Ключевые слова

2411-3336

2541-9404

Записки Горного института

Journal of Mining Institute

Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины ΙΙ

Empress Catherine II Saint Petersburg Mining University

10.31897/PMI.2021.6.8

pmi-15561

https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/15561

Нефтегазовое дело

Oil and gas

Possibilities of accounting the fracturing of Kashiro-Vereyskian carbonate objects in planning of proppant hydraulic fracturing

Возможности учета трещиноватости каширо-верейских карбонатных объектов при планировании пропантного гидроразыва пласта

Votinov

Alexander S.

Вотинов

А. С.

Votinov

Alexander S.

doc_galkin@mail.ru

0000-0003-2421-6212

Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» (Россия) Branch of “LUKOIL-Engineering” LLC “PermNIPIneft” (Russia)

Seredin

Valeriy V.

Середин

В. В.

Seredin

Valeriy V.

doc_galkin@mail.ru

0000-0002-9234-7831

Пермский национальный исследовательский политехнический университет (Россия) Perm National Research Polytechnic University (Russia)

Kolychev

Igor Yu.

Колычев

И. Ю.

Kolychev

Igor Yu.

doc_galkin@mail.ru

0000-0002-3028-7642

Galkin

Sergey V.

Галкин

С. В.

Galkin

Sergey V.

doc_galkin@mail.ru

0000-0001-7275-5419

27 12 2021

2021

252 861 871 10 08 2021 10 12 2021 27 12 2021

2021

А. С. Вотинов, В. В. Середин, И. Ю. Колычев, С. В. Галкин

Alexander S. Votinov, Valeriy V. Seredin, Igor Yu. Kolychev, Sergey V. Galkin

Эта статья доступна по лицензии Creative Commons Attribution 4.0 International (CC BY 4.0)

This article is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License (CC BY 4.0)

https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/15561

Одним из эффективных методов интенсификации добычи нефти для неоднородных каширо-верейских глинисто-карбонатных отложений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции является пропантный гидроразрыв пласта. В статье рассмотрены перспективы реализации данной технологии на примере верейского эксплуатационного объекта Москудьинского месторождения. На основе анализа исследований керна верейских отложений выделены отличающиеся структурными особенностями литологические типы карбонатных пород. Выполнены томографические исследования образцов керна, в результате которых для некоторых литотипов установлена и изучена трещиноватость пород. В естественных геологических условиях, в зависимости от степени развития трещиноватости и технологических условий разработки, данные интервалы могут как участвовать, так и не участвовать в работе скважин. При проведении гидроразрыва пласта неработающие потенциально трещиноватые участки могут быть успешно приобщены к добыче нефти. По данным анализа гидродинамических исследований скважин, на основе модели Уоррена – Рута изучена трещиноватость верейского объекта Москудьинского месторождения. С привлечением геолого-технологических показателей разработки получена прогнозная трещиноватость, на основе которой построена схема естественной трещиноватости. На площади залежи выявлены участки развития как поровых, так и трещиноватых коллекторов. В результате статистического анализа установлено влияние трещиноватости на эффективность пропантного гидроразыва пласта. На основе линейного дискриминантного анализа разработана статистическая модель прогноза эффективности применения пропантного гидроразрыва пласта. Показано, что помимо естественной трещиноватости на результаты классификации объектов в наибольшей степени оказывают влияние удельный расход пропанта, пластовое давление, проницаемость удаленной зоны пласта и скин-эффект. На основе разработанной модели выделены перспективные для пропантного гидроразыва добывающие скважины Москудьинского месторождения.В результате статистического анализа установлено влияние трещиноватости на эффективность пропантного гидроразыва пласта. На основе линейного дискриминантного анализа разработана статистическая модель прогноза эффективности применения пропантного гидроразрыва пласта. Показано, что помимо естественной трещиноватости на результаты классификации объектов в наибольшей степени оказывают влияние удельный расход пропанта, пластовое давление, проницаемость удаленной зоны пласта и скин-эффект. На основе разработанной модели выделены перспективные для пропантного гидроразыва добывающие скважины Москудьинского месторождения.

