Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Исследование влияния технологических параметров и агентов гидравлического разрыва пласта на выработку запасов нефти

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Исследование влияния технологических параметров и агентов гидравлического разрыва пласта на выработку запасов нефти"

УДК 622.276.6

На правах рукописи

СТАБИНСКАС АЛЕКСАНДРАС ПЯТРО

ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ И АГЕНТОВ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА НА ВЫРАБОТКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ (на примере месторождений Широтного Приобья)

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных

и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2015

005569867

Уфа-2015

005569867

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР») и Государственном автономном научном учреждении «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов» (ГАНУ «ИНТНМ»).

Научный руководитель - Султанов Шамиль Ханифович,

доктор технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений»

Официальные оппоненты: - Валеев Марат Давлетович,

доктор технических наук, профессор, ООО НЛП «ВМ Система», технический директор

- Шаймарданов Марат Наильевич,

кандидат технических наук, ООО «НПО «Нефтегазтехнология», заместитель директора по разработке нефтяных месторождений

Ведущая организация _ Общество с ограниченной ответственностью

«Самарский научно-исследовательский и проектный институт нефтедобычи» (ООО «СамараНИПИнефть»)

Защита диссертации состоится 30 июня 2015 г. в 1500 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР» и на сайте ГУП «ИПТЭР» www.ipter.ru

Автореферат разослан 20.05.2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета доктор технических наук,

профессор ___ Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большинство эксплуатационных объектов месторождений Широтного Приобья характеризуются как высоконеоднородные и сильнорасчлененные, а также имеют частое чередование проницаемых и глинистых пропластков. Низкие значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта являются причиной низкой выработки запасов нефти. В настоящее время для улучшения коллекторских свойств эксплуатационного объекта применяется гидравлический разрыв пласта (ГРП).

Эффективность использования какой-либо технологии, нацеленной на извлечение углеводородов, зависит от многих факторов — геологических, физико-химических и геотехнологических. Часто более сложная технология добычи нефти подразумевает, что при оценке эффективности процесса должно приниматься во внимание большее число качественных и количественных свойств и параметров процесса. По завершении технологического процесса гидроразрыва пласта формируются порядка 1400 «выходных» параметров и более десятка графиков, которые распределяются по таким группам параметров, как: контроль качества ГРП, сводных данных, результаты анализа мини-ГРП и основного ГРП. Для оценки эффективности операции гидроразрыва могут быть использованы все получаемые параметры.

Часто оценка успешности ГРП сводится к анализу геолого-физических и геотехнологнческих условий пласта и скважины, а также к количественному обоснованию использования технологических жидкостей и агентов процесса ГРП. Накопленный опыт применения ГРП на месторождениях Широтного Приобья показывает, что в схожих геолого-технологических условиях зоны дренирования скважины и при использовании равных объемов компонентов ГРП достигается различная эффективность от скважино-операции. Для объективной оценки эффективности ГРП необходимо принимать во внимание различные соотношения и взаимодействие технологических параметров и агентов ГРП с геотехнологической «природой» скважины. В связи с этим исследования, направленные на изучение влияния различных соотношений технологических параметров гидравлического разрыва пласта с целью повышения эффективности технологии, являются актуальными.

Цель работы — исследование и оценка влияния различных соотношений технологических параметров, агентов и их качественного состава на эффективность гидравлического разрыва пласта и выработку запасов нефти.

Основные задачи работы:

1 На основе обобщения геолого-геофизических данных и геолого-промысловой информации месторождений Широтного Приобья выполнить дифференциацию продуктивных объектов с целью выявления отличительных

и общих геотехнологических особенностей, влияющих на эффективность выработки запасов нефти.

2 С использованием статистических методов обработки информации определить геолого-физические и геотехнологические условия успешного применения гидравлического разрыва пласта и обосновать объект исследования (месторождение).

3 Построение статистических моделей для оценки гидравлического разрыва пласта.

4 Обосновать комплексные критерии оценки эффективности гидравлического разрыва пласта.

5 Исследовать и оценить влияние различных соотношений технологических параметров и агентов ГРП на его эффективность.

6 Исследовать влияние качественного состава технологических жидкостей ГРП на успешность скважино-операции в условиях Приобского месторождения.

Методы решения поставленных задач

При выполнении диссертационной работы, в том числе при структурировании геолого-физической информации и геотехнологических данных продуктивных пластов, использованы общепринятые методики научных исследований, включающие обобщение известных результатов геологических и промысловых исследований. Оценка влияния геолого-промысловых условий пластов Приобского месторождения, различных соотношений агентов ГРП на его эффективность выполнена такими методами математической статистики, как: кластерный анализ, регрессионный анализ, сети Кохонена. Выводы и рекомендации обоснованы корректным распределением исходных данных, подчиняющихся нормальному и логонормальному законам.

Научная новизна результатов работы

1 На основе критериальной оценки эффективности гидравлического разрыва пласта для условий продуктивных пластов группы АС Приобского месторождения установлено, что для достижения максимальной успешности ГРП необходимо комплексное соблюдение следующих соотношений технологических параметров: жидкости разрыва к объему суммарной закачки жидкости (1 : 3), объема суммарной закачки жидкости к массе проппанта, размещенного в пласте (2,5 м3/т), массы проппанта к эффективной толщине пласта (9 т/м), концентрации деструктора относительно гелланта (0,22 кг/кг).

2 Получены зависимости, определяющие геометрию трещин и характер изменения её ФЭС. Увеличение объема закачанной жидкости на 1 т проппанта приводит к ухудшению ФЕС пласта за счет кольматации гелирующим агентом, а снижение объема жидкости менее порогового не позволит развить трещину запланированной геометрии с размещением в ней всего объема проппанта.

3 На основе многофакторного регрессионного статистического анализа установлено, что большое влияние на эффективность ГРП оказывают следующие

геологические характеристики: коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности, пластовое и литостатическое давление, эффективная толщина пласта.

