АЛГОРИТМ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

​ALGORITHM FOR SELECTING THE OPTIMAL DEVELOPMENT SYSTEM

Ilgizar Gataullin

student, Institute of Oil and Gas named after. M.S. Gutserieva, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

Alexander Lipaev

scientific supervisor, professor of the department of development and operation of oil and gas fields, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Цель работы – определение оптимальных вариантов организации системы разработки, обеспечивающей повышение темпов отбора и, следовательно, достижение стратегических целей ПАО «Татнефть», на основе:

- анализа текущего состояния разработки;

- ретроспективы технологий интенсификации добычи нефти и увеличения КИН;

- анализа эффективности системы ППД;

- формулирования критериев эффективной системы разработки верейского горизонта для различных геолого-технических условий;

Работа опирается на накопленный опыт разработки карбонатных коллекторов в ПАО «Татнефть», комплексирование результатов, проведенных уникальных лабораторных, геофизических и гидродинамических исследований, а также выполнения опытно-промышленных работ.

Предложенный алгоритм выбора оптимальной системы разработки верейского горизонта позволяет с максимальной технико-экономической эффективностью вводить запасы в эксплуатацию в различных геологических условиях применительно к объектам ПАО «Татнефть». Отдельное внимание уделено проблемам организации системы заводнения карбонатных коллекторов, обеспечивающей равномерное нефтевытеснение, с минимизацией риска преждевременного прорыва закачиваемой воды.

ABSTRACT

The purpose of the work is to determine the optimal options for organizing a development system that ensures an increase in the rate of selection and, consequently, the achievement of the strategic goals of PJSC TATNEFT, based on:

- analysis of the current state of development;

- retrospectives of technologies for intensifying oil production and increasing oil recovery factor;

- analysis of the effectiveness of the pressure maintenance system;

- formulating criteria for an effective development system for the Vereisky horizon for various geological and technical conditions;

The work is based on the accumulated experience in the development of carbonate reservoirs at PJSC Tatneft, combining the results of unique laboratory, geophysical and hydrodynamic studies, as well as pilot work.

The proposed algorithm for selecting the optimal development system for the Vereisky horizon makes it possible to put reserves into operation in various geological conditions with maximum technical and economic efficiency in relation to the facilities of PJSC TATNEFT. Special attention is paid to the problems of organizing a flooding system for carbonate reservoirs, ensuring uniform oil displacement, while minimizing the risk of premature breakthrough of injected water.

Ключевые слова: одновременно-радельная эксплуатация, гидравлический разрыв пласта, верейский горизонт, разработка месторождений, давление, запасы, месторождение, нефть, пласт, скважина, трещина.

Keywords: simultaneous parallel operation, hydraulic fracturing, Vereisky horizon, field development, pressure, reserves, field, oil, reservoir, well, fracture.

Оценка эффективности применяемых решений

На текущий момент в ПАО «Татнефть» при разработке верейского горизонта применяются следующие типы заканчивания скважин:

1) наклонно-направленные скважины малого диаметра с ОПЗ;

2) наклонно-направленные скважины малого диаметра с КГРП;

3) варианты 1 и 2 с одновременной эксплуатацией нескольких объектов;

4) горизонтальные скважины с многостадийным КГРП.

Преимущественно предпочтение отдавалось варианту наклонно-направленных скважин с проведением ОПЗ и внедрением оборудования одновременно-раздельной добычи для совместной эксплуатации с продуктивными объектами нижнего и среднего карбона. К данному типу относится 77% новых скважин.

Рисунок 1. Оценка экономической эффективности по типам заканчивания

На рисунке 1 приведено сравнение экономических показателей в зависимости от типа заканчивания скважин. Наилучшим индекс доходности отмечается для наклонно-направленных скважин, введенных с ОПЗ. Горизонтальные скважины с многостадийным кислотным ГРП занимают промежуточное положение между вариантами с наклонно-направленными скважинами.

