Гидравлический разрыв пласта в добывающих скважинах месторождения Монги

Заключение

С учетом анализа имеющегося опыта и теоретических исследований ГРП рекомендуется проводить на разбуриваемых залежах в зонах с ухудшенными коллекторскими свойствами, недостаточно эффективно вырабатываемых в настоящее время.
Перед проведением ГРП в этих зонах необходимо освоить (или усилить систему заводнения) и обеспечить давление, близкое к начальному пластовому давлению. Если возникают сложности с освоением заводнения и не удается обеспечить необходимую приемистость нагнетательных скважин, целесообразно проводить ГРП и в нагнетательных скважинах. ГРП проводят в первую очередь в добывающих скважинах в зонах стягивания контуров нефтеносности. Для ГРП следует выбрать безводные или мало обводненные скважины.
Кроме того, при выборе скважин для проведения ГРП необходимо учитывать та ...

Оглавление
Введение 3
1. Геологическая часть 5
1.1. Общие сведения о месторождении Монги 5
1.2. Литолого-стратиграфический разрез месторождения 6
1.3. Тектоническое строение месторождения 9
1.4. Коллекторские свойства и нефтегазонасыщенность 11
продуктивных пластов 11
1.5. Текущий баланс запасов нефти и газа 13
2. Расчетно-технологическая часть 14
2.1. Технологические показатели разработки месторождения Монги 14
2.2. Причины снижения производительности скважин 15
2.3. Методы увеличения производительности скважин 16
2.4. Гидравлический разрыв пласта. Технология проведения работ, механизм образования трещин при ГРП 18
2.5. Обоснование выбора объекта работ по проведению гидроразрыва пласта на месторождении Монги 23
2.6. Расчет процесса ГРП, анализ результатов расчета 26
Заключение 31
Список литературы 32

Введение
Нефть и газ имеют первостепенное значение среди полезных ископаемых, составляющих основу экономического развития множества стран.
В России в настоящее время нефтегазодобывающая промышленность пребывает в устойчивом динамичном развитии. Этот сектор, как определяющий стабильность экономики в нашей стране, требует к себе повышенного внимания в области геологоразведки, разработки месторождений нефти и газа, добычи и транспорта углеводородов до потребителя. Важнейшую роль в этих процессах играют наиболее крупные и перспективные из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России – Западно-Сибирская и Охотская.
Охотская нефтегазоносная провинция (ОНП) занимает площадь 1,2 млн км2 и расположена в пределах Камчатской области, Сахалинской области и Хабаровского края России. Первое месторождение газа – Охинское – открыто на Северном Сахалине в 1923 г. Разработка на Северном Сахалине начата в 1930 г. Основной центр добычи – г Oxa. К 1985 г выявлено 47 преимущественно нефтяных и газоконденсатных месторождений. Наиболее известные: Охинское, Шхунное, Одоптинское, Чайвинское, Катанглинское. Охотская нефтегазоносная провинция приурочена к северной части Восточно-Тихоокеанского геосинклинального пояса. Перспективы Западной Камчатки связывают с отложениями неогена и возможно верхнего мела. Плотность нефти 800-920 кг/м3, преобладают тяжёлые нефти с содержанием бензина 1,2%. Нефти Сахалина малосернистые, парафинистые, по углеводородному составу нафтеновые, нафтенометановые и ароматическо-нафтенометановые. Разрабатывается 47 месторождений механизированным способом. Транспортировка нефти - по нефтепроводу в г Комсомольск-на-Амуре.
В переделах Охотской нефтегазоносной провинции находится месторождение Монги. Месторождение Монги является одним из самых крупных в регионе нефтегазоконденсатным месторождением и расположено на суше острова Сахалин.