4 Лабораторными исследованиями доказано, что при обеспечении необходимыми реологическими свойствами технологической жидкости ГРП ее химический состав не оказывает определяющего влияния на результативность скважино-операций.

Основные защищаемые положения:

— оптимальные количественные соотношения и объемы технологических параметров и агентов ГРП для успешного применения в условиях группы пластов АС Приобского месторождения;

— геолого-технологические критерии эффективного применения ГРП в условиях группы пластов АС Приобского месторождения;

— результаты лабораторных исследований, доказывающие влияние реологических свойств технологических жидкостей на эффективность ГРП независимо от их химического состава.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», а именно п. 2: Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых 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.

Практическая ценность результатов работы

1 Оптимизация технологических процессов ГРП на основе проведенных исследований позволила повысить долю эффективных скважино-операций.

2 Для группы пластов АС Приобского месторождения определены оптимальные соотношения технологических параметров и агентов ГРП.

3 Выделенные геолого-технологические критерии успешного применения ГРП позволят проводить оперативный подбор скважин-кандидатов.

4 Предложенные в диссертационной работе объемы и соотношения закачки технологических жидкостей и агентов ГРП для условий пласта АС? Приобского месторождения использованы сервисными компаниями, эффективность геолого-технического мероприятия повысилась на 9 %.

Личный вклад автора состоит в постановке задач, их решении; обосновании соотношений оптимальных объемов закачки агентов ГРП, анализе и обобщении результатов лабораторных исследований различных технологических жидкостей, интерпретации результатов статистического анализа для геолого-технологических критериев эффективного ГРП.

Апробация результатов работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2014 г.), 41-й научно-технической конференции молодых ученых, аспирантов и студентов «Современные технологии в нефтегазовом деле-2014» (г. Октябрьский, 2014 г.), IX научно-практической конференции «Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика» (г. Уфа, 2014 г.), научно-технических совещаниях и семинарах различного уровня в ОАО «Газпром нефть», научно-методических семинарах научного совета ГАНУ «Институт нефтегазовых технологий и новых материалов», а также кафедры «Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» ФГБОУ ВПО УГНТУ (Уфа, 2010-2014 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 11 научных трудах, в том числе четыре — в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАКом Минобрнауки РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 91 наименование. Работа изложена на 143 страницах машинописного текста, содержит 62 рисунка, 16 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные защищаемые положения, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе на основе обобщения исследований о строении геологических структур Широтного Приобья методом кластерного анализа продуктивные объекты дифференцированы в группы по показателям и свойствам, характеризующим геолого-промысловые условия залегания пластов, по группам оценена эффективность выработки запасов нефти.

Крупный вклад в геолого-промысловую изученность Широтного Приобья внесли такие известные ученые, как: И. М. Губкин, А. А. Трофимук, Н. Б. Вассоевич, А. А. Бакиров, Н. Н. Ростовцев, Ю. Г. Эрвье, Л. И. Ровнин, И. И. Нестеров, А. П. Крылов, А. Э. Конторович, В. С. Сурков, С. П. Максимов, М. Я. Рудкевич, В. И. Шпильман. Проблеме совершенствования принципов и методов разработки месторождений Западной Сибири посвящены научные труды В. Е. Андреева, Л. К. Алтуниной, В. А. Бадьянова, Л. С. Бриллиант, Д. В. Булыгина, В. Е Гавуры, Р. X. Гильмановой, С. А. Жданова, Ю. П. Желтова, Ю. В. Зейгмана, М. М. Иванова, Ю. А. Котенева, П. К. Куликова, В. 3. Лапидуса, В. Д. Лысенко, И. Т. Мищенко, Н. Н. Михайлова, Б. М. Орлинского, М. К. Рогачева,

Н. Н. Ростовцева, М. Я. Рудкевича, М. М. Сатарова, М. Л. Сургучева, М. А. Токарева, А. П. Телкова, М. М. Хасанова, Н. Ш. Хайрединова, Н. И. Хисамутдинова, В. А. Швецова, В. Н. Щелкачева, В. В. Шелепова, В. И. Шпильмана и многих других видных ученых.

Регион, к которому приурочены рассматриваемые и исследуемые месторождения нефти, характеризуется достаточно сложным геологическим строением. Рассмотрено двадцать одно месторождение на территории Широтного Приобья, из которых относятся: к Среднеобской нефтегазоносной области (НТО) —Холмогорское, Приобское, Сугмутское, Романовское, Карамовское, Пограничное, Среднеитурское месторождения; к Надым-Пурской НТО — Спорышевское, Вынгапуровское, Новогоднее, Ярайнерское, Суторминское, Северо-Карамовское, Муравленковское, Крайнее, Вынгаяхинское, Северо-Пямалияхское, Восточно-Пякутинское, Еты-Пуровское, Северо-Янгтинское; к Фроловской НТО — Красноленинское.

Обобщение сведений о геологическом строении месторождений углеводородов Широтного Приобья позволило отметить, что продуктивные пласты 21 рассматриваемого месторождения характеризуются значительной зональной и вертикальной неоднородностью. Продуктивные пласты часто представлены мелко- и среднезернистыми среднесцементированными, иногда сильно заглинизированными песчаниками, характерно частое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежи нефти составляют линзовидные песчаные пропластки, образованные в шельфовых условиях и имеющие клиноформное строение. Характер нефтенасьпценности изменяется в широких пределах от 17 до 77 %. Продуктивные пласты имеют высокую вариацию по геолого-физическим показателям, в том числе: проницаемость изменяется в диапазоне 0,001-0,98 мкм"; пористость — 14-28 %; нефтенасьпценная толщина — 0,2-15,6 м; газовый фактор — 143—410 м3/т; вязкость нефти — 1,75-57 мПа • с. В связи с этим для более объективного сравнительного анализа выработки запасов нефти в зависимости от геолого-физических и геотехнологических характеристик и показателей продуктивных пластов востребована классификация объектов исследования на группы методами математической статистики.