Однако необходимо отметить, что причиной высоких экономических показателей в скважинах, запущенных без проведения ГРП является ввод в эксплуатацию в среднем более 2-х объектов (рисунок 2), т.е. достижение планового дебита осуществляется за счет большего количества эксплуатационных объектов.

Рисунок 2. Среднее количество эксплуатируемых объектов

При этом выработка запасов горизонтальными скважинами с многостадийным ГРП нацелена только на один объект разработки – верейский, и экономические показатели эксплуатации в данном варианте сопоставимы с одновременной выработкой запасов нескольких объектов.

На текущий момент в ПАО «Татнефть» введено в эксплуатацию 11скважин с проведением многостадийного КГРП, с максимально на одной скважине выполнено 9 зон ГРП, наиболее часто на одной скважине проводилось 5 стадий ГРП. Результаты этих работ являются уникальными для ПАО «Татнефть» – начальный дебит нефти скважин верейского горизонта превысил 30т/сут. Геолого-технические параметры горизонтальных скважин и общая информация о процессах ГРП приведена в таблицах 1 и 2.

Таблица 1

Геолого-промысловые данные горизонтальных скважин с МГРП

Таблица 2

Средние технологические параметры МГРП

Оценка геометрии образования трещин КГРП позволяет сделать вывод о подключении всех продуктивных пластов, сопряженных с пластом, по которому проведен горизонтальный ствол.

Начальный период эксплуатации рассматриваемых горизонтальных скважин характеризуется интенсивными темпами падения добычи нефти (рисунок 3).

Рисунок 3. Динамика добычи нефти после проведения МКГРП

Однако, увеличение дебитов нефти за счет применения технологии кислотного ГРП на начальном этапе эксплуатации скважин позволяет снизить период окупаемости затрат.

Рассмотрение преимуществ и недостатков

С целью определения оптимальной системы разработки верейского горизонта рассмотрим положительные и отрицательные стороны горизонтальных и вертикальных скважин на основании накопленного опыта разработки с применением ГРП (таблица 4). Направление проводки горизонтального участка скважин принято перпендикулярно максимальным горизонтальным напряжениям для охвата большей части пласта.

Таблица 4

Преимущества и недостатки различных систем разработки

Единовременные затраты на строительство и многостадийный КГРП в горизонтальных скважинах более чем в 2-3 раза выше в сравнении с наклонно- направленными, и зависит от длины горизонтальной части ствола. С экономической точки зрения при бурении горизонтальных скважин происходит увеличение объемов бурения по каждой скважине за счет удлинения ствола, повышается расход материалов и инструмента, усложняется технология, требуются дополнительные затраты средств на отклонители, системы их ориентации, специальные забойные двигатели и др. К буровым растворам предъявляются более высокие требования, в результате чего их стоимость существенно возрастает. Значительно усложняются геофизические работы. Велика вероятность осложнений, особенно в горизонтальном стволе. В то время как строительство наклонно-направленных скважин несет меньше рисков, не требует применение новейших высокозатратных технологий.

При этом большая длина горизонтального ствола нивелирует риски латеральной неоднородности пласта и обеспечивает охват больших объемов запасов. В то время как при ухудшенных характеристиках пласта-коллектора, вскрытого наклонно-направленной скважиной, длина трещины ГРП может оказаться недостаточной для обеспечения гидродинамической связи с активными запасами. Для горизонтальных скважин даже выход из пласта не является критическим фактором для проведения КГРП, например, в скважине 91Г порт №2 инициирован из глин, однако, по данным маркерной диагностике профиля притока вклад данный зоны в общий дебит составляет 17% (рисунок 4).