Месторождение Монги, находящееся в разработке под руководством ОАО «Роснефть-Сахалинморнефтегаз» по объему начальных запасов так же относится к разряду крупных. Месторождение Монги находится в зоне активной промышленной разработки многих месторождений, запасы которых утверждены в ГКЗ Роснедра. Нефтегазоконденсатное месторождение Монги включают в себя несколько объектов разработки, которые характеризуются широким диапазоном геолого-промысловых условий, разной степенью выработки запасов нефти и эффективности применяемых методов увеличения нефтеотдачи, в том числе такой операции, как гидроразрыв пласта (ГРП).
Технология применения ГРП в последнее время приобретает все большее значение при разработке низкопроницаемых коллекторов. ГРП является одним из мощных инструментов повышения технико-экономических показателей разработки месторождений. При правильном выборе скважин и технологии проведения ГРП можно существенно увеличить дебит нефти скважин, подвергнутых обработке.
В данной работе мы проведем анализ технологических показателей осуществления ГРП на объектах месторождения Монги в течение ряда лет, параметров работы обработанных скважин, а также соседних с ними, в результате этого мы определим эффективность метода гидроразрыва на объектах разработки данного месторождения.
На основании вышеизложенного целью курсового проекта является разработка рекомендаций по выбору скважин месторождения Монги для проведения гидроразрыва пласта с учетом получения наибольшего эффекта по сравнению с другими методами интенсификации добычи, опираясь также на опыт других месторождений.
Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:
- подробно рассмотреть геолого-физическую характеристику месторождения;
- проанализировать состояние разработки месторождения;
- провести анализ существующих технологических положений по проведению ГРП для интенсификации добычи нефти;
- разработать рекомендации по их совершенствованию;
- определить расчетным методом параметры процесса ГРП;
- выявить условия применения оборудования и расходных материалов для проведения ГРП.
Объектом исследования выступают добывающие нефтяные скважины месторождения Монги. Предметом исследования является технология проведения гидроразрыва пласта.

тыс.м3
млн.м3
13 421,608
10 626,620
9 993,466
Использование извлекаемых запасов
      %
77,2
Коэффициент нефтеотдачи
 
0,268
Добыча за год: нефти
                            воды
                            попутного газа
                            жидкости в пластовых условиях
     тыс.т
     тыс.м3
     млн.м3
     тыс.м3
304,27
1 179,527
182,374
2 996,792
Темп отбора от НИЗ
Темп отбора от НБЗ
%
%
1,7
0,6
Газовый фактор
     м3/т
599
Эксплуатационный фонд
      скв
97
Выбытие скважин
      скв
14
Ввод скважин, в том числе:
            из бурения
            из освоения
      скв
      скв
      скв
9
3
Возврат скважин     
      скв
9
Коэффициент эксплуатации
 
0,912
Число дней работы новых скважин
      сут
823,1
Закачка воды с начала разработки
     тыс.м3
26 376,4
Компенсация отборов
        %
28,9
Закачка вода за год
     тыс.м3
1916,7
Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин
        скв
37
Действующий фонд нагнетательных скважин
        скв
25
Выбытие нагнетательных скважин
        скв
Ввод нагнетательных скважин
        скв
2
 
Обводненные скважины, в том числе
            2 %
            2-20 %
            более 20 %
        скв
        скв
        скв
        скв
86
2
9
75
2.3. Методы увеличения производительности скважин
Для проведения работ по гидравлическому разрыву пласта на месторождении согласно проектным документам выбирались скважины, расположенные в краевых частях гидродинамически связанной и прерывистой зон. В этих зонах содержится 18 600 тыс. тонн балансовых запасов, что составляет примерно 29% от объема запасов в целом по пласту.
В зоне проведения работ монолиты гидродинамически связанной зоны относятся к III классу коллекторов по А.А. Ханину. В основном, они представлены одним пропластком (средняя расчлененность равна 1,000), со средней эффективной толщиной 4,9 м. Проницаемость равна 141,8*10 мкм2. Всего монолиты занимают 30% продуктивного объема гидродинамически связанной зоны, причем 67% от объема монолитов занимают пропластки с эффективной толщиной более 6 метров.
