С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” УДК 622.276.66.004.58
Р.Д. Каневская, И.Р. Дияшев, Ю.В. Некипелов (ОАО “Сибнефть”, НИиПП “ИНПЕТРО”)
© Р.Д. Каневская, И.Р. Дияшев, Ю.В. Некипелов, 2002
Применение гидравлического разрыва пласта для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи
R.D. Kanevskaya, I.R. Diyashev, Yu.K. Nekipelov (OAO “Sibneft”, Scientific-Research and Industrial Enterprise “INPETRO”)
идравлический разрыв пласта (ГРП) является одним из наиболее эффективных средств повышения дебитов скважин, поскольку не только интенсифицирует выработку запасов, находящихся в зоне дренирования скважины, но и при определенных условиях существенно расширяет эту зону, приобщив к выработке слабодренируемые зоны и прослои, и, следовательно, позволяет достичь более высокой конечной нефтеотдачи. В связи с этим операции ГРП можно классифицировать по целям и области применения следующим образом: - интенсификация добычи из скважин, в первую очередь с загрязненной призабойной зоной, увеличением эффективного радиуса за счет создания высокопроводящих трещин ограниченной длины в средне- и высокопроницаемых пластах, а также в низкопроницаемых достаточно однородных коллекторах; - обеспечение гидродинамической связи скважины с системой естественных трещин пласта и расширение зоны дренирования; - ввод в разработку низкопроницаемых залежей с потенциальным дебитом скважин в 2 - 3 раза ниже уровня рентабельной добычи и перевод забалансовых запасов в промышленные; - разработка сложных расчлененных и неоднородных пластов, характеризующихся высокой степенью прерывистости, на основе комплексной оптимизации системы разработки с целью обеспечения гидродинамического взаимодействия пласта и системы скважин с трещинами гидрораз-
Г
96
Application of hydraulic fracturing for oil production stimulation and oil recovery increase Proposed is classification of hydraulic fracturing operations according to targets and areas of application. Presented are new hydraulic fracturing technologies. Reviewed is hydraulic fracturing application in horizontal wells. Presented are its results for the wells of OAO “SibneftNoyabrskneftegaz” fields. Noted, that currently hydraulic fracturing is the most efficient method of oil flow stimulation and oil recovery increase.
рыва для увеличения темпа отбора извлекаемых запасов, повышения нефтеотдачи за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых зон и прослоев и увеличения охвата пласта воздействием. Новые технологии ГРП. Существенное расширение области применения гидравлического разрыва и рост числа операций в течение последнего десятилетия связаны с интенсивным развитием технологий проведения обработок. К новым эффективным методам следует отнести технологию осаждения проппанта на конце трещины или концевое экранирование трещины (TSO), которая позволяет целенаправленно увеличить ее ширину, остановив рост в длину, и тем самым существенно увеличить проводимость (произведение проницаемости и ширины) [1-3]. Для снижения риска попадания трещины в водо- или газоносные горизонты, а также для интенсификации выработки запасов низкопроницаемых слоев применяется технология селективного гидроразрыва. Постоянно создаются новые материалы для ГРП. С целью предотвращения выноса проппанта из трещины создана технология PropNET, предусматривающая закачку в пласт одновременно с проппантом специального гибкого стекловолокна, которое, заполняя промежутки между частицами проппанта, обеспечивает максимальную устойчивость проппантной пачки. Для снижения степени остаточного загрязнения трещины разработаны низкополимерные жидкости разрыва LowGuar и система добавок к деструктору CleanFLOW. Применяется незагрязняющая пласт жид-
