Тезисы 1 Международной научно-технической конференции. НМСУ «Горный», Санкт-Петербург, 26-27 мая 2015 г. Пермь. - Пермь: Изд-во ПНИПУ, 2015. - С. 35- 36.

86. Mavko G., Mukerji T., Dvorkin J. The Rock Physics Handbook. ^оЬ for Seismic Analysis of Porous Media. - New York, USA: Cambridge University Press, 2009. - 511 p.

87. Gardner G.H.F., Gardner L.W., Gregory A.R. Formation velocity and density - the diagnostic basics for stratigraphic traps // Geophysics. - 1974. - V. 39. -No 6. - P. 770 - 780.

88. Комаров В.Л. Петрофизические основы повышения эффективности геофизических исследований скважин на нефтяных месторождениях восточной окраины Русской платформы: автореф. дис. ... д-ра техн. наук. - М., 1971. - 36 с.

89. Соколова Т.Ф., Поправко А.А. Проблемы моделирования упругих свойств пород по данным геофизических исследований скважин для целей

сейсмических инверсий // Збiрник наукових праць УкрДГР1. - 2012. - № 4. - С. 139-157.

90. О.В. Салимов, Определение геомеханических параметров по промыслово-геофизическим данным// Нефтяное Хозяйство - 2017 №6, с. 30-33.

91. Развитие подходов комплексного геомеханического моделирования в ПАО «Газпром нефть» // Нефтяное Хозяйство - 2016 №6, с. 16-19.

92. Гидродинамическое моделирование разработки участка Юрубчено-Тохомского месторождения на основе геолого-геомеханической модели // Нефтяное Хозяйство - 2015 №4, с. 62-67.

93. Использование геомеханического моделирования для определения давления смыкания трещин гидроразрыва пласта // Нефтяное Хозяйство - 2014 №11, с. 50-53.

94. Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Определение параметров газонефтяного пласта, вскрытого горизонтальной скважиной // Газовая промышленность. - 1997. - № 10. - С. 18-19. 86. Николаев В.М. Сохранение, поддержание и восстановление пластового давления в нефтеносных пластах - русское изобретение // Нефтяное хозяйство. - 1954. - № 3. - С. 58-60.

95. Пирвердян А.М. Фильтрация к горизонтальной скважине // Труды АЗНИИ ДН, 1956, № 3. 94. Питкевич В.Т., Морева Е.В., Семёнов В.В. Использование данных о механических свойствах пород-коллекторов месторождений ХМАО с целью эффективной разработки и эксплуатации // Сборник трудов V-ой научно-практической конференции "Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа". Ханты-Мансийск, 2000. - С. 342-345.

96. Поворов И.А., Тушканов И.В. Влияние глинистости пласта на приёмистость нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1978. - № 6. - С. 36-37. 142

97. Прищепа О., Халимов Э. Трудноизвлекаемая нефть: потенциал, состояние и возможности освоения // Нефтегазовая вертикаль. - 2011. - № 5. - С. 24-29. 98. Разработка нефтяных месторождений в 4-х томах / Под ред. Н.И. Хисамутдинова, Г.З. Ибрагимова. - М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - т.1 - 240 с., т. 2 -272 с., т. 3- 149 с., т. 4 - 263 с.

98. Распопов А.В. Влияние динамической деформации трещинно-порового коллектора на добычу нефти // Нефтяное хозяйство. - 2002. - № 3. - С. 97-99.

99. РД 153-39.0-047-00. Регламент по созданию постоянных действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. Министерство топлива и энергетики Российской Федерации. -М., 2000. 102. Свищев М.Ф., Вашуркин А.И. Критерии применимости водогазового воздействия на пласт // НТС Проблемы нефти и газа Тюмени, - Вып. 43, 1979.

100. Скважин много не бывает? Объемы бурения в России растут // Электронный журнал <<Нефтесервис>>. - 2013. - № 2. URL: http://www.indpg.ru/nefteservis/2013/02/69956.html

101. Современные методы и системы разработки газонефтяных залежей. -М.: ВНИИОЭНГ, 1994. - 346 с.

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

103. СТО 4235454-001-2011 ГСИ. Породы горные. Методика измерений коэффициента открытой пористости и коэффициента газопроницаемости с применением анализатора пористости и газопроницаемости пород АР-608.

104. СТО 44235454-004-2011 ГСИ. Породы горные. Методика измерений скорости распространения продольных и поперечных упругих волн с применением анализатора скорости распространения ультразвуковых колебаний в керне AUT0LAB-500.