One of the effective methods of oil production intensification for heterogeneous Kashiro-Vereyskian clay-carbonate sediments of the Volga-Ural oil and gas bearing province is proppant hydraulic fracturing. Prospects of realization for this technology are considered in the article on the example of the Vereyskian development object of Moskud’inskoye field. Based on the analysis of rocks samples investigations of Vereyiskian sediments, lithological types of carbonate rocks differing in their structural features are distinguished. Tomographic investigations of rock samples were carried out, as a result of which the rock fracturing for some lithotypes was determined and studieds. Under natural geological conditions, depending on the degree of fracturing progression and technological conditions of development, these intervals may or may not be involved in well operation. When hydraulic fracturing is performed, potentially fractured areas that are not in operation can be successfully added to oil production. Based on analysis of hydrodynamic well investigations, the fracturing of the Vereyskian object of the Moskud’inskoye field was studied on the basis of the Warren-Ruth model. With the help of geological and technological indicators of development, prediction fracturing was obtained, which was used for the construction of the natural fracturing scheme. Areas of both pore and fractured reservoirs development were identified on the deposit area. As a result of statistical analysis, the influence of fracturing on efficiency of proppant hydraulic fracturing was determined. Based on the linear discriminant analysis, a statistical model for predicting the efficiency of proppant fracturing was developed. It was shown that in addition to natural fracturing, the results are most strongly influenced by specific proppant yield, formation pressure, permeability of the remote bottomhole zone and skin effect. Based on the developed model, prospective production wells of the Moskud’inskoye field are identified for proppant hydraulic fracturing.

Ключевые слова литологический тип карбонатный коллектор естественная трещиноватость рентгеновская томография пропантный гидроразрыв пласта дискриминантный анализ

Keywords lithological type carbonate reservoir natural fracturing X-ray tomography proppant hydraulic fracturing discriminant analysis

Альтернативная концепция мониторинга и оптимизации заводнения нефтяных пластов в условиях неустойчивости фронта вытеснения / А.Х.Шахвердиев, Ю.В.Шестопалов, И.Э.Мандрик, С.В.Арефьев // Нефтяное хозяйство. 2019. № 12. С. 118-123. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-12-118-123

Shakhverdiev A.Kh., Shestopalov Yu.V., Mandrik I.E., Arefiev S.V. Alternative concept of monitoring and optimization water flooding of oil reservoirs in the conditions of instability of the displacement front. Oil Industry. 2019. N 12, p. 118-123. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-12-118-123 (in Russian).

Геомеханические характеристики терригенных продуктивных объектов нефтяных месторождений Западного Урала / Ю.А.Кашников, Д.В.Шустов, А.Э.Кухтинский, С.А.Кондратьев // Нефтяное хозяйство. 2017. № 4. С. 32-35. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-4-32-35

Kashnikov Yu.A., Shustov D.V., Kukhtinskii A.E., Kondratiev S.A. Geomechanical properties of the terrigenous reservoirs in the oil fields of Western Ural. Oil Industry. 2017. N 4, p. 32-35. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-4-32-35 (in Russian).

Гидравлический разрыв карбонатных пластов / В.Г.Салимов, Н.Г.Ибрагимов, А.В.Насыбуллин, О.В.Салимов. М.: Нефтяное хозяйство, 2013. 472 с.

Salimov V.G., Ibragimov N.G., Nasybullin A.V., Salimov O.V. Hydraulic fracturing of carbonate formations. Moscow: Neftyanoe khozyaystvo, 2013. 472 p. (in Russian).

Зенченко Е.В. Лабораторное моделирование гидроразрыва пласта и сопутствующих процессов / Е.В.Зенченко, М.А.Тримонова, С.Б.Турунтаев // Нефтяное хозяйство. 2019. № 10. С. 68-71. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-68-71

Zenchenko E.V., Trimonova M.A., Turuntaev S.B. Laboratory modeling of hydraulic fracturing and related processes. Oil Industry. 2019. N 10, p. 68-71. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-10-68-71 (in Russian).

Исследование смачиваемости коллекторов нефтяных месторождений методом рентгеновской томографии керна / А.А.Ефимов, Я.В.Савицкий, С.В.Галкин и др. // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2016. № 4. С. 55-63. DOI: 10.5510/OGP20160400298

Efimov A.A., Savitskii Ia.V., Galkin S.V., Soboleva E.V., Gurbanov V.Sh. Study of wettability of reservoirs of oil fields by the method of X-ray tomography core. Neftegaz GNKAR. 2016. N. 4, p. 55-63. DOI: 10.5510/OGP20160400298 (in Russian).