кость ClearFrac, которая не требует деструктора. Совершенствуется информационная база проведения ГРП. Основными источниками информации являются геологические, геофизические и петрофизические исследования, лабораторный анализ керна, промысловый эксперимент, состоящий в проведении микро- и минигидроразрывов [1,4] перед основным ГРП. Таким образом определяется распределение напряжений в пласте, изучаются механические свойства пород, определяется эффективное давление разрыва и давление смыкания трещины, выбирается модель развития трещины, рассчитываются ее геометрические размеры. Специальные приборы позволяют определить высоту и азимут трещины. С использованием специальных программ с учетом цели ГРП осуществляется “дизайн” трещины. Применение новой технологии позволяет подобрать жидкость разрыва и проппант, максимально соответствующие конкретным условиям, и проконтролировать раскрытие и распространение трещины, транспорт проппанта во взвешенном состоянии вдоль всей трещины, успешное завершение операции. В последние годы разрабатывается технология комплексного подхода к проектированию ГРП как элемента системы разработки. Такой подход основан на учете многих факторов, в том числе проводимости и энергетического потенциала пласта, системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, механики трещины, характеристик жидкости разрыва и
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” проппанта, технологических и экономических ограничений [4,5]. Расширение области применения ГРП. В связи с появлением новых технологий практически нет ограничений по проницаемости на применение ГРП, в то время как в соответствии с традиционными представлениями гидроразрыв применялся только в низкопроницаемых пластах. Так, ГРП может применяться в нефтяных пластах низкой проницаемости k<0,005 мкм2, средней 0,005<k>0,05 мкм2 и высокой k>0,05 мкм2; в газовых пластах соответственно k<0,0005 мкм2, 0,0005<k>0,005 мкм2 и k>0,005 мкм2 с выбором соответствующей технологии. В средне- и высокопроницаемых пластах эффективны короткие и широкие высокопроводящие трещины, в низкопроницаемых - трещины большой длины и меньшей проводимости. Увеличение дебитов скважин после ГРП определяется соотношением проводимостей пласта и трещины, а также размерами трещины, причем коэффициент продуктивности скважины не возрастает неограниченно с ростом длины трещины, существует предельная длина, превышение которой практически не увеличивает дебит жидкости. С учетом увеличения зон влияния скважин в результате создания трещин гидроразрыва при проектировании разработки с применением ГРП можно планировать более редкую сетку скважин. Основные ограничения на применение ГРП относятся к проведению операций в водонефтяных и газонефтяных зонах, в которых возможны ускоренное конусообразование и резкий прорыв воды и газа в скважины, а также в истощенных пластах с низкими остаточными запасами и нефтенасыщенных линзах очень малого объема, так как это не обеспечит окупаемости ГРП. ГРП имеет множество технологических решений, обусловленных особенностями конкретного объекта обработки и достигаемой целью. Технологии гидроразрыва различаются прежде всего объемами закачки технологических жидкостей и проппантов, а также размерами создаваемых трещин [5, 6]. Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективный метод снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При этом достаточно создать трещины длиной 10 - 20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В таких условиях дебит скважин увеличивается обычно в 2 - 3 раза. Гидроразрыв средне- и высокопроницаемых пластов - один из наиболее быстро
развивающихся методов интенсификации пласта воздействием, способствует вовледобычи нефти. В высокопроницаемых чению в разработку дополнительных запапластах основным фактором увеличения сов нефти и повышает нефтеотдачу. При дебита скважины вследствие ГРП является этом возможно снижение текущей обводширина трещины, в низкопроницаемых ненности добываемой продукции. Оптипластах - ее длина. Для создания коротких мальная длина закрепленной трещины, широких трещин используется техноло- превышение которой практически не увегия TSO, которая позволяет снизить объем личивает дебит жидкости, при проницаежидкости гидроразрыва до 1 - 5 м3, одно- мости пласта 0,01 – 0,05 мкм2 обычно современно увеличив массу проппанта до ставляет 40 - 60 м, объем закачки составля20 т и более. Осаждение проппанта на ет десятки - сотни кубических метров жидконце трещины препятствует увеличению кости и десятки тонн проппанта. При проее длины. В результате дальнейшей закач- ницаемости пласта около 0,001 мкм2 опки содержащей проппант жидкости шири- тимальная длина трещины равна 100 на трещины возрастает до 25 мм (при 200 м, объем закачки - сотни кубических обычном ГРП она составляет 2 - 4 мм) и метров жидкости и 100 - 200 т проппанта эффективная проводимость трещины по- (рис. 1). вышается до 500 – 3000 мкм2⋅мм [3]. Эта же Для вовлечения в промышленную разратехнология используется для предупреж- ботку