Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Вероятностно-статистические модели прогнозирования эффективности гидроразрыва пласта по геолого-технологическим показателям

ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Вероятностно-статистические модели прогнозирования эффективности гидроразрыва пласта по геолого-технологическим показателям"

Иванов Сергей Анатольевич

ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОРАЗРЫВА ПЛАСТА ПО ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПОКАЗАТЕЛЯМ

25.00.12 - Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 5 НОЯ 2010

Пермь 2010

004614382

Работа выполнена в Пермском государственном техническом университете

Научный руководитель: - доктор геолого-минералогических наук,

профессор Растегаев Александр Васильевич

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Силаев Валерий Аркадьевич

кандидат технических наук, Акимов Иван Александрович

Ведущее предприятие: - Горный институт УрО РАН

Защита состоится 24 ноября 2010 г. в 15 часов на заседании диссертационного совета Д 212.188.03 при Пермском государственном техническом университете по адресу:

614990, г. Пермь, ул. Комсомольский проспект, 29, ауд.423б.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ПГТУ. Автореферат разослан 22 октября 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук, профессор

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. На территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз» гидроразрыв пласта (ГРП) на нефтяных объектах разработки является одним из основных методов интенсификации добычи нефти. Применение ГРП обеспечивает порядка 60% от дополнительной добычи нефти.

Проведение ГРП позволяет повысить дебиты нефти в скважинах в среднем в 2-4 раза. Отметим, что в ряде скважин дебиты возрастают в 10 раз и выше, а в других скважинах эффекта добиться не удается. Обычно степень увеличения дебитов нефти больше при их малых значениях до проведения ГРП, при прочих других равных условиях. В последнее десятилетие идет интенсивное развитие технологий проведения ГРП, что существенно увеличивает эффективность его использования. Однако выполненный анализ показывает, что условия разработки месторождений со временем усложняются. Во-первых, со временем происходит уменьшение текущих дебитов и увеличение обводненности продукции. Во-вторых, при относительно постоянных среднегодовых приростах дебитов, полученных в результате проведения ГРП, количество скважин с высокой эффективностью ГРП снижается, а с низкой эффективностью -возрастает. Это приводит к тому, что дополнительная добыча нефти на длительно разрабатываемых месторождениях, получаемая за счет проведения ГРП, с увеличением срока эксплуатации с каждым годом снижается. В этом отношении разрабатываемые месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» являются идеальными объектами для исследования эффективности использования ГРП, при этом анализ можно провести по достаточно большому количеству скважин на различных объектах разработки. Все это возможно потому, что на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» ГРП применяется достаточно давно и к настоящему времени накоплен большой объем фактического материала. По данному материалу представляется возможным на статистическом уровне оценить влияние геологических и технологических факторов на эффективность проведения ГРП в различных условиях разработки.

Решению этой многогранной проблемы и посвящена настоящая диссертационная работа.

Целью настоящей работы является научное обоснование и разработка многомерных геолого-математических моделей оценки эффективности ГРП по геолого-технологическим данным.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

1. Анализ результатов применения ГРП на примере ряда месторождений нефти ТПП «Когалымнефтегаз».

2. Исследование влияния геологических и технологических показателей на эффективность проведения ГРП.

3. Статистическое обоснование построения многомерных геолого-математических моделей для оценки эффективности ГРП на основе комплексного использования геологических и технологических критериев.

4. Районирование объектов разработки по эффективности применения ГРП.

Научная новизна работы заключается в том, что на основании изучения геологических и технологических характеристик объектов разработки обоснован комплекс информативных критериев, контролирующих эффективность ГРП; установлены количественные связи между вероятностью эффективности ГРП и этими критериями. Исследовано комплексное влияние геологических и технологических факторов, определяющих высокую эффективность ГРП. Показана работоспособность использования разработанных геолого-математических моделей для оценки эффективности ГРП для ряда объектов разработки в пределах территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

В диссертационной работе защищаются следующие положения:

1. Комплекс геологических и технологических критериев, контролирующих эффективность проведения ГРП.

2. Многомерные геолого-математических модели прогноза эффективности ГРП для различных геолого-технологических условий.

3. Схемы прогноза эффективности ГРП для ряда объектов разработки на территории деятельности ТПП «Когалымнефтегаз».

Фактический материал. Представленная работа - результат многолетних исследований, выполненных автором в ТПП «Когалымнефтегаз». В работе использованы геологические, геофизические и технологические данные по скважинам, где были проведены ГРП (более 1300 скважин).

Практическая значимость положений и выводов, приводимых в диссертации, заключается в том, что они позволяют повысить добычу нефти за счет проведения ГРП в наиболее благоприятных геолого-технологических условиях.

Реализация работы. Предлагаемые методы прогноза внедрены в ТПП «Когалымнефтегаз» и использованы для выдачи рекомендаций по проведению ГРП.

Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на ежегодных региональных научно-технических конференциях ПГТУ (Пермь, 1997 - 2010), на

научно-практических конференциях ХМАО (Ханты-Мансийск, 2003 -2009), а так же на международных научных конференциях (Москва, 20062009, Казань, 2009).

Автором опубликовано 12 научных работ, в том числе 5 статей в изданиях, рекомендованных ВАК РФ.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав и заключения. Текст изложен на 180 страницах машинописного текста, иллюстрирован 51 рисунками и содержит 75 таблиц. Список литературы включает 135 наименования.

Всем, кто способствовал выполнению работы, автор выражает свою искреннюю признательность.

Содержание работы

В первой главе «Анализ результатов применения ГРП» для получения объективных данных по эффективности применения ГРП был выполнен детальный анализ на примере пласта EBg Повховского месторождения нефти за период с 2004 по 2008 г.г. [11]. Данный объект разработки использован для анализа потому, что за эти годы на нем проведено максимальное количество ГРП - в 790 скважинах. Для решения данной задачи были исследованы следующие показатели: начальные дебиты нефти до ГРП - QH, дебиты после ГРП - <2грп, текущие дебиты на конец года после проведения ГРП - Qt, среднегодовые приросты дебитов -dQr- При анализе было принято условие, что при dQT менее 8 т/сут. (класс 1) ГРП является малоэффективным, при dQr в диапазоне 8-16 т/сут. (класс 2) - среднеэффективным и при dQr более 16 т/сут. (класс 3) -высокоэффективным.

Проведенный вероятностно-статистический анализ позволил установить, что за период исследований происходит уменьшение текущих дебитов. При этом при относительно постоянных среднегодовых приростах дебитов, полученных в результате проведения ГРП, количество скважин с высокой эффективностью ГРП за анализируемый период снизилось в 1,71 раза, а с низкой эффективностью - возросло в 2,62 раза. Это показывает, что дополнительная добыча нефти, получаемая за счет проведения ГРП, с каждым годом снижается. И это происходит несмотря на постоянное совершенствование технологий ГРП.

Обычно при проектировании ГРП учитываются такие показатели, как эффективная нефтенасыщенная толщина МНн, текущая обводненность W-y и изменение пластового давления dP^ji-

Анализ показал, что диапазон изменения Mm для всех трех классов по эффективности ГРП практически одинаков. Однако при повышении эффективности ГРП (при переходе от Кл.1 к Кл.2 и Кл.З) мода гистограммы смещается в область более высоких значений эффективной

нефтенасыщенной толщины. Это указывает на то, что при увеличении Мнн возможность получения эффекта от проведения ГРП возрастает.

Анализ данных по текущей обводненности показал, что практически во всех методических рекомендациях предлагается выбирать те скважины для проведения ГРП, в которых ее величина менее 50%. Фактически же наблюдается изменение Жт от 0 до 100% для всех трех классов. Но для 1-го класса 80% скважин характеризуются Щ более 50%, для 2-го класса -68% и для 3-го класса 49%. Средние значения 1¥т для этих трех классов соответственно равны 72,5%, 59,7% и 47,0%. Таким образом, при снижении обводненности мы имеем больше шансов получить более высокие приросты дебитов.

Диапазон изменения снижения с/Рпл для всех трех классов для преобладающего количества скважин примерно одинаков. Однако для 1-го класса падение пластового давления наблюдается в 41% скважин, для 2-го класса - в 38% и для 3-го класса - в 29% скважин. То есть высокую эффективность ГРП вероятнее всего получить в скважинах, где падение пластового давления минимально, т. е., имеется эффективно работающая система поддержания пластового давления.

Проведенный анализ показывает, что интервалы изменения рассмотренных показателей для всех трех классов совпадают, отличия наблюдаются только в характере распределения по интервалам. Следовательно, количественный учет влияния этих показателей на эффективность ГРП возможен только на основе использования вероятностно-статистических методов.

Таким образом, при проектировании гидравлического разрыва пласта в конкретных скважинах, исследователи планируют получить максимальный прирост среднегодового дебита. Однако, фактически, на части скважин эффективность ГРП оказывается очень низкой. И, как было показано ранее, доля таких скважин в общем объеме постоянно увеличивается со временем. Для оценки влияния геолого-технологических показателей на эффективность ГРП необходимо провести детальный вероятностно-статистический анализ, выявить среди них информативные и по ним построить многомерные модели. Затем с помощью полученных моделей провести районирование пластов, выделить участки с высокой, и низкой эффективностью ГРП. На участках с низкой эффективностью ГРП необходимо опробовать новые методики проведения ГРП или совершенствовать существующие.

Данным исследованиям посвящены следующие главы работы.

