Анализ технико-технологических решений заканчивания горизонтальных скважин путем проведения МГРП

Как известно, в наши дни с увеличением количества крупных нефтяных и газовых месторождений, находящихся в поздней стадии разработки, растет интерес к месторождениям с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов [1]. «Такая ситуация является вполне закономерной ввиду ухудшения качества ресурсной базы при растущем спросе на энергоносители, что способствует развитию технологий стимуляции притоков в скважинах. Влияние этого тренда ощущается по всему миру, в том числе и в России» [2]. Месторождения с трудноизвлекаемыми запасами характеризуются низкопроницаемыми продуктивными пластами, эффективная разработка которых возможна лишь при применении соответствующих технико-технологических решений в области закачивания скважин [3]. Одним из самых эффективных и перспективных решений на данный момент является бурение скважин с горизонтальным окончанием в сочетании с многостадийными гидравлическими разрывами пластов (МГРП), что активно внедряется крупнейшими мировыми нефтегазовыми компаниями, в том числе и в России [4, 5].

Суть ГРП заключается в существенном повышении проницаемости продуктивного пласта и зоны дренирования скважины путем создания в нем высокопроводимой трещины при закачивании в пласт специальной жидкости гидроразрыва под высоким давлением и дальнейшем закреплении этой трещины расклинивающим агентом (проппантом). Технология многостадийного ГРП, в свою очередь, позволяет проводить несколько операций гидравлического разрыва пласта в одной скважине для максимального охвата продуктивного горизонта, что особенно актуально для горизонтальных скважин [6].

Особенности проведения МГРП и его эффективность

Особенности технологии проведения МГРП были рассмотрены в [7]. Для вовлечения в разработку низкопроницаемых «ачимовских отложений Вынгаяхинского и Еты-Пуровского месторождений» [7] были пробурены горизонтальные скважины с целью проведения МГРП. Технология подразумевала спуск хвостовика, в составе которого применялись специальные пакеры для разобщения продуктивных интервалов горизонтального участка скважины. Также в составе хвостовика были раздвижные муфты ГРП, активируемые сбросом специального шара с устья скважины. После посадки шара определенного диаметра в посадочное седло раздвижной муфты проходное сечение хвостовика перекрывается, давление внутри колонны повышается. При достижении определенного давления происходит срез винтов и активация раздвижной муфты. После проведения одной стадии ГРП с устья сбрасывается следующий шар, и операция повторяется.

«Горизонтальное бурение и гидроразрыв пласта являются основным условием, влияющим на разработку сланцевого газа» [8]. Однако коэффициент извлечения газа из этих коллекторов обычно составляет менее 15 %, даже при многостадийном ГРП [9].

В [10] авторами были рассмотрены отличительные особенности технологии проведения МГРП в низкопроницаемых сланцевых коллекторах в США:

– Повсеместное использование проппанта, даже в полностью карбонатных породах.

– Устойчивая тенденция к увеличению числа скважин, заканчиваемых цементацией хвостовика с последующей перфорацией.

– Протяженные горизонтальные участки скважин (1600–3200 м).

– Большое количество стадий ГРП (20–40).

– Поддержание пластового давления (ППД) за счет закачки углекислого газа (СО2).

Комплексное применение вышеописанных решений в области заканчивания горизонтальных скважин в США позволяет получить «начальный дебит нефти порядка 130 200 т/сут» [10].

В [5] были рассмотрены аспекты, которые привели к повышению эффективности бурения горизонтальных скважин и применения многостадийного гидравлического разрыва пласта в плотных и сланцевых коллекторах на территории Канады. Среди них необходимо отметить:

• Использование для бурения горизонтальных скважин исключительно растворов на углеводородной основе (РУО), что позволяет значительно сократить риск возникновения осложнений при проходке ввиду наличия в породе глинистых компонентов.

• Применение «инновационной технологии на основе «скользящих» шторок (sliding sleeves)» [5], которая предполагает использование для МГРП гибкой трубы с двухпакерной системой. Данная технология позволяет провести одну стадию ГРП с закачкой до 50 т проппанта всего за 20 минут, что существенно уменьшает время всего процесса гидроразрыва и сокращает затраты на его выполнение.

