Recovery and increase of the productivity of wells of Kashirskiy and Podolskiy reservoirs of the certain Perm region oil field

Abstract


The paper presents the results of the analysis of the efficiency of improved oil recovery (IOR) methods designed to restore and increase the productivity of wells of Kashirskiy and Podolskiy reservoirs of the certain Perm region oil field. Indirect evidences prove that the carbonate reservoir of the formations exhibits fracture-pore-type reservoir properties, which affects the productivity of wells and results of IOR methods. Comparative analysis of the efficiency of IOR methods implemented on production wells poined out on higher values for proppant hydraulic fracturing (HF). The increment in well production oil rate after HF increases with an increase in the specific consumption of proppant. The calculations are performed according to the wave acoustic cross-dipole logging (cross-dipole sonic). According to the results of studies and calculations, the profile of horizontal stresses in the reservoir was constructed, the values of bottomhole pressure at which the closure of the fracture occurs in individual layers are substantiated. A retrospective design of the main HF was performed for a certain well. It is showed that the height of fracture development is limited by dense barriers above and below the perforation interval, while the part of the fracture formed is not packed with proppant. Proppant HF is accompanied by a significant increase in well water-cut after IOR methods implementation, the nature of which changes in subsequent periods indicates a high probability of involvment of formation drainage through a fractured interbeds with low natural oil saturation to the process. The analysis of the results of IOR methods, well logging data, taking into account the built retrospective design of the main HF, leads to the conclusion that it is necessary to optimize the technological parameters while designing the HF for production wells of the Kashirskiy and Podolskiy reservoirs of the certain Perm region oil fields That is controlled by increasing the specific consumption of proppant, reducing the polymer load and the share of the buffer stage of the main HF.