Рисунок 4. Маркерная диагностика профиля притока скважины №91Г

В процессе первичного вскрытия пластов и горизонтов в прискважинной области активируются геомеханические процессы из-за изменения напряжено-деформированного состояния, что может отразиться в образовании техногенных трещин и в снижении упруго-прочностных характеристик в целом. В наклонно-направленных скважинах это является катализатором непредсказуемого роста высоты трещины и образования заколонных циркуляций, в том числе из водонасыщенных интервалов. В отношении данного фактора предпочтительней проведение ГРП в горизонтальных скважинах, где целостность экранирующих пород не нарушена в процессе бурения и создаются прогнозируемые условия развития трещины ГРП, а также обеспечивается оптимальная геометрия (увеличение длины трещины ГРП при меньшей высоте). В преобладающем большинстве горизонтальных скважин с многостадийным КГРП не отмечаются процессы обводнения скважин, в то время как случаи образования заколонных циркуляций в наклонно-направленных скважинах подтверждены инструментально.

Стоит также отметить, что немаловажным фактором, влияющим на возможность образования заколонных циркуляций в вертикальных скважинах и перетоков между портами в горизонтальных скважинах является качество крепления скважины. В перемычках верейского горизонта за счет вывала глин в процессе бурения образуются каверны, ухудшающие качество цементирования. В горизонтальных скважинах за счет гравитационных сил в верхней части заколонного пространства участками образуются сплошные каналы, которые не позволяют надежно разобщить порты ГРП. Для снижения рисков образования перетоков на сегодняшний день оптимальным интервалом между портами принято 70-80м. Кроме того отмечается тенденция снижения качества цементирования при увеличении длины горизонтальной части ствола более 300м. Для уменьшения этого негативного явления на скважине № 86Г в качестве экспериментальных работ были внедрены заколонные пакера, что позволило при длине горизонтального ствола более 600м провести 7 стадий КГРП, перетоки отмечались только на двух портах (рисунок 5). Также ведутся работы по подбору оптимальной марки цемента, добавок и присадок.

Рисунок 5. Профиль скважины №86Г

Вместе с тем, за счет снижения общего числа горизонтальных скважин по сравнению с вертикальными, затраты на их эксплуатацию, обустройство промыслов, т.е. общие расходы по разработке месторождений могут быть снижены в несколько раз. В результате удельные капитальные вложения на 1 т добываемой нефти снижаются. Бурение горизонтальных скважин имеет значительное преимущество и с экологической точки зрения. Это связано с тем, что сокращается общее количество скважин и сохраняется возможность бурения с кустовых площадок, в результате уменьшается:

• отчуждение земель;
• загрязнение поверхностных вод нефтепродуктами и химреагентами;
• объем сооружаемых инженерных коммуникаций (дороги, ЛЭП, водо‑ и нефтепроводы);
• поступление в водоносные и продуктивные горизонты различных примесей;
• объем отходов.

Преимуществом наклонно-направленных скважин является использование в период эксплуатации более простых типов технологий и оборудования добычи. Трудоемкость капитального ремонта горизонтальных скважин в несколько раз выше.

Потенциал повторного КГРП на горизонтальных скважинах выше чем в вертикальных в виду большего интервала вскрытия пласта и существует возможность проведения повторного КГРП на другом участке ствола. Согласно прогноза падения добычи целесообразным проведение повторного ГРП представляется через 2-3 года - при снижении продуктивности и достижении дебита нефти 2-3т/сут (средний дебит скважин без ГРП).