газовых коллекторов сверхнизкой дения распространения трещины к водо- проницаемости (менее 10-4 мкм2) в США, нефтяному контакту. Технология TSO ус- Канаде и некоторых странах Западной Евпешно применяется на месторождениях ропы успешно применяют технологию России, Северного моря, США, Канады, массированного ГРП. При этом образуБразилии, Венесуэлы, Мексиканского за- ются трещины протяженностью около лива, Индонезии, Вьетнама, Саудовской 1000 м с закачкой от сотен до тысяч кубиАравии. Создание коротких широких тре- ческих метров жидкости и от сотен до тыщин в скважинах, вскрывающих средне- и сяч тонн проппанта. В большинстве случавысокопроницаемые пласты, дает хоро- ев операции оказались успешными, и дешие результаты при значительном ухуд- бит увеличился в 3 - 10 раз [9]. Получила шении коллекторских свойств в приза- распространение технология последовабойной зоне как средство увеличения эф- тельной закачки в трещину проппантов, фективного радиуса скважины. Оно эффе- различающихся по фракционному составу ктивно в многопластовых песчаных кол- и другим свойствам [9]. лекторах, где вертикальная трещина обесГРП и горизонтальные скважины. печивает непрерывную связь тонких пес- По характеру расширения зоны дренирочаных прослоев с зоной перфорации; в вания скважины глубокопроникающий и коллекторах с миграцией мельчайших ча- массированный гидроразрыв можно стиц, в которых в результате снижения сравнить только с горизонтальными и поскорости течения вблизи ствола скважины логонаправленными скважинами [1, 10]. предотвращается вынос песка; в газовых Основные отличительные особенности пластах для снижения негативных эффектов, связанных с турбулизацией потока вблизи скважины [2, 3, 7]. Технология импульсного гидроразрыва позволяет создавать в скважине несколько радиально расходящихся от ствола трещин, что может эффективно использоваться для преодоления скинэффекта, особенно в средне- и высокопроницаемых пластах [8]. Проведение глубоко- Рис.1. Зависимость кратности увеличения дебита от полудлины трепроникающего гидро- щины и ее проводимости kfw для разной проницаемости пласта k: разрыва с образованием 1 - k = 0,002 мкм2, kfw = 2 мкм2⋅м; 2 - k = 0,002 мкм2, kfw = 1 мкм2⋅м; 2 2 2 2 протяженных трещин 3 - k = 0,005 мкм , kfw = 2 мкм ⋅м; 4 -2 k = 0,002 мкм 2, kfw = 0,6 мкм ⋅м; 5, 6, 7 – соответственно k = 0,002 мкм , kfw = 0,4 мкм ⋅м; k = 0,005 мкм2, увеличивает не только k w = 1 мкм2⋅м; k = 0,01 мкм2, k w = 2 мкм2⋅м; 8 - k = 0,01 мкм2, проницаемость приза- kfw = 1 мкм2⋅м; 9 - k = 0,01 мкм2, kf w = 0,6 мкм2⋅м; 10 - k = 0,01 мкм2, f f бойной зоны, но и охват kfw = 0,4 мкм2⋅м
97
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” Таблица 1
Примечание. Qг, Qв – дебит соответственно горизонтальной и вертикальной (в соответствующих условиях при нулевом скин-эффекте) скважины; QГРП – дебит скважины после ГРП.
каждой из этих технологий определяют их возможности по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи. Если направление трещины ГРП предопределено распределением тектонических напряжений в пласте, то направление горизонтального ствола можно выбирать в соответствии с распределением запасов. Высокопроводящая трещина ГРП представляет собой поверхность, пересекающую пласт, к которой направлен поток флюида. Горизонтальная скважина является линейным стоком, и, следовательно, в ее окрестности возникают гораздо более высокие фильтрационные сопротивления. Ситуация усугубляется в анизотропных пластах, в которых вертикальная проницаемость существенно ниже горизонтальной. При этом в отличие от ГРП эффект от бурения горизонтального ствола значительно уменьшается. Для сравнения приведем некоторые оценки. Рассмотрим однородный пласт постоянной толщины, равной 15 м, с эллиптическим контуром питания, эквивалентный радиус которого составляет 600 м. Предположим, что в центре его находится горизонтальная скважина длиной L либо вертикальная скважина, пересеченная вертикальной трещиной ГРП полудлиной l и проводимостью kfw. Сравним горизонтальные скважины и трещины ГРП одинаковой длины L=2l, равной 200 и 400 м, а также горизонтальную скважину длиной L=500 м в изотропном и анизотропном пластах при соотношении проницаемостей в горизонтальном и вертикальном направлениях kh/kv, равном 1 и 10; kh равна 0,001 и 0,01 мкм2. В табл. 1 показаны безразмерные дебиты скважин с ГРП QГРП/Qв и горизонтальных скважин Qгор/Qв. Расчеты свидетельствуют об увеличении относительной эффективности ГРП в анизотропных и низкопроницаемых пластах. Существенные преимущества по сравнению с ГРП горизонтальные скважины имеют в водо- и газонефтяных зонах, где эффективно используются для снижения конусообразования. С помощью горизонтального ствола сложной траектории