Full Text

Введение Продуктивные карбонатные пласты с небольшими толщинами и невысокой нефтенасыщенностью, содержащие нефть с повышенной и высокой вязкостью, характеризуются низкими значениями коэффициентов продуктивности добывающих скважин. При снижении пластовых давлений и давлений на забоях скважин в процессе разработки залежей происходит рост эффективных напряжений в пласте, что ведет к уменьшению раскрытия естественных трещин, часто осложняющих структуру горных пород в карбонатных коллекторах, к значительному снижению проницаемости пласта и продуктивности скважин [1]. Геолого-технические мероприятия по восстановлению и увеличению продуктивности добывающих скважин относятся к средствам управления разработкой нефтяных залежей [2, 3]. В последнее десятилетие на нефтяных месторождениях Пермского края активно применяются технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). Данный метод является высокозатратным, эффективность его применения зависит от многих факторов. Оценка результатов ГРП в конкретных геолого-физических условиях и оптимизация технологических параметров при проведении работ на скважинах являются актуальной задачей. Основная часть Продуктивные пласты каширского и подольского горизонтов в среднем карбоне на одном из нефтяных месторождений юга Пермского края характеризуются низкой естественной нефтенасыщенностью и продуктивностью (табл. 1). Карбонатный коллектор каширских (К) и подольских (Пд) пластов проявляет свойства, характерные для коллекторов трещинно-порового типа, что косвенно подтверждается данными табл. 2 [4, 5]. Скважина № 1 введена в эксплуатацию на каширском объекте в 1989 г., работала в первый период с коэффициентом продуктивности (Kпрод) 3,4 м3/(сут∙МПа) при забойном давлении (Рзаб) 7,8 МПа и депрессии на пласт (∆Рпл) 2,2 МПа. После снижения Рзаб в 1990 г. до 3,5 МПа и увеличения депрессии до 6,7 МПа Kпрод уменьшился в 5,7 раза (табл. 2). Таблица 1 Геолого-физические характеристики объектов разработки Наименование К Пд Средняя глубина залегания, м 1103 1027 Тип залежи Пластовая сводовая Пластовая сводовая Тип коллектора Поровый, карбонатный Поровый, карбонатный Абсолютная отметка водонефтяного контакта, м -890 -812 Средняя нефтенасыщенная толщина, м 3 4 Начальная пластовая температура, ºС 26,5 25 Начальное пластовое давление, МПа 11,7 11,2 Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,63 0,63 Пористость, доли ед. 0,16 0,19 Проницаемость, мкм2 0,19 0,073 Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,66 0,48 Коэффициент расчлененности, доли ед. 3 5 Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с 45,7 18,6 Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 891 880 Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 911 890 Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,033 1,026 Давление насыщения нефти газом, МПа 5,3 7,52 Газосодержание нефти, м3/т 8,5 12,6 Таблица 2 Технологические параметры по скважинам № 1-3 № скважины Объект При вводе/после ГРП После снижения (увеличения) Рзаб Рзаб, МПа ∆Рпл, МПа Kпрод, м3/(сут∙МПа) Рзаб, МПа ∆Рпл, МПа Kпрод, м3/(сут∙МПа) 1 К 7,8 2,2 3,4 3,5 6,7 0,6 Пд 2,8 8,4 0,2 4,7 6,5 0,8 2 К 5,6 5,4 0,3 2,5 8,5 0,2 Пд 5,0 6,0 0,4 1,9 9,1 0,1 3 К 7,4 4,0 3,9 2,4 4,6 2,2 На подольском объекте скважина освоена в 1990 г. при Рзаб = 2,8 МПа и ∆Рпл = 8,4 МПа, коэффициент продуктивности составил 0,2 м3/(сут∙МПа). После увеличения Рзаб до 4,7 МПа и снижения депрессии до 6,5 МПа Kпрод увеличился в 4 раза. Скважина № 2 введена в эксплуатацию на объектах K и Пд в 1993 г. Из табл. 2 следует, что при значительном снижении Рзаб и увеличении ∆Рпл коэффициенты продуктивности для каждого объекта, особенно подольского, существенно снизились. Скважина № 3 введена в эксплуатацию на каширский объект переводом с объекта Бш (башкирский ярус) в 2017 г. и проведением пропантного гидроразрыва пласта. При пластовом давлении 11,4 МПа, забойном давлении 7,4 МПа и ∆Рпл = 4 МПа коэффициент продуктивности составил 3,9 м3/(сут∙МПа). В течение года Рпл снизилось до 7 МПа, депрессию увеличили до 4,6 МПа при снижении Рзаб до 2,4 МПа. При этом Kпрод уменьшился до 2,2 м3/(сут∙МПа), т.