Целью работы являлась разработка методов принятия инженерных решений при проектировании систем расстановки уплотняющих скважин в условиях низкопроницаемого неоднородного коллектора ачимовской пачки. Рассмотрен программный модуль системы поддержки принятия решений, который позволит ускорить и автоматизировать процесс подбора оптимальной системы уплотнения для различных геологических условий ачимовской толщи.
     Планируется, что готовый проект будет использовать базу данных прогнозных профилей добычи типовых сочетаний базовой и уплотняющей систем скважин в широком диапазоне геологических условий. С помощью интерфейса пользователь сможет в сжатые сроки подобрать оптимальную систему уплотнения или провести ретроспективный анализ уже принятых проектных решений. В рамках текущего этапа разработаны и апробированы подходы к моделированию и оценке эффективности систем с уплотнением для низкопроницаемых неоднородных коллекторов. Разработаны методики анализа фактических результатов уплотняющего бурения и оценки его эффективности с учетом влияния на базовую добычу. Созданы методики и алгоритмы проектирования нерегулярных систем расстановки уплотняющих скважин на участках низкопроницаемых неоднородных коллекторов, разбуренных регулярными системами скважин.      Тиражирование технологии возможно для ачимовских отложений и их аналогов на Приобском, Приразломном, Правдинском, Фаинском, Среднебалыкском, Мамонтовском, Восточно-Сургутском, Угутском, Южно-Сургутском, Усть-Балыкском и других месторождениях.      Таким образом, разработанная методология в совокупности с синтетическими гидродинамическими моделями может быть использована для систематической оценки эффективности реализованного уплотняющего бурения и проектирования новых систем уплотнения. 

     В настоящее время существует значительный фонд малодебитных скважин с ГС и МГРП, добывающих нефть из низкопроницаемых залежей механизированным способом при помощи ЭЦН, а также с использованием газлифта. Целью данной работы является динамическое моделирование различных режимов работы малодебитных скважинах с протяженным ГС и МГРП, добывающих флюид методом механизированной добычи, а также методы борьбы с возможными осложнениями и оптимизация режима работы.
     Для корректного описания физических процессов в данной работе использован симулятор неустановившегося мультафазного потока c различными подходами к проведению численного моделирования многофазных течений в стволе скважины, в том числе с учетом изменения параметров притока и с учетом наличия ЭЦН в скважине и газлифтного оборудования. Показаны различные способы задания ЭЦН в скважине, в том числе при наличии газосепаратора, а также возможности моделирования режима ПКВ.
     В рамках подбора и оптимизации режима работы ЭЦН учитываются изменяющиеся во времени показатели по продуктивности пласта, газовому фактору, режимам течения в стволе скважины, параметры ЭЦН, а также термодинамические показатели при остановке и запуске насоса. В работе продемонстрировано результаты расчетов многофазного течения в стволе скважины с ЭЦН на основе реальных данных. Показаны возможности по оптимизации режима работы скважины с помощью проведения многовариантных расчетов в специализированном ПО.
     На примере реальных скважин показаны возможности по использованию беспакерного газлифта для низкодебитных скважин. Расчеты, проведенные в специализированном симуляторе нестационарного потока в скважине, позволяют подобрать оптимальный режим подачи газа в затрубное пространства для максимизации добычи и оптимальной работы скважины при газлифтном беспакерном способе эксплуатации.

 

     В работе рассмотрен новый подход к прогнозированию обводненности добывающих скважин на основе исторических данных. Алгоритм представлен в MS Excel и опробован на различных математических зависимостях, таких как экспоненциальная, логарифмическая зависимости и многофакторная регрессия. В результате анализа с применением различных методов выбор сделан в пользу уравнений трех- и четырех- факторной регрессии, а также определены параметры работы скважины, которые закладываются в уравнение регрессии. Для оценки сходимости с данными о фактической обводненности выполнен прогнозный расчет на 1 год по уравнению регрессии, функциям Corey и трендам из гидродинамической модели.

      В работе рассмотрен подход к оптимизации разработки месторождений нефти, включая высоковязкую, с использованием химических методов воздействия на пласт. Целевая функция строится таким образом, что минимизируются обводненность продукта, масса закачиваемых химических агентов, объем закачиваемой воды и при этом либо максимизируется нефтедобыча, либо обеспечиваться приближение объема добываемой нефти к желаемому. Для каждого слагаемого вводится «стоимостной» коэффициент, что позволяет выполнять оптимизацию при различных стратегиях разработки. Формируется набор оптимизируемых параметров. На параметры накладываются ограничения, которые устанавливаются с учетом возможностей используемых техноло- гий разработки. На вход процедуры оптимизации подается гидродинамическая модель, представленная распределениями пористости, абсолютной и фазовыми проницаемостями, а также фазово-компонентного состава и его свойств. Эта модель может быть построена по скважинным данным или получена в результате автоадаптации. Расчет прогнозных характеристик добычи для очередного плана разработки, а также функций чувствительности к изменению параметров выполняется путем полного гидродинамического моделирования.
      Метод полного гидродинамического моделирования многофазного многокомпонентного потока в неоднородной трехмерной пористой среде основан на узловом методе конечных элементов со специальной процедурой балансировки потоков, что обеспечивает локальное сохранение массы для каждого компонента и выполнение требования ограничения насыщенностей фаз. Перенос фаз и обновление компонентно-фазового состава в каждой ячейке конечно-элементной сетки моделируются «явно» в зависимости от объема и состава фаз, втекающих, вытекающих и остающихся в ячейке, а также с учетом зависимостей свойств фаз от давления, насыщенностей и массовых долей компонентов. Проанализирована применимость метода оптимизации добычи для различных моделей месторождений. Предлагаемый подход позволяет снизить трудозатраты на проектирование и повысить качество принятия решений.

     Газлифтный способ добычи в настоящее время широко применяется на шельфовых проектах. Преимущество данного метода обусловлено возможностью обеспечить значительное время наработки на отказ внутрискважинного оборудования (ВСО), так как про ведение капитального ремонта скважин (замена вышедшего из строя ВСО) в условиях шельфа требует привлечения дорогостоящей буровой установки. Однако, несмотря на преимущества, газлифт не позволяет достичь достаточно низких забойных давлений, чтобы реализовать потенциал скважин (особенно высокообводненного фонда). В результате внедрения УЭЦН можно обеспечить более низкие забойные давления и существенно увеличить добычу на месторождениях. В то же время переоборудование скважин с газлифтного способа добычи на УЭЦН требует дополнительных инвестиций в проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) в начальный момент и капитальный ремонт скважин после выхода установок из строя в последующие периоды.
     Для учета совокупности технико-экономических показателей каждого из способов эксплуатации и определения наилучшего метода на практике успешно применятся подход, основанный на оптимизации чистого дисконтированного дохода. Метод поз воляет учесть особенности каждой из технологий добычи и избежать субъективных оценок. В данной работе для обоснования критериев переоснащения скважин с газлифтного способа добычи на УЭЦН применен аналогичный подход. Предложена аналитическая модель эксплуатации скважины шельфового месторождения. Получены комплексы технико-экономических параметров, с использованием которых создана методика для оперативного подбора скважин-кандидатов для проведения ГТМ. Определено количественное влияние различных технико-экономических факторов на результаты расчетов. Построены универсальные диаграммы для ранжирования скважин-кандидатов.
     Применение разработанного подхода показано на примере решения задач поиска и обоснования проведения ГТМ на месторождении СП «Вьетсовпетро». Метод, представленный в работе, применим как для шельфовых месторождений, так и для место рождений, расположенных на суше с учетом адаптации экономической модели к усло виям конкретного проекта.
 

     Наличие достоверных данных о PVT свойствах пластовых флюидов играет ведущую роль при подсчете запасов нефтяных и газовых залежей, оценке коэффициента извлечения нефти, исследовании скважин, численном моделировании коллекторов и принятии обоснованных решений при проектировании разработки месторождений.
     На практике результаты промысловых, лабораторных и теоретических исследований используются одновременно для обоснования свойств природных углеводород ных смесей. На каждом из отмеченных этапов специалисты стремятся повысить достоверность получаемых данных и развить методы их интерпретации. Определение свойств пластовых флюидов нефтяного месторождения является обязательным условием эффективного применения различных методов воздействия на призабойную зону, подбора оборудования для эксплуатации скважин. Свойства пластовых флюидов определяются различными термобарическими условиями и меняются в зависимости от текущего состояния пласта и пластового давления. Все известные методы определения свойств пластовых флюидов можно разделить на две группы: экспериментальные и расчетные. В настоящее время актуальной задачей является создание PVT-моделей, адекватно воспроизводящих свойства пластовых углеводородных смесей.
 