Средняя эффективная толщина полумонолитов 1-й зоны равна 3,2 метра. Проницаемость равна 119,3*10 мкм2. Полумонолиты практически представлены одним пропластком, средняя расчлененность равна 1,163, расчлененность на 1 м эффективной толщины – 0,365. Они занимают также 30% объема коллекторов гидродинамически связанной зоны.
Средняя суммарная эффективная толщина тонкослоистого коллектора равна 3,3 метра.
Проницаемость равна 40,2*10 мкм2. Это позволяет отнести тонкослоистый коллектор гидродинамически связанной зоны к IV классу по А.А. Ханину. Средняя расчлененность равна 3,141, а расчлененность на 1 метр эффективной толщины составляет 0,951. Тонкослоистый коллектор занимает 40% всего объема продуктивной части 1-й зоны, причем основную его часть составляют пропластки толщиной от1 до 2 метров. Они занимают 80% от объема тонкослоистого коллектора и 35% от продуктивного объема всей 1-й зоны.
Средняя общая толщина гидродинамически связанной зоны в краевых частях составляет 7,4 метра, эффективная – 4,5 метра. Песчанистость по первой зоне равна 0,61. Проницаемость – 66,9*10 мкм2. На долю низкопроницаемого коллектора приходится 52% объема 1-й зоны, пропластки с проницаемостью до 5*10 мкм2 составляют 50% объема продуктивной части гидродинамически связанной зоны. Коллекторы с проницаемостью от 20*10 мкм2 до 200*10 мкм2 занимают незначительный объем – 10%. Коллекторы с проницаемостью свыше 200*10 мкм2 составляют 38% объема 1-й зоны, причем 53% из них приходится на пропластки с проницаемостью свыше 700*10 мкм2.
Основной объем коллектора в краевых областях представлен прерывистой зоной, наибольшая толщина которой отмечается на западе и юго-западе месторождения. Коллектор в области проведения работ по гидроразрыву пласта сильно глинизированный, представлен тонкими, имеющими незначительное распространение по площади пропластками. Основная доля запасов краевой зоны находится в линзах коллекторов, слабо вовлеченных в разработку.
ГРП – это одно из геолого-технических мероприятий (ГТМ) на добывающем фонде, направленное на восстановление производительности скважин и интенсификацию добычи нефти, а также на устранение притока воды в добывающие скважины. Исходя из этого, эффективность данного геолого-технического мероприятия оценивается по трём основным характеристикам:
1) прирост дебита нефти после мероприятия;
2) рост обводнённости продукции скважины после мероприятия;
3) длительность эффекта прироста дебита нефти после мероприятия.
В силу высокой расчленённости продуктивного разреза при различии фильтрационных характеристик продуктивных пластов рекомендуется продолжение работ по селективному воздействию на пласты с целью увеличения притока в добывающих скважинах (интенсификация притока из отдельных пропластков и вовлечение в работу ранее не дренируемых пропластков с низкими фильтрационными характеристиками).
Для условий месторождения Монги с низкими коллекторскими свойствами метод ГРП наиболее применим. В работе так же будем опираться на опыт применения ГРП на других месторождениях НГДУ ««Катанглинефтегаз» [7, 8, 11].
2.4. Гидравлический разрыв пласта. Технология проведения работ, механизм образования трещин при ГРП
Гидравлический разрыв пласта (ГРП), как метод воздействия на призабойную зону, стал применяться за рубежом с 1949 года. Только в США до 1981 года проведено более 800 тысяч успешных операций, в результате чего 35-40% фонда скважин США оказалось обработано этим методом. Успешность метода около 90%. За счет применения метода 25-30% запасов нефти переведено из забалансовых в балансовые.
Принципиальным различием в подходе к выбору скважин для ГРП за рубежом и в России является то, что в отечественной практике метод применяется в отдельных скважинах, работающих с заниженными дебитами, по сравнению с прилегающими скважинами данного месторождения, или на скважинах, значительно снизивших свои добычные показатели. В связи с высокой стоимостью ГРП, этот метод используется, в крайнем случае, когда применение других методов не обеспечивает желаемого эффекта. За рубежом ГРП рассматривается, главным образом, как метод, составляющий часть общей системы разработки объекта, сложенного низкопроницаемыми коллекторами.