е. в 1,8 раза. С учетом низкой обводненности при работе скважин № 1 и № 2 и неувеличения этого показателя за рассматриваемые периоды информация об уменьшении Kпрод при снижении Рпл и Рзаб с увеличением депрессии на пласт, а также данные об увеличении Kпрод с ростом Рзаб и снижением ∆Рпл (скважина № 1, Пд) указывают на проявление свойств коллектора трещинно-порового типа, связанных с его деформацией [6-12]. Для восстановления и увеличения продуктивности скважин, повышения темпов выработки запасов нефти на месторождении выполняются геолого-технические мероприятия по воздействию на пласт и призабойную зону [13-15]. В период с 2008 по 2017 г. проведено 19 кислотных обработок при среднем значении удельного прироста дебита нефти на одну обработку 0,6 т/сут/м и продолжительности эффекта 3 месяца, а также 29 операций ГРП со средним удельным приростом дебита 1,7 т/сут/м. До 2015 г. проведено две операции кислотного ГРП - по одной на каждом объекте. В 2015 г. выполнена одна операция, в 2016 - 10 и в 2017 - 16 операций (табл. 3). Две операции кислотного ГРП (2008 г.) были низкоэффективными (удельный прирост дебита 0,3 т/сут/м при плановом 2,4 т/сут/м, продолжительность эффекта - 108 сут), возможно, из-за неполного выноса продуктов реакции [16-18]. Удельные приросты дебита нефти при азотно-пенном и пропантном ГРП несколько превысили плановые и составили в среднем 2,1 и 1,9 т/сут/м соответственно (рис. 1). По организационно-техническим причинам азотно-пенные ГРП в 2017 г. не проводились. Таблица 3 Проведение ГРП в 2015-2017 гг. Вид ГРП Количество операций 2015 2016 2017 Пд К Пд К Пд Азотно-пенный 1 2 2 - - Пропантный - 4 2 10 6 Рис. 1. Показатели эффективности проведенных ГРП на объектах К и Пд рассматриваемого месторождения (* - значения взяты по скважинам с законченным эффектом) Основные параметры пропантных ГРП приведены в табл. 4. Таблица 4 Основные параметры пропантных ГРП Параметр Значение Расход смеси, м3/мин 3,5 Загрузка гелланта, кг/м3 3 Максимальная концентрация пропанта, кг/м3 800 Размер пропанта, меш 16/20 Удельный расход пропанта, т/м К 6,2 Пд 9,2 Доля буферной стадии, % К 27 Пд 29 Среднее устьевое давление закачки, МПа К 19,2 Пд 17,5 Среднее эффективное давление при мини-ГРП, МПа К 5,9 Пд 5,4 Эффективность жидкости разрыва при мини-ГРП, % К 82 Пд 72 Градиент смыкания, МПа/м К 0,0161 Пд 0,0155 Давление смыкания на забое, МПа К 16,8 Пд 14,7 Установлена близкая к линейной зависимость удельного прироста дебита нефти от удельного расхода пропанта (рис. 2). Рис. 2. Зависимость удельного прироста дебита нефти от расхода пропанта на пластах К (а) и Пд (б) рассматриваемого месторождения Отмечено значительное увеличение обводненности скважин после ГРП (рис. 3), в 2-4 раза превышающее данный показатель по скважинам с пропантным ГРП для южной группы нефтяных месторождений, разрабатываемых ООО «ЛУКОЙЛ-Пермь» (каширские и верейские объекты). Корреляционной связи увеличения обводненности с увеличением расхода пропанта для скважин рассматриваемого месторождения не установлено. С целью выявления источника и причины увеличения обводненности, а также для оптимизации технологии пропантного ГРП выполнен анализ информации по исследованию скважин с ГРП (гидродинамические, дебитометрия, волновой акустический кросс-дипольный каротаж - ВАК-Д) и