105. Тимонов А.В., Судеев И.В., Пестриков А.В., Ситдиков С.С., Надеев А.Н., Юдин А.В., Никитин А.Н. Новая методология моделирования гидравлического разрыва пласта при разработке 144 Приобского месторождения // Нефтяное хозяйство. - 2012. - № 3. - С. 58- 61.

106. Третьяков П. Добыча нефти в России растет быстрее, чем запасы // Электронный газетный выпуск <<Ведомости>>. - 2015. - № 3840. URL: //www.vedomosti.ru/business/articles/2015/05/28/594024-dobicha-neftiv-rossii-rastet-bistree-chem-zapasi

107. Филиппов В.П., Кузьмин В.М.,Степанов В.П., Хмелевский М.С. Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти. - М.: ВНИИнефть, РМНТК "Нефтеотдача", 1996г.

108. Цветкова М.А. Влияние минералогического состава песчаных пород на фильтрационные способности и нефтеотдачу // Труды института нефти АН СССР. - Вып.3. - 1954. - С. 207-211.

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

110. Шайхутдинов Р. VIII международная конференция по разработке нефтяных и газовых месторождений горизонтальными скважинами // Бурение и нефть. - 2003. - № 12. - С. 19-20.

111. Шарф И.В., Борзенкова Д.Н. Трудноизвлекаемые запасы нефти: понятие, классификационные подходы и стимулирование разработки // Фундаментальные исследования. - 2015. - № 2. - С. 3593-3597.

112. Шпуров И.В. Сравнительный анализ результатов применения различных технологий разработки пласта АВ1(1-2) «Рябчик» на Самотлорском месторождении. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2000. - № 3.

113. Economides M.J., Ck-Lennan J.D., Brown E. Performance and stimulation of horizontal wells. World Oil, 1989. 1

114. Joshi S.D. Основы технологии горизонтальной скважины. Перевод с английского и научно-техническое редактирование: Будников В.Ф., Проселков Е.Ю., Проселков Ю.М. Краснодар, "Советская Кубань", 2003.

115. Joshi S.D. Angmentation of well productivity with slant and horizontal well. J. of Petrol. Techn. - 1988. - June.

116. Jelmert T.A., Vik S.A. Bilinear flow may occur in horizontal wells. Oil and gaz J. - 1995, dec. 11, p. 57-59.

117. Peaceman D.W. Interpretation of well-block pressures in numerical reservoir simulation with nosquare Grid Blocks and anizotropic permeability. Soc. Petrol. Eng. J. - 1983, p. 531-543.

118. Ашрафьян М.О., Саркисов Н.М., Савенок Н.Б. и др. Совершенствование технологии забуривания новых стволов из обсаженных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 6. - C. 34-38. 2. Алиев З.С., Сомов Б.Е., Рогачев С.А. Обоснование и выбор оптимальной конструкции горизонтальных газовых скважин. - М.: Издательство «Техника», ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. - 96с

119. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. - М. - Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. - 536 с.

120. Багаутдинов А.К., Гавура А.В., Панков В.Н. Анализ эффективности гидроразрывов пластов на месторождениях ОАО "Томскнефть" ВНК // Нефтяное хозяйство. - 1996. -№ 11. - С. 52-55.

121. Безумов В.В. Выбор отклоняющих компоновок для забуривания вторых стволов турбинным способом // Нефтяное хозяйство. - 1989. - № 12. - С. 20-22.

122. Бердин Т.Г. Проектирование разработки нефтегазовых месторождений системами горизонтальных скважин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. - 199с.

123. Белонин М.Д. Моделировании пластовых условий карбонатного и терригенного коллекторов месторождений Татарстана с целью оценки масштабов пластических деформаций пород при их разработке (экспериментальные исследования и их анализ). Отчет ВНИГРИ. - Санкт- Петербург, 1996.

124. Боксерман A.A., Мищенко И.Т. Пути преодоления негативных тенденций развития НТК России// Технологии ТЭК. - 2006. - №4. - С. 30-36.

125. Борисов Ю.П., Пилатовский В.П., Табаков В.П. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многозабойными скважинами. - М.: Недра, 1964. - 154 с.