98
можно осуществлять выработку отдельных нефтяных линз малого объема, самостоятельная разработка каждой из которых экономически неэффективна. В остальных случаях возможно применение каждой технологии, но окончательный выбор конкретной технологии должен осуществляться на основе технико-экономического анализа с учетом стоимости операции. Обычно операция ГРП в 5 10 раз дешевле бурения вертикальной скважины, тогда как бурение горизонтального ствола в 1,5 - 3 раза дороже ГРП. Развиваются технологии проведения ГРП в горизонтальных скважинах [1, 4]. При этом удается существенно увеличить зону дренирования скважины, однако изза высокой стоимости такие работы проводятся в основном на морских месторождениях. Ориентация трещины по отношению к оси скважины определяется направлением горизонтального ствола по отношению к азимуту минимального главного напряжения в пласте (рис. 2). Если горизонтальный ствол параллелен направлению минимального главного напряжения, то при гидроразрыве образуются поперечные трещины. Разработаны технологии создания нескольких трещин в одной горизонтальной скважине. При этом число трещин определяется с учетом технологических и экономических ограничений и обычно составляет 3 - 4 [11]. Гидроразрывы в нефтяных и газовых горизонтальных скважинах проводились на месторождениях Северного моря. Крупнейший проект реализован на газовом месторождении Золинген (Германия), характеризующемся сверхнизкой проницаемостью коллекторов (10-6 - 10-4 мкм2), средней пористостью 0,1 - 0,12 и средней толщиной пласта около 100 м. В горизонтальном стволе
Рис.2. Схема горизонтальной скважина, пересеченной поперечными (а) и продольной (б) трещинами ГРП
длиной 600 м созданы четыре поперечные трещины, полудлина каждой составляет около 100 м. Максимальный дебит скважины составил 700 тыс. м3/сут, затем снизился и стабилизировался на уровне 500 тыс. м3/сут. Если горизонтальный участок скважины параллелен направлению максимального горизонтального напряжения, то трещина гидроразрыва будет продольной по отношению к оси скважины. Такая продольная трещина не может обеспечить значительного увеличения дебита горизонтальной скважины, но скважина, пересеченная продольной трещиной, может рассматриваться как трещина очень высокой проводимости. С учетом того, что рост проводимости является определяющим фактором увеличения дебитов скважин вследствие ГРП в средне- и высокопроницаемых пластах, при разработке таких пластов возможно использовать гидроразрыв в горизонтальных скважинах с образованием продольных трещин [11]. Опытные работы по определению эффективности продольных трещин, проведенные на месторождении Купарук Ривер (Аляска) в четырех горизонтальных скважинах, показали, что продуктивность в среднем увеличилась на 71%, а затраты - на 37%. Во всех скважинах выбор между проектированием вертикальных скважин с ГРП, горизонтальных скважин или горизонтальных скважин с ГРП осуществляется на основе оценки экономической эффективности конкретной технологии. Значимость технологии ГРП для месторождений Америки и Западной Европы подтверждается тем, что добыча 1/3 запасов углеводородов здесь возможна и экономически оправдана только с проведением гидроразрыва пласта. В настоящее время ГРП осуществляется в более 40 % нефтяных и более 70% газовых скважин [1, 2]. Опыт применения ГРП в Западной Сибири на примере месторождений ОАО “Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз”. В отечественной нефтедобыче современные технологии ГРП начали применять с начала 90-х годов. Для некоторых объектов Западной Сибири ГРП стал неотъемлемой частью разработки и проводится в 50 80% фонда добывающих скважин. В результате ГРП по многим объектам были достигнуты рентабельные дебиты нефти. Возможности этой технологии для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи были проанализированы на примере месторождений ОАО “СибнефтьНоябрьсканефтегаз”. Здесь опытно-промышленные работы по проведению ГРП начаты в 1993 г. Число выполненных операций постоянно возрастало и к 2001 г.
