Исследование развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта
Ерастов С.А., Садыков А.М., Галлямов И.Ф., Жилко Е.Ю., Торопов К.В., Яценко В.М., Багманов В.Р.
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
ПАО «НК «Роснефть»,
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
ООО «РН-БашНИПИнефть»
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»),
ПАО «НК «Роснефть»,
ООО «РН-Юганскнефтегаз»
В настоящее время большая доля объектов (более 250), разрабатываемых крупнейшими дочерними обществами компании «Роснефть», приурочена к низкопроницаемым коллекторам c трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ). Их разработка ведется с массовым применением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на скважинах с горизонтальным окончанием.
Для эффективной разработки остаточных запасов, приуроченных к ТРИЗ, проводятся работы по уплотнению базовых систем разработки скважинами с горизонтальными стволами (ГС).
При проектировании системы расстановки уплотняющих скважин и планировании дизайна операций ГРП на горизонтальных скважинах в условиях уплотняющего бурения не всегда учитывается изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) пласта вследствие работы скважин базовой системы разработки. Важно учитывать данные изменения при проектировании работ ГРП для снижения рисков прорыва трещин ГРП в области дренирования соседних скважин и исключения преждевременного заводнения отдельных участков месторождения. Поэтому целью данной статьи является обозначение важности учета факта изменения НДС пласта, отработка процедуры планирования уплотняющего бурения с учетом геомеханического моделирования и представление практических результатов промысловых исследований геометрии трещины гидроразрыва пласта. Применение расчетного модуля для прогнозирования направления роста трещин ГРП позволит в будущем отказаться от дорогостоящих промысловых исследований при реализации уплотняющего бурения.
Для эффективной разработки остаточных запасов, приуроченных к ТРИЗ, проводятся работы по уплотнению базовых систем разработки скважинами с горизонтальными стволами (ГС).
При проектировании системы расстановки уплотняющих скважин и планировании дизайна операций ГРП на горизонтальных скважинах в условиях уплотняющего бурения не всегда учитывается изменение напряженно-деформированного состояния (НДС) пласта вследствие работы скважин базовой системы разработки. Важно учитывать данные изменения при проектировании работ ГРП для снижения рисков прорыва трещин ГРП в области дренирования соседних скважин и исключения преждевременного заводнения отдельных участков месторождения. Поэтому целью данной статьи является обозначение важности учета факта изменения НДС пласта, отработка процедуры планирования уплотняющего бурения с учетом геомеханического моделирования и представление практических результатов промысловых исследований геометрии трещины гидроразрыва пласта. Применение расчетного модуля для прогнозирования направления роста трещин ГРП позволит в будущем отказаться от дорогостоящих промысловых исследований при реализации уплотняющего бурения.
В настоящее время вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов углеводородов стало возможно благодаря массовому применению технологии гидроразрыва пласта (ГРП) на горизонтальных скважинах. При этом современное заканчивание горизонтальных скважин предполагает выполнение многостадийного ГРП сразу после бурения. Применение данной технологии заканчивания скважин и систем разработки с площадным заводнением сделало рентабельным промышленную разработку коллекторов с низкими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на многих сложнопостроенных месторождениях [1, 2].
В процессе разработки в окрестности добывающих и нагнетательных скважин могут происходить процессы, связанные с изменением напряженно-деформированного состояния, что вызывает риски изменения направления развития трещин ГРП относительно регионального максимального напряжения, инициируемых в уплотняющих скважинах, и пересечение их с трещинами ГРП скважин базовой системы.
При проведении гидроразрыва пласта образуемые трещины ГРП в условиях начального пластового давления распространяются преимущественно в направлении, совпадающим с направлением регионального напряжения [3, 4]. На участках месторождений со значительными изменениями порового давления направление главных напряжений в пласте может локально изменяться [5], а, следовательно, меняется и направление трещин гидроразрыва пласта, образуемых в данной зоне. Это обстоятельство может приводить к значительным потерям добычи на месторождении ввиду непредсказуемых прорывов во фронт закачки нагнетательных скважин и преждевременного обводнения отдельных участков месторождения.