Дифференциация продуктивных объектов на однородные группы по схожим геолого-физическим, физико-химическим и промысловым показателям позволяет выделить «ключевые» факторы, оказывающие влияние на выработку запасов, и в пределах объектов одной группы выделить наиболее успешные и приоритетные технологии и методы воздействия на продуктивный пласт с последующим их тиражированием. Однородные группы определялись с использованием метода кластерного анализа. Количество объектов исследования составило 161 объект разработки Широтного Приобья.

Группирование проводилось по геологическим и промысловым характеристикам и параметрам, а также по свойствам флюида, насыщающего

продуктивный объект, таким как: проницаемость, коэффициент пористости и нефтенасыщенности, нефтенасыщенная толщина, начальное пластовое давление, обводненность, накопленная добыча нефти, текущий коэффициент извлечения нефти, плотность нефти в пластовых условиях, пересчетный коэффициент, плотность воды, вязкость нефти и воды в поверхностных и пластовых условиях, давление насыщения, газовый фактор, сжимаемость нефти. Интерпретация результатов кластерного анализа позволила выделить шесть групп объектов, имеющих характерные особенности. Так, например: первая группа — это объекты с низкопроницаемым коллектором, с относительно высокой нефтенасыщенностью и плотностью нефти; вторая группа — объекты с высоким газосодержанием; объекты третьей группы обладают благоприятными ФЕС и высокой вязкостью нефти, имеют значение обводненности, близкое к критическому; четвертая группа — высоковыработанные объекты с большой нефтенасыщенной толщиной; объекты пятой и шестой групп в основном характеризуются низкой выработкой запасов нефти, объекты находятся в начальной стадии разработки.

Анализ структуры запасов нефти по выделенным группам позволил определить, что основная доля приходится на первую группу объектов, выработка которых характеризуется как низкая (таблица 1).

Выявленные особенности, характеризующие каждую отдельную группу объектов, позволяют определить геотехнологические направления воздействия на эксплуатационный объект с целью повышения эффективности добычи нефти. Следует отметить, что для выделения наиболее значимых геолого-технологических параметров и показателей, определяющих степень выработанное™ запасов нефти с оценкой их количественного влияния, необходимо выполнение дополнительного статистического анализа.

Таблица 1 - Структура запасов нефти и степень их выработки по выделенным

группам

Группа Среднее значение обводненности по объектам, % Среднее значение КИН1ек по объектам, доли ед. Среднее значение киз по объектам1 доли ед. Доля начальных геологических запасов, % Доля начальных извлекаемых запасов, % Доля накопленной добычи нефти, % Доля текущих геологических запасов, % Доля текущих извлекаемых запасов, %

1 37,69 0,30 0,14 83,54 80,10 53,41 85,71 87,87

2 51,28 0,29 0,10 0,99 1,06 0,47 1,02 1,23

3 92,45 0,33 0,57 10.40 12.89 32.42 8,82 7,20

4 80,18 0,38 0,55 4,42 5,34 12,91 3,81 3,13

5 10,80 0,26 0,29 0,51 0,50 0,63 0,50 0,46

6 67,51 0,22 0,28 0,14 0,12 0,15 0,14 0,11

Во второй глйве исследовано влияние на эффективность разработки геологических параметров пласта и технологий воздействия на пласт.

Для определения степени влияния геолого-физических особенностей пластовых систем на эффективность извлечения нефти на месторождениях был произведен множественный корреляционный анализ, который позволил получить геолого-статистические зависимости. Регрессионные зависимости были получены дифференцированно для продуктивных групп объектов. В качестве зависимых переменных были использованы следующие показатели: обводненность продукции (/в, %); текущий коэффициент извлечения нефти (КИНтек, доли ед.); накопленная добыча нефти (НДН, тыс. т). Полученные для объектов группы 1 уравнения множественной регрессии имеют вид:

/, = -8,88 + 1,61Я-П+ 3,37А"пр - 1,11/гнн+ 1,13Р1Ш+ 5,35рн- 5,73Р„ас +

+ 6,67ц„- 1,47цв + 1,24р„;

КИНтек= 12,32 + 2,22К„ + 2,27 Кпр + 2,99 К„„ + 1,89АНН+ 3,05Рпл-0,89р„ +

+ 2,65рв+ 1,07Р„ас-5,75и„+2,07|1в;

НДН = 1,62 + 0,56А-П+ 0,77Кпр + 0,45 Кин+ 0,38 Р^- 1,71р„- 0,66р„-

-0,81цн-0,62р„.

Анализ использованных моделей дает возможность сделать следующее заключение: максимальное влияние имеют такие геологические признаки, как: коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, вязкость и плотность нефти и воды, начальное пластовое давление.

Построенные геолого-статистические модели обводненности продукции, накопленной добычи нефти и текущего коэффициента извлечения нефти от геолого-физических параметров дают возможность предварительно оценить вышеупомянутые величины для аналогичных объектов.

Выполненная идентификация объектов по группам, анализ структуры запасов нефти и состояние их выработки позволили не только определить совокупности эксплуатационных объектов Широтного Приобья, близких по геолого-физическим и технологическим характеристикам, но и выделить наиболее характерные объекты с целью более детального исследования эффективности их разработки. Многоуровневый алгоритм исследования позволяет полученные результаты микроуровня соотносить и тиражировать на объекты, составляющие макроуровень.

Наиболее показательными эксплуатационными объектами, выделенными по результатам группирования, являются объекты Приобского нефтяного месторождения. Геолого-физические параметры продуктивных объектов Приобского месторождения более схожи со средними характеристиками первой выделенной группы.