материалов о естественной нефтенасыщенности пропластков, участвующих в притоке жидкости в скважины. Рис. 3. Показатели эффективности проведенных ГРП на объектах К и Пд рассматриваемого месторождения Для скважины № 4 (К) рассматриваемого месторождения в интервале ГРП до его проведения определен профиль горизонтальных напряжений по данным ВАК-Д (рис. 4) [19-21]. Расчетные значения напряжений в предполагаемом интервале развития трещины ГРП полностью соответствуют диапазону от фактического забойного давления ее смыкания (Рзакр заб 5) до забойного давления мгновенной остановки закачки (ISIP), что указывает на достоверность полученных результатов (рис. 5) [21-25]. С учетом эффекта проявления кольцевых сжимающих напряжений в горной породе у стенок скважин смыкание трещин в непосредственной близости от скважин имеет место, если забойное давление становится ниже удвоенного бокового горного давления Рбок.г [5], которое определяется через коэффициент бокового распора Kбок: Рбок.г = Kбок·Рверт.г, где Рверт.г - вертикальное горное давление. Коэффициент где - коэффициент Пуассона [26-29]. Для условий каширского объекта Рверт.г = = 26 МПа, коэффициент Пуассона для горных пород, вскрытых скважиной № 4, в интервале образования трещины ГРП составляет 0,24-0,25 (см. рис. 4). Удвоенное боковое горное давление МПа. Минимальное забойное давление закрытия трещины Рзакр заб 5 равно 16,2 МПа (см. рис. 5), т.е. выполняется условие Рзакр. заб < 2Рбок.г. Рис. 4. Профиль горизонтальных напряжений в целевом интервале проведения ГРП на скважине № 4 Рис. 5. График G-функции мини-ГРП по скважине № 4; забойное давление смыкания - 164,1 атм; градиент давления смыкания - 0,1556 атм/м; давление смыкания на устье - 59,7 атм; время смыкания - 306,5 мин; время закачки - 9,2 мин; подразумеваемая эффективность смеси - 86,9 %; расчетное эффективное давление - 48,3 атм Полученный профиль горизонтальных напряжений позволил оценить давление разрыва пласта в его продуктивной части и в плотных пропластках - барьерах [30, 31]. При анализе результатов исследований установлено следующее: 1. Высота развития трещины ГРП ограничена плотными барьерами 1 и 2 (см. рис. 4). 2. Забойное давление Рзаб является минимальной горизонтальной составляющей горного давления для продуктивной части пласта у стенок скважины; это давление определяет условие полного закрытия трещины ГРП в интервале перфорации. 3. Расчетные напряжения в интервале развития трещины соответствуют фактическим значениям давления ее закрытия на забое, определенным по графику G-функции мини-ГРП (см. рис. 5). Наличие нескольких значений забойного давления закрытия трещины на этом графике можно объяснить неоднородным распределением проницаемости пласта по разрезу и, соответственно, разными объемами проникшего через стенки трещины сшитого геля в отдельные прослои [32, 33]. Выполненный на основе полученных данных ретроспективный дизайн основного ГРП для скважины № 4 показал, что часть трещины не упакована пропантом (рис. 6), что связано, очевидно, с высокой эффективностью жидкости разрыва и низкой фильтрацией ее в пласт [34-36]. Аналогичная информация получена на каширском объекте для скважин № 5-7. Исследования и расчеты с применением данных ВАК-Д указывают на наличие высоконапряженных барьеров выше и ниже продуктивной части пласта, а также на неполную упакованность трещин ГРП пропантом. Часть трещины, не упакованная пропантом Рис. 6. Профиль трещины ГРП по ретроспективному анализу для скважины № 4 На скважине № 3 (К) после проведения пропантного ГРП получена высокая первоначальная обводненность (73 %), удельный прирост дебита по нефти составил 1,3 т/сут/м при плановом 1,7 т/сут/м. Предположение о возможном вскрытии трещиной ГРП