• В случае отсутствия гибких труб МГРП проводится с помощью шаровых муфт. Для исключения этапа разбуривания посадочных седел с шарами они изготавливаются из специальных материалов, растворяющихся в растворах кислот или солей при повышенных температурах.

• В качестве жидкости ГРП используется «скользкая» вода (slickwater), вязкость которой составляет около 5 мПа×с. Проппант удерживается во взвешенном состоянии за счет высоких скоростей потока и больших расходов жидкости, для уменьшения абразивного износа оборудования в воду добавляются понизители трения. Данная жидкость ГРП показала свою эффективность в плотных, гидрофобных коллекторах.

• Наблюдается тенденция повышения «агрессивности» технологии ГРП: повышаются удельные расходы проппанта и жидкости разрыва на 1 метр длины горизонтального участка скважины, расстояния между ступенями ГРП, в свою очередь, уменьшаются. Также уплотняется и сетка скважин.

• На кусте ГС используется большое количество максимально производительной техники и оборудования для минимизации времени выполнения операций МГРП.

• Заводнение применяется главным образом для поддержания пластового давления, так как крайне низкая проницаемость коллекторов не позволяет проходить процессу классического вытеснения флюида.

Отмечается, что заканчивание горизонтальных скважин путем проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта позволило ввести «в разработку участки горизонта Викинг в Канаде, считавшиеся ранее малопродуктивными и неперспективными. Горизонт сложен переслаивающимися нефтеносными песчаниками и плотными аргиллитами. Пористость составляет от 15 до 20 %, проницаемость – от 20 до 80 мДа, плотность нефти около 845 кг/м3» [11].

Были рассмотрены четыре месторождения, в каждом выделялись несколько участков с вертикальными и горизонтальными скважинами, представляющих собой некоторые типичные системы размещения скважин. По результатам исследования накопленная добыча нефти из горизонтальных скважин с МГРП за 60 месяцев была больше на 30–700 % (рисунок 1) [11].

Схожие выводы можно увидеть в [6]. Авторами был проанализирован опыт проведения МГРП на Приобском месторождении. Сравнивались две группы скважин, по четыре в каждой, пробуренные на опытном участке. В первой группе были наклонно-направленные скважины (ННС) с ГРП, во второй – горизонтальные скважины с МГРП. На протяжении 12 месяцев превышение дебита горизонтальных скважин составило 2,5–3 раза (рисунок 2).

Дополнительная годовая накопленная добыча нефти от одной горизонтальной скважины с многостадийным ГРП составила порядка 40 тыс. т, что составляет около 370 % от годовой накопленной добычи нефти от одной наклонно-направленной скважины [6]. Это в очередной раз подтверждает высокую эффективность применения ГС с МГРП.

В [12] рассматривалось применение ГС с ГРП на Ромашкинском месторождении. При разработке терригенных отложений бобриковского горизонта применялись два варианта заканчивания ГС: со спуском хвостовика-фильтра в открытый ствол и с цементацией хвостовика. Полученные результаты можно увидеть на рисунке 3.

Нерешенные проблемы технологии

На данный момент существует множество проблем, связанных как с самой технологией многостадийного гидравлического разрыва пласта в горизонтальных скважинах, так и с эффективностью ее применения в конкретных геологических условиях. Ниже рассмотрены наиболее распространенные проблемы в этой области.

– Вынос проппанта. Эксплуатация горизонтальных скважин, вскрывающих недостаточно сцементированный пласт, затруднена ввиду наличия в продукции различных механических примесей. Также распространенным явлением считается вынос проппанта из трещин ГРП, что уменьшает эффективность проведенного гидроразрыва и существенно повышает износ скважинного оборудования. «В связи с этим скважины с горизонтальным окончанием требуют не только оборудования, препятствующего поступлению песка в ствол, но и эффективных решений для закрепления проппанта в трещине» [13, 14].

– Низкая скорость, высокая сложность и стоимость. Многие методы проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта предполагают выполнение сложных и дорогостоящих операций, требующих большого количества времени либо за счет спуска и подъема различных инструментов, либо за счет работ по разбуриванию отдельного оборудования [15]. В связи с этим появляется необходимость в более простой технологии МГРП, требующей меньшего количества времени и материальных затрат на применение.