Продуктивные пласты Приобского месторождения представляют собой чередование проницаемых и непроницаемых прослоев с замещением глинистыми породами, заглинизированностью. Запасы нефти месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Промышленная нефтеносность Приобского месторождения приурочена к неокомским пластам группы АС (пласты АС7, АС9, АСю°, АС|02 3,

АС|о'~2, АСц°, АС,Л АСн2"1, АС12°, АС,22, АС,г3"1), где сосредоточено более 90 % разведанных запасов. Основная доля добываемой нефти — 65 % — приходится на горизонт АС ц, по 17 % — на горизонты АС,0 и АС,2. Залежи нефти горизонтов АС,о, АС,,, АС12 представляют собой линзовидные тела, полностью заполненные нефтью. Ряд участков месторождения находится в начальной стадии разработки, поэтому не последнюю роль во влиянии на показатели добычи оказывают особенности геологического строения, физико-химические свойства флюидов продуктивных пластов, значения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород, а не система размещения скважин. Большинство скважин месторождения эксплуатируются единым фильтром по двум или трем пластам. Неблагоприятные ФЕС и высокая неоднородность коллекторов Приобского месторождения являются определяющими факторами применения технологии гидроразрыва пласта.

Всего на Приобском месторождении за период 2004-2008 гг. было проведено 3183 геолого-технических мероприятий (ГТМ), которые позволили получить дополнительную добычу нефти 18273,4 тыс. т. Основной объем операций и дополнительная добыча нефти получена от гидравлического разрыва пласта (ГРП) (рисунок 1).

а — по эффективности; б — по количеству; в — по удельной технологической эффективности Рисунок 1 — Распределение геолого-технических мероприятий на Приобском месторождении (2004-2008 гг.)

Основной объем ГТМ приходится на рассматриваемый период, а основная дополнительная добыча нефти за счет применения ГТМ возрастает с годами и максимальна в 2008 г. Начиная с 2001 г. было проведено 3241 ГТМ, дополнительная добыча нефти составила 18809,3 тыс. т (без учета добычи нефти за счет горизонтальных скважин).

Анализ эффективности выполненных ГТМ показал, что наибольшая удельная эффективность достигнута за счет выполнения операций ГРП, бурения горизонтальных скважин и выравнивания профиля приемистости.

Комплексный анализ, включающий геолого-технологическую оценку эффективности разработки, распределения остаточной нефтенасыщенности с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта Приобского месторождения, показал слабую выработку запасов нефти в низкопроницаемых и неоднородных пластах. Эффективность гидравлического разрыва пласта как основной технологии воздействия в зонах слабой выработки запасов варьирует в широком диапазоне и требует проведения детального исследования влияния технологических характеристик операций гидравлического разрыва пласта на его эффективность.

В третьей главе рассмотрена методика оценки эффективности гидравлического разрыва пласта с учетом процесса подготовки необходимой информационной среды для получения объективных результатов.

Гидравлический разрыв пласта представляет собой одну из наиболее сложных технологий, направленных на повышение степени нефтеизвлечения. Порядка 1400 параметров и десятки графиков являются информационным итогом выполненных операций гидроразрыва. Их можно объединить в следующие группы: параметры сводных данных; параметры контроля качества ГРП; результаты анализов мини-ГРП и основного ГРП; финансово-экономические параметры. Все перечисленные данные тем или иным способом могут быть использованы при оценке эффективности гидроразрыва пласта.

Основным вопросом для объективного анализа эффективности является вопрос о формировании целевой выборки. На примере Приобского месторождения Широтного Приобья был выполнен анализ с целью выделения необходимых условий, которым бы отвечала выборочная совокупность скважин с ГРП. Для этого была проанализирована информация по скважино-операциям гидравлического разрыва пластов (ГРП), проведенным с 2009 по 2010 гг. За данный период на скважинах Приобского месторождения были проведены 1233 скважино-операции ГРП на 790 скважинах эксплуатационного и разведочного фонда.

Практически все операции ГРП, проведенные на месторождении, носили характер первичных. Из 1233 ГРП только 65 скважино-операций были проведены повторно. Ввиду иного механизма прироста добычи жидкости при повторном ГРП (если при первичных операциях ГРП прирост добычи осуществляется за счет образования трещин, то при повторном ГРП происходит, как правило, восстановление проводимости трещины; также на прирост дебита жидкости после повторного ГРП большое влияние оказывает выработка запасов перед его проведе-

нием) эти скважины были исключены из целевой выборки. Кроме того, существуют и другие факторы, оказывающие влияние на объективность оценки ГРП.

Основные требования к целевой выборке скважино-операций ГРП, которые необходимы для обеспечения максимально возможной чистоты анализа:

1 Наличие статистики по проведенным скважино-операциям ГРП на целевой объект разработки;

2 Первый ГРП на целевом пласте конкретной скважины;

3 Отсутствие технологических проблем при производстве ГРП;

4 Наличие информации по добыче скважины до и после проведения ГРП. Таким образом, после определения критериев целевая выборка скважино-

операций ГРП для проведения анализа составила 700 первичных ГРП (56,8 % от исходных данных), проведенных на 446 эксплуатационных скважинах Приобского месторождения (56,5% от исходных данных) с 01.01.2009 г. по 31.05.2010 г. Все ГРП проведены без преждевременных остановок во время закачки («СТОПов») на один из объектов разработки: АС9, АСШ, АСп и АСи. По всем скважинам целевой выборки есть технологические данные разработки до и после ГРП. Результаты поэтапного формирования целевой выборки приведены на рисунке 2.

1400

з ГРП

Скважины

Г

Рисунок 2 - Формирование целевой выборки скважино-операций ГРП

В условиях большого количества внедрения технологий эффективность ее применения может быть оценена методами математической статистики.

Для определения эффективности работы скважины после гидравлического разрыва пласта применялся подход, основанный на оценке эффективности с учетом анализа работы скважин после гидравлического разрыва пласта по технологическим параметрам. Для интегральной оценки эффективности работы скважины после ГРП в рамках данной работы применялась матрица эффективности ГРП (рисунок 3).При этом эффективными можно считать скважины, показавшие среднюю и высокую эффективность работы после ГРП.