водонасыщенного пропластка в интервале 1151,4-1152,2 м (интервал перфорации ниже на 26 м) не подтверждается результатами расчета напряжений и проведения ГРП на соседних скважинах, которые указывают на то, что трещины ГРП ограничены плотными слоями (см. рис. 4) выше и ниже продуктивной части и не проникают в водонасыщенный пропласток. Увеличение обводненности скважин после ГРП с учетом динамики этого показателя в последующие периоды их эксплуатации можно объяснить высокой водонасыщенностью пропластков, вовлекаемых в разработку после образования трещины [37]. Например, по скважине № 3 средняя естественная нефтенасыщенность выделенных по данным потокометрии слоев составила 58 %. Постепенное снижение обводненности по этой и другим скважинам за несколько месяцев после ГРП на 10-20 % с последующей ее стабилизацией косвенно указывает на отсутствие проникновения трещины до водонасыщенных слоев, до фронта вытеснения и контуров нефтеносности [38-40]. По скважине № 3 обводненность за 11 месяцев после ГРП снизилась с 73 до 56 %, по скважине № 1 (Пд) за 5 месяцев с 72 до 64 %. В связи с неполным заполнением трещин ГРП пропантом выполнен новый дизайн для скважин № 4 и № 1 с измененными по отношению к фактическим технологическими параметрами (табл. 5). Расчеты при новом дизайне показали, что с увеличением удельного расхода пропанта, уменьшением загрузки полимера и доли объема буфера технологическая эффективность ГРП может быть увеличена. Оптимизация технологических параметров реализована при проведении пропантного ГРП на объекте Пд в скважинах № 8 и № 9. В скважине № 8 ГРП выполнен в декабре 2017 г. По результатам мини-ГРП загрузка полимера уменьшена с 3,0 (базовый дизайн) до 2,8 кг/м3, удельный расход пропанта увеличен с 7,7 до 10,4 т/м. В скважине № 9 ГРП проведен в мае 2018 г. В базовый дизайн заложены уменьшенная до 2,8 кг/м3 загрузка полимера и увеличенный до 10,6 т/м удельный расход пропанта. По результатам мини-ГРП дополнительно уменьшена доля буфера с базовых 27 до 22 %. Данные о работе скважин приведены в табл. 6. Таблица 5 Технологические параметры пропантного ГРП Параметр Скв. № 4 (К) Скв. № 1 (Пд) фактический ГРП новый дизайн фактический ГРП новый дизайн Удельный расход пропанта, т/м 4,9 6,8 9,2 11,0 Загрузка полимера, кг/м3 3,0 2,8 3,0 2,8 Доля объема буфера, % 24 22 27 22 Удельный дебит по нефти, т/сут/м 1,3 1,5 1,9 3,3 Таблица 6 Показатели работы скважин № 8 и № 9 Показатель Скв. № 8 Скв. № 9 до ГРП план после ГРП, январь 2018 до ГРП план после ГРП, июнь 2018 Удельный дебит жидкости, м3/сут/м 1,1 11,5 11,9 2,5 11,6 15,2 Удельный дебит нефти, т/сут/м 0,7 4,6 4,9 1,5 5,0 7,2 Обводненность, % 34,0 55 53,4 36,0 50 47,0 Удельный прирост дебита нефти, т/сут/м - 3,9 4,3 - 3,5 5,7 Выводы Установлена зависимость удельного прироста дебита нефти от расхода пропанта при проведении ГРП в скважинах объектов К и Пд рассматриваемого месторождения. По результатам расчета горизонтальных напряжений обоснованы границы (по высоте) развития трещин ГРП. Подключаемые к процессу дренирования продуктивные пласты с низкой естественной нефтенасыщенностью являются основным источником роста обводненности продукции скважин после ГРП. Оценка результатов выполненных пропантных ГРП с учетом данных геофизических исследований скважин указывает на необходимость оптимизации технологических параметров при построении дизайна ГРП для скважин каширского и подольского объектов. С учетом ретроспективного дизайна ГРП для скважины № 4 и выполненных ГРП на скважине № 8 и № 9 предложено оптимизировать технологические параметры с увеличением удельного расхода пропанта до 9 (объект К) и 11 т/м (объект Пд), уменьшением загрузки полимера до 2,8 кг/м3 и доли объема буфера до 21-22 %.