Таким образом, при планировании скважин уплотняющего бурения в зонах с измененным напряженно-деформированным состоянием пласта (вследствие изменения пластового давления) существует необходимость в оценке направления развития трещин ГРП уплотняющих скважин для снижения рисков получения осложнений и недостижения плановых показателей по добыче.
В процессе разработки в окрестности добывающих и нагнетательных скважин могут происходить процессы, связанные с изменением напряженно-деформированного состояния, что вызывает риски изменения направления развития трещин ГРП относительно регионального максимального напряжения, инициируемых в уплотняющих скважинах, и пересечение их с трещинами ГРП скважин базовой системы.
При проведении гидроразрыва пласта образуемые трещины ГРП в условиях начального пластового давления распространяются преимущественно в направлении, совпадающим с направлением регионального напряжения [3, 4]. На участках месторождений со значительными изменениями порового давления направление главных напряжений в пласте может локально изменяться [5], а, следовательно, меняется и направление трещин гидроразрыва пласта, образуемых в данной зоне. Это обстоятельство может приводить к значительным потерям добычи на месторождении ввиду непредсказуемых прорывов во фронт закачки нагнетательных скважин и преждевременного обводнения отдельных участков месторождения.
Таким образом, при планировании скважин уплотняющего бурения в зонах с измененным напряженно-деформированным состоянием пласта (вследствие изменения пластового давления) существует необходимость в оценке направления развития трещин ГРП уплотняющих скважин для снижения рисков получения осложнений и недостижения плановых показателей по добыче.
Программный модуль моделирования направления развития трещины ГРП
При выполнении расчетов направления развития трещин ГРП был применен программный модуль «Трещины ГРП» ПК «РН-КИН», разработанный в ООО «РН-БашНИПИнефть». Данный программный модуль состоит из трех расчетных блоков. Первый блок позволяет рассчитать векторную карту направлений главных напряжений и направление трещины первичного ГРП. Во втором блоке — расчет направления повторной трещины ГРП. Третий блок позволяет выполнить расчет траектории распространения трещины автоГРП (рис. 1).
Рис. 1. Входные данные и результаты расчетов программного модуля [7]
Для выполнения моделирования в программном модуле необходимо задать следующие входные параметры:
- геомеханические параметры, характеризующие упругие свойства пласта: коэффициент Пуассона, модуль Юнга, коэффициент пороупругости;
- геометрию уже существующих в исследуемой области трещин ГРП и граничные условия в каждой скважине;
- карту пластовых давлений (расчет карты выполняется в корпоративном программном комплексе (ПК) «РН-КИМ» [6]).
где U — поле деформаций твердой матрицы, ед.; ν — коэффициент Пуассона; μ — модуль сдвига, МПа; F — объемная сила, Н/м³; α — коэффициент пороупругости, д.ед.; p — пластовое давление, МПа; σij — полный тензор напряжений, МПа; εij — тензор деформаций; λ — коэффициент Ламе, МПа; εll — след тензора деформаций; δij — символ Кронекера.
Основной вклад в изменение напряженного состояния пласта вносит градиент пластового давления, который является объемной силой в уравнениях равновесия для пористой насыщенной среды. Численное решение задачи строится на основе метода граничных интегральных уравнений. Более подробно математическая модель и численный алгоритм приведены в статье [8].
Основной вклад в изменение напряженного состояния пласта вносит градиент пластового давления, который является объемной силой в уравнениях равновесия для пористой насыщенной среды. Численное решение задачи строится на основе метода граничных интегральных уравнений. Более подробно математическая модель и численный алгоритм приведены в статье [8].