Прирост дебита нефти с единицы кН, т/(сут мД м) |

менее Н, н,-н2 более Нг

Прирост дебита жидкости с единицы кН, м3/(сут ' мД • м) Менее Ж, 1 /низкая 2 / низкая 3 / низкая

/1\ 1 — /IV 2 4 / низкая 5/средняя 6/средняя

Более Ж2 7/ низкая 8/средняя 9 / высокая

Рисунок 3 — Матрица эффективности работы скважины после ГРП (номер группы / степень эффективности)

В качестве прироста дебита жидкости / нефти рассматривалась разница между дебитом жидкости / нефти, полученным в первый месяц работы скважины после ГРП, и дебитом жидкости / нефти, полученным за месяц перед проведением ГРП. Граничные значения удельных дебитов жидкости (Ж, и Ж2) и нефти (Н, и Н2) определялись на основе абсолютных величин соответствующих дебитов, для чего были рассмотрены их распределения. В частности, рассматривались нормальные и логнормальные (нормальное распределение натурального логарифма от параметра) распределения приростов дебитов жидкости и нефти по отношению к суммарной массе проппанта, размещенной в целевых пластах ГРП конкретной скважины (рисунок 4), и по отношению к суммарному значению кН целевых пластов ГРП конкретной скважины.

куб.м/(сут-т)

1 250

т/{сутг)

Рисунок 4 - Нормальное распределение приростов дебитов жидкости (а) и нефти (б) по отношению к суммарной массе проппанта, размещенной в пластах скважины

Для расчета граничных значений групп эффективности использовались методы математической статистики. Эффективность работы скважины после ГРП

оценивалась по значениям удельных приростов дебитов жидкости и нефти в соответствии с макетом (рисунок 5).

■I

<11

Рисунок 5 - Макет принадлежности скважины к группе эффективности

На основе рассчитанных граничных значений удельных дебитов жидкости и нефти целевая выборка скважин была распределена по группам эффективности. Средние значения параметров, по которым проводилось распределение скважин, приведены на рисунке 6, на котором также приведено количество скважин в каждой группе эффективности. Из рисунка видно, что в рамках рассматриваемого критерия эффективности:

— эффективно работающими после ГРП можно считать 307 скважин, что составляет 68,8 % целевой выборки;

— максимальное количество скважин находится на диагонали матрицы эффективности, что говорит о стабильном приросте обводненности после ГРП, а следовательно, об отсутствии (в статистическом смысле) прорывов трещинами ГРП фронта нагнетаемых вод. Обычно данное распределение характерно для рядной системы разработки с азимутом рядов скважин, совпадающим с азимутом распространения трещин ГРП.

Прирост дебита нефти с единицы кН,т/(сут мД м)

менее 1,14 1,14-1,78 более 1,78

Прирост дебита жидкости с единицы кН, м3/(сутмДм) Менее 1,63 101 / 0,96 / 0,68 20 /1,57 /1,21 0/0/0

1,63-2,44 12 /1,97 / 0,87 149/ 1,98/ 1,47 24/2,35/1,82

Более 2,44 6 / 2,61 / 0,90 11/2,73/1,59 123/3,35/2,47

Рисунок 6 - Фактическое распределение количества скважин / дебитов жидкости с единицы кН / дебитов с единицы кН по группам эффективности

В четвертой главе исследовано влияние геологических характеристик пласта и технологических параметров процесса ГРП на его эффективность методами математической статистики и лабораторными исследованиями.

Для определения параметров, влияющих на эффективность гидравлического разрыва пласта, выполнялись следующие исследования:

— для выявления геолого-физических характеристик и технологических параметров скважино-операции ГРП — последовательный статистический анализ;

— для оценки влияния качественного состава технологической жидкости в различных композициях ГРП — лабораторные исследования.

Использование статистического анализа выполнялось в два этапа: на первом этапе применялись методы теории распознавания образов;

второй этап — построение многофакторных статистических моделей, целью которых является выявление наиболее значимых параметров, оказывающих влияние на эффективность работ от проведения ГРП.

Основным вопросом для объективного анализа эффективности является вопрос об идентификации скважин по геолого-технологическим показателям и свойствам. Результаты кластерного анализа изображены в виде дендрограмм (рисунок 7). Объекты распределились в десять групп: первая группа - 69 объектов; вторая - 123; третья —11; четвертая - 55; пятая - 134; шестая — 70; седьмая - 226; восьмая - 163; девятая - 126; десятая - 102. Каждая из выделенных групп имеет характерные особенности.

Рисунок 7 - Выделение объектов всех групп

В качестве признаков, характеризующих эффективность ГРП при выполнении многофакторного регрессионного анализа, определены 5кш-фактор, отражающий совокупные потери депрессии в призабойной зоне, вызванные различными факторами (изменением проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП), многофазной фильтрацией, отклонениями от линейного закона фильтрации Дарси (турбулентное течение), ускорением потока при течении к скважине), и безразмерная проводимость трещины связывающая пропускную

способность трещины и пласта. Использовались следующие параметры: коэффициент пористости, проницаемости, глинистости, нефтенасыщенности, пластовое и литостатическое давление, длина интервала, объем закачиваемого проппанта и геля, среднее давление закачки.

Построенные для каждой группы по ^ и Ры многомерные регрессионные зависимости и графики распределения скважин (рисунок 8) позволили выявить, что на эффективность ГРП большое влияние оказывают следующие параметры: коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности, пластовое и литостатическое давление, эффективная толщина пласта. В частности, на показатель ^ в значительной степени влияют параметр коэффициента проницаемости, общая толщина пласта, пластовое давление, а менее -коэффициент глинистости и литостатическое давление.

Проверка качества регрессюнной иодели: 5к1П^(Рпл,Нобш.Нэфф.Рлитосгат.Нперф;Кпор.Кпр.