About the authors

Aleksandr S. Votinov

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Author for correspondence.
Email: aleksandr.votinov@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoy Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

2nd category Engineer

Sergey A. Drozdov

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Email: Sergej.Drozdov@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoy Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

Senior Engineer

Valeria L. Malysheva

PermNIPIneft branch of LUKOIL-Engineering LLC in Perm

Email: valerija.malysheva@pnn.lukoil.com
29 Sovetskoy Armii st., Perm, 614066, Russian Federation

Engineer

Viktor A. Mordvinov

Perm National Research Polytechnic University

Email: mva44@bk.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

PhD in Engineering, Associate Professor

References

  1. Mordvinov V.A., Poplygin V.V. Izmenenie produktivnosti dobyvayushchikh skvazhin pri snizhenii plastovykh i zaboynykh davleniy [Change in the well productivity factor with a decrease in bottom-hole and reservoir pressures]. Oil industry, 2011, no.8, pp.120-122.
  2. Mordvinov V.A., Poplygin V.V. Upravlenie produktivnostyu skvazhin [Well productivity management]. Perm, Izdatelstvo permskogo natsionalnogo issledovatelskogo politekhnicheskogo universiteta, 2011, 137 p.
  3. Anur′ev M.K., Gulyaeva T.M., Lekomсev A.V., Chernyshev D.V. To forecast the oil production decline rate based on history data of developing oil deposits. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2013, no.6, pp.93-100.
  4. Lebedinets N.P. Izuchenie i razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy s treshchinovatymi kollektorami [Exploration and development of oil fields with fractured reservoirs]. Moscow, Nauka, 1997, 397 p.
  5. Kotyakhov F.I. Fizika neftyanykh i gazovykh kollektorov [Physics of oil and gas reservoirs]. Moscow, Nedra, 1977, 287 p.
  6. Andriasov R.S., Mishchenko I.T., Petrov A.I. et al. Spravochnoe rukovodstvo po proektirovaniyu razrabotki i ekspluatatsii neftyanykh mestorozhdeniy. Dobycha nefti [Reference guide to the design of the development and operation of oil fields. Oil production]. Ed. Sh.K. Gimatudinov. Moscow, Nedra, 1983, 455 p.
  7. Nakaznaya L.G. Filtratsiya zhidkosti i gaza v treshchinovatykh kollektorakh [Liquid and gas flow in fractured reservoirs]. Moscow, Nedra,1972, 184 p.
  8. Mordvinov V.A., Ponomareva I.N., Erofeev A.A. Izmenenie gidrodinamicheskogo sostoyaniya priskvazhinnoy zony i produktivnosti skvazhiny pri snizhenii plastovogo i zaboynogo davleniy [Change of hydrodynamic condition of a near-well zone and a well productivity in case of decrese of formation and bottom hole pressures]. Oborudovanie i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa, 2011, no.5, pp.43-45.
  9. Mishchenko I.T., Kondratyuk A.T. Osobennosti razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy s trudnoizvlekaemymi zapasami [Features of the development of oil fields with hard to recover reserves]. Moscow, Neft i gaz, 1996, 190 p.
  10. Mishchenko I.T. Skvazhinnaya dobycha nefti [Well oil production]. Moscow, Izdatelstvo nefti i gaza RGU nefti i gaza im. I.M. Gubkina, 2003, 816 p.
  11. Martyushev D.A. Opredelenie ratsionalnogo zaboynogo davleniya dobyvayushchikh skvazhin pri razrabotke karbonatnykh kollektorov [Determination of rational bottomhole pressure of producing wells in the development of carbonate reservoirs]. Moscow, Burneft, 2014, no.11, pp.22-24.
  12. Reiss L.H. The Reservoir engineering aspects of fractured formations. Institut francais du petrole, 1980, 110 p.
  13. Kondratev S.A., Zhukovskiy A.A., Kochneva T.S., Malysheva V.L. Opyt provedeniya proppantnogo gidrorazryva plasta v karbonatnykh kollektorakh mestorozhdeniy Permskogo kraya [Experience in proppant fracturing in carbonate reservoirs of the Perm region]. Moscow, VNIIOENG, 2016, 68 p.
  14. Ekonomides M., Olini R., Valko P. Unifitsirovannyy dizayn gidrorazryva plasta: ot teorii k praktike [Unified design of hydraulic fracturing: from theory to practice]. Moscow, Izhevsk, Institut kompyuternykh tekhnologiy, 2007, 237 p.
  15. Baishev B.T., Isaichev V.V., Kozhakin S.V. et al. Regulirovanie protsessa razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy [Regulation of the development of oil fields]. Moscow, Nedra, 1978, 197 p.
  16. Mordvinov V.A. Issledovaniya v oblasti kislotnogo vozdeystviya na produktivnye plasty karbonatnogo kollektora [Investigation of hydrochloric acid impact on productive layers of carbonate collector]. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2009, no.10, pp.39-41.
  17. Mordvinov V.A. Mekhanizm vozdeystviya solyano-kislotnykh rastvorov na karbonatnyy kollektor [The influence mechanism of hydrochlorid-acid solutions on a carbonate collector]. Oil industry, 2011, no.1, pp.44-46.
  18. Zheltov Yu.P. Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy [Oil field development]. Moscow, Nedra, 1986, 332 p.
  19. Kashnikov Yu.A., Ashikhmin S.G., Shustov D.V., Kondratev S.A., Utochkin Yu.V. Napryazhennoe sostoyanie produktivnykh obektov neftyanykh mestorozhdeniy zapadnogo urala [In situ stress in the oil fields of Western Ural]. Oil industry, 2016, no.5, pp.64-67.