– Искажения в программе закачки проппанта. Для проведения проппантных гиидроразрывов предполагается равномерное увеличение концентрации гранул расклинивающего агента в жидкости ГРП. Также на начальных стадиях, перед закачкой основной массы, используют проппант с меньшим средним диаметром частиц для снижения рисков осложнений при гидроразрыве. При проведении технологического контроля общую массу проппанта разделяют на стадии с равномерным шагом приращения концентраций и сверяют с фактическим объемом закачанной жидкости. Масса и конечная концентрация проппанта задается проектом. В случае закачки двух фракций с равномерным шагом приращения концентрации появляется одна из двух возможных ошибок: нарушение линейного характера изменения концентрации при сохранении корректной массы по стадиям или же нарушение распределения массы проппанта по стадиям при сохранении линейного набора концентрации [16].

– Гидравлический разрыв в сложнопостроенных карбонатных залежах с естественной трещиноватостью. ГРП в коллекторах с естественной трещиноватостью представляет собой сложную задачу, ключом к которой является анализ распространения трещин гидроразрыва в сети естественных трещин породы [17]. В 2013 и 2018 гг. в исследуемой скважине были проведены два кислотных ГРП с разными расходами. Первый гидроразрыв проводился с расходом от 3,0 до 3,3 м3 в мин и привел к значительному увеличению дебита с 2,5 до 8 т/сут в течение 3 лет. В 2018 г. на фоне снижения дебита до 3 т в сут был проведен второй ГРП с расходом от 6 м3 в мин. Однако, в отличие от первой операции, в этот раз резко увеличенный дебит так же резко упал и через два месяца после ГРП снова составил 3 т в сут. Стоит отметить, что остаточные запасы на момент работ по-прежнему оставались высокими. Такое различие в результатах требует изучения зависимости между технологическими показателями проведенных мероприятий и эффективности их применения в данных условиях.

– Несовершенство геолого-гидродинамической модели (ГГДМ). В данный момент на месторождениях Пермского края при создании ГГДМ зачастую «не учитывают особенности строения карбонатных коллекторов» [17, 18], которые заключаются в неоднородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС). В некоторых случаях различие между вертикальной и горизонтальной проницаемостями бывает весьма значительным, что при наличии близлежащих водоносных горизонтов может привести не только к снижению эффективности ГРП, но и к отрицательному экономическому эффекту. Это является одной из основных проблем при проведении гидроразрыва, которая приводит к росту обводненности продукции [17, 19].

В 2011 г. на Гагаринском месторождении проведение кислотного ГРП не только не привело к увеличению дебита, но также существенно увеличилась обводненность продукции с 1 до 99 %. По результатам гидродинамических исследований скважины было установлено, что горизонтальная проницаемость пласта увеличилась с 10 до 56 мД, а вертикальная – с 71 до 2000 мД. Эти данные указывают на распространение трещины гидроразрыва в основном в вертикальном направлении, что являлось причиной интенсивного процесса конусообразования и повышения обводненности [20]. Повторения данного события в будущем можно избежать, используя «более совершенную ГГДМ, учитывающую анизотропию проницаемости и трещиноватости коллектора» [17], что позволит эффективнее подбирать скважины для проведения ГРП.

– Механизм образования трещин ГРП. Прогнозирование размера и геометрии трещин при проектировании гидроразрыва является ключевой задачей. Несмотря на относительно длительный период промышленного использования технологии гидравлического разрыва пласта, до сих пор не существует общепринятой физико-математической модели, способной описать все основные процессы, происходящие при ГРП [21], поэтому основным методом получения информации о динамике роста трещин в горной породе является микросейсмический мониторинг [22].

В последнее десятилетие микросейсмический мониторинг привлекает все большие инвестиции со стороны нефтегазовых компаний, однако для полного понимания сейсмологических процессов и интерпретации результатов микросейсмического мониторинга, а соответственно, и механизма образования трещин ГРП, требуется продолжение исследований по этой теме.