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” Таблица 2
принятой системы разраРис.3. Число ГРП и добыча нефти из скважин после проведения ГРП ботки, что позволяет достигнуть максимальной (без переходящего эффекта) эффективности обрабодостигло 352, абсолютная добыча нефти ток. Средний дебит нефти по новым скваиз обработанных скважин составила жинам после ГРП составил в 2001 г. 1,6 млн. т при общей годовой добыче 62 т/сут. Наиболее значительные результаты от 21 млн. т. Всего за рассматриваемый период проведено 1515 ГРП (рис.3), средний применения ГРП получены на ачимовском дебит нефти скважин после ГРП увеличил- пласте Ярайнерского месторождения. По ся от 16 т/сут в 1993 г. до 38 т/сут в 2001 г. структуре это клиноформенное куполоНа начальном этапе широко применялась видное образование, содержащее газовую традиционная технология проведения шапку и нефтяную оторочку, подстилаеГРП, что выражалось большим объемом мую водой. Ачимовский пласт является жидкости гидроразрыва и умеренным ко- нижнемеловым, представлен переслаиваличеством проппанта (примерно 10 т). нием песчанников, алевролитов, аргилиГидроразрыв выполнялся, как правило, в тов и глинистых прослоев; характеризуетмалодебитных скважинах с низкой обвод- ся высокой степенью неоднородности, выненностью, расположенных на участках с ражающейся линзовидным строением ухудшенными фильтрационно-емкостны- пластов и гидродинамической изолированностью отдельных прослоев. Основми свойствами. В 1999 г. при проектировании ГРП было ные геолого-физические характеристики начато использование технологии TSO, объекта Ач-1 следующие. Средняя толщина, м . . . . . . . . . . . .24 - 28 что позволило провести ГРП в средне- и Средняя нефтенасыщенная высокопроницаемых пластах. В частнотолщина, м . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 - 18 сти, в 2000 - 2001 гг. многочисленные раПористость . . . . . . . . . . . . . . . . .0,13 - 0,17 боты по ГРП (объем проппанта составил Начальная нефтенасыщеность . . .0,5 - 0,6 20 - 50 т) были выполнены на СугмутЭффективная проницаемость ском месторождении, характеризующемдля нефти, 10-15 м2 . . . . . . . . . . . . .0,3 - 2 ся средней и высокой проницаемостью коллектора; в результате дебит отдельНачальное пластовое давление, МПа 27 ных скважин превысил 300 т/сут. ПробДавление насыщения, МПа . . . . . . . . .26 лема выноса проппанта была успешно решена внедрением технологии PropNET, которая в настоящее время используется в 100% обработок методом ГРП. Применение новых технологий позволяет добиться более стабильного и длительного эффекта ГРП по увеличению дебитов скважин. Основные показатели технологической эффективности ГРП на месторождениях ОАО “СибнефтьНоябрьсканефтегаз” в 1999 2001 гг. приведены в табл.2. В последние годы возросло число новых скважин, в которых проводится ГРП. При этом параметры трещин оптимизируются с учетом Рис.4. Динамика добычи нефти по скв. 303 до и после ГРП
Плотность нефти в стандартных условиях, кг/м3 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .810 Вязкость нефти, мПа⋅с . . . . . . . . . . . .0.24 Объемный коэффициент . . . . . . . . . . . .2 Газовый фактор, м3/т . . . . . . . .285 - 300 Пластовая нефть характеризуется низкой вязкостью и высоким газовым фактором, давление насыщения близко к первоначальному пластовому. Со временем при снижении пластового давления ниже давления насыщения в призабойной зоне образуется двухфазный поток, что уменьшает фазовую проницаемость для нефти и резко снижает продуктивность. Так, значительное уменьшение добычи по скв. 303 произошло в течение 5 мес: дебит снизился с 38 до 15,6 т/сут, вместе с тем депрессия на пласт увеличилась до 200 МПа. Эксплуатация при давлении ниже давления насыщения приводила к высвобождению значительного количества газа. Указанные особенности геологического строения и фазового состава пластового флюида не позволяют эффективно эксплуатировать залежь традиционными методами. Поэтому было решено провести ГРП во всех скважинах, пробуренных на ачимовский