Г^огнсзное значение [Skin!

Рисунок 8 — Проверка качества регрессионной модели Skin-фактора для группы 2

С целью исследования влияния агентов закачки на результативность ГРП выполнен анализ:

— посредством сравнения компонент (наименований) жидкостей и их рецептур на результат работы скважин;

— свойств жидкости путем ее тестирования в лаборатории с последующим анализом влияния этих свойств на эффективность работы скважин.

На продуктивных объектах южной части Приобского месторождения в значительном большинстве применялись три композиции жидкости ГРП:

— композиция № 1 - \VG-1 / Епсар-НР + \VBO-l (доля скважино-операций ГРП - 27 %);

— композиция № 2 — Э\\Ф-701 / Б\\Ф-902 (доля скважино-операций ГРП -50 %);

— композиция № 3 - РогеР\¥0-7Р / \VBCap-HT + \VBCap-LT (доля скважино-операций ГРП - 16 %).

Доля применения остальных композиций незначительна и варьируется в интервале от 0,15 до 2 %.

Для оценки потенциала рецептур жидкостей ГРП были рассмотрены основные относительные параметры технологической эффективности ГРП:

1 Отношение массы проппанта к эффективной мощности целевого пласта.

2 Отношение массы деструктора к массе гелирующего агента.

3 Отношение объема закачанной жидкости разрыва к массе проппанта.

4 Отношение массы проппанта к объему закачанной жидкости ГРП без учета объема буфера.

5 Отношение концентрации гелланта к эффективности жидкости ГРП.

6 Отношение доли буфера к эффективности жидкости ГРП.

Средние значения относительных параметров эффективности ГРП представлены на рисунке 9, диапазоны изменения значений, относительные и абсолютные отклонения этих параметров — в таблице 2. Согласно указанным данным, диапазоны изменения параметров значительны (до 54,91 %), а максимальные значения долевой разницы относительных параметров технологической эффективности ГРП достигают 183,3 %. Кроме того, значение отношения доли буфера к эффективности жидкости ГРП (что, по сути, является отношением объема буфера к объему трещины ГРП) меньше единицы. Это говорит о том, что стадии ГРП с низкой концентрацией проппанта по факту также являются буфером, а следовательно, существует потенциал для уменьшения объема буфера за счет увеличения первых проппантных стадий.

В связи с тем что в качестве деструктора в композиции № 1 был использован Епсар-НР, активным агентом которого является персульфат аммония, высокий расход геля на закачку 1 т проппанта (3,74 м3) в совокупности с низкой концентрацией деструктора (0,078 кг/кг) мог вызвать кольматацию трещины ГРП и пласта остатками жидкости вследствие низкого качества очистки.

По четырем из шести относительных параметров технологической эффективности ГРП, скважины, на которых проводили ГРП композицией 2, показывают одни из самых высоких значений (высокая концентрация деструктора -

0,221 кг/кг, низкий расход геля на закачку 1 т проппанта - 2,52 м3/т, высокие средние концентрации проппанта - 0,595 т/м3, низкая доля буфера на единицу эффективности жидкости - 0,657 ед.). Кроме того, для снижения количества нерастворимого осадка от жидкости ГРП в качестве гелирующего агента использовался модифицированный геллант - гидроксипропилгуар (ГПГ). Реологические свойства технологической жидкости с применением ГПГ имеют значительную зависимость от качества базовой жидкости (воды). При низком качестве воды нестабильность жидкости ГРП может приводить к значительному снижению и потере песконесущей способности.

и 10 э 8 7 6 5

Проппант/эфф. мощность пласта, т/м 9,9

28,6 %

8,7

I

7,7

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

Деструктор/Геллант, кг/кг

0,221

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

Объем геля/Проппакг, м!/т 3,74

0,8 Проппант/Объем геля без буфера, т/м3

0,595 0,597

60,5 % ♦

0,372 1

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

10 9 8 7 б 5

Конц. геллакта/Эфф. жидкости, кг/м3 8,83

Доля буфера/Эфф. жидкости, ед 0,777

0,714 18,3 •/,

0,657 ж

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

Композиция 1 Композиция 2 Композиция 3

Рисунок 9 - Относительные параметры технологической эффективности ГРП (увеличение эффективности в направлении черной стрелки)

Таблица 2 — Диапазоны изменения относительных параметров технологической эффективности ГРП

Параметр Абсолютные значения Отклонение от среднего

диапазон среднее абсолютное относительное, %

Проппант/эфф. мощность, т/м от 7,7 до 9,9 8,77 1,09 12,48

Деструктор/геллант, кг/кг от 0,078 до 0,221 0,143 0,078 54,91

Объем геля/масса проппанта, м"7т от 2,52 до 3,74 2,95 0,794 26,96

Масса проппанта/объем геля без буфера, т/м3 от 0,372 до 0,597 0,521 0,149 28,63

Концентрация гелланта/ эффективность жидкости, кг/м3 от 7,6 до 8,83 8,11 0,724 8,92

Доля буфера/эффективность жидкости, ед. от 0,657 до 0,777 0,716 0,061 8,52

Результаты анализа показали, что работы ГРП, проведенные тремя композициями, имеют как много общего (например, в основе подавляющего большинства использованных деструкторов лежит персульфат аммония), так и сильные отличия в составе и рецептурах жидкости ГРП. По результатам анализа видно, что основным потенциалом повышения эффективности ГРП является увеличение доли высокоэффективных скважино-операций за счет оптимизации технологических параметров производства операций ГРП. Наиболее вероятным путем реализации этого потенциала является повышение качества очистки трещины и пласта от неразложившихся осадков жидкости ГРП посредством повышения стабильности базовой жидкости ГРП и увеличения значений относительных параметров технологической эффективности ГРП. Для успешной реализации операций ГРП на скважинах Южно-Приобского месторождения необходимо стремиться к соблюдению таких технологических условий, как: снижение расхода геля на закачку 1 т проппанта - 2,5 м3/т; снижение доли буфера на единицу эффективности жидкости — 0,657 ед.; увеличение средней концентрации проппанта - 0,6 т/м3; повышение концентрации деструктора по отношению к загрузке гелланта - 0,22 кг/кг.