Результаты практического применения программного модуля на скважине
В качестве примера практического применения модуля рассмотрим результаты моделирования роста трещин многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) на уплотняющей горизонтальной скважине (ГС) [9]. Для исследования выбран участок терригенного коллектора на Приобском месторождении с рядной системой разработки (рис. 2). Рядом с вертикальной скважиной XX85 была запланирована уплотняющая ГС XX20Г (табл. 1) с проведением микросейсмического мониторинга во время операций ГРП и закачкой трассерных маркеров. Расстояние между наблюдательной наклонно-направленной скважиной и ГС уплотнения составляет 120 м.
Рис. 2. Система разработки базовая и реализуемая
Табл. 1. Параметры заканчивания уплотняющей скважины XX20Г
По карте пластового давления, рассчитанного на адаптированной секторной гидродинамической модели (ГДМ), на момент проведения ГРП в зоне проведения исследования наблюдается однородное поле порового давления. На момент бурения уплотняющей ГС нагнетательная скважина XX85 была в остановке (с 18.12.2020), пластовое давление не возмущено. Время отработки скважин базовой системы разработки на момент начала ГРП на уплотняющей скважине XX20Г показано в таблице 2.
Табл. 2. Количество отработанных дней скважин базовой системы
На рисунке 3 представлены смоделированные траектории трещин ГРП в уплотняющей скважине XX20Г, которые практически совпали с направлением регионального напряжения. В области скважины XX82Г и XX81Г наблюдается зона сниженного пластового давления ввиду продолжительной эксплуатации скважин.
Рис. 3. Траектория развития трещин МГРП целевой горизонтальной скважины уплотнения XX20Г на карте пластового давления
Результаты микросейсмического мониторинга МГРП на ГС
Для определения направления развития трещин МГРП на уплотняющей скважине в условиях измененного НДС пласта был проведен микросейсмический мониторинг.
Ввиду небольшого количества методов мониторинга роста геометрии трещины ГРП на горизонтальных скважинах высокий интерес вызывает информация, полученная в процессе микросейсмического мониторинга скважин.
Для мониторинга МГРП использовался комплекс из восьми высокочувствительных трехкомпонентных сейсмоприемников, каждый из которых оснащался модулем
геофонов, включающим по четыре комплекта сенсоров.
Комплекс сейсмоприемников был установлен в интервал с минимальным отклонением траектории от вертикальной проекции ствола на глубине целевого пласта наблюдательной скважины ХХ85.
Расположение наблюдательной скважины ближе к центру горизонтальной части ствола ХХ20Г позволило получить сигналы в течение всех операций ГРП (рисунок 4). Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами — 180 м, максимальное расстояние до самого дальнего порта составило 370 м, что говорит о кондиционности полученных данных микросейсмического мониторинга.
Ввиду небольшого количества методов мониторинга роста геометрии трещины ГРП на горизонтальных скважинах высокий интерес вызывает информация, полученная в процессе микросейсмического мониторинга скважин.
Для мониторинга МГРП использовался комплекс из восьми высокочувствительных трехкомпонентных сейсмоприемников, каждый из которых оснащался модулем
геофонов, включающим по четыре комплекта сенсоров.
Комплекс сейсмоприемников был установлен в интервал с минимальным отклонением траектории от вертикальной проекции ствола на глубине целевого пласта наблюдательной скважины ХХ85.
Расположение наблюдательной скважины ближе к центру горизонтальной части ствола ХХ20Г позволило получить сигналы в течение всех операций ГРП (рисунок 4). Расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами — 180 м, максимальное расстояние до самого дальнего порта составило 370 м, что говорит о кондиционности полученных данных микросейсмического мониторинга.
Рис. 4. Области лоцированных событий по результатам МСМ на уплотняющей горизонтальной скважине с МГРП
Запись событий проводилась в течение всех операций ГРП, начиная с 30 минут до и заканчивая 60 минутами после ГРП. Длина связки приборов составила 227 м. В радиусе не менее 1000 м относительно наблюдательной и наблюдаемой скважины была установлена зона акустической тишины, включающая отсутствие работ при бурении, с целью снижения влияния техногенных помех на качество съемки.