Главной проблемой в таком применении ГРП для отечественной практики является отсутствие опыта управления методом в общей системе разработки объекта, что в свою очередь сдерживается недостаточными для начального периода лабораторными и промысловыми исследованиями, контролем результатов ГРП.
Из литературных источников можно отметить следующие требования и особенности метода:
- практически в любой технически исправной скважине, дренирующей неистощенный пласт, может быть проведен ГРП с определенным технологическим эффектом;
- в пластах с относительно высокой проницаемостью ГРП увеличивает текущий дебит, мало влияя на конечную нефтеотдачу. В низкопроницаемых пластах ГРП может существенно влиять на конечную нефтеотдачу;
- трещина распространяется перпендикулярно плоскости наименьшего напряжения в пласте;
- для областей, тектонически ослабленных, гидроразрыв происходит при давлениях меньше горного, ориентация трещины – вертикальная;
- показателем горизонтальной трещины является давление разрыва, равное или превышающее горное. Горизонтальные трещины получаются в областях активного тектонического сжатия, где наименьшее напряжение вертикально и равно горному [9].
Для проектирования ГРП очень важным выводом из механизма образования трещины является то, что в одинаково напряженных районах пласта трещины будут параллельны друг другу. Эта характеристика может быть ключом к проектированию расстановки скважин для проведения ГРП, значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента.
Весьма значительна взаимосвязь ширины и длины трещины. Там, где проницаемость пласта наименьшая, доминирующим параметром выступает длина трещины, вследствие значительной разницы проводимости пласта и трещины. Если же разница незначительная, то более предпочтительна короткая и широко раскрытая трещина. Для этих условий применяется технология с экранировкой кромки трещины. Другим важным моментом является возможность влияния на рост трещины по вертикали. Комбинацией определённых приёмов при подготовке и проведении ГРП можно добиться роста трещины по высоте в заданных пределах. Данная технология успешно применяется в водоплавающих залежах.
Для интенсификации обводнённого фонда скважин используется технология, изменяющая фазовую проницаемость по нефти и воде в трещине ГРП. Прививая необходимые свойства пропанту на поверхности, можно получить, после закачки его в пласт, значительное уменьшение обводнённости при одновременном росте дебита.
К жидкости разрыва предъявляются сложные требования. Это: минимальная фильтрация в пласт, пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины и т. д. [9].
В отечественной практике исследовательские работы в области гидравлического разрыва были начаты в УфНИИ в 1948 г. На промыслах Татарии этот метод стал применяться в 1954 г. и до 1957 г. носил исключительно экспериментальный характер.
Этот период (1954-1957 гг.) характеризовался применением для ГРП маломощной техники и несовершенной технологии, вследствие чего процесс ГРП производился при небольших темпах нагнетания и невысоких давлениях разрыва, а трещины закреплялись небольшим количеством песка мелких фракций, который разрушался при высоких пластовых нагрузках.
Среди общих выводов о применении метода на месторождениях нефти можно отметить следующее:
- наибольшая успешность метода отмечается в сильно прерывистых коллекторах большой мощности в чисто нефтяных зонах;
- в монолитных коллекторах вблизи зоны нагнетания обычно происходит резкий рост обводненности скважин после ГРП;
- в большой части высокообводненных скважин, прерывистых коллекторах после обработки наблюдается снижение обводненности;
- по многим скважинам, имеющим высокие дебиты до обработок, получен отрицательный эффект.
Большое внимание в последних работах по анализу ГРП уделяется расчету базовой добыче нефти и расщеплению дополнительной добычи по направлениям от интенсификации притока и увеличения КИН. Предпочтение отдается методам характеристик обводнения. Отмечаются следующие ограничения применимости этих методов – низкая обводненность продукции и продолжительный простой скважин пред обработкой. Есть работы по расчету эффективности на более сложных моделях, учитывающих геологическое строение пласта и трехмерность фильтрации, однако результаты таких работ вызывают серьезные сомнения в виду того, что для корректных расчетов требуется знание основных параметров геометрии трещины [20].
Моделирование распространения трещины – сложная математическая задача. Она включает в себя решение различных типов уравнений (эллиптических, параболических) и имеет движущуюся границу. Первая модель имитации движения горизонтальной трещины была разработана отечественными специалистами (Христианович, Желтов в 1955 г.) и потом дополнена Баренблатом в 1962 году. В 1961 г. Перкинсоном и Керном была создана вторая модель движения трещины. Обе модели описывают двумерную трещину. В настоящее время многие зарубежные фирмы используют трехмерные решения.
Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием комплекса оборудования, включающего в себя подземную и наземную части.
Наземное оборудование:
- установки подъемные;
- насосные установки;
- пескосмесительные установки;
- автоцистерны;
- блок манифольдов;
- станция контроля;
- устьевая арматура.
Установки подъемные предназначены для спуско-подъемных операций, связанных с подготовкой скважины к проведению ГРП, и проведения работ для освоения скважины после проведения ГРП.
Насосные установки предназначены для нагнетания жидкости разрыва и расклинивающего материала в пласт при гидроразрыве пласта.
Пескосмесительные установки предназначены для транспортировки песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок при гидроразрыве пласта.
Автоцистерны используются для транспортировки жидкостей и подачи их в пескосмесительные или насосные установки при гидравлическом разрыве пласта.
Блок манифольдов предназначен для обвязки насосных установок между собой и устьевым оборудованием при проведении ГРП.
Станцией контроля осуществляется выведение технологического процесса на заданный режим и регулирование подачи жидкостей и песка в скважину.
Устьевая арматура предназначена для обвязки устья скважины с насосно-компрессорными трубами при гидроразрыве, а также для герметизации устья от НГВП.
Подземное оборудование:
- насосно-компрессорные трубы;
- пакер.
Насосно-компрессорные трубы предназначены для подачи жидкости разрыва с устья на забой скважины при проведении ГРП.
Пакер предназначен для разобщения призабойной зоны от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны при гидроразрыве пласта.
При проведении ГРП в качестве подземного оборудования используются гладкие, высокогерметичные НКТ типа НКМ из стали групп прочности “K”,”E”,”Л”,”M”,”P”, по ГОСТ 633-80 условным диаметром 73 и 89 мм и толщиной стенки 7 и 8 мм. Также могут быть использованы трубы типа N-80 и P-105 по стандарту АНИ.
Для разобщения фильтровой зоны скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуатационной колонны применяются пакеры. Пакер подбирают: по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении ГРП, по диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре.
Пакеры спускают в скважину на колонне подъемных труб. Они должны иметь проход, позволяющий беспрепятственно спускать инструменты и оборудование для проведения необходимых технологических операций при освоении и эксплуатации.
Для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной по параллельным рядам подъемных труб созданы двухпроходные пакера.
В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы, кроме оценки возможности проведения необходимых технологических операций в процессе эксплуатации, способов посадки и извлечения, к пакерам предъявляются следующие основные требования:
пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях и называемый “рабочим давлением”;
пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.
В соответствии с этим различаются пакеры следующих типов:
ПВ – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх;
ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз;
ПД – пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вверх, так и вниз.
Для восприятия усилия от перепада давлений, действующего на пакер в одном или двух направлениях, пакер должен иметь соответствующее заякоривающее устройство (якорь).
Якори – это устройства, предназначенные для заякоривания колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны труб с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Различают гидравлические, механические и гидромеханические якори. Якори в эксплуатации применяются преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН.
Для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, 3РК и 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной труб.
В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования:
Рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта. Поэтому, при ГРП в нефтяных скважинах могут применяться жидкости как на углеводородной основе, так и на водной.
Рабочие жидкости для ГРП не должны содержать посторонних механических примесей и при соприкосновении с пластовыми жидкостями и породой пласта не должны образовывать нерастворимых осадков.
Рабочие жидкости для ГРП не должны обладать свойствами, обеспечивающими наиболее полное их удаление из созданных трещин и порового пространства пород.
Вязкость рабочих жидкостей должна быть стабильна в условиях обрабатываемого пласта в пределах времени проведения процесса ГРП.
Жидкости гидроразрыва делятся на три категории: жидкость разрыва, жидкость – песконоситель и продавочная жидкость.
а) Жидкость разрыва – является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих.
б) Жидкость – песконоситель – используется для транспортирования песка с поверхности до трещины и заполнения последней песком. Эта жидкость должна быть не фильтрующейся или обладать минимальной, быстро снижающейся фильтруемостью и иметь высокую пескоудерживающую способность.
в) Продавочная жидкость – применяется для продавки из насосно – компрессорных труб в обрабатываемый пласт жидкости разрыва и жидкости песконосителя. Продавочная жидкость при всех условиях должна обладать минимальной вязкостью.
Для проведения гидроразрыва пластов на месторождении Монги рекомендуется рабочая жидкость в виде водного геля, который готовится непосредственно перед началом ГРП в двух емкостях общим объемом 85 м³. В процессе подготовки геля жидкость циркулирует через пескосмесительный агрегат МС-60, на котором смонтированы центробежные насосы и по две системы подачи сухих и жидких химикатов. Последовательно вводятся химреагенты: бактерицид; неэмульгатор; стабилизатор глин; САТ-НС-2 геллянт – 6-8 л/м³; брейкер HGA-B – 1,2 кг/м³. Весь процесс замешивания должен занимать около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1,0 г/см³, рН = 7, вязкость 150-350 кПа*с [12, 16, 17].
2.5. Обоснование выбора объекта работ по проведению гидроразрыва пласта на месторождении Монги
Подбор скважин-кандидатов для осуществления ГРП является, вероятно, наиболее критичным этапом всего проекта ГРП. Успех ГРП в очень большой степени зависит от подбора скважины. Например, эффект от ГРП истощенного коллектора может ока­заться весьма краткосрочным и неутешительным. Наоборот, такой ГРП на скважине с сильно поврежденной призабойной зоной, в коллекторе с боль­шими запасами может привести к значительному и устойчивому приросту добычи.
Параметры для оценки скважин-кандидатов для ГРП: для корректной оценки скважины-кандидата ГРП требуется минималь­ный объем данных. Ниже приведен перечень параметров и данных, необхо­димых для проведения такой оценки.
1. Карта месторождения с указанием:
1) расположения скважины-кандидата;
2) расположения соседних скважин, включая нагнетательные;
3) расположения скважин, обработанных ГРП;
4) легендой, дающей возможность рассчитать расстояния до соседних скважин.
2. Данные по добыче прошлых лет:
1) графики работы скважины по нефти, воде и газу, динамика давления на устье, данные по всем внутрискважинным работам;
2) текущий режим эксплуатации;
3) сведения по скважинам после ГРП в районе работ, в т.ч. данные ГИС.
3. Данные (диаграммы) ГИС в открытом стволе:
1) пористость, сопротивление и/или данные акустического каро­тажа;
2) содержать сведения об интервале как минимум на 50м выше и 50м ниже интересуемой зоны;
3) на диаграммах должны быть показаны зоны ПВР (в прошлом, настоя­щие и планируемые в будущем);
4) текущий и планируемый искусственный забой;
5) должна быть показана кровля всех зон.
4. Данные по целевому интересуемому и соседним пластам:
1) пластовое давление;
2) пластовая температура;
3) пористость;
4) литология;
5) местонахождение разломов;
6) естественная трещиноватость коллектора.
5. Данные по фильтрационным свойствам пласта, полученные при бурении:
1) модуль Юнга;
2) данные, свидетельствующие о том, будут ли прилегающие зоны яв­ляться барьером на пути развития трещины в высоту, или нет;
3) проектные кровля и подошва трещины;