С целью повышения эффективности технологии ГРП рекомендуется: поднять качество подготовки воды, применяемой для замеса жидкости ГРП, в состав которой входит ГПГ; оптимизировать относительные параметры эффективности ГРП к условиям Приобского месторождения. При оптимизации объема буфера в качестве основного параметра рассматривать не только его долю в общем объеме жидкости ГРП, но и объем жидкости ГРП по отношению к массе проппанта, а также долю буфера по отношению к эффективности жидкости. Оптимизировать загрузку деструктора в сторону увеличения для обеспечения качественной очистки трещины ГРП от кольматирующих агентов после скважино-операций.

Лабораторные исследования трех представленных образцов жидкости ГРП имели цель определения реологических свойств и применимости для проведения

операций ГРП на Приобском месторождении с учетом требований, предъявляемых к гелевым системам, а также определения степени сходимости результатов для возможности оценки эффективности операций ГРП по массиву данных технологических параметров обработки.

Исследование проводили с теми же композициями: образец № 1 — \VG-1/ Епсар-НР + \VBO-l; образец № 2 - Б\УР-701 / 0\УР-902; образец № 3 -РогеР\УО-7Р/ \VBCap-HT + \VBCap-LT.

Исследование проводилось с использованием таких приборов и оборудования, как: электронный рН-метр/термометр, титратор, фотометр 8рес1го-2000, кондуктометр, реометр «РУБ ВгоокПе1с1», лабораторные электронные весы и др.

Для объективности сравнительного анализа представленных образцов жидкости ГРП все исследования были выполнены с использованием единой базовой жидкости (пресная вода с источника). Степень загрязнения механическими или естественными примесями/элементами, отрицательно влияющими на качество жидкости/геля, определялась с помощью лабораторного оборудования. Результаты анализа основных параметров для определения пригодности базовой жидкости в приготовлении геля ГРП соответствовали допустимым значениям и приведены в таблице 3.

Таблица 3 — Параметры базовой жидкости ГРП

Показатель Единица измерения Значение

Температура °С 27

рН'" ед. рН 7,1

Гидрокарбонаты(2) НС03 мг/дм3 <10

Хлориды'2'С1" мг/дм3 45

Сульфаты'3' 804"2 мг/дм3 24

Жесткость'2' промилле 0,5

Кальций'2' Са2^ мг/дм3 16

Магний'2' М§2" мг/дм3 2,4

Общее железо'3' мг/дм3 4

Ионы калия и натрия Ка"+К" мг/дм3 3,6

Общая минерализация'4' мг/дм3 201

Для продуктивных пластов группы АС характерна пластовая температура — 87 °С, при данных условиях определялась реологическая стабильность образцов жидкости ГРП. В результате исследования определено, что граничным значением вязкости для обеспечения песконесущей способности геля определена вязкость 400 сПз и выше (рисунок 10). Все протестированные образцы геля подтвердили стабильность при пластовой температуре с вязкостью, необходимой для транспортировки проппанта в процессе выполнения операции ГРП.

2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200

1

\ ✓ / - Обр азец № 1

ъ ; j/ -----Образец №2

'•А — - Тем перату

/ V

1 > -Гг. V». • • • * • — •

• • • • • • • • •

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0

0:00 0:05 0:10 0:15 0:20 0:25 0:30 0:35 0:40 0:45 0:50 0:55 1:00

Время (ч:мм)

Рисунок 10 - Диаграмма стабильности образцов жидкости ГРП

Для соблюдения технологического режима скважино-операции ГРП важным этапом является определение скорости сдвига при прохождении жидкости через насосные агрегаты, насосно-компрессорные трубы, эксплуатационную колонну и перфорационные отверстия. При проведении исследования на чувствительность к изменению скорости сдвига интервал записи должен быть равен 1 с. Для этого использовались шаблоны из двух циклов со скоростью сдвига 511 с (по 5 мин) чередующихся с двумя циклами со скоростью сдвига 100 с 1 (по 5 мин). Удовлетворительным результатом является, если жидкость ГРП при снижении величины скорости сдвига восстанавливает 80 % от номинальной вязкости в течение 60-100 с. Исследования показали, что все представленные образцы подтвердили свойство восстановления вязкости при снятии нагрузки и устойчивость к изменению скорости сдвига (рисунок 11).

í S

§ Í

11

ш ä.

800 700 " 600 500 400 300 200 100

- Скорость 1— -------Образец 4- сдвига ............. Об №3 ----Тек --^-- >азец №1 --- пера тура - образец №2 /Л -

Т--- 1 1.' 4 \ II > /

1 •1 -eJ-\' i V /А / - \

т: ■С

Лч < а Ь - 1 1

40 30

0:10 Время (ч:мм)

Рисунок 11 - Изменение вязкости образцов жидкости ГРП от скорости сдвига

Лабораторные исследования показали, что все представленные на исследование образцы жидкости ГРП подтвердили соответствие требованиям, применяемым к жидкости ГРП. Сходимость результатов исследований, проведенных в одинаковых заданных параметрах, подтверждает логику оценки массива данных результатов эффективности операций ГРП с учетом технологических параметров обработки.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Обобщение сведений о геологическом строении месторождений углеводородов Широтного Приобья позволило установить, что продуктивные пласты 21-го рассматриваемого месторождения характеризуются значительной зональной и вертикальной неоднородностью. Продуктивные пласты часто представлены мелко- и среднезернистыми, среднесцементированными, иногда сильно заглинизированными песчанниками, характерно частое чередование песчаников, алевролитов и аргиллитов. Залежи нефти составляют линзовидные песчаные пропластки, образованные в шельфовых условиях и имеющие клиноформное строение. Характер насыщения залежей углеводородами изменяется в широких пределах, также продуктивные пласты имеют высокую вариацию по геолого-физическим показателям.