Основным преимуществом вертикальных скважин является возможность организации одновременной эксплуатация верейского горизонта с КГРП совместно с другими объектами, что позволяет дополнительно сократить сроки окупаемости и увеличить ЧДД. Наличие запасов в нижележащих горизонтах является весомым фактором при выборе типа системы разработки, при организации которой необходимо учитывать риски потери запасов башкирского яруса, так как их добыча собственной сеткой является нерентабельной. Горизонтальные скважины ведут разработку только верейского горизонта, и при отсутствии запасов в вышезалегающих отложениях каширско-подольского комплекса внедрение ОРД невозможно. Однако, запасы башкирского яруса, залегающие непосредственно под горизонтальными скважинами верейского горизонта в некоторых случаях можно подключить в разработку. Для этого предлагается проведение опытно-промышленных работ по повторному многостадийному КГРП с развитием нижнего крыла трещины ГРП до пласта С2баш2 при условии наличия достаточной толщины нефтенасыщенной части (в купольных частях залежей). Повторный КГРП предлагается проводить в ранее перфорированных интервалах для исключения риска образования заколонной циркуляции. Увеличение высоты трещины ГРП помимо подключения запасов башкирского яруса позволит увеличить длину трещины ГРП в верейском горизонте, а, следовательно и повысит охват в верейском горизонте (рисунок 3.1.6).

Рисунок 6. Сравнение текущей и предлагаемой геометрии трещины ГРП

Схожую технологию интенсификации верей-башкирского комплекса применяют в ОАО «Удмуртнефть» НК Роснефть». Пласты верейского горизонта и верхней пачки башкирского яруса имеют сходные геологические условия залегания нефти и идентичные фильтрационно-емкостные характеристики На Гремихинском месторождении, исходя из опыта проведения ГТМ и эксплуатации объектов, верхнюю пачку коллекторов башкира принято решение обрабатывать совместно с верейским горизонтом (рисунок 7).

Рисунок 7. Совместный ГРП верей-башкирских отложений

Алгоритм выбора оптимальной системы разработки

С целью консолидации ранее рассмотренных аспектов разработки верейского горизонта с учетом особенностей текущего состояния выработки запасов и планирования оптимальных геолого-технических мероприятий был разработан алгоритм выбора оптимальной системы разработки (рисунок 8).

Рисунок 8. Алгоритм выбора оптимальной системы разработки

В первую очередь по рассматриваемому месторождению необходимо определить насколько активно введены запасы в разработку. Если в большей мере система разработки уже построена на системе наклонно-направленных скважин, то ввод остаточных запасов целесообразней осуществлять используя технологии ОРЭ с проведением ГРП на добывающих скважинах и ОПЗ на нагнетательных. Особое внимание следует уделять выбору скважин-кандидатов для перевода под закачку с учетом направления естественной трещиноватости и горизонтальных напряжений.

В случае низкой доли вовлечения верейского горизонта в разработку методы ввода запасов зависят от объемов и распределения остаточных запасов нижнего карбона отложений. Если запасы С1 приурочены к одному продуктивному объекту, то оптимальным является ввод скважин с применением технологии ОРЭ. В то время как наличие запасов в нескольких продуктивных горизонтах С1, значительно отличающихся по фильтрационно-емкостным свойствам и выделенных в раздельные объекты разработки, требует строительства собственной сетки скважин для отложений среднего карбона.

Собственная сетка скважин для среднего карбона нацелена в первую очередь на извлечение запасов верей-башкирского комплекса. Поэтому выбор оптимальной системы разработки невозможен без учета геолого-физических особенностей башкирского яруса. В случае вязкости нефти башкирского яруса более 200мПа*с в связи с льготными условиями налогооблажения требуется раздельный учет добываемой продукции, что возможно только с применением системы разработки с наклонно-направленными скважинами и внедрением установок ОРЭ. Закачку К тому же, по причине значительного различия в реологических свойствах флюидов совместная эксплуатация двух объектов не позволит достичь равномерной выработки запасов.

Если вязкость нефти башкирского яруса менее 200мПа*с выбор типа системы разработки будет зависеть от размеров структурных элементов. Небольшие поднятия целесообразнее разрабатывать наклонно-направленными скважинами, горизонтальные скважины необходимо закладывать в случае достаточных размеров поднятий (с учетом длины ствола, и охватываемой трещинами ГРП области фильтрации не менее 600м). В таком варианте получится создать более идеальную геометрию трещины ГРП, и проведение повторного разрыва позволит вовлечь запасы башкирского яруса.