– Перспективы разработки доманиковых отложений. Доманиковые отложения, представляющие собой сланцевые и плотные коллекторы, распространены на всей территории Татарстана, а «их запасы значительно превышают запасы традиционной нефти» [10]. Разработка таких месторождений невозможна без применения специальных современных технологий, в том числе горизонтального бурения и гидроразрыва пласта [23].

Учитывая успешный опыт США в разработке коллекторов Shaly Carbonates, которые являются ближайшим аналогом доманиковых отложений по геолого-физическим характеристикам, необходимо оценить эффективность внедрения удачных решений в области заканчивания горизонтальных скважин путем проведения многостадийного гидравлического разрыва пласта [10].

– Влияние ГРП на ближайшие скважины. Большинство традиционных моделей гидроразрыва пласта моделируют распространение лишь простых трещин, что иногда не соответствует действительности. В ходе анализа результатов проведения ГРП на скважине 221 Шершневского нефтяного месторождения выяснилось, что после гидроразрыва увеличился дебит не только данной скважины, но и шести ближайших добывающих скважин (скважины 64, 214, 215, 222, 228, 229) [24]. Был проведен корреляционный анализ взаимного влияния дебитов этих скважин до и после ГРП. Оказалось, что до гидроразрыва ощутимая положительная корреляция дебитов была лишь у двух пар скважин: 221–214 и 215–222, причем между самими парами существовала значительная отрицательная корреляция, что может говорить о некотором перераспределении объемов дренирования между ними. После ГРП произошло увеличение дебитов всех ближайших скважин, о чем свидетельствует наличие сильных корреляционных связей между ними (рисунок 4) [24].

Таким образом, результатом гидроразрыва стала не точечная интенсификация добычи одной скважины, а образование целой системы трещин, связывающей ближайшие скважины. Так или иначе, требуются дополнительные исследования данного эффекта на других объектах.

Перспективные предложения для решения некоторых проблем

Выносы проппанта. Для качественного закрепления проппанта в трещине возможно применение гранул из нитинола, сплава титана (45 %) и никеля (55 %), обладающего эффектом памяти формы. Суть заключается в изготовлении из нитиноловой проволоки винтовых спиральных пружин с диаметральным размером, зависящим от ширины трещины ГРП. Эти пружины скатываются в сферы и добавляются в жидкость гидроразрыва после закачки основной массы проппанта [14]. При попадании в трещину проволока вновь принимает форму пружины под воздействием пластовой температуры выше 40 °С (рисунок 5). Нитиноловые пружины надежно удерживают проппант в трещине и не уменьшают проводимость трещины [13].

Также для удержания песка в зонах перфорации слабосцементированных и рыхлых коллекторов предлагается использование нитинолового саморасширяющегося фильтра (СРФ), изображенного на рисунке 6.

Он состоит из полого корпуса с перфорацией и продольными канавками, в которых размещены спиральные пружины [13]. Оболочка фильтра выполнена в виде намотанных на стрингеры витков нитиноловой спиральной пружины. Для блокировки прямого поступления пластовой жидкости к перфорациям на корпусе фильтра установлены отражательные кольца. Защитный нитиноловый кожух изготавливается в виде спаренных тонкостенных цилиндров. Удержание проппантной пачки в стабильном состоянии после ГРП достигается за счет центрирования фильтра в осевом канале обсадной трубы и саморасширения фильтра до размеров призабойной зоны при установке на запланированном интервале [13]. СРФ обладает в 1,5–2 раза меньшей длиной по сравнению с обычными щелевыми фильтрами, так как фильтрация протекает по всей поверхности. Конструкция из нитинола позволяет многократно удалять механические примести из фильтрующих элементов путем их охлаждения, а также обеспечивает высокую эрозионную стойкость [13].

· Искажения в программе закачки проппанта. Для решения проблемы предложена математическая модель изменения концентрации проппанта в закачиваемой жидкости ГРП. Для обеспечения линейного набора концентрации необходимо выполнение условия [16]:

где С1, С2
– начальная и конечная концентрации рассматриваемого отрезка; Vs – объем смеси жидкости ГРП с проппантом; K – коэффициент наклона линии набора концентрации [16].