Во второй главе «Исследование влияния геологического строения на эффективность проведения ГРП» выполнен вероятностно-статистический анализ влияния особенностей геологического строения пластов БВ8 Повховского, БС102"3 Тевлинско-Русскинского и АВш Ватъеганского месторождений на эффективность ГРП. Данные объекты

разработки использованы для анализа потому, что за эти годы на них проведено максимальное количество ГРП - более чем в 1300 скважинах, что вполне достаточно для проведения статистического анализа. Особенности геологического строения данных месторождений описаны в работах [1,2,3,7,8,9].

Для описания геологического строения были использованы мощности, м: общая мощность пласта - т0; песчаников - /ипесч! глин -тГл; нефтенасыщенная - mHн; максимальная песчаного пропластка -"iMAKnni минимальная песчаного пропластка - Отмин,ш; средняя песчаного пропластка - Wcpnn; максимальная глинистого пропластка - /ИмАкт; минимальная глинистого пропластка - №минш; средняя глинистого пропластка - я?срга; количество прослоев, шт.: песчаных - ипесч', глинистых - лгл; количество пачек - нпач; количество пачек и пропластков - иплчп» коэффициенты: песчанистости - Лпесч, %; пористости - Кцог, отн. ед.; его минимальное значение по пласту - Кцо? , отн.ед.; его максимальное значение по пласту - KUovmax, отн.ед.;

проницаемости - Апрош Ю"3мкм2; нефтенасыщенности - Кип, отн.ед.; интегрированный коэффициент неоднородности - ИКН; аПС; абсолютные отметки залегания кровли пласта - #кр, м; подошвы - ЯП0Д, м.

Оценка влияния вышеперечисленных показателей на эффективность ГРП устанавливалась по критериям Стьюдента t и Пирсона х2- Примеры изменения ряда показателей для пластов БВ8 Повховского, БСю2° Тевлинско-Русскинского месторождений для 3-х классов эффективности ГРП приведены в табл. 1.

Отсюда видно, что средние значения в классах для этих месторождений закономерно повышаются по т0 , /?2Песч, «гл , ипесч, «гл и "пачп- По другим показателям увеличение средних значений не наблюдается. Для более полного анализа рассматриваемых показателей были вычислены коэффициенты корреляции г между ними для трех изучаемых классов. Выполненный анализ г показал, что по ряду показателей значения г в классах отличаются. Это в совокупности с анализом средних значений показывает, что геологическое строение на участках, где получена различная эффективность ГРП, по данным пластам отличается.

Вероятностные оценки принадлежности к 3 классу эффективности ГРП выполним по линейным моделям, часть из которых представлена в табл. 1. Методика построения этих моделей изложена в работе [5,6,12].

Пример графического изображения линейной модели по показателю #кр приведен на рис. 1. Из рисунка видно, что значения вероятностей увеличиваются от 0,35 при #ю> = -2657 м до 0,61, при #кр = -2498 м. В данной таблице приведены интервалы варьирования показателей, в пределах которые можно вычислить значения вероятностей, а также

Таблица 1

Вероятностные модели по геологическим показателям и их статистические

характеристики

Область применения моделей и средние значения показателей для 1,2,3 классов -верхняя строка; модель для вычисления вероятности принадлежности к 3 классу -средняя строка; диапазон изменения вероятностей и средние значения вероятностей для 1,2,3 классов - нижняя строка.

Пласт БВв Повховского месторождения Пласт БСю2"3 Тевлинско-Русскинского месторождения

0,8-68,3; 33,7; 34,3; 37,1; и Р(т о)=0,247+0,00716т0 0,25-0,74; 0,48; 0,49; 0,51 0,8-123,7; 44,7; 51,1; 57,2; м Дто)=0,268+0,00456то 0,27-0,83; 0,47; 0,49; 0,53

12,8-37,4; 12,4; 12,6; 13,5; м Р(/ипесч)=0,387+0,07492тПЕСч 0,38-0,73; 0,49; 0,49; 0,51 0,8-66,0; 18,0; 16,2; 21,1; м Р(тяпесч)=0,373+0,00665тоПЕсч 0,37-0,81; 0,49; 0,48; 0,52

22,1-52,0; 21,4; 21,6; 23,6; м ?(/пгл)=0,436+0,00291тгл 0,44-0,59; 0,49; 0,50; 0,51 0,00-96,1; 27,7; 34,8; 36,0; м Р(тГл)=0,322+0,00579/игл 0,32-0,87; 0,47; 0,52; 0,53

1-50; 8,6; 9,2; 9,7 шт. •Р("песч)=0,400+0,0108 9ЛПесч 0,41-0,94; 0,49; 0,50; 0,51 1-79; 8,6; 9,2; 9,7 шт. -Р("песч)=0,436+0,00359лпесч 0,45-0,73; 0,49; 0,50; 0,51

0-20; 8,6; 9,2; 9,7 шт. Д"гл)=0,447+0,00806лГл 0,45-0,61; 0,49; 0,50; 0,51 0-35; 9,7; 10,6; 11,7 шт. Р(иГл)=0,265+0,01672лГл 0,43-0,85; 0,48; 0,50; 0,52

1-24; 7,5; 7,9; 8,5 шт. Д"пачп)=0,372+0,01585«Пачп 0,39-0,75; 0,49; 0,50; 0,51 1-41; 11,3; 12,4; 14,5 шт. ДлпачпН,366+0,01056«пачп 0,39-0,79; 0,49; 0,50; 0,52

-2498 - -2657; -2566,5; -2563,8; -2561,3 м Р(#кр)=4,82+0,00 168#кр 0,35-0,61; 0,49; 0,51; 0,51 -2298 - -2463; -2379,1; -2384,1; -2377,1 м Р(#кр)=1 1,233+0,0045 1Нкр 0,13-0,86; 0,50; 0,48; 0,51

0,35 -2680

/ ¿г

................. ..................

-2500

-2620 -2560 НКР,м

Рис. 1. Вероятностная модель по ЯКР

4 8 12 16 20 24 т

Рис. 2. Сопоставление т с Р

УКВр

размах значений вероятностей и средние значения вероятностей для 1, 2 и 3 классов эффективности ГРП. Выполненный анализ всех средних значений вероятностей для пласта БВ8 Повховского месторождения в рассматриваемых классах показал, что по критерию Г при р = 0,05 геологические показатели статистически в классах не различаются. Наиболее близкое значение р к 0,05 имеют вероятности Р(аПС) и Р(тт). Все это показывает, что ни по одной отдельно взятой вероятности, вычисленной по геологическим показателям, прогнозировать эффективность ГРП не представляется возможным. Аналогичные результаты получены по пластам БСю2"3 Тевлинско-Русскинского и АВ1+2 Ватьеганского месторождений.

Поэтому для оценки эффективности ГРП будем использовать условные комплексные вероятности (Руквг)> которые вычислим для различного количества т индивидуальных вероятностей по отдельным показателям. При вычислении Руквг по вероятностям геологических показателей используется такое их сочетание, при котором средние значения .Руквг наиболее сильно отличаются в трех изучаемых классах при равном значении т.

Изменение средних значений Руквг при различных значениях т для пласта БВ8 Повховского приведено на рис. 2. Отсюда видно, что для 1 класса средние значения Руквг при увеличении т уменьшаются. Для второго класса средние значения близки к 0,5. Для 3 класса при повышении т они закономерно увеличиваются. Аналогичные результаты получены по БСю2'3 Тевлинско-Русскинского и АВц-2 Ватьеганского месторождений.

Все вышеизложенное показывает, что формирование значений ^уквг зависит от ряда геологических показателей, при этом их сочетание во многом определяет эффективность ГРП.

В третьей главе «Исследование влияния технологических факторов на эффективность проведения ГРП» проанализировано влияние технологических показателей на результаты ГРП для пластов БВ8 Повховского, БСю2"3 Тевлинско-Русскинского и АВш Ватьеганского месторождений [6,10,12]. Методика выполнения анализа точно такая же, как и по геологическим показателям.

Для описания технологических особенностей проведения ГРП использованы следующие показатели: обводненность продукции после ГРП, % - йГГрП и текущая - Щ, отношение 1¥п>п к ^т, °тн. еД- -количество компонентов проппанта, шт. - икомп> объем проппанта, т - Гщ>, интервал перфорации, м - Л'перз» начальное пластовое давление, атм - Рпл> снижение пластового давления, % - объем добытой нефти с начала разработки до проведения ГРП, тыс.т - Кннр и объем добытой воды - Квнр,

уровень динамический до проведения ГРП, м - Яд, после ГРП - #п и текущий -Ят.

Оценка влияния вышеперечисленных показателей на эффективность ГРП устанавливалась по критериям Стьюдента f и Пирсона у?. Статистические характеристики по ряду показателей для трех классов эффективности ГРП по пластов БВ8 Повховского и АВц-2 Ватьеганского месторождений приведены в табл. 2. Установлено, что средние значения в трех классах статистически различаются только по $грп и Жт.

Вычислены значения г между технологическими показателями в пределах изучаемых классов. Выполненный анализ значений г для трех изучаемых классов показывает, что по ряду технологических показателей наблюдаются отличия в их значениях. Это свидетельствует о том, что участки с различной эффективностью ГРП отличаются по ряду технологических показателей.

Таблица 2

Вероятностные модели по технологическим показателям и их

статистические характеристики

Область применения моделей и средние значения показателей для 1,2,3 классов -верхняя строка; модель для вычисления вероятность принадлежности к 3 классу -средняя строка; диапазон изменения вероятностей и средние значения вероятностей для 1,2,3 классов - нижняя строка.