При отсутствии промышленных запасов нефти в башкирском ярусе разработка верейского горизонта также предпочтительна с использованием горизонтальных скважин.

Список литературы:

1. Гуськова, И.А.  Методические указания к проведению учебной практики и защите итогового отчета [Текст] / И.А. Гуськова., Е.Ф. Захарова. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2016 г.-32 с.
2. Лутфуллин, А.А. Методические рекомендации по выполнению магистерской диссертации [Текст] / А.А. Лутфуллин, К.Ф. Ульшина, А.В. Максютин. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2019 г.-40 с.
3. Муслимов, Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие / Р.Х. Муслимов. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.
4. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов. - М.: Недра, 1998. – 334 с.
5. Ибатуллин, Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных месторождений /Р.Р. Ибатуллин. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. – 304 с.
6. Ибатуллин, Р.Р. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений / Р.Р. Ибатуллин. - М.: Недра, 2004.
7. Муслимов, Р. Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений Т.1. / Р.Х Муслимов. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ 2007. – 316 с.
8. Муслимов, Р.Х Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений Т.2. / Р.Х Муслимов. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ 2007. – 524 с.
9. Хисамов, Р.С. Минерально-сырьевая база РТ / Р.С.Хисамов. - Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ 2006 – 320 с.
10. Мусин, М.М. Разработка нефтяных месторождений. Часть 2: учебное пособие для студентов, обучающихся по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений / М.М. Мусин. – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2007. – 140 с.
11. Черепанов, С.С. Возможности учета трещиноватости коллекторов при геолого-гидродинамическом моделировании разработки залежей с заводнением пластов / С.С. Черепанов, Г.Н. Чумаков, С.В. Галкин // Нефтепромысловое дело. - 2016. - № 8. - С. 5-8.
12. Голф-Рахт, Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов / Т.Д. Голф-Рахт – М: Недра, 1986.  - 608 с.
13. Конопелько А. Микросейсмический мониторинг многостадийного гидроразрыва пласта в условиях сложнопостроенных коллекторов Волго-Уральского региона России [Текст]/ Суковатый В.// Статья SPE- 176710-RU. 2016. -с.1-3
14. Остапчук М.А. Синергия геологии и технологии как ключ к успешному ГРП в нефтематеринских породах [Текст]/ Кузнецов В.А, Антоненко А.А, Конченко А.С, Верещагин С.А, Терлеева Е.В, Демин В.Ю// Статья SPE-182078-RU. 2016. –с.1-12.
15. Павлов В, Корельский Е. Создание 4D геомеханической модели для определения влияния разработки месторождения на геометрию трещины ГРП [Текст]/ Бутула К, Клюбин А, Максимов Д, Зиновьев А, Задворнов Д, Грачев О// Статья SPE-182020-RU.2016. –с.1-16.
16. Анохина Е.В, Жегалина Л.Ф. Возможности технологии микросейсмического мониторинга для контроля и оптимизации освоения залежей УВ на примере Восточного Казахстана [Текст]/ Ерохин Г.Н, Демидова Е.В, Строков В.И, Козлов М.В.// Статья SPE-187788-RU.2017. –с.1-30.
17. Гришина Е. Комплексные гидродинамические и геофизические исследования горизонтальной скважины с МГРП с целью оценки индивидуальных параметров трещин и их доли в притоке [Текст]// Статья SPE-1911563-18RPTC-RU.2018. –с.1-17.
18. Рязанов А. Комплексный анализ и оптимизация системы разработки низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири на примере месторождения им. В.Н. Виноградова [Текст]/ Петрашов О, Корнилов А// Статья SPE-182142-RU.2016. –с.1-16.