По данным микросейсмического мониторинга МГРП отмечается значительное перекрытие облаков событий при ГРП на соседних портах ГРП. Длина каждой области значительно превосходит расстояние между портами ГРП, что косвенно подтверждается данными давлений при реализации операций ГРП.
По данным микросейсмического мониторинга МГРП отмечается значительное перекрытие облаков событий при ГРП на соседних портах ГРП. Длина каждой области значительно превосходит расстояние между портами ГРП, что косвенно подтверждается данными давлений при реализации операций ГРП.
По данным микросейсмического мониторинга МГРП азимут оцененного распространения трещин ГРП находится в диапазоне от 334° до 372°. Азимут распространения трещин и соответствующее направление максимального горизонтального напряжения близко к значению направления, определенного на месторождении — ~335°. Полученные изменения азимутов распространения трещин ГРП на разных стадиях связаны с наличием локальных неоднородностей поля напряжений.
С целью исследования работоспособности портов скважины и косвенного определения направления развития трещин во время стадий основного ГРП были закачаны трассирующие маркеры. На скважине было проведено 6 стадий ГРП с суммарной массой закачанного пропанта в пласт 991 тонна. Закачка трассеров осуществлялась путем добавления гранулированного трассера в жидкость ГРП. В период операций ГРП на ближайших скважинах окружения были произведены контрольные отборы проб скважинной продукции. По результатам лабораторных исследований частицы маркерных индикаторов не были обнаружены в отобранных пробах, что также подтверждает направление развития трещин и отсутствие прорывов в соседние скважины.
С целью исследования работоспособности портов скважины и косвенного определения направления развития трещин во время стадий основного ГРП были закачаны трассирующие маркеры. На скважине было проведено 6 стадий ГРП с суммарной массой закачанного пропанта в пласт 991 тонна. Закачка трассеров осуществлялась путем добавления гранулированного трассера в жидкость ГРП. В период операций ГРП на ближайших скважинах окружения были произведены контрольные отборы проб скважинной продукции. По результатам лабораторных исследований частицы маркерных индикаторов не были обнаружены в отобранных пробах, что также подтверждает направление развития трещин и отсутствие прорывов в соседние скважины.
Оценка направления развития трещины ГРП на скважине с зарезкой бокового горизонтального ствола при уплотняющем бурении
Также практическим примером применения моделирования является оценка направления развития трещины ГРП на скважине с зарезкой бокового ствола (ЗБС) при уплотняющем бурении на одном из месторождений Компании. Разработка в данной части месторождения ведется рядной системой с расстоянием между добывающими и нагнетательными скважинами 300 м (рис. 5).
Рис. 5. Параметры работы и расположение скважин
На целевой скважине было запланировано 4 стадии ГРП с загрузкой массы пропанта 100 т на порт, длина горизонтального ствола — 300 м. Начальное пластовое давление было оценено 26,1 МПа, на момент бурения ЗБС — около 20,2 МПа. Расстояние между забоем бокового ствола и соседней нагнетательной скважиной составляло 140 м. Требовалось оценить риски прорыва трещины ГРП первого порта во фронт нагнетания воды (ФНВ) ввиду близкого расположения к нагнетательной скважине.
В связи с продолжительной работой добывающих скважин и скважин ППД в зоне уплотнения наблюдается значительный градиент порового давления.
По результатам расчета траектория трещины ГРП ввиду измененного поля порового давления имеет отклонение от азимута регионального напряжения (~20°) (рис. 6), наблюдаются прорыв левого полукрыла трещины во фронт нагнетания скважины XX18 и рост трещины вдоль фронта.
Риc. 6. Траектория развития трещины ГРП уплотняющей ГС
На первой стадии ГРП изначально планировалось закачать 100 т на порт. Принимая во внимание результаты моделирования, было принято решение о снижении загрузки массы пропанта для 1 порта до 50 т для ограничения полудлины трещины ГРП и снижения рисков прорыва во фронт нагнетания воды.