Пласт БВ8 Повховского месторождения Пласт АВ1+2 Ватьеганского месторождения

1,8-98,3; 73,8; 64,8; 53,8% Р(УУ,грп) = 0,914 - 0,0034 (ГГРП 0,28-0,90; 0,44; 0,50; 0,57 1,8-98,3; 73,6; 55,2; 51,0% P{Wtрп) = 0,750 - 0,0037 ^грп 0,38-0,69; 0,48; 0,54; 0,56

0,0-99,4; 72,5; 59,7; 47,0 % 0,977 — 0,0079 W■x 0,19-0,98; 0,40; 0,50; 0,61 9,1-96,0; 65,5; 57,6; 33,7 % P(Wir 0,982 + 0,0079 JVT 0,22-0,91; 0,46; 0,52; 0,71

0-559,6; 21,9; 20,1; 21,5 тыс.т Р(УВю)= 0,511 -0,0005 Квнр 0,23-0,52; 0,49; 0,50; 0,50 0-352,2; 23,3; 4,1; 1,9 тыс.т Р(КВНР)= 0,523 -0,0015 КВНр 0,001-0,52; 0,49; 0,52; 0,52

0,0-469,5; 40,6; 45,5; 57,1 тыс.т Р(У.ннр)= 0,446 + 0,00115 Унн? 0,44-0,98; 0,49; 0,49; 0,51 0,48-135,5; 29,0; 15,1; 13,7 тыс.т Р(Уннр)= 0,651 - 0,0048 VU№ 0,01-0,64; 0,51; 0,57; 0,59

103,0-2161,0; 1225,3; 1179,8; 1160,5 м Р(Яд) = 0,857 - 0,0003 Яд 0,21-0,82; 0,49; 0,50; 0,51 200,0-1160,0;1125,7;1132,6;1157,5 м ?(Яд) =-0,263+ 0,00068 Яд 0,01-0,85; 0, 50; 0,50; 0,52

0-2183,0; 1166,3; 1056,3; 933,7м Р(Яп) = 0,712 - 0,0002 Яп 0,27-0,71; 0,48; 0,50; 0,53 360-1710,0; 1206,9; 1097,0; 1135,0м Р(ЯП) = 0,360+ 0,00011 Яп 0,39-0,55; 0,49; 0,48; 0,48

120-2291,0; 1320,0; 1358,0; 1268,3м Р(ЯТ) = 0,712-0,0002 Ят 0,46-0,55; 0,50; 0,50; 0,51 740-1803,0; 1173,4; 1260,7; 1311,5м Р(ЯТ) 0,105 + 0,0005 Ят 0,26-0,79; 0,48; 0,52; 0,55

Как и в случае с геологическими показателями, выполнен переход к вероятностным оценкам с помощью линейных моделей для определения вероятности принадлежности к 3 классу (табл. 2). Интервалы показателей, в пределах которых возможны вероятностные оценки, приведены в табл. 2. В отличие от геологических некоторые вероятностные технологические показатели имеют статистические различия по классам: Р(1¥ГРП), Р(И'т), Р{Нп).

Для оценки эффективности ГРП по технологическим показателям, как и в случае с геологическими показателями, были использованы условные комплексные вероятности (-Руквт)> которые вычислены для различного количества т индивидуальных вероятностей по отдельным показателям. При вычислении Руквт по вероятностям технологических показателей используется такое их сочетание, при котором средние значения Руквт наиболее сильно отличаются в трех изучаемых классах при равном значении т.

Выполненный в диссертации детальный анализ показывает, что формирование значений Рущ и Руквг происходит по сложному механизму, т.е. эффективность ГРП зависит от совокупностей изучаемых факторов, при этом их различные сочетания во многом определяют эффективность ГРП.

Все вышеизложенное показывает, что эффективность ГРП зависит как от геологических, так и от технологических показателей. При этом по площади изучаемых пластов БВ8 Повховского, БС)02"3 Тевлинско-Русскинского и АВ1+2 Ватьеганского месторождений совокупности этих показателей избирательно влияют на эффективность ГРП. Поэтому модели для прогноза эффективности ГРП должны строиться по определенным совокупностям геолого-технологических показателей раздельно по изучаемым объектам разработки.

В четвертой главе «Прогнозирование эффективности проведения ГРП по геолого-технологическим показателям» рассмотрены возможности использования многомерных статистических методов для выделения зон с высокой эффективностью ГРП в пределах пластов БВв Повховского, БСю2"3 Тевлинско-Русскинского и АВц.2 Ватьеганского месторождений [6,10,12]. Как и ранее результаты исследований наиболее полно приведем на примере пласта БВ8 Повховского месторождения. В процессе анализа с целью обоснования наиболее эффективной прогнозной модели выполнено сравнение моделей, построенных по совокупности геолого-технологических показателей, с моделями, построенными по геологическим Руквг и технологическим Руквт показателям. Средние значения Руквг и РуквТ по классам эффективности ГРП, а также значения г и %2 приведены в табл. 3.

Таблица 3

К обоснованию модели прогноза эффективности ГРП

Вероятности Средние значения и стандартные отклонения по классам эффективности <ы Р1-2 tu Рг-1 îu Р)-г

1 2 3 XLu Pi-i ¿-il Рг-i ¿ы pl. 3

^уквг 0,341±0,227 0,452±0,222 0,587±0,183 -4,687 0,000004 -6,190 0,000000 -11,549 0,000000

13,145 0,001398 38,872 0,000000 94,045 0,000000

•Руквх 0,246±0,398 0,441±0,450 0,713±0,409 -4,406 0,000014 -5,873 0,000000 -11,309 0,000000

32,053 0,000000 32,091 0,000000 138,549 0,000000

РЛДА 0,284±0,248 0,489±0,289 0,б8б±0,256 -7,062 0,000000 -6,661 0,000000 -15,176 0,000000

-47.349 0,000000 39,425 0,000000 171,121 0,000000

•РЛДА 0,24б±0,241 0,499±0,310 0,717±0,261 -8,468 0,000000 -6,925 0,000000 -17,802 0,000000

66.530 0,000000 41,169 0,000000 219,367 0,000000

ЛпДА 0,234±0,239 0,504±0,323 0,72б±0,2б4 -8,877 0,000000 -7,041 0,000000 -18,589 0,000000

74,789 0,000000 41,544 0,000000 228,723 0,000000

Из таблицы видно, что для 1-го класса средние значения Руквг и РУКвт значительно ниже 0,5, для 2-го класса - близки к 0,5 и для 3 класса -выше 0,5. Вычисленные значения t и показывают, что как средние значения по классам эффективности ГРП, так и распределение значений по классам являются статистически различными. Особенно сильное различие наблюдается при сравнении Руквг и Руквт по 1-му и 3-му классам. Процент верного распознавания по Руквг Для 1-го класса равен 57,6, для 3-го класса - 66,5; по Руквт - 81,5; 71,5 соответственно.

Модель по комплексу геолого-технологических показателей была построена с помощью пошагового линейного дискриминантного анализа (ПЛДА) по всей площади распространения пласта BBg Повховского месторождения. Использование ПЛДА позволяет определить ту совокупность показателей, которая наилучшим образом позволяет оценивать эффективность проведения ГРП. В результате реализации ПЛДА была получена следующая линейная дискриминантная функция (ЛДФ):

Z = -0,042194J^x + 0,003498 Fhhp - 0,074178тПЕсч + 0,040557шгл + + 0,02164 1#песч + 0,069873 «пачп + 0,001032#Прон + 0,054119шнн + + 0,003534Якр + 0,011 тСРгп + 9,345009; при R = 0,61 ; %2 = 164,161;р = 0,00.

Среднее значение Z для 1-го класса эффективности ГРП равно -0,752; для 3 класса - 0,773. Процент верного распознавания для 1-го класса равен 83,7, для 3-го класса - 76,5. Соотношение между величиной Z и вероятностью принадлежности к 3-му классу эффективности ГРП (Ряда) имеет следующий вид:

Ряда = 0,487 + 0,333Z+ 0,0037Z2 - 0.0236Z3.

По данной зависимости вычислены значения Рлда Для всех скважин и построена прогнозная схема, а также определены средние значения РЛДА для классов по эффективности ГРП (табл. 3).

Отсюда видно, что среднее значение для 1-го класса значительно меньше 0,5, для 2-го класса - близко к 0,5 и для 3 класса оно значительно выше 0,5. По критериям t и по значениям Рлда рассматриваемые выборки статистически различаются, особенно 1-й и 3-й классы. Отметим, что модель РддА) построенная по совокупности геолого-технологических показателей, более надежно классифицирует данные, чем модели, построенные с использованием только геологических Руквг или технологических Рухвт показателей.

Анализ прогнозной схемы показал, что в центральной части пласта процент верного распознавания по РЛДА ниже, чем в юго-западной и северовосточной частях. Поэтому следующая группа моделей построена по совокупности геолого-технологических показателей с учетом районирования пласта БВ8 по площади, также с помощью ПЛДА. В качестве критериев районирования территории пласта БВ8 на зоны использовался ряд геологических показателей. Это послужило основанием для построения индивидуальных моделей по этим зонам.

Для юго-западной части получена следующая ЛДФ:

г3ю = 0,03927Жт - 0,09428игл - 0,09428^Прон - 0,01325/ннн + +0,01553тМИНгп - 0,01669тсрга- 1,56656; при R = 0,61; = 51,320; р = 0,00.

Среднее значение Z310 для 1-го класса равно 0,803, для 3-го класса --0,716. Процент верного распознавания для 1-го класса равен 87,0, для 3-го класса - 77,2. Соотношение между Z310 и вероятностью принадлежности к 3-му классу Рцца имеет следующий вид:

Рипа = 0,515 - 0,3423г3ю- 0,002(23ю)2 + 0,0264 (Z310)3.