Для сохранения линейного набора концентрации необходимо рассчитать переходную концентрацию Сa, при которой происходит смена фракции закачиваемого проппанта [16]. Исходя из рисунка 7, массу проппанта можно выразить формулой:

где V – объем жидкости ГРП.

Тогда, зная общую массу проппанта двух фракций, можно вычислить требуемый объем жидкости разрыва:

где M – общая масса проппанта; С0, Сmax – начальная и максимальная концентрации.

Объем смеси жидкости ГРП и проппанта определяется суммой их объемов:

где ρ – плотность проппанта.

Принимая во внимание постоянство коэффициента K в формуле (1) и формулу (4) для проппанта первой фракции, получена система уравнений [16]:

где Vsa – объем смеси жидкости ГРП и проппанта первой фракции; ma – масса проппанта первой фракции.

Из уравнения (5) можно определить переходную концентрацию:

Принцип формирования программы работ по данной математической модели приведен в таблице 1.

Таким образом, полученная математическая модель линейного изменения концентрации проппанта позволяет сохранить корректное распределение его массы по фракциям и «может быть напрямую загружена в информационные системы и базы данных» [16].

· Гидравлический разрыв в сложнопостроенных карбонатных залежах с естественной трещиноватостью. Проведенные непосредственно после ГРП гидродинамические исследования скважины позволили выполнить их интерпретацию. С помощью программного комплекса KAPPA Workstation (модуль Saphir) были обработаны кривые восстановления давления, результаты анализа визуализированы на рисунке 8 [17, 25].

Из рисунка видно, что оптимальной технологией проведения кислотного гидроразрыва является закачка жидкости при малых скоростях для создания сложной сети трещин ГРП, что в условиях сложнопостроенной карбонатной залежи позволит вовлечь в процесс фильтрации значительное количество естественных трещин.

· Несовершенство геолого-гидродинамической модели (ГГДМ). Методом учета изменения трещинной составляющей пустотного пространства от динамики пластового давления было произведено моделирование в «гидродинамическом симуляторе Tempest версии 8.3.1 компании Roxar» [17]. Процесс модификации геолого-гидродинамической модели происходил путем поиска множителей проницаемости [19, 20].

Для получения информации об эффективности внедрения модифицированной геолого-гидродинамической модели было проведено моделирование шести ГРП в симуляторе Tempest. Результаты расчета на стандартной и модифицированной ГГДМ представлены на рисунке 9.

Таким образом, в результате проведенных «расчетов становится очевидным, что использование модифицированной геолого-гидродинамической модели приводит к менее оптимистичному экономическому эффекту» [17] от проведения ГРП, чем при использовании стандартной ГГДМ, поэтому ее применение обоснованно при подборе скважин для интенсификации притока путем осуществления гидравлического разрыва пласта.

Выводы

В работе были рассмотрены существующие технологии гидравлического разрыва пласта, жидкости ГРП, особенности проведения многостадийного гидроразрыва, проанализирована эффективность МГРП в горизонтальных скважинах. Также были выделены следующие проблемы и предложения для их решения:

• Выносы проппанта из трещины ГРП. Для качественного закрепления проппанта в трещине возможно применение гранул из нитинола, сплава титана (45 %) и никеля (55 %), обладающего эффектом памяти формы. Также для удержания песка в зонах перфорации слабосцементированных и рыхлых коллекторов предлагается использование нитинолового саморасширяющегося фильтра (СРФ) [13].

• Искажения в программе закачки проппанта двух фракций. Для решения проблемы предложена математическая модель изменения концентрации проппанта в закачиваемой жидкости ГРП, которая позволяет сохранить корректное распределение его массы по фракциям и «может быть напрямую загружена в информационные системы и базы данных» [16].

• Гидравлический разрыв в сложнопостроенных карбонатных залежах с естественной трещиноватостью. В результате анализа КВД определено, что оптимальной технологией проведения кислотного гидроразрыва является закачка жидкости при малых скоростях для создания сложной сети трещин ГРП, что в условиях сложнопостроенной карбонатной залежи позволит вовлечь в процесс фильтрации значительное количество естественных трещин [20].