Кочнев А.А. Анализ влияния геолого-технологических показателей на эффективность технологии радиального бурения на примере эксплуатационных объектов Пермского края / А.А.Кочнев, В.И.Зотиков, С.В.Галкин // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329. № 12. С. 20-29. DOI: 10.18799/24131830/2018/12/16

Kochnev A.A., Zotikov V.I., Galkin S.V. Analysis of The Influence Of Geological Technological Parameters on The Effectiveness of Radial Drilling Technology on The Example of Operational Objects in Perm Region. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Аssets Engineering. 2018. Vol. 329. N 12, p. 20-29. DOI: 10.18799/24131830/2018/12/16 (in Russian).

Лядова Н.А. Оценка эффективности системы заводнения турнейско-фаменской залежи Маговского месторождения / Н.А.Лядова, В.А.Демченко // Недропользование. 2020. Т. 20. № 3. С. 242-252. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.3.5

Lyadova N.A., Demchenko V.A. Waterflooding Efficiency Evaluation on Tournasian-Famennian Deposit of Magovskoye Field. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2020. Vol. 20. N 3, р. 242-252. DOI: 10.15593/2712-8008/2020.3.5

Мартюшев Д.А. Совершенствование геолого-гидродинамической модели карбонатного нефтяного объекта путем учета параметра анизотропии проницаемости // Записки Горного института. 2020. Т. 243. С. 313-318. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.313

Martyushev D.A. Improving the geological and hydrodynamic model of a carbonate oil object by taking into account the permeability anisotropy parameter. Journal of Mining Institute. 2020. Vol. 243, p. 313-318. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.313

Мартюшев Д.А. Сравнительный анализ методик Уоррена – Рута и Полларда на примере месторождений севера Соликамской депрессии // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 9. С. 60-63.

Martyushev D.A. Comparative Analysis of Warren – Ruth and Pollard Methods on the Example of Deposits Located in the North of Solikamsk Depression. Geology, Geophysics аnd Development of Oil and Gas Fields. 2016. N 9, p. 60-63 (in Russian).

Неполимерный регулятор вязкости (вязкоупругое поверхностно-активное вещество) для кислотно-проппантного гидроразрыва пласта / А.В.Елсуков, А.И.Шипилов, Е.В.Крутихин и др. // Нефтепромысловое дело. 2019. № 10 (610). С. 18-23. DOI: 10.30713/0207-2351-2019-10(610)-18-23

Elsukov A.V., Shipilov A.I., Krutikhin E.V. et al. Polymer-free viscosity controlling agent (viscoelastic surfactant) for acid-proppant fracturing. Oilfield Engineering. 2019. N 10 (610), p. 18-23. DOI: 10.30713/0207-2351-2019-10(610)-18-23 (in Russian).

Новокрещенных Д.В. Направления повышения эффективности гидроразрыва пласта в карбонатных отложениях месторождений Республики Коми и Ненецкого автономного округа / Д.В.Новокрещенных, А.В.Распопов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Т. 20. № 2. С. 175-181. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.2.7

Novokreshchennykh D.V., Raspopov A.V. Trends in Improving Hydraulic Fracturing Efficiency in Carbonate Deposits at Komi Republic and Nenets Autonomous District Fields. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2020. Vol. 20. N 2, p. 175-181. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.2.7

Определение параметров трещиноватости пород на основе комплексного анализа данных изучения керна, гидродинамических и геофизических исследований скважин / С.С.Черепанов, И.Н.Пономарева, А.А.Ерофеев, С.В.Галкин // Нефтяное хозяйство. 2014. № 2. С. 94-96.

Cherepanov S.S., Ponomareva I.N., Erofeev A.A., Galkin S.V. Determination of fractured rock parameters based on a comprehensive analysis of the data core studies, hydrodynamic and geophysical well tests. Oil Industry. 2014. N 2, p. 94-96 (in Russian).