19. Осипенко А.С. Комплексный подход по определению рентабельных трудноизвлекаемых запасов нефтяных оторочек в условиях многопластового залегания [Текст]/ Коваленко И.В, Елизаров О.И, Третьяков С.В, Карачев А.А, Ниткалиев И.М// Статья SPE-181910-RU.2016. –с.1-20.
20. Бутула К.К. Проблемы разработки месторождений и новая схема разработки с применением горизонтальных скважин, законченных МГРП, средне-проницаемых нефтяных коллекторов, разрабатываемых заводнением [Текст]/ Верещагин С, Малышев В, Сташевский В// Статья SPE-181983-RU. 2016. –с.1-19.
21. Петрик А. Обеспечение целостности геологических покрышек: применение передовых методов анализа падения давления в смарт-скважинах с распределенными температурными датчиками на шельфе Сахалина [Текст]/ Пол ван ден Хук// Статья SPE-181985-RU.2016. –с.1-8.
22. Морозовский Н. Контроль разработки рядной системы горизонтальных скважин с МГРП [Текст] /Гришина Е, Рыбаков Р, Феоктистов Р// Статья SPE-181993-RU.2016. –с.1-21.
23. Стефанов Ю.П. Численное моделирование роста трещины гидроразрыва в слоистой упругопластичной среде [Текст]/ Бек Д.Д, Ахтямова А.И, Мясников А.В// Статья SPE-182021-RU.2016. –с.1-28.
24. Мясников А.В. Обобщение геомеханической модели для трещиноватых резервуаров [Текст]/ Вершанин А.В// Статья SPE-182033-RU.2016. –с.1-40.
25. Белоногов Е.В. Определение критериев выбора оптимального способа разработки в низкопроницаемых коллекторах [Текст]/ Пустовских А.А, Самоловов Д.А, Ситников А.Н// Статья SPE-182041-RU.2016. –с.1-11.
26. Мисолина Н.А. Геологические предпосылки выбора и применения методов воздействия на карбонатные коллекторы восточного борта Мелекесской впадины [Текст]/ Мисолина Н.А., Насибуллин И.М. //Нефтегазовые технологии №9 .2010. –с.5-8.
27. Байков В.А. Выбор оптимальной системы разработки для месторождений с низкопроницаемыми коллекторами [Текст]/ Байков В.А., Жданов Р.М., Муллагалиев Т.И., Усманов Т.С. // Нефтегазовое дело №1 .2011. –с.2-5.
28. Козлова И.А. Обоснование усовершенствования реализуемой системы разработки посредством применения метода гидравлического разрыва пласта на отдельных опытных участках разработки (на примере пласта бс4–5 приразломного месторождения) [Текст]/ Козлова И.А., Мальцева И.О. // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело №8 .2013. –с.62-70.
29. Ларочкина, И.А. Методическое пособие Нефтегазоносные комплексы: коллекторы и флюидоупоры как критерии прогнозирования нефтегазоносности недр на территории Татарстана по курсу «Региональная геофизика» [Текст]/ И.А. Ларочкина. – Казань: КГУ, 2009. - 22с.
30. Индрупский, И.М. Отчет по теме: обоснование механизма геомеханического воздействия на карбонатные пласты (башкирский и турнейский ярус) [Текст] / И.М. Индрупский, Э.С. Закиров, Д.П. Аникеев. – Альметьевск: АГНИ, 2019. - 91с.
31. Плигин, Н.А. Комплексный подход к разработке слабопроницаемых карбонатных коллекторов в условиях многопластовых залежей на примере Гремихинского нефтяного месторождения ОАО «Удмуртнефть» [Текст] / Плигин Н.А, Склямин Р.В. – Ижевск: НК «Роснефть», 2018. – 12с.
32. Гасеми, М.Ф. Влияние микроструктуры карбонатных пород на их физико-механические свойства [Текст] / Гасеми М.Ф. – М.: ИФЗ РАН. 2018. 194 с.
33. Галеев, Р.Р. Повышение выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья [Текст] / Галеев Р.Р. – М.: КУБКа, 2007. – 352 с.
34. Александров, А.А. Петрофизическая основа и оценка влияния глинистых пород, пластов и экранов на показатели разработки залежей [Текст] / Александров А.А., Габдраупов О.Д., Девяткова С.Г., Сонич В.П.  Нефтяное хозяйство, №2, 2016, с. 38-43
35. Бородич, И.В. Оценка перспектив применения технологии
    