Для центральной части получена следующая ЛДФ:

Z34 = -0,03 3 643WT + 0,008016Кщр + 0,225144пгл + 0,142027ипач -- 0,439299ипачп+ 0,15698тнн + 2,542592; при R = 0,73; %2 = 32,906; р = 0,00.

Среднее значение Z3U для 1-го класса равно -1,0629, для 3-го класса -1,0204. Процент верного распознавания для 1-го класса - 87,5, для 2-го класса - 88,0. Зависимость Соотношение Рлда3 °т Zj" описывается формулой:

РЛДА3 = 0.502 + 0,3703Z3U + 0,0163(Z3U)2- 0,0242(Z34)3- 0,003 (Z311)4.

Для северо-восточной части получена следующая ЛДФ:

Z3C = -0,04852Жт+ 0,00429FHHP+ 0,01937отгл+ 0,00188Япрон + + 0,01252Якр+ 0,00958тпМИнгп + 34,53395; при R = 0,65; tf = 107,74;р = 0,00.

Среднее значение Z3C для 1-го класса равно -0,808, для 3-го класса -0,892. Процент верного распознавания для 1-го класса равен 83,0, для 3-го класса - 78,4. Соотношение между Z3C и Рлда имеет следующий вид:

Рлда3 = 0,459 + 0,353Z3C + 0,0092(Z3C)2 - 0,0259(Z3C)3.

По уравнениям Рлда3 от Z310, Z3C, Z3C вычислены значения вероятностей для всех скважин и построена прогнозная схема, а также рассчитаны средние значения Рлда3 Д-та трех классов и определены величины t и х2 (см. табл. 3). Анализ этих критериев показывает, что модель Рлда3> построенная для 3-х зон, лучше распознает обучающую выборку, чем региональная модель Рлда-

Следующая группа моделей построена по совокупности reo лого-технологических показателей с учетом еще более дифференцированного деления площади. В качестве критерия районирования территории на зоны использовалось распределение значений Рлда3 по площади, которое показало, что прогнозные оценки по Рдцд3 оказались более надежными в пределах центральной части, чем в юго-западной и северо-восточной частях, каждая из которых по площади более чем в 2 раза превышает центральную. Поэтому эти зоны с помощью ПЛДА была разделена на две части. Таким образом, в пределах пласта БВ8 было выделено 5 зон, и по 4 зонам построены дополнительные ЛДФ. Для центральной части использовались значения Рлдд3-

Для первой юго-западной территории получена следующая ЛДФ:

Zs10' = -0,0356íFT+ 0,001057/игл + 0,143295лгл + 0,00372 + 1,124155; при R = 0,611 ; х2 = 27,577; р = 0,0000.

Среднее значение для 1-го класса равно -0,747, для 3-го класса -0,771. Процент верного распознавания для 1-го класса составил 84,4, для 3-го класса - 80,6. Соотношение между и Рлда5 имеет следующий вид:

Рлда5 = 0,485 + 0,337 ÍZ^ + 0,005(г5Ю1)2- 0,0256(г5Ю1)2-

ЛДФ для второй юго-западной территории имеет следующий вид:

Zs°2 = -0,0456ГТ+ 0)0464отпесч + 0,0488 тш-0,0208#кр-

- 0,694/яминпп + 0,0972шМИНгп - 51,3732; при Я = 0,739; %2 = 34,009; р = 0,00.

Среднее значение 2™2 для 1-го класса равно -1,1684, для 3-го класса

- 0,9887. Процент верного распознавания для 1-го класса равен 90,9%, для 3-го класса - 84,6. Зависимость Ругаа от имеет следующий вид:

РллА5 = 0,5802 + 0,417525Ю2 - 0,0514(г3ю^)2 - 0,0438(25ю2)3 + + 0,0095(г3Ю2)4.

Для первой северо-восточной зоны ЛДФ следующая:

2^ = - 0,045528ГТ+ 0,003433ГцН?-0,011202 Апесч+ 0,002415 Ящ. -

- 0,02605бтмАКп, + 3,502343; при Я = 0,61; %2 = 41,712; р = 0,00.

Среднее значение для 1-го класса равно -0,7492, для 3-го класса оно равно 0,7651. Правильное распознавание для 1-го класса равно 85,4%, для 3 класса - 83,1%. Соотношение между 25С{ и Рддд5 имеет следующий вид:

^лда - 0,4977+ 0,348- 0,0160(75с')2 - 0,032(25С1)3 + 0,0056(25с')4.

Для второй северо-восточной зоны ЛДФ имеет вид:

25°2 = -0,04617^т+ 0,0069 Рннр + 0,8883л7Шсч + 0,03741шгл-

- 0,06717тнн+ 0,01205Якр + 32,50014; при Л = 0,69; х2 = 66,774; р = 0,00.

Среднее значение 2^2 для 1-го класса равно -0,878, для 3-го класса оно равно 1,0191. Верное распознавание для 1-го класса равно 89,7%, для 3-го класса - 80,0%. Зависимость Рщу? от следующая:

^лда5=0,4446 + 0,361525С2 + О^ОЗ^)2 - 0,0243(75с2)3 + 0,0015(г3с2)4.

По зависимостям Рпгл от 25Ю1- 25Юг, 2зС, 25с\ определены значения вероятностей для всех скважин в этих 5-ти подзонах и построена прогнозная схема.

Средние значения Лтда5 Для разных зон по эффективности ГРП приведены в табл. 3. Отсюда видно, что по критериям ? и х2 вероятность Рлдд5 наилучшим образом отображает эффективность проведения ГРП.

Из проведенного анализа видно, что использование дифференцированных по площади моделей значительно повышает распознаваемость эталонной выборки, Следовательно, для практического применения наиболее целесообразно использовать более узкие зональные модели. По разработанным моделям были вычислены вероятности и построена схема прогноза эффективности ГРП, анализ которой показывает, что подавляющее большинство скважин с различной эффективностью ГРП попали в соответствующие им классы.

Аналогичные комплексные модели построены по другим пластам.

Таким образом, выполненные исследования показывают, что имеется возможность прогнозирования эффективности ГРП по геолого-технологическим показателям с помощью построения многомерных статистических моделей.

В пятой главе «Прогнозирование дебитов нефти после проведения ГРП» изложены результаты построения статистических моделей по прогнозу дебитов нефти после ГРП Qгm и среднегодовых приростов дебитов dQr. Причем dQr прогнозировалось в двух вариантах: первый - до проведения ГРП и второй, более точный - после проведения ГРП, когда нам известен фактический <2грп и другие технологические показатели. Данные исследования проводились для пластов БВ8 Повховского, БСю2"3 Тевлинско-Русскинского и АВц-г Ватьеганского месторождений. Как и ранее результаты исследований покажем на примере пласта БВв Повховского месторождения.

Выполненный анализ показал, что наиболее целесообразно строить раздельные модели для объектов 1-го класса и для объектов 2-го и 3-го классов (совместно). Для обоснования показателей, влияющих на дебиты или приросты дебитов, и построения прогнозных моделей были использованы корреляционный и многомерный регрессионный анализы [4, 11,12]. По информативным показателям были построены три региональные модели для объектов 1-го класса:

для прогноза дебитов после ГРП

2грпм = 2Д785Рлда - 0,0640 0,081 5с/Р - 0,0158КВНр + 15,3187, при Л=0,32;

для среднегодового прироста дебитов по данным, имеющимся до проведения ГРП:

dQгШ = 0,6535 Ряда - 0,02597)^ + 5,9340, при Д=0,34;

для среднегодового прироста дебитов с использованием данных, полученных после проведения ГРП:

dQтш = 0Д148егрп +0,1791Рлда5 +0,0233 Гггп -0,03510^+3,9048, при Р=0,45.

Для объектов 2-го и 3-го классов прогнозные модели имеют следующий вид:

6грпМ = 9,8640РЛда5 - 0,0432 + 18,6032, при Д=0,33;

dQym = 9,4602Рдда5- 0,0667 ЖТ + 0,6087Мгл - 0,4878МОБщ + 0,6009Мнн + + 0,0504#КР + 143,1171, при Д=0,41;

dQгш = 0,4840^™ + 4,3497Рдца5+ 0,1915^ГРП - 0,1878 - 0,0076ЯД + + 0,3792МГЛ - 0,2926МОБщ + 0,3845МНН + 0,0446ЯКР + 123,8964, при/?=0,65.

Анализ вышеприведенных уравнений регрессии показывает, что модели, построенные для зон с высокой эффективностью ГРП, дают более точные прогнозы, чем модели для зон с низкой эффективностью ГРП. Это следует из сравнения коэффициентов множественной корреляции Я, в соответствующих моделях для Кл.2+3 они всегда выше, чем для Кл.1. Особенно значительное отличие наблюдается для модели определения среднегодовых приростов дебетов dQтM2 с использованием данных, полученных после проведения ГРП, где Я повысился с 0,45 до 0,65.

По полученным моделям были выполнены расчеты для 524 скважин и построены прогнозные карты.

Сопоставление карты фактических дебитов после ГРП <2грпФ с прогнозной картой 6грпМ показывает, что они повторяют друг друга только в региональном плане. Это подтверждается статистически значимым коэффициентом г между значениями 2п>п и @грп 5 равным 0,54 (рис.За). Отметим, что на прогнозной карте существенно занижены значения дебитов, превышающие 50 т/сут.