• Несовершенство геолого-гидродинамической модели (ГГДМ). Использование «модифицированной геолого-гидродинамической модели, учитывающей анизотропию проницаемости» [17] коллектора, приводит к менее оптимистичному экономическому эффекту от проведения ГРП, чем при использовании стандартной ГГДМ, поэтому ее применение обосновано при подборе скважин для интенсификации притока путем осуществления гидравлического разрыва пласта [17].

Основными направлениями развития технологии МГРП являются создание физико-математической модели, способной описать все процессы гидроразрыва, повышение эффективности и снижение затрат на его проведение.

Таким образом, можно сделать следующие выводы:

– На данный момент существует множество технологий гидроразрыва пласта (ГРП), каждая из которых применима в тех или иных условиях.

– Наибольшую эффективность в низкопроницаемых коллекторах показал многостадийный гидроразрыв (МГРП) в горизонтальных скважинах (ГС).

– Разработка нетрадиционных запасов углеводородов рентабельна только с применением ГС с МГРП.

– Успешность ГРП напрямую зависит от размеров и геометрии создаваемых в породе трещин, механизм образования которых пока до конца не изучен.

– Наибольшее влияние на ГРП оказывает строение пород, их естественная трещиноватость, анизотропия фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС).

– Основным направлением развития является создание физико-математической модели, способной описать все процессы гидроразрыва.

Литература

1. Ямкин, М.А., Сафиуллина, Е.У. (2023). Оценка соответствия результатов компьютерного моделирования притока жидкости к трещине гидроразрыва пласта реальным данным. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 333(3), 26–32. https://doi.org/10.18799/24131830/2023/3/3919.

2. Алексеев, А.Д., Жуков, В.В., Стрижнев, К.В., Черевко, С.А. (2017). Изучение трудноизвлекаемых и нетрадиционных объектов согласно принципу «фабрика коллектора в пласте». Записки Горного института, 228, 695–704. https://doi.org/10.25515/pmi.2017.6.695.

3. Syah, R., Alizadeh, S.M., Nurgalieva, K.S., Grimaldo Guerrero, J.W., Nasution, M.K.M., Davarpanah, A., Ramdan, D., Metwally, A.S.M. (2021). A Laboratory Approach to Measure Enhanced Gas Recovery from a Tight Gas Reservoir during Supercritical Carbon Dioxide Injection. Sustainability, 13, 11606. https://doi.org/10.3390/su132111606.

4. Ибатуллин, Р.Р. (2017). Опыт разработки запасов нефти в плотных коллекторах Северной Америки. Горизонтальные скважины и многоступенчатый гидроразрыв. Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 176–181. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.4.

5. Dengaev, A., Shishulin, V., Safiullina, E., Palyanitsina, A. (2022). Modeling Results for the Real Horizontal Heavy-Oil-Production Well of Mechanical Solids. Energies 2022, 15, 5182. https://doi.org/ 10.3390/en15145182.

6. Бархатов, Э.А., Яркеева, Н.Р. (2017). Эффективность применения многозонного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 328 (10), 50–58. http://izvestiya-tpu.ru/archive/article/view/1937.

7. Юрова, М.П. (2017). Роль горизонтальных скважин при разработке низкопроницаемых, неоднородных коллекторов. Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 209–215. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.10.

8. Менгалиев, А.Г., Мартюшев, Д.А. (2020). Учет параметра анизотропии проницаемости в геолого-гидродинамических моделях карбонатных объектов (на примере Гагаринского месторождения). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331 (5), 7–17. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/5/2632.

9. Терпинская, В.В., Абрамов, П.А., Карпова, Е.Г. (2020). Применение потокоотклоняющих герметизирующих шаров BioBalls при проведении многостадийного гидроразрыва пласта. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331 (10), 99–104. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/10/2854.

10. Хисамов, Р.С., Ахметгареев, В.В., Хакимов, С.С., Кенжеханов, Ш.Ш. (2017). Технология многостадийного гидроразрыва пласта в горизонтальных скважинах: опыт разработки коллекторов Shaly Carbonates в США и возможность адаптации для месторождений Республики Татарстан. Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 186–190. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.6.

11. Баишев, Т.Б. (2017). Анализ выработки низкопродуктивных запасов нефти горизонта Викинг (западная Канада) горизонтальными скважинами с применением ГРП. Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 182–185. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.5.