Опыт проведения проппантного гидроразрыва пласта в карбонатных коллекторах месторождений Пермского края / С.А.Кондратьев, А.А.Жуковский, Т.С.Кочнева, В.Л.Малышева // Нефтепромысловое дело. 2016. № 6. С. 23-26.

Kondratyev S.A., Zhukovsky A.A., Kochneva T.S., Malysheva V.L. Some experience of the formation proppant fracturine in carbonate reservoirs of perm region deposits. Oilfield Engineering. 2016. N 6, p. 23-26 (in Russian).

Особенности учета анизотропии проницаемости в гидродинамической модели / Р.И.Ермеков, В.П.Меркулов, О.С.Чернова, М.О.Коровин // Записки Горного института. 2020. Т. 243. С. 299-304. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.299

Yermekov R.I., Merkulov V.P., Chernova O.S., Korovin M.O. Features of permeability anisotropy accounting in the hydrodynamic model. Journal of Mining Institute. 2020. Vol. 243, p. 299-304. DOI: 10.31897/PMI.2020.3.299

Оценка влияния естественной трещиноватости коллектора на динамику продуктивности добывающих скважин Озерного месторождения / В.А.Мордвинов, Д.А.Мартюшев, Т.С.Ладейщикова, Н.П.Горланов // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2015. Т. 14. № 14. С. 32-38. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.4

Mordvinov V.A., Martiushev D.A., Ladeishchikova T.S., Gorlanov N.P. Estimation of Effects of Natural Reservoir Fracturing on Producing Well Performance. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2015. Vol. 14. N 14, p. 32-38. DOI: 10.15593/2224-9923/2015.14.4 (in Russian).

Перспективы проведения комбинированного проппантно-кислотного гидравлического разрыва пластов в АО «Самаранефтегаз» / А.Н.Парфенов, А.Е.Летичевский, А.Н.Никитин и др. // Нефтяное хозяйство. 2015. № 11. С. 52-55.

Parfenov A.N., Letichevskiy A.E., Nikitin A.N. et al. Prospects of combined proppant-acid hydraulic fracturing in Samaraneftegas JSC. Oil Industry. 2015. N 11, p. 52-55 (in Russian).

Пономарева И.Н. Оценка достоверности определения фильтрационных параметров пласта на основе анализа добычи и кривых стабилизации давления / И.Н.Пономарева, Д.А.Мартюшев // Нефтяное хозяйство. 2019. № 8. С. 111-113. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-8-111-113.

Ponomareva I.N., Martyushev D.A. Estimating reliability of reservoir properties determination on the basis of production analysis and pressure stabilization curve. Oil Industry. 2019. N 8, p. 111-113. DOI: 10.24887/0028-2448-2019-8-111-113 (in Russian).

Путилов И.С. Комплексный прогноз фаций турнейских карбонатных отложений на разрабатываемых месторождениях Верхнекамской впадины на основе сейсморазведки 3D / И.С.Путилов, С.В.Ладейщиков, Е.Е.Винокурова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2017. № 4. С. 21-25.

Putilov I.S., Ladeyshchikov S.V., Vinokurova E.E. Integrated Forecast of Facies of Tournaisian Carbonate Deposits in the Fields of Verkhnekamsk Depression, Being Developed, Based оn 3d Seismic Survey Data. Geology, Geophysics аnd Development of Oil and Gas Fields. 2017. N 4, p. 21-25.

Путилов И.С. Способ прогноза эффективных толщин пластов визейских терригенных отложений на основе пошагового дискриминантного анализа и геостатистического моделирования / И.С.Путилов, Е.В.Пятунина // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2012. № 1. С. 29-32.

Putilov I.S., Pyatunina E.V. Forecast Procedure Based оn Step-By-Step Linear Discriminant Analysis and Geostatistical Modeling to Study Deposits’ Efficient Thicknesses of Visean Terrigenous Formations. Geology, Geophysics аnd Development of Oil and Gas Fields. 2012. N 1, p. 29-32.

Редикульцев С.А. Использование метода нейронных сетей для прогноза параметров работы скважины после проведения ГРП / С.А.Редикульцев, А.В.Липлянин, А.О.Палий // Труды Российского государственного университета нефти и газа им. И.М.Губкина. 2010. № 1 (258). С. 33-37.