    многостадийного ГРП и выбор оптимального типа заканчивания проектной скважины. [Текст] / Бородич И.В., Ткачев Д.Г.  ЭКСПОЗИЦИЯ НЕФТЬ ГАЗ, №1 , 2016, с. 44-46.
36. Галеев, Р.Р. Выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых пластов с применением горизонтальных скважин с множественными трещинами гидроразрыва. [Текст] // Галеев Р.Р., Колонских А.М., Хабибуллин Г.И., Мусабиров Т.Р., Судеев И.В. / Нефтяное хозяйство. №10, 2013, с.62-65.
37. Казбулатов, И.Г. Многостадийный гидроразрыв пласта в горизонтальных скважинах в комплексе с микросейсмическим мониторингом и кросс-дипольным акустическим каротажем. [Текст] // Казбулатов И.Г., Рубцова А.В., Юнусов Р.Р., Волянская В.В. Нефтяное хозяйство, №9, 2014 с. 93-95.
38. Каневская, Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта [Текст] / Каневская Р.Д. – М.: OOO «НедраБизнесцентр», 1999. – 212 с.
39. Кривова, Н.Р. Повышение эффективности разработки низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири системой горизонтальных скважин. [Текст] // Кривова Н.Р., Решетникова Д.С., Федорова К.В., С.В. Колесник. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 9, 2013. с. 52-57.
40. Лубнин, А.А., Инженерный подход к решению задач заводнения. // Лубнин А.А., Юдин Е.В., Щутский Г.А. [Текст] / Научно-технический вестник ОАО «НК РОСНЕФТЬ», 2013, с.14-18.(ОЗ)
41. Хасанов, М.М. Выбор оптимальных параметров системы разработки нефтяного месторождения. [Текст] // Хасанов М.М., Ушмаев О.С., Нехаев С.А., Карамутдинова Д.М. Нефтяное хозяйство, № 12, 2012 с. 26-31.
42. Шупик, Н.В. Повышение эффективности поддержания пластового давления на основе опережающего заводнения / Индрупский И.М., Шупик Н.В., Закиров С.Н. [Текст] // Технологии нефти и газа. – 2013. – №3. – С. 49-55.
43. Руководящий документ. Инструкция по проведению гидравлическогоразрыва пласта в ПАО «Татнефть». – 2015
44. Хусаинов Р.Ф. Управление геометрическими параметрами трещин ГРП в условиях многопластового Ромашкинского месторождения [Текст]/ Р.Ф. Хусаинов, Б.Г. Ганиев, А.А. Лутфуллин, Р.М. Гарифуллин // Общество инженеров нефтегазовой промышленности. -2016.-№182128.
45. Салимов О.В. Гидравлический разрыв карбонатных пластов нефтяных месторождений Татарстана [Текст]/ О.В. Салимов.-Бугульма: Татарский научно- исследовательский и проектный институт нефти, 2017.-356с.
46. Главнов, Н.Г. Оценка влияния пластового давления на давление смыкания трещины [Текст] / Н.Г. Главнов, Б.Б. Квеско // Казанская наука. – 2010. – №9. – с. 1004-1007.
47. Экономидес, М. Унифицированный дизайн гидроразрыва пласта [Текст] / М. Экономидес, Р. Олайни, П. Валько. - Орса пресс, 2002. - 192 с.
48. Желтов, Ю.П. Гидравлический разрыв пласта [Текст] / Ю.П. Желтов.– М.: Гостоптехиздат, 1957. — 98 с.
49. Юсифов, Т.Ю. Гидроразрыв нефтяных пластов с низким давлением (на примере месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз» [Текст] / Т.Ю. Юсифов // Нефтегазовое дело. – 2012. – №3. – с. 179-184.