Сравнение карты фактических приростов дебитов й?2гФ с модельной картой с1<2тт, построенной по данным, имеющимся до проведения ГРП, показывает, что они, как и в предыдущем случае, схожи только в региональном плане (г = 0,69 (рис.Зб)). Отметим, что более высокое значение г получено за счет значительного размаха значений приростов дебитов. При более детальном рассмотрении поля корреляции обнаружено низкое совпадение значений на участках, где ¿¡2гФ < 8,0 т/сут., и занижение модельных значений при ¿0гФ> 35,0 т/сут.,

Построенная карта модельных приростов дебитов с1(2гМ2, рассчитанных с использованием данных после проведения ГРП, более дифференцирована и лучше соответствует карте фактических дебитов, что подтверждается значением г между dQгф и ¿/¡2г равным 0,79 (рис.3 в). При этом карте прогноза с!()гШ присущи те же недостатки, что и карте с1<2гт, но в меньшей степени.

Для повышения точности прогнозов были построены модели для меньших по площади, но более однородных по геологическому строению зонам. Здесь использованы те же зоны, что и ранее в работе: юго-западная, центральная и северо-восточная зоны. Математические выражения моделей, представленных в диссертации, здесь не приводятся, выполним только их анализ.

Для расчета значений (2грпМ, и (¿£)гка в пределах пласта БВ8

построено 18-ть уравнений регрессии. Анализ показал, что в 17-ти моделях (94%) присутствует в 12-ти (67%) - Рлда , в 8-ми (44%) - ЯКР, в 6-ти (33%) - КПр. Остальные показатели встречаются минимум в 2-х, максимум в 4-х моделях.

По полученным моделям для юго-восточной, центральной и северозападной зон были выполнены расчеты для 524 скважин и построены

Рис.3. Корреляционные поля между фактическими и модельными данными

по дебетам

соответствующие прогнозные карты. Сопоставление прогнозных и фактических дебетов после ГРП показывает, что данные, полученные по 3-х зонным моделям, лучше согласуется с фактической, чем данные полученные, по региональной модели. Об этом свидетельствует увеличение значения г между 2грпФ и <2грпМ с 0,54 до 0,60 (рис.Зг).

Сравнение карты фактических приростов дебетов с модельной, построенной по данным, имеющимся до проведения ГРП, показывает, что они подобны (г между с!()гф и ¿ОгШ равен 0,70 (рис.Зд). Высокое значение г также обусловлено большим размахом значений приростов дебитов. При сопоставлении модельных карт установлено, что на участках, где < 8,0 т/сут. зональные модели дают гораздо лучшие результаты, чем региональные модели.

Карта модельных приростов дебитов построенная по данным

после проведения ГРП, более дифференцирована и лучше соответствует

карте по фактическим данным. Коэффициент г между dQгф и dQrm равен 0,80, что выше, чем в предыдущем случае (рис.Зе).

Сопоставление прогнозных карт с соответствующими фактическими картами не в целом, а в пределах зон показало, что наилучшее сходство имеется в центральной зоны (г = 0,87). Для юго-западной и северовосточной зон сходство ниже (г = 0,77). Точность прогнозов в этих зонах, была повышена за счет деления их на подзоны (1-я юго-западная, 2-я юго-западная, 1-я северо-восточная и 2-я северо-восточная). Как и в предыдущем случае математические модели не приводятся, а выполняется их анализ. Для расчета значений QrnM. dQrM и dQrm в пределах пласта БВ8 получено 30-ть прогнозных моделей. В 77% моделей присутствует Лща5, в 73% - WT, в 57% - FBHp, в 43% - ЯКР, в 34% - Мт, в 30% - Кп?. Встречаемость остальных показателей меньше 30%.

По полученным моделям были выполнены расчеты для 524 скважин и построены соответствующие прогнозные карты.

Отметим, что данные, полученные по 5-зонным моделям, значительно лучше коррелируются с фактическими, чем данные, полученные по 3-зонным моделям. Об этом свидетельствует увеличение коэффициентов корреляции между 2грпФ и 2прпМ с 0,60 до 0,67 (рис.Зж), dQГФ и dQrm с 0,70 до 0,76 (рис.Зз), dQT° и dQTm с 0,80 до 0,85 (рис.Зи). Так же значительно улучшилось соответствие между фактическими и модельными значениями приростов дебитов для объектов 1-го класса. Коэффициент г увеличился с 0,57 до 0,71. Отметим, что все ранее рассмотренные модели характеризовались значительным занижением расчетных параметров при фактических приростах дебитов более 35 т/сут. Модели, разработанные для 5-ти подзон не занижают прогнозные значения. Следовательно, использование более дифференцированных моделей позволяет получить более надежный прогноз дебитов после ГРП и среднегодовых приростов дебитов в двух вариантах (до ГРП и с использованием дополнительных данных после проведения ГРП).

Основные результаты и выводы

Проведен вероятностно-статистический анализ влияния геолого-технологических показателей на эффективность ГРП по пластам БВз Повховского, БСю2'3 Тевлинско-Русскинского и АВц.2 Ватьеганского месторождений нефти за период с 2004 по 2008 г.г. В пределах каждого продуктивного пласта выбраны эталонные скважины, на которых было изучено влияние различных геолого-технологических параметров на эффективность проведения ГРП. В результате детального вероятностно-статистического анализа для каждого пласта были определены информативные геологические и технологические показатели. По совокупности как геологических, так и технологических показателей были рассчитаны условные комплексные вероятности и построены схемы прогноза эффективности ГРП.

Установлено, что необходимо комплексно учитывать геологические и технологические показатели с учетом вклада каждого из них в окончательный результат. В связи с этим для каждого пласта были построены многомерные геолого-математические модели определения комплексной вероятности прогноза эффекта от планируемого ГРП P(Z). По данным моделям выполнены расчеты и построены вероятностные схемы прогноза эффективности ГРП. На данных схемах первоочередными для проведения ГРП являются участки, в пределах которых комплексная вероятность выше 0,6. На участках с вероятностью 0,4-0,6 эффект от проведения ГРП будет средним, а на участках с вероятностью ниже 0,4 необходимо более детально исследовать возможность применения ГРП.

Кроме этого для каждого исследуемого пласта построены многомерные регрессионные модели определения дебитов нефти после ГРП и среднегодовых приростов дебитов, по которым были выполнены расчеты и построены соответствующие схемы.

Разработанные прогнозные математические модели и построенные вероятностные схемы прогноза эффективности ГРП и среднегодовых приростов дебитов позволяют оптимизировать проведение ГРП в пределах пластов БВ8 Повховского, БСю2"3 Тевлинско-Русскинского и ABj+2 Ватьеганского месторождений нефти.

Основные положения и научные результаты диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Бродягин В.В., Наборщиков В.П., Иванов С.А., Кузнецов C.B. .Цитологические особенности строения продуктивного горизонта BBj Повховского месторождения. // Геология месторождений полезных ископаемых/:Сб.науч. тр./Перм. гос.техн.ун-т.Пермь. 1997.С.24-29.

2. Бродягин В.В., Иванов С.А. Особенности неокомского осадконакопления на Ватьеганском месторождении Западной Сибири. //Тез. Докл.ХХ1Х научн.-техн. Конф. Горно-нефтяного факультета ПГТУ/Перм. гос. техн. Ун-т. Пермь, 1998. С.8-9.

3. Бродягин, В.В., Пахомов В.И., Иванов С. А. Условия осадконакопления и закономерности распространения глинистых пород междупластий продуктивного горизонта БСю в Когалымском регионе. // Вестник ПГТУ , нефть и газ, выпуск №4 -Пермь, 2000. С.3-9.

4. Галкин, В.И., Бродягин В.В., Иванов С.А. О возможности прогнозирования изменения дебитов нефти во времени по литологическим данным. // «Нефть и газ». Вестник ПГТУ. - Вып. 5. -Пермь, 2004.-С. 129-131.

5. Иванов, С.А. Анализ эффективности заводнения ряда объектов разработки ТПП «Когалымнефтегаз». // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. -№8. -С.58-61.

6. Иванов, С.А. Построение статистических моделей прогноза ГРП по геолого-технологическим показателям. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009.-№10.-С,46-50.

7. Иванов С.А., Михайлов В.Н., Осерская Ю.А. Палеогеоморфология и генезис пласта БВм Ватьеганского месторождения Западной Сибири. // Материалы 2-й Всероссийской конференции "Верхний палеозой России: стратиграфия и фациальный анализ" (27-30 сентября 2009 г.). - Казань: Казан, гос. ун-т., 2009. - С.240-243.

8. Иванов С.А., Скачек К.Г., Михайлов В.Н., Волков Ю.А. Оперативная методика совместной обработки ГИС и промысловых данных для уточнения площадного распределения остаточных запасов длительно эксплуатируемых нефтяных месторождений / Материалы Международной научно-практической конференции (9-11 сентября 2009 года) «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов». -Казань: Изд-во «Репер», 2009. -С. 143-144.

9. Иванов С.А., Осерская Ю.А., Михайлов В.Н. Применение палеогеоморфологического анализа для уточнения условий формирования пласта БВ1 Ватьеганского нефтяного месторождения Западной Сибири / Международная научно-практическая конференция (9-11 сентября 2009 года) «Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов».-Казань: Изд-во «Репер», 2009. - С. 139-142

10. Иванов СЛ., Скачек К.Г., Галкин В.И., Растегаев A.B., Шихов С.А. Исследование влияния геолого-технологических показателей на эффективность гидроразрыва пласта (на примере Повховского месторождения - пласт БВз). // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009-№10.-С.42-45.

11. Иванов С.А., Растегаев A.B., Галкин В.И.. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти). // Нефтепромысловое дело. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. - №7. - С. 5457.

12. Иванов, С.А., Галкин В.И., Растегаев A.B. Прогноз эффективности ГРП по геолого-технологическим показателям. // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюменский гос. нефтегазовый институт, 2010. - № 3.- С. 17-22.

Подписано в печать 18.10.2010. Формат 60x90/16. Усл. печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № 1882/2010.

Издательство

Пермского государственного технического университета 614990, г. Пермь, Комсомольский пр., 29, к.113 тел. (342) 219-80-33

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Иванов, Сергей Анатольевич

Введение.

1. Анализ результатов применения ГРП.

2. Исследование влияния геологического строения на эффективность проведения ГРП.

3. Исследование влияния технологических факторов на эффективность проведения ГРП.

4. Прогнозирование эффективности проведения ГРП по геолого-технологическим показателям.

5 Прогнозирование дебитов нефти после проведения ГРП.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Вероятностно-статистические модели прогнозирования эффективности гидроразрыва пласта по геолого-технологическим показателям"

Актуальность проблемы. На территории деятельности ТИП «Когалымнефтегаз» гидроразрыв пласта (ГРП) на нефтяных объектах разработки является одним из основных методов интенсификации добычи нефти и повышения её извлечения из пласта. Применение ГРП обеспечивает порядка 60% от дополнительной добычи нефти.

Проведение ГРП позволяет повысить дебиты нефти в скважинах в среднем в 2-4 раза. Отметим, что в ряде скважин дебиты возрастают в 10 раз и выше, а в других скважинах эффекта добиться не удается. Обычно степень увеличения дебитов нефти больше при их малых значениях до проведения ГРП, при прочих других равных условиях. В последнее десятилетие идет интенсивное развитие технологий проведения ГРП, что существенно увеличивает эффективность его использования. Однако выполненный анализ показывает, что условия разработки месторождений со временем усложняются. Во-первых, со временем происходит уменьшение текущих дебитов и увеличение обводненности продукции. Во-вторых, при относительно постоянных среднегодовых приростах дебитов, полученных в результате проведения ГРП, количество скважин с высокой эффективностью ГРП снижается, а с низкой эффективностью — возрастает. Это приводит к тому, что дополнительная добыча нефти на длительно разрабатываемых месторождениях, получаемая за счет проведения ГРП, с увеличением срока эксплуатации с каждым годом снижается. В этом отношении разрабатываемые месторождения ТПП «Когалымнефтегаз» являются идеальными объектами для исследования эффективности использования ГРП, при этом анализ можно провести по достаточно большому количеству скважин на различных объектах разработки. Все это возможно потому, что на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» ГРП применяется достаточно давно и к настоящему времени накоплен большой объем фактического материала. По данному материалу представляется возможным на статистическом уровне оценить влияние геологических и технологических факторов на эффективность проведения ГРП в различных условиях разработки.

Решению этой многогранной проблемы и посвящена настоящая диссертационная работа.

Целью настоящей работы является научное обоснование и разработка многомерных геолого-математических моделей оценки эффективности ГРП по геолого-технологическим данным.

Основные задачи исследований заключаются в следующем:

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Иванов, Сергей Анатольевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Анализ результатов ГРП за период с 2004 по 2008 г.г. по пласту БВ8 Повховского месторождения позволяет сделать вывод, что условия эксплуатации месторождения со временем ухудшаются. Во-первых, со временем происходит уменьшение текущих дебитов. Во-вторых, при относительно постоянных среднегодовых приростах дебитов, полученных в результате проведения ГРП, количество скважин с высокой эффективностью ГРП снизилось в 1,71 раза, а с низкой эффективностью - возросло в 2,62 раза. Следовательно, дополнительная добыча нефти, получаемая за счет проведения ГРП, с каждым годом снижается. И это происходит несмотря на постоянное совершенствование технологий ГРП.

Проведен вероятностно-статистический анализ геолого-технологических показателей по пласту БВ8 Повховского месторождения, по пласту БСю"0 Тевлинско-Русскинского местородения и по пласту АВ]+2 Ватьеганского месторождения нефти за период с 2004 по 2008 г.г. По данным объектам разработки были выполнены следующее исследования.

В пределах каждого продуктивного пласта выбраны эталонные скважины, на которых было изучено влияние различных геолого-технологических параметров на эффективность проведения ГРП. В результате детального вероятностно-статистического анализа для каждого пласта (или его части) были определены информативные геологические и технологические показатели. По совокупности как геологических, так и технологических показателей были рассчитаны условные комплексные вероятности и построены схемы прогноза эффективности ГРП. В результате выполненного анализа построенных схем установлено, что зоны повышенных перспектив по геологическим и технологическим показателям в ряде случаев отличаются. Следовательно, для решения прогнозных задач необходимо комплексно учитывать геологические и технологические показатели с учетом вклада каждого из них в окончательный результат. В связи с этим для каждого пласта, а в ряде случаев для отдельных зон в пределах пласта, были построены многомерные геолого-математические модели определения комплексной вероятности прогноза эффекта от планируемого ГРП Р{7). По данным моделям выполнены расчеты и построены вероятностные схемы прогноза эффективности ГРП. На данных схемах первоочередными участками для проведения ГРП являются участки, в пределах которых комплексная вероятность превышает величину 0,6. На участках с вероятностью 0,4-0,6 эффект от проведения ГРП будет средним, а на участках с вероятностью ниже 0,4 необходимо более детально исследовать возможность применения ГРП.

Помимо этого для каждого исследуемого пласта построены многомерные регрессионные модели определения дебитов нефти после ГРП и среднегодовых приростов дебитов, по которым были выполнены расчеты и построены соответствующие схемы.

В итоге, разработанные прогнозные математические модели и построенные вероятностные схемы прогноза эффективности ГРП и среднегодовых приростов дебитов позволяют оптимизировать проведение ГРП в пределах пласта БВ8 Повховского месторождения, пласта БСю2"3 Тевлинско-Русскинского месторождения и пласта АВц-2 Ватьеганского месторождения нефти.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Иванов, Сергей Анатольевич, Пермь

1. Азиз, X. Математическое моделирование пластовых систем / X. Азиз, Э. Сеттари. М.: Недра, 1982. - 408 с.

2. Анализ технологии проведения ГРП на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» / А.Т. Малышев и др. // Нефтяное хозяйство. — 1997.-№9. -С. 46-51.

3. Анализ эффективности разработки залежей нефти Самотлорского месторождения с применением гидроразрыва пласта / И.В. Шпуров и др. // Нефтяное хозяйство. 1997 - № 10. - С. 50-53.

4. Антипов, Д.М. Модель сопряженного течения жидкости в пласте и внутри горизонтальной скважины / Д.М. Антипов, А.И. Ибрагимов, М.Б. Панфилов // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. — 1996. № 5. -С. 112-117.

5. Афанасьева, A.B. Заводнение нефтяных месторождений при высоких давлениях нагнетания / A.B. Афанасьева, A.JI. Горбунов, И.Н. Шустеф. -М.: Недра, 1975.-216 с.

6. Баренблатт, Г.И. Движение жидкостей и газов в пористых пластах / Г.И. Баренблатт, В.М. Ентов, В.М. Рыжик. М.: Недра, 1984. - 208 с.

7. Басниев, К.С. Обобщенный закон Дарси для анизотропных пористых сред / К.С. Басниев, Н.М. Дмитриев // Изв. вузов. Нефть и газ. 1986. -№> 5. - С. 54-59.

8. Басниев, К.С. Подземная гидродинамика / К.С. Басниев, И.Н. Кочина,

9. B.М. Максимов. М.: Недра, 1993. - 416 с.

10. Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости / А. Бан и др. — М.: Гостоптехиздат, 1962. 276 с.

11. Ю.Гаврилов, В.П. Влияние разломов на формирование зон нефте-газонакопления / В.П. Гаврилов. М.: Недра, 1975. - 258 с.

12. П.Гаврилов, В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере / В.П. Гаврилов//Геология нефти и газа. — 1988.-№10.—1. C. 1-8.

13. Гавриш, В.К. Роль глубинных разломов в миграции и аккумуляции нефти и газа / В.К. Гавриш. Киев.: Наукова думка, 1968. - 168 с.

14. Галкин, В.И. Прогноз нефтегазоносности локальных структур / В.И. Галкин, И.Л. Левинзон, O.A. Маршаев. Пермь: Перм. гос. техн. ун-т, 1997.-70 с.

15. Галкин, В.И. Вероятностно-статистическая оценка нефтегазоносности локальных структур / В.И. Галкин, A.B. Растегаев, C.B. Галкин. -Екатеринбург, 1992. 108 с.

16. Галкин, В.И. О возможности прогнозирования изменения дебитов нефти во времени по литологическим данным / В.И. Галкин,

17. B.В. Бродягин, С.А. Иванов // «Нефть и газ». Вестник ПГТУ. Вып. 5. -Пермь, 2004.-С. 129-131.

18. Галкин, В.И. Применение вероятностных моделей для локального прогноза нефтегазоносности/ В.И. Галкин, Ю.А. Жуков, М.А. Шишкин. Екатеринбург, 1992. - 108 с.

19. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович и др.. -М.: Недра, 1975.- 679 с.

20. Геолого-математические методы прогноза нефтегазоносных локальных структур молодых платформ / Г.И. Амурский и др.. М., 1980. — 246 с.

21. Гидроразрыв пласта на Астраханском ГКМ / В.И. Токунов и др. // Газовая промышленность 1998 - № 3.- С. 47^48.

22. Гиршгорн, Л.Ш. Условия формирования песчаных тел в склоновых отложениях неокомской толщи севера Западной Сибири / Л.Ш. Гирш-горн, B.C. Соседков // Геология нефти и газа. — 1990. — № 3. — С. 26 — 29.

23. Глова, В.Н. Результаты гидроразрыва пласта на месторождениях ОАО «Пурнефтегаз» / В.Н. Глова, В.Н. Латышев // Нефтяное хозяйство.1996.-№ ¡.-с. 15-18.

24. Глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта метод интенсификации разработки низкопроницаемых коллекторов /

25. C.B. Константинов и др. // Нефтяное хозяйство. 1987. - № 5. - С. 22-25.

26. Голф-Рахт, Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт. М.: Недра, 1986 — 608 с.

27. Гордеев, Ю.Н. Автомодельное решение задачи о глубокопроникающем гидравлическом разрыве пласта /Ю.Н. Гордеев, А.Ф. Зазовский // Изв. АН СССР. Механика твердого тела. 1991- № 5. - С. 119-131.

28. Гордеев, Ю.Н. Автомодельные задачи о развитии протяженной трещины гидроразрыва в проницаемой среде / Ю.Н. Гордеев // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. 1992. -№ 2 - С. 91-101.

29. Гордеев, Ю.Н. О распределении давления в окрестности растущей трещины / Ю.Н. Гордеев, В.М. Ентов // Прикл. матем. и механика.1997. Т. 61. - Вып. 6. - С. 1060-1064.

30. Гурари, Ф.Г. Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Ф.Г. Гурари / Тр. ин-та СНИИГГиМС. -Л., 1959.-Вып. 3.-174 с.

31. Гурари, Ф.Г. Клиноформы особый тип литостратонов / Ф.Г. Гурари // Геология и геофизика. - 1994. - № 4. - С. 19-26.

32. Гуревич, A.B. Решение плоских задач гидродинамики пористых сред вблизи разрывных нарушений методом комплексного потенциала / Ю.Н. Гордеев, А.Ф. Зазовский // Докл. АН СССР. 1988. - Т. 298. -№ 4.- С. 846-850.

33. Гусев, C.B. Анализ эффективности гидроразрыва пластов на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» / C.B. Гусев, Я.Г. Коваль, И.С. Кольчугин // Нефтяное хозяйство. 1991. - № 7. - С. 15-18.

34. Гусев, C.B. Результаты широкомасштабного применения ГРП на месторождениях Западной Сибири / C.B. Гусев, JI.C. Бриллиант,

35. A.Н. Янин // Материалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (г. Альметьевск, 1995 г.). М.: ВНИИОЭНГ. - 1996.- С. 291-303.

36. Дементьев, Л.Ф. Математические методы и ЭВМ в нефтегазовой геологии / Л.Ф. Дементьев. М.: Недра, 1983. - 187 с.

37. Дэвис, Дж. Статистика и анализ геологических данных / Дж.Дэвис. -М.: Мир, 1977.-572 с.

38. Ентов, В.М. Стационарная фильтрация однородной жидкости в элементе разработки нефтяного пласта с трещиной гидроразрыва /

39. B.М. Ентов, В.В. Мурзенко // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. -1994.-№ 1.-С. 104-112.

40. Жданов, С.А. Проектирование и применение гидроразрыва пласта в системе скважин / С.А. Жданов, C.B. Константинов // Нефтяное хозяйство. 1995. -№ 9. - С. 24-25.

41. Желтов, Ю.Л. Механика нефтегазоносного пласта / Ю.Л. Желтов. М.: Недра, 1975.-207 с.

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

43. Желтов, ЮЛ. Деформации горных пород / Ю.Л. Желтов. — М.: Недра, 1966.- 198 с.

44. Зазоеский, А.Ф. О стационарном притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва большой протяженности / А.Ф. Зазоеский, Г.Т. Тодуа // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1990. - № 4. - С. 107-116.

45. Зазоеский, А.Ф. Численный анализ упругогидродинамической задачи о циркуляции жидкости в трещине гидроразрыва / А.Ф. Зазоеский, A.B. Лемеха, Р.П. Федоренко // Ин-т прикл. матем. Препринт. М., 1987. — № 1.-29 с.

46. Иванов, С.А. Анализ результатов применения ГРП (на примере Повховского месторождения нефти) / С.А. Иванов, A.B. Растегаев, В.И. Галкин // Нефтепромысловое дело. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2010. -№7. - С. 54-57.

47. Иванов, С.А. Анализ эффективности заводнения ряда объектов разработки ТИП «Когалымнефтегаз» / С.А. Иванов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. - №8. - С. 58-61.

48. Иванов, С.А. Построение статистических моделей прогноза ГРП по геолого-технологическим показателям / С.А. Иванов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009. - №10. - С. 46-50.

49. Иванов, С.А. Прогноз эффективности ГРП по геолого-технологическим показателям / С.А. Иванов, В.И. Галкин, A.B. Растегаев // Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. нефтегазовый институт, 2010. — №3,- С. 17-22.

50. Каневская, Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта / Р.Д. Каневская. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. - 40 с.

51. Каневская, Р.Д. О влиянии направления трещин гидроразрыва на динамику обводнения продукции скважин / Р.Д. Каневская // Нефтяное хозяйство. 1999. - №2. - С. 26-29.

52. Каневская, Р.Д. О притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва в кусочно-однородном анизотропном пласте / Р.Д. Каневская // Изв. РАН. Механика жидкости и газа. — 1999. № 2. — С. 64-71.

53. Каневская, Р.Д. О притоке жидкости к скважине с трещиной гидроразрыва в слоистом пласте /Р.Д. Каневская // Нефтепромысловое дело. 1999. - № 1. - С. 6-8.

54. Каневская, Р.Д. Оценка влияния гидроразрыва на дебит скважин в неоднородных коллекторах / Р.Д. Каневская // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 1999. — № 2. — С. 26-28.

55. Каневская, Р.Д. Оценка эффективности гидроразрыва добывающих и нагнетательных скважин при различных системах заводнения пласта / Р.Д. Каневская, P.M. Кац // Нефтяное хозяйство. 1998. - № 6. - С. 3437.

56. Карогодин, Ю.Н. Неокомский продуктивный комплекс Западной Сибири и актуальные задачи его изучения / Ю.Н. Карагодин,

57. A.A. Нежданов // Геология нефти и газа. 1988. - № 10. - С. 9-14.

58. Карогодин, Ю.Н. Приобская нефтеносная зона Западной Сибири: Системно-литологический аспект / Ю.Н. Карагодин, C.B. Ершов,

59. B.C. Сафонов. Новосибирск: Изд-во СО РАН, НИЦ ОИГГМ, 1996. -252 с.

60. Кац, P.M. Математическая модель трехфазной фильтрации в трещиновато-пористой среде / P.M. Кац, А.Р. Андриасов // Сб. науч. тр. ВНИИ. М., 1986. - Вып. 95. - С. 61- 66.

61. Керимов, В.Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушках / В.Ю. Керимов. М.: Недра, 1987.-206 с.

62. Константинов, C.B. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом / C.B. Константинов, В.И. Гусев. М.: ВНИИОЭНГ. Обзорная информация. - Сер. Нефтепромысловое дело. -1985.-61 с.

63. Константинов, C.B., Матвеев Ю.М. Результаты опытных работ по гидроразрыву канадской фирмы «Фракмастер» на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз» / C.B. Константинов, Ю.М. Матвеев // Нефтяное хозяйство. 1989. -№ 6. - С. 20-26.

64. Креме, А .Я. Условия формирования и закономерности размещения залежей нефти и газа / А .Я. Креме, Б.Я. Вассерман, Н.Д. Матвиевская. -М.: Недра, 1974.-336 с.

65. Кривоносов, И.В. Расчет дебитов скважин с трещиноватой призабойной зоной пласта / И.В. Кривоносов, И.А. Чарный // Нефтяное хозяйство. 1955. - № 7. - С. 4-7.

66. Кристиан, М. Увеличение продуктивности pi приемистости скважин / М. Кристиан, С. Сокол, А. Константинеску. М.: Недра, 1985. - 185 с.

67. Кудрявцев, H.A. Глубинные разломы и нефтяные месторождения / H.A. Кудрявцев. Л.: Недра, 1963. - 220 с.

68. Курамшин, P.M. Эффективность проведения гидроразрыва пласта на месторождениях Ноябрьского района / P.M. Курамшин, C.B. Иванов, Н.Д. Кузьмичев // Нефтяное хозяйство. 1997. - № 12. - С. 58-60.

69. Куранов, И.Ф. Определение дебита скважины при наличии горизонтальной трещины с заполнителем / И.Ф. Куранов, Ю.М. Шехтман // Нефтяное хозяйство. 1961. - № 9. - С. 37-39.

70. Логинов, Б.Г. Гидравлический разрыв пластов / Б.Г. Логинов, В.А. Блажевич. -М.: Недра, 1966. 148 с.

71. Луценко, Б.Н. Районирование территории северных НТО Западной Сибири по степени перспективности выявления прогнозируемых локальных структур / Б.Н. Луценко // Геология нефти и газа. 1986. -№7.

72. Максимов, М.М. Математическое моделирование процессов разработки нефтяных месторождений / М.М. Максимов, Л.П. Рыбицкая М.: Недра, 1976.- 264 с.

73. Максимов, С.П. О минимальной амплитуде структурных ловушек, способных аккумулировать промышленные скопления нефти и газа в платформенных условиях / С.П. Максимов, В.А. Киров, В.Н. Ларкин // Докл. АН СССР. 1972. - Т.205. - № 6. - С. 1436 -1438.

74. Максимович, Г.К. Гидравлический разрыв нефтяных пластов / Г.К. Максимович. -М.: Гостоптехиздат, 1957. 98 с.

75. Математические методы анализа при изучении закономерностей формирования и размещения углеводородных скоплений / М.Д. Белонин и др. // Обзор ВИЭМС. Сер. Математические методы исследований в геологии. М., 1973. - 50 с.

76. Математические методы в геологии и геофизике / М.М. Элланский и др.. М.: Недра, 1972. - 200 с.

77. Мельников, ILB. Строение неокома (группа пластов БС) в западной части Сургутского свода / Н.В. Мельников, Г. Д. Ухлова // Стратиграфия и палеонтология Сибири. — Новосибирск: СНИИГГиМС, 2000. С.157-164.

78. Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением гидроразрыва пластов на основе современных компьютерных технологий. РД 153-39.2-032-98 / P.M. Кац и др. М.: Минтопэнерго РФ, 1998. - 70 с.

79. Миллер, P.A. Статистический анализ в геологических науках / P.A. Миллер, Дж.С. Кан. М.: Мир, 1965. - 482 с.

80. Муравьев, И.М. Об эффективности проведения массового гидравлического разрыва пласта / И.М. Муравьев, Го Шан-пин. // Нефтяное хозяйство. 1958. -№ 4. - С. 39-44.

81. Нежданов, A.A. Достоверность прогноза перспективы выявления углеводородных залежей различных типов в неокомских отложенияхюжной части Надым-Тазовского междуречья / A.A. Нежданов, Б.В. Никулин, М.Б. Куренко // Тр. ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1986. -С. 24-32.

82. Нежданов, A.A. Зоны аномальных разрезов баженовского горизонта Западной Сибири / A.A. Нежданов // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Строение и нефтегазоносность баженитов Западной Сибири. Тюмень, 1985.-С. 27-35.

83. Нежданов, A.A. Некоторые теоретические вопросы циклической седиментации / A.A. Нежданов // Литмологические закономерности размещения резервуаров и залежей углеводородов. — Новосибирск: Наука, 1990.-С. 60-79.

84. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 2. ЗападноСибирский бассейн / А.Э. Конторович и др.[. Новосибирск, 1994. -201 с.

85. Нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна / М.Я. Рудкевич и др.. -М.: Недра, 1988. 303 с.

86. Нижне-среднетриасовый рифтогенный комплекс Западно-Сибирского бассейна / B.C. Сурков и др. // Отечественная геология. 1997. - № 3. -С.31.

87. Особенности состава нефтей баженовской свиты западного склона Сургутского свода / Н.Я. Медведев и др. // Тез. докл. науч. совещ. — Новосибирск: СОР АН НИЦ ОИГГМ, 1999. С. 26-30.

88. Ресурсы газа и нефти Ямало-Ненецкого автономного округа и стратегия их освоения / А.Э.Конторович и др. // Геология нефти и газа. 1998. - № 9. - С. 2 - 9.

89. Реутов, В.А. Гидравлический разрыв пласта / В.А. Реутов // Итоги науки и техники. Механика деформируемого твердого тела- М.: ВИНИТИ, 1989. Т. 20. - С. 84-188.

90. Реутов, В.А. Гидравлический разрыв пласта: условия образования трещин, их практическое определение и использование / В.А. Реутов // Итоги науки и техники. Разработка нефтяных и газовых месторождений.-М.: ВИНИТИ, 1991.-Т. 23.-С. 73-153.

91. Решения V Межведомственного регионального стратиграфического совещания по мезозойским отложениям ЗападноСибирской равнины. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1991. - 54 с.

92. Рудкевич, М.Я. Тектоническое развитие и нефтегеологическое районирование Западно-Сибирской провинции / М.Я. Рудкевич. -Свердловск: Средне-Уральское кн. изд-во, 1976.

93. Северное Приобье Западной Сибири / Ю.Н. Карагодин и др. // Геология и нефтегазоносность неокома. — Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «ГЕО», 2000. С. 200.

94. Состав нефтей северных районов Сургутского свода / A.A. Потрясов и др. // Геология нефти и газа. 2004. - №4. - С.23-26.

95. Состав нефтей юрских и нижнемеловых отложений СевероВосточных районов Сургутского свода / A.A. Потрясов и др. // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа (материалы седьмой Международной конференции): М.: ГЕОС, 2004. С.421-422.

96. Технология повышения нефтеотдачи пластов/ Э.М. Халимов и др.. -М.: Недра, 1984.- 271 с.

97. Урасинов, Б.Л. Роль рифтогенеза в формировании скоплений углеводородов в Западной Сибири / Б.Л. Урасинов, Э.Г. Невоструев // Известия вузов. Нефть и газ. Тюменский гос. нефтегазовый институт. — 2004.-№5.- С.34-36.

98. Усачев, П.М. Гидравлический разрыв пласта/ П.М. Усачев. — М.: Недра.- 1986.

99. Условия' формирования и закономерности распространения некоторых продуктивных горизонтов верхнеюрско-нижнемеловых отложений Широтного Приобья / З.П. Валюжевич и др. // Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1976. - Вып. 111. - С. 12 - 49.

100. Фомичев, А.С. Нефтематеринские свойства меловых отложений Западно-Сибирской плиты по данным пиролиза / А.С. Фомичев, Л.И. Богородская, А.И. Ларичев // Матер, конф. 30 октября 1 ноября 2001 г. — М.: ВНИГНИ, 2001. - С. 37-38.

101. Фрик, М.Г. Нефтематеринские свойства глубокопогруженных триасовых и юрских отложений / М.Г. Фрик // Геохимия. 1994. - № 6. -С. 21-24.

102. Хант, Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант. М.: Мир, 1982.-703 с.

103. Харбух, Дж. У. Применение вероятностных методов в поисково-разведочных работах на нефть / Дж.У. Харбух, Дж.Х.Давтон. М.: Недра, 1981.-243 с.

104. Шелепов, В.В. Анализ применения ГРП на Повховском месторождении /В.В. Шелепов, В.В. Таранин // Материалы совещания «Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений» (г. Альметьевск, 1995 г.). -М.: ВНИПОЭНГ, 1996. С. 303-308.

105. Шехтман, Ю.М. Приток жидкости к одиночной вертикальной трещине с заполнителем / Ю.М. Шехтман // Изв. АН СССР: ОТН. -1957.-№7.-С. 146-149.

106. Шпильман, А.В. Геологическое моделирование. Создание и мониторинг геологических моделей / А.В.Шпильман, С.Ю: Шутько // Геология нефти и<газа. 1999. — № 3 - 4. - С. 49 - 53.

107. Ясович, Г.С. Перспективы нефтегазоносности зон развития аномальных разрезов баженовской свиты Среднего Приобья / Г.С. Ясович// Тр. ин-та ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1981.- Вып. 166.-С.

108. Agarwal, R.G. Evaluation and performance prédiction of low permeability gas wells stimulated by massive hydraulic fracturing / R.G.

109. Agarwal, R.D. Carter, C.B. Pollock // J. Petrol. Technol. 1979. - V. 31. -N3.-P. 362-372.

110. Appah, D. Application of the theory of diffuse set to optimize hydraulic fracturing / D. Appah // J. of Petrol. Science and Eng. 1994. — V.ll.-P. 335-340.

111. Blanco, E.R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction / E.R. Blanco // Oil and Gas J. -1990. -N 12. P. 112-118.

112. Cinco-Ley, H. Evaluation of hydraulic fracturing by transient pressure analysis methods / H. Cinco-Ley // Paper SPE 10043- 1982.

113. Cipolla, C.L. Hydraulic fracturing performance in the Moxa Arch Frontier formation / C.L. Cipolla, D.N. Meehan, P.L. Stevens // SPE Prod, and Fac.- 1996.- V. 11.- N 4.- P. 216-222.

114. Cleary, M.P. Comprehensive design formulae for hydraulic fracturing / M.P. Cleary // Paper SPE 9259.- 1980.

115. Comparison study of hydraulic fracturing models Test case: GRI staged field experiment. No. 3 /N.R. Warpinski at al. // SPE Prod. & Fac-1994,-N 1.

116. Hartsock, J.H. The effect of horizontal hydraulic fracturing on well performance / J.H. Hartsock, J.E. Warren // J. Petrol. Technol. 1961-V. 13.-N10.-P. 1051- 1056.

117. Hubbert, M.K. Mechanics of hydraulic fracturing / M.K. Hubbert, D.G. Willis// Trans. AIME. 1957.-V. 210.-P. 153-168.

118. Hydraulic fracturing research in East Texas: third GRI staged field experiment / B.M. Robinson at al. // J. Petrol. Technol. 1992. - V. 44-N l.-P. 78-87.

119. Kozik, H.G. A case history for massive hydraulic fracturing the Cotton Valley Lime matrix, Fallon and Personville Fields / H.G. Kozik, S.A. Holditch // J. Petrol. Technol.- 1981.- N 2.- P. 229-244.

120. Meese, C.A. Offshore hydraulic fracturing technique / C.A. Meese, M.E. Mullen, R.D. Barree // J. Petrol. Technol. 1994. - V. 46. - N 3. -P. 226-229.

121. Perkins, T.K. Widths of hydraulic fracturing / T.K. Perkins, L.R. Kern // J. Petrol. Technol. 1961.-N 9.- P. 937-949.

122. Settari, A. A new general model of fluid loss in hydraulic fracturing /A. Settari //Soc. Petrol. Eng. Journal. 1985. -V. 25. -N 4. - P. 491-501.

123. Settari, A. Partially decoupled modeling of hydraulic fracturing processes / A. Settari, P.J. Puchir, R.C. Bachman // SPE Prod. Eng. -1990.-V. 5.-N l.-P. 37-44.

124. Underwood, P.J. Evaluation of selective vs. point-source perforating for hydraulic fracturing / P.J. Underwood, L. Kerley // Paper SPE 36480. -1996.