Redikultsev S.A., Liplyanin A.V., Paliy A.O. Using the neural network method for predicting the parameters of well operation after hydraulic fracturing. Roceedings of Gubkin Russian State University of Oil and Gas. 2010. N 1 (258), p. 33-37 (in Russian).

Черепанов С.С. Оценка фильтрационно-емкостных свойств трещиноватых карбонатных коллекторов месторождений Предуральского краевого прогиба / С.С.Черепанов, Д.А.Мартюшев, И.Н.Пономарева // Нефтяное хозяйство. 2013. № 3. С. 62-65.

Tcherepanov V.V., Matyushev D.A., Ponomareva I.N. Evaluation of filtration-capacitive properties of fractured carbonate reservoir of Preduralskogo edge deflection. Oil Industry. 2013. N 3, p. 62-65 (in Russian).

Шумилов А.В. Анализ существующих и разработка новых программных комплексов обработки и интерпретации информации о геофизических исследованиях скважин // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2019. Т. 19. № 2. С. 162-174. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.2.6

Shumilov A.V. Analysis of the Existing and Development of New Software Packages for Processing and Interpreting of Geophysical Well Logging Data. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. 2019. Vol. 19. N 2, p. 162-174. DOI: 10.15593/2224-9923/2019.2.6

A random forests-based sensitivity analysis framework for assisted history matching / A.Aulia, D.Jeong, I.M.Saaid et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 181. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106237

Aulia A., Jeong D., Saaid I.M. et al. A random forests-based sensitivity analysis framework for assisted history matching. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2019. Vol. 181. DOI: 10.1016/j.petrol.2019.106237

An insight into pore-network models of high-temperature heat-treated sandstones using computed tomography / B.Mahanta, V.Vishal, P.G.Ranjith, T.N.Singh // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 77. № 1032274. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103227

Mahanta B., Vishal V., Ranjith P.G., Singh T.N. An insight into pore-network models of high-temperature heat-treated sandstones using computed tomography. Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2020. Vol. 77. N 1032274. DOI: 10.1016/j.jngse.2020.103227

An integrated closed-loop solution to assisted history matching and field optimization with machine learning techniques / Zhi Chai, A.Nwachukwu, Y.Zagayevskiy et al. // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 198. № 108204. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108204

Zhi Chai, Nwachukwu A., Zagayevskiy Y. et al. An integrated closed-loop solution to assisted history matching and field optimization with machine learning techniques. Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 198. N 108204. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108204

Comparative Study of Acid Fracturing and Propped Hydraulic Fracturing for a Tight Carbonate Formation / A.Suleimenova, X.Wang, D.Zhu, A.D.Hill // SPE Europec featured at 78th EAGE Conference and Exhibition held, 30 May – 2 June 2016, Vienna, Austria. OnePetro, 2016. SPE-180114-MS. DOI: 10.2118/180114-MS

Suleimenova A., Wang X., Zhu D., Hill A.D. Comparative Study of Acid Fracturing and Propped Hydraulic Fracturing for a Tight Carbonate Formation. SPE Europec featured at 78th EAGE Conference and Exhibition held, 30 May – 2 June 2016, Vienna, Austria. OnePetro, 2016. SPE-180114-MS. DOI: 10.2118/180114-MS

Estimation of heterogeneity of Oil & Gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of Core X-Ray Tomography data / A.A.Efimov, S.V.Galkin, Y.V.Savitsky, V.I.Galkin // Ecology, Environment and Conservation. 2015. Vol. 21. P. 79-85.

Efimov A.A., Galkin S.V., Savitsky Y.V., Galkin V.I. Estimation of heterogeneity of Oil & Gas field carbonate reservoirs by means of computer simulation of Core X-Ray Tomography data. Ecology, Environment and Conservation. 2015. Vol. 21, p. 79-85.

Experimental investigation of the effect of compliant pores on reservoir rocks under hydrostatic and triaxial compression stress states / H.Yu, K.Ng, D.Grana, J.Kaszuba, V.Alvarado, E.Campbell // Canadian Geotechnical Journal. 2019. Vol. 56. № 7. P. 983-991. DOI: 10.1139/cgj-2018-0133

Yu H., Ng K., Grana D., Kaszuba J., Alvarado V., Campbell E. Experimental investigation of the effect of compliant pores on reservoir rocks under hydrostatic and triaxial compression stress states. Canadian Geotechnical Journal. 2019. Vol. 56. N 7, p. 983-991. DOI: 10.1139/cgj-2018-0133

Kolawole O. Interaction between hydraulic fractures and natural fractures: Current status and prospective directions / O.Kolawole, I.Ispas // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. Iss. 4. P. 1613-1634. DOI: 10.1007/s13202-019-00778-3.

Kolawole O., Ispas I. Interaction between hydraulic fractures and natural fractures: Current status and prospective directions Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2020. Vol. 10. Iss. 4, p. 1613-1634. DOI: 10.1007/s13202-019-00778-3.

Laboratory Measurement of Hydraulic-Fracture Conductivities in the Barnett Shale / J.Zhang, A.Kamenov, D.Zhu, A.D.Hill // SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 4-6 February 2013, The Woodlands, Texas, USA. OnePetro, 2013. SPE-163839-PA. DOI: 10.2118/163839-MS

Zhang J., Kamenov A., Zhu D., Hill A.D. Laboratory Measurement of Hydraulic-Fracture Conductivities in the Barnett Shale. SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 4-6 February 2013, The Woodlands, Texas, USA. OnePetro, 2013. SPE-163839-PA. DOI: 10.2118/163839-MS

Pimienta L. Hydro-mechanical coupling in porous rocks: Hidden dependences to the microstructure? / L.Pimienta, B.Quintal, E.Caspari // Geophysical Journal International. 2021. Vol. 224. Iss. 2. P. 973-984. DOI: 10.1093/gji/ggaa497

Pimienta L., Quintal B., Caspari E. Hydro-mechanical coupling in porous rocks: Hidden dependences to the microstructure? Geophysical Journal International. 2021. Vol. 224. Iss. 2, p. 973-984. DOI: 10.1093/gji/ggaa497

Taleghani A.D. How natural fractures could affect hydraulic-fracture geometry / A.D.Taleghani, J.E.Olson // SPE Journal. 2014. Vol. 19. Iss. 1. P. 161-171. DOI: 10.2118/167608-PA

Taleghani A.D., Olson J.E. How natural fractures could affect hydraulic-fracture geometry. SPE Journal. 2014. Vol. 19. Iss. 1, p. 161-171. DOI: 10.2118/167608-PA

Turgay E. Artificial Intelligence Applications in Reservoir Engineering: A Status Check / E.Turgay, S.Qian // Energies. 2019. Vol. 12. Iss. 15. № 2897. DOI: 10.3390/en12152897

Turgay E., Qian S. Artificial Intelligence Applications in Reservoir Engineering: A Status Check. Energies. 2019. Vol. 12. Iss. 15. N 2897. DOI: 10.3390/en12152897

Ugursal A. Development of Acid Fracturing Model for Naturally Fractured Reservoirs / A.Ugursal, D.Zhu, A.D.Hill // SPE Production & Operations. 2019. Vol. 34. Iss. 4. P. 735-748. DOI: 10.2118/189834-PA

Ugursal A., Zhu D., Hill A.D. Development of Acid Fracturing Model for Naturally Fractured Reservoirs. SPE Production & Operations. 2019. Vol. 34. Iss. 4, p. 735-748. DOI: 10.2118/189834-PA

Vincent M.C. The next opportunity to improve hydraulic fracture stimulation // Journal of Petroleum Technology. 2012. Vol. 64. Iss. 3. P. 118-127. DOI: 10.2118/144702-JPT

Vincent M.C. The next opportunity to improve hydraulic fracture stimulation. Journal of Petroleum Technology. 2012. Vol. 64. Iss. 3, p. 118-127. DOI: 10.2118/144702-JPT

Zhang L. A rock-physics model to determine the pore microstructure of cracked porous rocks / L.Zhang, J.Ba, J.M.Carcione // Geophysical Journal International. 2020. Vol. 223. Iss. 1. P. 622-631. DOI: 10.1093/gji/ggaa327

Zhang L., Ba J., Carcione J.M. A rock-physics model to determine the pore microstructure of cracked porous rocks. Geophysical Journal International. 2020. Vol. 223. Iss. 1, p. 622-631. DOI: 10.1093/gji/ggaa327