По результатам запуска и работы скважины наблюдалась стабилизация обводненности на 70 %, что свидетельствует о предотвращении прямого прорыва в ФНВ и получения преждевременного обводнения (что, вероятно, было бы получено при реализации 100 т ГРП без предварительного моделирования траектории трещины).
Для последующих работ по уплотняющему бурению были даны рекомендации:
По результатам запуска и работы скважины наблюдалась стабилизация обводненности на 70 %, что свидетельствует о предотвращении прямого прорыва в ФНВ и получения преждевременного обводнения (что, вероятно, было бы получено при реализации 100 т ГРП без предварительного моделирования траектории трещины).
Для последующих работ по уплотняющему бурению были даны рекомендации:
- перед планированием уплотняющих ЗБС в условиях близкого расположения скважин ППД выполнять оценку азимута направления развития трещин ГРП;
- при наличии рисков прорыва следует изменить траекторию ствола скважины, длину ЗБС, ограничить полудлину трещины ГРП и количество стадий в «носочной» части скважины.
- Актуальность применения моделирования направления развития трещин ГРП возрастает в связи с активным ростом уплотняющего бурения на месторождениях.
- Представленные в статье результаты на примере двух участков разных месторождений демонстрируют важность оценки данного эффекта при планировании уплотняющих ГС с МГРП.
- Возможность применения систем уплотняющего бурения при разработке низкопроницаемых коллекторов зависит от азимутального распространения и геометрий создаваемых трещин ГРП, инициируемых в измененном поле напряжений и пластового давления.
- Существующие инструменты анализа, реализованные в корпоративном программном обеспечении РН-КИН в модуле «Трещины ГРП», позволяют оценивать распространение трещин ГРП в зависимости от текущего состояния разработки.
- Серия расчетов, выполненная для одного из участков на Приобском месторождении, подтвердила возможность реализации системы уплотняющего бурения, что и было успешно реализовано в дальнейшем.
- Расчетные значения азимута развития трещин ГРП были подтверждены результатами микросейсмического мониторинга ГС с МГРП на качественном уровне – азимут распространения трещин близко к значению направления максимального горизонтального напряжения, определенного на месторождении — ~335°.
- Применение расчетного модуля с верификацией направления развития трещин микросейсмическим мониторингом позволит в будущем сократить расходы на промысловые исследования.
- Пренебрежение моделированием при планировании и реализации работ, связанных с уплотнением систем разработки, приводит к увеличению рисков прорыва в ФНВ и преждевременного обводнения скважин, что сказывается на эффективности разработки как участка, так и месторождения в целом.
1. Федоров А.Э., Дильмухаметов И.Р., Поваляев А.А., Антонов М.С., Сергейчев А.В. Многовариантная оптимизация систем разработки низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений Ачимовской свиты // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2020. SPE-201811.
2. Мирошниченко А.В., Коротовских В.А., Мусабиров Т.Р., Федоров А.Э., Сулейманов Х.Х. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2021. SPE-206412-MS.
3. Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар А.М., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2011. № 6. С. 34–38.
4. Торопов К.В., Сергейчев А.В., Муртазин Р.Р. и др. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2016. № 11. С. 23–26.
5. Мартемьянов А., Шел Е.В., Чебышев И., Падерин Г., Базыров И., Братов В. Условия вторичной переориентации трещин для случаев вертикальных и горизонтальных скважин // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2019. SPE-196966-MS.
6. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов //
Недропользование XXI век. 2015. № 4. С. 96–103.
7. Давлетова А.Р., Бикбулатова Г.Р., Федоров А.И., Давлетбаев А.Я. Ыеомеханическое моделирование направления и траектории развития трещин гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. № 1. С. 40–43.
8. Федоров А.И., Давлетова А.Р., Колонских А.В., Торопов А.В. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2013. № 2. С. 25–29.
9. Мирошниченко А.В., Сергейчев А.В., Коротовских В.А., Торопов К.В.,
Волков М.Г., Антонов М.С., Федоров А.Э. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 12. С. 105–109.
2. Мирошниченко А.В., Коротовских В.А., Мусабиров Т.Р., Федоров А.Э., Сулейманов Х.Х. Исследование технологической эффективности горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов нефтяных месторождений // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2021. SPE-206412-MS.
3. Латыпов И.Д., Борисов Г.А., Хайдар А.М., Горин А.Н., Никитин А.Н., Кардымон Д.В. Переориентация азимута трещины повторного гидроразрыва пласта на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2011. № 6. С. 34–38.
4. Торопов К.В., Сергейчев А.В., Муртазин Р.Р. и др. Опыт проведения микросейсмического мониторинга многостадийного гидроразрыва пласта в ООО «РН-Юганскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2016. № 11. С. 23–26.
5. Мартемьянов А., Шел Е.В., Чебышев И., Падерин Г., Базыров И., Братов В. Условия вторичной переориентации трещин для случаев вертикальных и горизонтальных скважин // Российская нефтегазовая техническая конференция SPE. 2019. SPE-196966-MS.
6. Бадыков И.Х., Байков В.А., Борщук О.С. Программный комплекс «РН-КИМ» как инструмент гидродинамического моделирования залежей углеводородов //
Недропользование XXI век. 2015. № 4. С. 96–103.
7. Давлетова А.Р., Бикбулатова Г.Р., Федоров А.И., Давлетбаев А.Я. Ыеомеханическое моделирование направления и траектории развития трещин гидроразрыва пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2014. № 1. С. 40–43.
8. Федоров А.И., Давлетова А.Р., Колонских А.В., Торопов А.В. Обоснование необходимости учета изменения напряженного состояния пласта при разработке низкопроницаемых коллекторов // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2013. № 2. С. 25–29.
9. Мирошниченко А.В., Сергейчев А.В., Коротовских В.А., Торопов К.В.,
Волков М.Г., Антонов М.С., Федоров А.Э. Инновационные технологии разработки низкопроницаемых коллекторов в ПАО «НК «Роснефть» // Нефтяное хозяйство. 2022. № 12. С. 105–109.
Ерастов С.А., Садыков А.М., Галлямов И.Ф., Жилко Е.Ю., Торопов К.В., Яценко В.М., Багманов В.Р.
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия; ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия;
ООО «РН-Юганскнефтегаз», Нефтеюганск, Россия
erastovsa@bnipi.rosneft.ru
ООО «РН-БашНИПИнефть» (ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия; ПАО «НК «Роснефть», Москва, Россия;
ООО «РН-Юганскнефтегаз», Нефтеюганск, Россия
erastovsa@bnipi.rosneft.ru
• Карта пластового давления объекта из адаптированной гидродинамической модели корпоративного комплекса РН-КИМ.
• Упруго-прочностные свойств горных пород (коэффициент Пуассона, модуль Юнга, коэффициент пороупругости) из геомеханической модели по данным ГИС и исследованиям керна.
• Моделирование направления развития трещин ГРП с учетом измененного напряженно-деформированного состояния пласта.
• Упруго-прочностные свойств горных пород (коэффициент Пуассона, модуль Юнга, коэффициент пороупругости) из геомеханической модели по данным ГИС и исследованиям керна.
• Моделирование направления развития трещин ГРП с учетом измененного напряженно-деформированного состояния пласта.
трудноизвлекаемые запасы, гидравлический разрыв пласта, горизонтальная скважина с МГРП, симулятор ГРП, микросейсмический мониторинг, геомеханические параметры
Ерастов С.А., Садыков А.М., Галлямов И.Ф., Жилко Е.Ю., Торопов К.В., Яценко В.М., Багманов В.Р. Исследование развития трещин многостадийного гидроразрыва пласта на горизонтальных скважинах уплотняющего бурения // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 44–49.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-44-49
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-44-49
13.08.2024
УДК 622.276
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-44-49
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-44-49
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88