  20. Kondratev S.A., Zhukovskiy A.A., Yakimova T.S., Zhigalov V.A., Malysheva V.L. Prognozirovanie napryazhennogo sostoyaniya plastov na osnovanii spetsialnykh promyslovykh issledovaniy i vypolnennykh operatsiy gidrorazryva plasta v usloviyakh terrigennykh kollektorov mestorozhdeniy Permskogo kraya [Prediction of formations stress-state based on special field researches and the conducted operations of a formation hydraulic fracturing in conditions of the terrigenous reservoirs of Perm region deposits]. Geology, Geophysics and Development of Oil and Gas Fields, 2017, no.12, pp.58-63.
  21. Valko P., Economides M.J. Hydraulic fracture mechanics. New York: John Wiley & Sons, 1995, 298 p.
  22. Kashnikov Yu.A., Ashikhmin S.G. Mekhanika gornykh porod pri razrabotke mestorozhdeniy uglevodorodnogo syrya [Mechanics of rocks in the development of hydrocarbon deposits]. Moscow, Nedra Biznestsentr, 2007, 476 p.
  23. Kashnikov Yu.A., Shustov D.V., Kukhtinskiy A.E., Kondratev S.A. Geomekhanicheskie kharakteristiki terrigennykh produktivnykh obektov neftyanykh mestorozhdeniy Zapadnogo Urala [Geomechanical properties of the terrigenous reservoirs in the oil fields of Western Ural]. Oil industry, 2017, no.4, pp.32-65. doi: 10.24887/0028-2448-2017-4-32-35
  24. Zoback M. Reservoir geomechanics. New York, Cambridge University Press, 2007, 504 p.
  25. Charlez Ph.A. Rock mechanics: petroleum applications. Vol. 2. Paris, Edition Technip, 1997, 661 p.
  26. Viktorin V.D. Vliyanie osobennostey karbonatnykh kollektorov na effektivnost razrabotki neftyanykh zalezhey [Influence of carbonate reservoir features on the efficiency of development of oil deposits]. Moscow, Nedra, 1988, 150 p.
  27. Spivak A.I., Popov L.N. Mekhanika gornykh porod [Mechanics of rocks]. Moscow, Nedra, 1975, 200 p.
  28. Viktorin V.D., Lykov N.A. Razrabotka neftyanykh mestorozhdeniy, priurochennykh k karbonatnym kollektoram [Development of oil fields confined to carbonate reservoirs]. Moscow, Nedra, 1980, 202 p.
  29. Rzhevskiy V.V., Novik G.Ya. Osnovy fiziki gornykh porod [Fundamentals of rock physics]. Moscow, Nedra, 1984, 359 p.
  30. Kondratev S.A., Zhukovskiy A.A., Kochneva T.S., Malysheva V.L. Uchet uprugomekhanicheskikh svoystv plastov pri vypolnenii GRP na primere odnogo obekta razrabotki mestorozhdeniy Permskogo kraya [Accounting of layers’ elastic mechanical properties when performing a formation hydraulic fracturing on the example of one of the objects of fields development in Perm region]. Moscow, VNIIOENG, 2015, pp.56-59
  31. Antonov D.V., Kondratev S.A., Zhukovskiy A.A., Kochneva T.S. Opyt provedeniya gidrorazryva plasta na mestorozhdeniyakh permskogo kraya i osnovnye napravleniya povysheniya ego effektivnosti [Experience of hydraulic fracturing in the deposits of Perm region and the main directions of improving its efficiency]. Moscow, Oil industry, 2014, 135 p.
  32. Shorokhov A.N., Azamatov M.A. Snizhenie tekhnologicheskikh riskov gidravlicheskogo razryva plasta, ogranichennogo glinistymi barerami maloy moshchnosti [Reduction of technological risks due to hydraulic fracturing of reservoirs limited by small shalestone barriers]. Georesursy, 2012, no.1, pp.51-52.
  33. Mathur A.K., Ning X., Marcineau R.B., Ehlig-Economides C.A., Economides M.J. Hydraulic fracture stimulation of highly permeable formations: the effect of critical fracture parameters on oilwell production and pressure. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 22-25 October, Dallas, Texas, 1995. doi: 10.2118/30652-MS
  34. Nolte K.G. Principles for fracture design based on pressure analysis. SPEPE, 1988, Feb, pp.22-30.
  35. Nordgren R.P. Propagation of a vertical hydraulic fracture. Soc. Petrol. Eng. Journal, 1972, vol.12, no.4, pp.306-314. doi: 10.2118/3009-PA
  36. Economides M.J. Reservoir stimulation. 3d ed. New York, John Wiley & Sons, 2000, 856 p.
  37. Takhautdinov R.Sh., Valiev R.F., Ismagilov O.Z., Novikov M.G. Primenenie novykh tekhnologiy GRP s propantom v karbonatnykh kollektorakh vereyskogo gorizonta srednego karbona na mestorozhdeniyakh s trudnoizvlekaemymi zapasami na territorii Respubliki Tatarstan [Application of new hydraulic fracturing technology with propant in carbonate reservoirs of the Verey formation of Middle Carboniferous in fields with hard-to-recover reserves in the Republic of Tatarstan]. Tekhnologii, 2015, no.1, pp.45-54.
  38. Gazizov A.Sh., Gazizov A.A. Povyshenie effektivnosti razrabotki neftyanykh mestorozhdeniy na osnove ograni­cheniya dvizheniya vod v plastakh [Improving the effi­ciency of oil field development based on the restriction of water movement in the layers]. Moscow, Nedra, 1999, 285 p.
  39. Bulgakov R.T. et al. Ogranichenie pritoka plastovykh vod v neftyanye skvazhiny [Restriction of formation water inflow into oil wells]. Moscow, Nedra, 1976, 175 p.
  40. Fattakhov I.G. Sistematizatsiya prichin proryva vody v dobyvayushchie skvazhiny [Systematization of the causes of water breakthrough in production wells]. Oilfield engineering, 2011, no.12, pp.17-19.

Statistics

Views

Abstract - 236

PDF (Russian) - 39

PDF (English) - 82

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2018 Votinov A.S., Drozdov S.A., Malysheva V.L., Mordvinov V.A.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies