https://elib.gstu.by/handle/220612/46244 Wed, 08 Apr 2026 17:07:40 GMT 2026-04-08T17:07:40Z https://elib.gstu.by/handle/220612/46263 Mon, 16 Mar 2026 13:08:30 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46263 2026-03-16T13:08:30Z Майлат, Я. А. Проанализированы возможности применения гидравлического разрыва пласта и других геолого-технических мероприятий, проводимых с целью интенсификации притока на скважинах. По причине низких фильтрационно-емкостных свойств и большой неоднородности по простиранию и расчлененности по вертикали показана необходимость использования проведения мероприятий по интенсификации притока на рассматриваемом объекте. В настоящее время на II блоке елецко-задонской залежи Мармовичского месторождения геолого-техническими мероприятиями по интенсификации притока охвачено более 80 % работавших на залежи скважинах. Мероприятия, проводимые на скважинах, требуют учета при построении и адаптации гидродинамических моделей для более точной настройки изменения продуктивности скважин. По причине смыкания трещин коэффициент продуктивности скважин в течение времени снижается, что учитывается при моделировании вводом дополнительного декремента затухания. Также по результатам настройки модели возможно диагностировать причины проблем в работе скважин, что было показано на примере прорыва подошвенной воды после проведения гидравлического разрыва пласта. The possibilities of applying hydraulic fracturing and other geological and technical measures carried out to intensify the inflow of wells are analyzed. Due to the low filtration-capacity properties and large inhomogeneity along the strike and vertical dissection, it is shown that it is necessary to use measures to intensify the inflow at the object under consideration. Currently, at block II of the yeletsko-zadonskaya deposit of the Marmovichi field, geological and technical measures to intensify the inflow cover more than 80 % of the wells operating in the deposit. Activities carried out on wells need to be taken into account when constructing and adapting hydrodynamic models to more accurately adjust changes in well productivity. Due to the closing of cracks, the well productivity coefficient decreases over time, which is taken into account when modeling by entering an additional attenuation decrement. Also, based on the results of setting up the model, it is possible to diagnose the causes of problems in the operation of wells, which was shown by the example of a plantar water breakthrough after hydraulic fracturing. https://elib.gstu.by/handle/220612/46262 Mon, 16 Mar 2026 13:00:23 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46262 2026-03-16T13:00:23Z Жуковский, А. М. Повжик, П. П. Посвящена определению величины уплотнения коллектора и оценке влияния этого параметра на напряженно-деформированное состояние системы «горная порода – цементная крепь – эксплуатационная колонна». При разработке месторождений в ходе снижения пластового давления меняется напряженно-деформированное состояние горных пород. Это приводит к сжатию пор и уплотнению коллектора. Величина уплотнения напрямую зависит от механических свойств горных пород, которые определяются по результатам керновых лабораторных испытаний. Все больше в производственные процессы нефтегазовой отрасли внедряются современные методы компьютерного моделирования, основанные на применении различных численных методов. Это направлено на оптимизацию работы оборудования и минимизацию рисков, связанных с производственными процессами. Рассмотрено применение метода конечных элементов для определения напряженно-деформированного состояния системы «горная порода – цементная крепь – эксплуатационная колонна». Результаты расчета уплотнения коллекторов изученных объектов показали, что изученные объекты не подвергаются критическим нагрузкам в области цементной крепи и обладают достаточным запасом прочности, однако в условиях значительной депрессии возможно превышение критических значений напряжений с нарушением целостности системы «горная порода – цементная крепь – эксплуатационная колонна». The article is devoted to determining the reservoir compaction value and evaluating the effect of this parameter on the stress-strain state of the rock – cement support – production column system. During the development of deposits, the stress-strain state of rocks changes during the reduction of reservoir pressure. This leads to compression of the pores and compaction of the collector. The amount of compaction directly depends on the mechanical properties of rocks, which are determined by the results of core laboratory tests. More and more modern methods of computer modeling based on the application of various numerical methods are being introduced into the production processes of the oil and gas industry. This is aimed at optimizing the operation of equipment and minimizing the risks associated with production processes. The application of the finite element method for determining the stress-strain state of the “rock – cement support – production column” system is considered. The results of calculating the reservoir compaction of the studied objects showed that the studied objects are not subjected to critical loads in the area of cement support and have a sufficient margin of safety, however, in conditions of significant depression, critical stress values can be exceeded with a violation of the integrity of the “rock – cement support – production column” system. https://elib.gstu.by/handle/220612/46261 Mon, 16 Mar 2026 12:41:06 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46261 2026-03-16T12:41:06Z Войтехин, О. Л. Серебренников, А. В. Мироненко, К. В. Представлены результаты комплексного анализа влияния ряда технологических параметров многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), реализуемого по схеме Plug&Perf на продуктивность и равномерность работы перфорационных кластеров в условиях ультранизкопроницаемых карбонатных коллекторов Речицкого месторождения нефти. Работа основана на статистической обработке данных промыслово-геофизических исследований профиля притока, выполненных на 6 скважинах (всего – 8 исследований, включая повторные исследования на двух скважинах). Методология включает расчет безразмерного дебита кластеров и коэффициента вариации для оценки равномерности их работы. Проанализированы влияние ряда ключевых параметров: конечной концентрации расклинивающего агента, доли фрак-песка, стратегии вторичного вскрытия, объема закачки кислотных составов, объема замыва оборудования после ГРП (объема вынужденной перепродавки), а также давления остановки закачки перед операцией основного ГРП. Выявлены доминирующие параметры, влияющие на дебит кластеров и его равномерность. На основании анализа предложена оптимальная комбинация технологических параметров, направленная на снижение высокой неоднородности работы кластеров и повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов. The results of a comprehensive analysis of the influence of a number of technological parameters of multi-stage hydraulic fracturing (MGRF) implemented under the Plug&Perf scheme on the productivity and uniformity of perforation clusters in ultra-low-permeable carbonate reservoirs of the Rechitsky oil field are presented. The work is based on statistical processing of data from field and geophysical studies of the inflow profile performed at 6 wells (a total of 8 studies, including repeated studies at two wells). The methodology includes calculating the dimensionless flow rate of clusters and the coefficient of variation to assess the uniformity of their operation. The influence of a number of key parameters is analyzed: the final concentration of proppant, the fraction of fractum, the strategy of secondary opening, the volume of acid injection, the volume of equipment washing after hydraulic fracturing (forced resale volume), as well as the pressure of stopping injection before the main hydraulic fracturing operation. The dominant parameters affecting the flow rate of clusters and its uniformity are revealed. Based on the analysis, an optimal combination of technological parameters is proposed, aimed at reducing the high heterogeneity of cluster operations and increasing the efficiency of developing hard-to-recover reserves. https://elib.gstu.by/handle/220612/46260 Mon, 16 Mar 2026 12:03:34 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46260 2026-03-16T12:03:34Z Денисенко, А. В. Серебренников, А. В. Гавриленко, А. И. В период с 2019 по 2025 г. РУП «Производственное объединение «Белоруснефть» ведет активную работу по разработке низкопроницаемых карбонатных отложений Припятского прогиба. В связи с крайне низкими фильтрационно-емкостными свойствами этих пород-коллекторов их промышленная разработка является экономически целесообразной исключительно при применении прогрессивных методов, таких как бурение скважин с протяженными горизонтальными стволами с последующим многостадийным гидроразрывом пласта. In the period from 2019 to 2025 RUE “Production Association “Belorusneft” is actively working on the development of low-permeable carbonate deposits of the Pripyat trough. Due to the extremely low filtration and reservoir properties of these reservoir rocks, their industrial development is economically feasible only when using advanced methods, such as drilling wells with extended horizontal trunks followed by multi-stage hydraulic fracturing. https://elib.gstu.by/handle/220612/46259 Mon, 16 Mar 2026 11:38:06 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46259 2026-03-16T11:38:06Z Авласенко, И. С. Пологеенко, В. В. Порошин, Д. В. В подсолевом и межсолевом нефтегазоносных комплексах ряда районов Припятского прогиба встречаются объекты с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Рассмотрен один из наиболее эффективных методов проводки глубоких скважин в зонах распространения АВПД, основанный на технологии бурения с MPD (Managed pressure drilling). Поставлен вопрос научного обоснования выбора технологии строительства и конструкции скважины в условиях узкого или неизвестного окна бурения для конкретных геолого-технических условий одного из участков рассматриваемого региона. In the subsalt and inter-salt oil and gas bearing complexes of a number of regions of the Pripyat trough, objects with abnormally high reservoir pressures (AVPD) are found. One of the most effective methods of conducting deep wells in the areas of WUA distribution, based on MPD (Managed pressure drilling) drilling technology, is considered. The question of scientific justification of the choice of well construction technology and construction in conditions of a narrow or unknown drilling window for specific geological and technical conditions of one of the sites of the region under consideration is raised. https://elib.gstu.by/handle/220612/46258 Mon, 16 Mar 2026 11:26:25 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46258 2026-03-16T11:26:25Z Климович, В. А. Порошин, В. Д. В настоящее время основные сложности в нефтяной отрасли большинства нефтегазодобывающих регионов связаны с высокой выработкой ресурсной базы, ростом обводненности продукции, а также с увеличением доли трудноизвлекаемых запасов, связанных с низкопроницаемыми коллекторами. В таких условиях гидроразрыв пласта (ГРП) является одним из основных методов повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, а также повышения нефтеотдачи пластов. В Республике Беларусь ГРП активно применяется для интенсификации притока пластового флюида на нефтяных залежах с традиционным и нетрадиционным типом коллекторов. При применении данного метода используются дорогостоящие материалы, в том числе расклинивающие агенты, такие как керамические проппанты. С увеличением количества и сложности проводимых ГРП происходит и рост затрат на освоение скважин. Одним из методов снижения стоимости ГРП является замена дорогостоящего проппанта на альтернативный расклинивающий материал – кварцевый песок. В данной статье рассмотрены результаты лабораторных исследований кварцевого песка и приведены результаты моделирования использования различных вариаций соотношения проппант–песок при проведении ГРП на месторождениях Припятского прогиба. Currently, the main difficulties in the oil industry in most oil and gas producing regions are related to the high development of the resource base, an increase in the water cut of products, as well as an increase in the share of hard-to-recover reserves associated with low-permeability reservoirs. Under such conditions, hydraulic fracturing is one of the main methods for increasing the productivity of producing and injecting wells, as well as increasing oil recovery. In the Republic of Belarus, hydraulic fracturing is actively used to intensify the flow of reservoir fluid in oil deposits with traditional and non-traditional reservoirs. When applying this method, expensive materials are used, including proppant agents such as ceramic proppants. As the number and complexity of hydraulic fracturing increases, so does the cost of well development. One of the methods to reduce the cost of hydraulic fracturing is to replace expensive proppant with an alternative proppant material-quartz sand. This article reviews the results of laboratory studies of quartz sand and presents the results of modeling the use of various variations in the proppant–sand ratio during hydraulic fracturing in the Pripyat trough deposits. https://elib.gstu.by/handle/220612/46257 Mon, 16 Mar 2026 11:16:50 GMT https://elib.gstu.by/handle/220612/46257 2026-03-16T11:16:50Z Дубина, Д. А. Войтехин, О. Л. Синецкий, Р. В. Гидравлический разрыв пласта (ГРП) остается наиболее распространенным методом интенсификации добычи углеводородов. Однако его эффективность существенно зависит от выноса расклинивающего агента (РА) из трещины в процессе разрядки и эксплуатации, что приводит к снижению проводимости и продуктивности пласта. В рамках настоящей работы проведен анализ причин выноса РА из скважин, вскрывающих I–III пачку петриковско-елецкой залежи Речицкого нефтяного месторождения. Работа направлена на выявление ключевых факторов, влияющих на эффективность закрепления трещин, и формирование основы для разработки прогнозных моделей поведения трещин ГРП в пластовых условиях. Hydraulic fracturing (fracking) remains the most common method of intensifying hydrocarbon- production. However, its effectiveness significantly depends on the removal of proppant from the crack during discharge and operation, which leads to a decrease in the conductivity and productivity of the formation. In this paper, we analyzed the causes of RA removal from wells opening the I–III pack of the petrikovsko-yeletskaya deposit of the Rechitsky oil field. The work is aimed at identifying key factors affecting the effectiveness of crack fixing and forming the basis for developing predictive models of the behavior of hydraulic fractures in reservoir conditions.