126. Борисов Ю.П., Табаков В.П. О притоке нефти к горизонтальным и наклонным скважинам в изотропном пласте конечной мощности // НТС ВНИИ, -Вып.16, 1962. 17. Борисов Ю.П. и др. Добыча нефти с использованием горизонтальных и многозабойных скважин. М.: Недра, 1964. - 306 с

127. Владимиров И.В. Проблемы выработки запасов нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов при их заводнении. Сборник научных трудов «ВНИИнефть» Выпуск 144: Проблемы разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти // ОАО «ВНИИнефть»; под ред. Д.Ю. Крянева, С.А. Жданова. - М.: ОАО «ВНИИнефть», 2011. -158 с.

128. Викторин В.Д., Катошин А.Ф., Назаров А.Ю. Геолого-промысловая модель объемной сетки трещин (МОСТ) карбонатных и терригенных коллекторов трещинно-порового типа. Сб.трудов ООО «ПермНИПИнефть». - Пермь, 2003.- С. 60-117.

129. Временный регламент оценки качества и приемки трехмерных цифровых геолого-гидродинамических моделей, представляемых пользователями недр в составе технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья на рассмотрение ЦКР Роснедр по УВС. Ми- нистерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации. - М., 2012.

130. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газо-нефтяных месторождений. М.:ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

131. Галеев Р.Р., Зорин А.М., Колонских А.В., Хабибуллин Г.И., Мусабиров Т.Р., Судеев И.В. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва// Нефтяное хозяйство. -2013. -№ 10. -С. 62-65.

132. Гавура В.Е., Лейбсон В.Г., Чипас Е.И., Шефер A.B. Метод изменения направления фильтрационных потоков при разработке нефтяных месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1976. - 63 с.

133. ГОСТ 26450.0-85 «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств». Сб. ГОСТов. - М.: Издательство стандартов, 1985.

134. Гилязов Р.М. Бурение нефтяных скважин с боковыми стволами. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 255 с. 31.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд.2, перераб. и доп. М.: Недра, 1971. -312 с.

135. В.В. Шкандратов, Ю.Н. Федоров, Г.В. Такканд, С.В. Лягушов, М.В. Чертенков «Опыт изучения геомеханических свойств пласта ВК1 Восточно-Каменного лицензионного участка Красноленинского месторождения» // Нефтяное хозяйство, 2011 - №8. Стр. 32-34.

136. В.В. Муляк, М.В. Чертенков, А.А. Шамсуаров, А.А. Потрясов, В.В. Шкандратов, В.И. Шаламова, В.В .Вахрушев, А.М. Сартаков «Повышение эффективности вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов с применением многозонных гидроразрывов пласта в горизонтальных скважинах» // Нефтяное хозяйство, 2011 - №11. Стр. 48-51.

137. М.В. Чертенков, С.П. Ковальчук, И.В. Золова, В.Я. Козлов, А.Д. Портянников, В.В. Видякин «Планирование и управление разработкой месторождений: новые подходы, современные решения» // Нефтяное хозяйство, 2013 - №9. Стр.82-85.

138. М.В. Чертенков, Д.А. Метт «Опыт построения геомеханической модели для прогноза направления распространения трещины ГРП на примере юрских отложений Урьевского месторождения» // Нефтяное хозяйство. 2015. -№6. Стр.55-57.

139. М.В. Чертенков, Н.А. Веремко, Д.А. Метт «Гидродинамические исследования скважин как инструмент оценки эффективности методов интенсификации добычи нефти» // Нефть, газ и бизнес 2015г. - №5. Стр. 60-63.

140. А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков, С.В. Елкин, «Модель для расчета дебита флюида горизонтальной скважины в зависимости от числа трещин ГРП»/ / Нефтяное хозяйство, 2016 - №1. Стр. 64-67.

141. А.А. Алероев, Н.А. Веремко, М.В. Чертенков, С.В. Елкин, «Учет влияния отклонения трещин от перпендикулярного положения к горизонтальной скважине на дебит жидкости после МГРП» // Нефтепромысловое дело, 2016, №10. Стр. 37-42.

142. М.В. Чертенков, Л.М. Рузин, «Предпосылки для комплексного использования стандартного каротажа и акустических исследований для прогноза коэффициента Пуассона» // Нефтяное хозяйство, 2017 - №1. Стр. 16-18.

143. М.В. Чертенков, «Подходы к планированию операции МГРП на примере юрских отложений Урьевского месторождения» // Нефтяное хозяйство, 2017 - №2. Стр. 76-77.

144. М.В. Чертенков, Ю.А. Котенев «Оптимизация направления и длины трещин МГРП на основе модели минимальных напряжений», НТЖ "Нефтепромысловое дело", 2017г. №6. Стр. 17-21.