50. Ашрапов, Т.Р. Технология многостадийного гидравлического разрыва пласта [Текст] / Т.Р. Ашрапов// Академический журнал Западной Сибири. –2016. – №5. – с. 6-8.
51. Салимов, В.Г. Влияние вязкости пластового флюида на результаты ГРП [Текст] / В.Г. Салимов // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 9. – С. 32-35.
52. Пичугин, О.Н Прогнозирование эффективности гидроразрыва пласта на основе проблемно-ориентированного подхода [Текст] / О.Н. Пичугин // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 5. – С. 88-91.
53. 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. -Том 23. -С. 73-153
54. Гуторов, Ю.А. Основы технологии гидроразрыва пласта в нефтяных и газовых скважинах. / Гуторов Ю.А., Шакурова А.Ф.  – Уфа: УГНТУ, 2009. – 199 с.
55. Джоэль Г. Микросейсмический мониторинг развития трещин ГРП для оптимизации мероприятий по повышению нефтеотдачи месторождений // Джоэль Г. , ЛеКливеи «Нефтеотдача» 2005, №4. – 7 c.
56. Hubbert M. K., Willis D.G. Mechanics of Hydraulic Fracturing // Trans. AIME, 1957, Vol. 210, pp. 153-168.
57. Zoback M. D., Haimson B. C. Status of the Hydraulic Fracturing Method for In-situ Stress Measurements // Workshop on Hydraulic Fracturing Sress Measurements hosted by the University of Wisconsin, December 1981, Monterey, California, USA.
58. Zoback M. D., Rummel F., Jung R., Raleigh C. B. Laboratory hydraulic fracturing experiments in intact and pre-fractured rock // International Journal of Rock Mechanics and Mining Sciences & Geomechanics Abstracts, 1977, vol. 14(2), pp.49-58.
59. Каневская, Р.Д. О комплексном подходе к проектированию разработки месторождений с применением гидравлического разрыва пласта // Каневская, Р.Д., -  Нефтегазовая вертикаль. 2001. № 13.
60. Ибрагимов, Н.Г. Геомеханические условия эффективного применения кислотного гидроразрыва пластов [Текст] / Н.Г. Ибрагимов // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 7. – С. 32-36.
61. Гумаров, Н.Ф. О текущих результатах и перспективах применения ГРП на добывающем фонде скважин НГДУ «Альметьевнефть» [Текст] / Н.Ф. Гумаров.
62. Леванова, Е.В. Применение метода ГРП для повышения выработки запасов нефти на объектах Ромашкинского месторождения [Текст] / Е.В. Леванова // Газовая промышленность. – 2014. – Спец. вып. 708 : Эксплуатация месторождений углеводородов на поздней стадии разработки. – С. 86-89.
63. Красников, С. Эффективный гидроразрыв пласта [Текст] / С. Красников // Нефтяник «Альметьевнефти». – 2012. – № 10. – С. 4-5.
64. Леванова, Е.В. Анализ влияния технологических показателей разработки на эффективность применения ГРП [Текст] / Е.В. Леванова // Материалы научной сессии ученых, 26-27 апреля 2012 г. / АГНИ. – Альметьевск, 2012. – С. 111-114
65. Леванова, Е.В. Анализ влияния технологических показателей разработки на эффективность применения ГРП [Текст] / Е.В. Леванова // Материалы научной сессии ученых, 26-27 апреля 2012 г. / АГНИ. – Альметьевск, 2012. – С. 111-114
66. Данные с программы КИС Армитс
67. Данные с программы Татнефтедобыча
68. Результаты геофизических исследований