12. Таипова, В.А., Шайдуллин, А.А., Шамсутдинов, М.Ф. (2017). Горизонтальные скважины и ГРП в повышении эффективности разработки нефтяных месторождений на примере НГДУ «Азнакаевскнефть». Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 198–203. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.8.

13. Верисокин, А.Е., Шлеин, Г.А. (2021). Комплексные технологические решения для интенсификации притока в нефтяных скважинах. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море, 9 (345), 42–49. https://doi.org/10.33285/0130-3872-2021-9(345)-42-49.

14. Verisokin, A.E., Yu Serdyukov, D., Vasil’yev, V.A., Gun’kina, T.A., Shesterikova, R.E. (2020). Simulation of proppant flowback from hydraulic fractures. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering, 860, 012001. https://doi.org/10.1088/1757-899X/860/1/012001.

15. Liew, M.S., Danyaro, K.U., Zawawi, N.A.W.A. (2020). A Comprehensive Guide to Different Fracturing Technologies: A Review. Energies, 13, 3326. https://doi.org/10.3390/en13133326.

16. Кочетков, А.В., Фаттахов, И.Г., Мухаметшин, В.В., Кулешова, Л.С., Мингулов Ш.Г. (2022). Математическая модель линейного и нелинейного повышения концентрации пропанта при проведении ГРП – решение для последовательной закачки ряда типов пропанта. Записки Горного института, 254, 210–216. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.10.

17. Менгалиев, А.Г., Мартюшев, Д.А. (2020). Оценка технологической и экономической эффективности гидравлического разрыва пласта с использованием геолого-гидродинамической модели, учитывающая особенности строения карбонатных коллекторов. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331 (7), 37–48. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/7/2717.

18. Мартюшев, Д.А., Понамарева, И.И., Филиппов, Е.В., Ли, Ю. (2022). Образование трещин гидравлического разрыва пласта в карбонатных сложнопостроенных коллекторах с естественной трещиноватостью. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 333 (1), 85–94. https://doi.org/10.18799/24131830/2022/1/3212.

19. Мартюшев, Д.А. (2020). Совершенствование геолого-гидродинамической модели карбонатного нефтяного объекта путем учета параметра анизотропии проницаемости. Записки Горного института, 243, 313–318. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.3.313.

20. Менгалиев, А.Г., Мартюшев, Д.А. (2020). Учет параметра анизотропии проницаемости в геолого-гидродинамических моделях карбонатных объектов (на примере Гагаринского месторождения). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331 (5), 7–17. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/5/2632.

21. Грищенко, В.А., Рабаев, Р.У., Асылгареев, И.Н., Мухаметшин, В.Ш., Якупов, Р.Ф. (2021). Методический подход к определению оптимальных геолого-технологических характеристик при планировании ГРП на многопластовых объектах. SOCAR Proceedings, 2021, 182–191. https://doi.org/10.5510/OGP2021SI200587.

22. Каял, Д. Р. (2017). Гидроразрыв и микросейсмичность: глобальные перспективы в разведке и добыче нефти. Георесурсы, 19 (3), Ч. 1, 222–228. https://doi.org/10.18599/grs.19.3.12.

23. Муслимов, Р.Х., Плотникова, И.Н. (2018). Основные проблемы освоения залежей нетрадиционных углеводородов в ультранизкопроницаемых и сланцевых отложениях. Георесурсы, 20 (3), Ч. 2, 198–205. https://doi.org/10.18599/grs.2018.3.198-205.

24. Галкин, В.И., Пономарева, И.И., Черепанов, С.С., Филиппов, Е.В., Мартюшев, Д.А. (2020). Новый подход к оценке результатов гидравлического разрыва пласта (на примере Бобриковской залежи Шершневского месторождения). Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 331 (4), 107–114. https://doi.org/10.18799/24131830/2020/4/2598.

25. Мартюшев, Д. ., Слушкина, А.Ю. (2019). Оценка информативности определения фильтрационных параметров пласта на основе интерпретации кривых стабилизации давления. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 330 (10), 26–32. https://doi.org/10.18799/24131830/2019/10/2295.