2 Выполненное группирование эксплуатационных объектов месторождений Широтного Приобья позволило дифференцировать их на шесть групп, по которым выполнен многофакторный регрессионный анализ и определено, что наибольшее влияние на эффективность разработки среди геологических признаков оказывают: коэффициенты пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, вязкость и плотность нефти, начальное пластовое давление. Кроме того, дифференциация объектов исследования позволила обосновать, что наиболее показательными для дальнейшего исследования являются эксплуатационные объекты Приобского месторождения.

3 Комплексный анализ, включающий геолого-технологическую оценку эффективности разработки, распределения остаточной нефтенасыщенности с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта Приобского месторождения, показал слабую выработку запасов нефти в низкопроницаемых и неоднородных пластах. Эффективность гидравлического разрыва пласта варьирует в широком диапазоне и является основной технологией выработки остаточных запасов нефти.

4 Предложена методика оценки эффективности гидравлического разрыва пласта с учетом процесса подготовки необходимой информационной среды для получения объективных результатов.

5 Построенные для каждой группы многомерные регрессионные зависимости и графики распределения скважин позволили выявить, что на эффективность ГРП большое влияние оказывают следующие параметры:

коэффициент проницаемости, коэффициент нефтенасыщенности, пластовое и литостатическое давление, эффективная толщина пласта.

6 Для условий продуктивных пластов группы АС Приобского месторождения установлено, что для достижения максимальной успешности ГРП необходимо комплексное соблюдение следующих соотношений технологических параметров: жидкости разрыва к объему суммарной закачки жидкости (1 : 3), объема суммарной закачки жидкости к массе проппанта, размещенного в пласте (2,5 м3/т), массы проппанта к эффективной толщине пласта (9 т/м), концентрация деструктора относительно использованного гелланта (0,22 кг/кг).

7 Установлены зависимости, свидетельствующие, что с увеличением объема закачанной жидкости на 1 т проппанта происходит ухудшение ФЕС пласта за счет кольматации гелирующим агентом, а снижение объема жидкости менее порогового не позволит развить трещину запланированной геометрии с размещением в ней всего объема проппанта.

8 Лабораторными исследованиями установлено, что при обеспечении необходимых реологических свойств технологической жидкости ГРП зависимость от применения различных аналогов химических реагентов, их влияние на эффективность не являются определяющими.

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1 Стабинскас, А. П. Анализ влияния агентов закачки на эффективность гидравлического разрыва пласта [Текст ] / А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов,

A. Р. Хафизов, Г. А. Борисов // НТЖ «Нефтегазовое дело». - 2011. - Т. 9. -№ 3. - С. 45-50.

2 Султанов, Ш. X. Геоинформационная стратегия разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти [Текст ] / Ш. X. Султанов, Ю. А. Котенев,

B. Е. Андреев, А. П. Стабинскас, И. В. Грехов // НТЖ «Георесурсы». - 2012. -№ 2 (44). - С. 42-45.

3 Стабинскас, А. П. Оценка эффективности работы скважин после проведения гидравлического разрыва пласта [Текст ] / А. П. Стабинскас // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. -№ 1 (95).-С. 10-19.

Прочие печатные издания

4 Стабинскас, А. П. Анализ влияния геолого-физических характеристик пластовых систем на эффективность добычи углеводородов из продуктивных объектов месторождений Западной Сибири [Текст ] / А. П. Стабинскас, Д. И. Юлуева, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. науч. тр. - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (16). -

C. 114-125.

5 Галиева, М. X. Кластеризация скважин по геолого-технологическим параметрам с целью прогнозирования гидравлического разрыва пласта [Текст ] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. научн. тр. - Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (16). - С. 150-154.

6 Галиева, М. X. Геолого-технологический анализ гидравлического разрыва пласта в терригенных коллекторах пашийского и кыновского горизонтов [Текст ] / М. X. Галиева, И. В. Грехов, А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. научн. тр. — Уфа: ООО «Монография», 2012. - Вып. 1 (16). - С. 150-154.

7 Стабинскас, А. П. Группирование продуктивных объектов месторождений углеводородов центральной части Западной Сибири [Текст ] /

A. П. Стабинскас, Д. И. Юлуева, Ш. X. Султанов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. научн. тр. - Уфа: ООО «Монография», 2013. - Вып. 2 (7). - С. 111-119.

8 Стабинскас, А. П. Анализ эффективности применения различных модификаций гидравлического разрыва пласта [Текст ] / А. П. Стабинскас // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тр. Междунар. научн.-практ. конф. — Уфа, 2014. -С. 47-48.

9 Султанов, Ш. X. Моделирование эффективности гидравлического разрыва пласта комплексом статистических методов [Текст ] / Ш. X. Султанов,

B. Е. Андреев, А. П. Стабинскас, И. В. Грехов // Нефтегазовые технологии и новые материалы, проблемы и решения: сб. научн. тр. -Уфа: ООО «Монография», 2014. -Вып. 3(8).-С. 143-152.

10 Стабинскас, А. П. Оценка влияния геологических показателей и реологических свойств флюидов продуктивных пластов на добычу нефти / А. П. Стабинскас, Ш. X. Султанов // Современные технологии в нефтегазовом деле-2014: 41-я научн.-техн. конф. молодых ученых, аспирантов и студентов. -Октябрьский, 2014. - С. 88-90.

11 Стабинскас, А. П. Лабораторные исследования эффективности жидкости гидравлического разрыва пласта [Текст ] / А. П. Стабинскас // Разведочная и промысловая геофизика: теория и практика: тр. IX научн.-практ. конф. -Уфа, 2014.-С. 94-97.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 28.04.2015 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. 1,20 л. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 116. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.