горизонт [12]. После успешного выполнения ГРП в скв. 303 гидроразрыв был выполнен в скв. 5228, 5230 и 5222, эксплуатировавшихся до этого не более месяца. Для заданной проницаемости пласта подбирались оптимальная полудлина и проводимость трещины. Оптимальная полудлина составила около 150 м, однако с учетом экономических и технологических факторов она была ограничена 100 м. Проектирование ГРП с применением технологии концевого экранирования трещины позволило дополнительно увеличить проводимость трещины и обеспечить высокий дебит нефти при многофазной фильтрации. Во всех скважинах ГРП были проведены с закачкой более 100 т проппанта, созданы трещины с
99
С симпозиума “Повышение нефтеотдачи пластов” полудлиной не менее 100 м, со средним раскрытием 0,8 - 1 см, достигнуто равномерное распределение проппанта по всей длине трещины. Проводимость трещин высокая и превышает 1 мкм2⋅м, причем максимальна в призабойной зоне, что существенно повышает пропускную способность трещины (данные предоставлены А.Небесным, фирма Schlumberger). Правильность выбранной технологии проектирования ГРП была подтверждена результатами эксплуатации скважин. После ГРП все скважины эксплуатируются в режиме естественного фонтанирования со штуцерами диаметром 8 - 10 мм. В качестве наиболее показательного примера на рис.4 представлены показатели эксплуатации скв. 303, которая эксплуатируется после ГРП 11 мес, и вышла на стабильный режим эксплуатации. Отмечаются и отрицательные факторы в работе скважин ачимовского пласта после ГРП, которые связаны в основном с водо- и газопроявлениями. Так, при проектировании ГРП в скв. 5222 учитывалось, что подошвенная заглинизированая часть залежи является нефтеводонасыщенной, следовательно, обводненность скважины ожидалась на
100
уровне 40 - 50%. Результаты ее эксплуатации в первые месяцы работы после ГРП подтвердили этот прогноз: обводненность составила 35-40% при дебите нефти 35 40 т/сут. Основными факторами, обеспечивающими рост коэффициента продуктивности скважин после ГРП, являются увеличение эффективного радиуса скважины, вовлечение в разработку всей нефтенасыщенной толщи пласта вследствие глубокого проникновения в пласт и приобщения к эксплуатации максимального числа продуктивных прослоев и удаленных гидродинамически изолированных участков залежи, которые не вырабатывались без ГРП. Список литературы 1. Economides M.J., Watters L.T., Dunn-Norman S. Petroleum Well Construction.John Wiley & Sons, Chichester. - 1998. - 622 pp. 2. Smith M.B., Hannah R.R. High-permeability fracturing: the evolution of a technology // J.Petrol.Technol. - 1996. - V.48. - № 6. P. 628 - 633. 3. Tip screenout fracturing applied to the Ravensprun South gas field development/ J.P. Martins, K.H. Leung, M.R. Jackson and
others//SPE Prod Eng. - 1992. - V.7. - № 3. P. 252 - 258. 4. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation.- Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. - 1989. - 430 pp. 5. Каневская Р.Д. Математическое моделирование разработки месторождений нефти и газа с применением гидравлического разрыва пласта. – М.: Недра, 1999. - 213 с. 6. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом//Нефтепромысловое дело. - 1985. - №3.- С. 59 - 61. 7. Dusterhoft R.G., Chapman B.J. Fracturing high-permeability reservoirs increases productivity//Oil and Gas J. - 1994. - № 20. - P.40 - 44. 8. Al-Hashim H., Kissami M., Al-Yousef H.Y. Effect of multiple hydraulic fractures on gaswell performance//J. Petrol.Technol. - 1993. V.45. - № 6. - P. 558 - 563. 9. Mader D. Hydraulic proppant fracturing and gravel packing. Developments in petroleum science//Elsevier Science Publishers. 1989. - V. 26. - 1240 pp. 10. Joshi S.D. Horizontal Well Technology. PennWell Books, 1991. – 533 pp. 11. Blanco E.R. Hydraulic fracturing requires extensive disciplinary interaction // Oil and Gas J.-1990. - № 12. - P. 112 - 118. 12. Дияшев И.Р., Смаровозов А.А., Гиллард М.Р. Супер-ГРП на Ярайнерском месторождении//Нефтяное хозяйство. – 2001. № 7. - С. 44 - 48.