     Цифровые интегрированные модели (ИМ) являются инструментом контроля и управления разработкой месторождений. Выполнен обзор основных сложностей при подготовке исходных данных для ИМ. Приведен перечень данных, которые принимаются для описания объектов, входящих в состав ИМ. Выделены два крупных класса данных:
     1) условно-постоянные – относящиеся к конструкции оборудования; механизмы проверки чаще всего сводятся к сопоставлению физических характеристик объектов с информацией из сопроводительной (паспортной, проектной) документации;
     2) переменные - характеризующие режимы работы установок и такие промысловые данные, как дебиты, давления, температуры, скорости; здесь в каждом конкретном случае необходима проработка механизмов проверки данных, их согласования, а также насыщения.
     Дано описание объема исходных данных в задачах интегрированного моделирования. Этот объем чаще всего характеризуется высокой размерностью (десятки параметров) и ограниченным набором исторических наблюдений по элементам. Поскольку выборка имеет небольшой размер (дискретность данных снижается за счет объединения по дням и месяцам) это не позволяет в достаточной мере идентифицировать скрытые зависимости в рамках одного рассматриваемого месторождения или объекта моделирования путем применения методов машинного обучения или нейронных сетей. Однако применение этих методов может давать устойчивые результаты при анализе на уровне систем хранения данных всего добывающего предприя тия (группы месторождений). В качестве инструментов контроля качества как на уровне систем хранения данных, так при инженерном анализе, выступают различного рода статистические модели, фильтры выбросов, реже трендовые фильтры.
     Приведены примеры применения ИМ как инструмента для валидации исходных данных (проверка качества гидродинамических исследований, замеренного дебита скважины, поиск распределения фазовых дебитов, выбор даты калибровки системы).

     В работе рассмотрена детальная адаптация постоянно действующей геолого-гидродинамической модели месторождения нефти, приуроченного к карбонатным отложениям среднего карбона в Республике Татарстан, с применением результатов геомеханического и геохимического моделирования. При анализе процесса разработки изучаемого месторождения в рамках построения гидродинамической модели выявлена низкая эффективности проведения гидроразрыва пласта (ГРП). Фактическая высота трещин ГРП предположительно достигала 30 м и более, что приводило к обводнению скважин башкирского яруса. Также, вероятно, в продукции скважин верейского горизонта имелись примеси флюида башкирского яруса.
     При создании ГДМ в программном продукте tNavigator с целью детального анализа упруго-прочностных свойств пласта и уточнения латерального распространения трещин ГРП построена геомеханическая модель, включающая кубы скоростей продольной и поперечной волны, плотности пород, модуля Юнга и коэффициента Пуассона. Для анализа вертикального распространения трещин ГРП с целью определения источника поступления жидкости в добывающие скважины на рассматриваемом участке месторождения проведены специальные лабораторные исследования состава пластового флюида с помощью геоиндикаторных технологий.
     По результатам работы настроена геометрия трещин ГРП с учетом фактического обводнения скважин, получено более точное распределение добычи нефти и воды по пластам, а также сохранен материальный баланс в модели. Таким образом, значительно повышены обоснованность принимаемых при адаптации модели решений и, следовательно, прогностическая способность модели. Подход к определению распространения трещин ГРП при адаптации ГДМ с применением геомеханического модели рования и геоиндикаторных технологий, представленный в данной работе, может применяться при решении задач анализа разработки многопластовых объектов.
 

     Для морских месторождений, расположенных в акваториях Каспийского и Балтийского морей, созданы многовариантные геолого-технологические модели газоконденсатного и нефтяного месторождений для вероятностной оценки технологических показателей разработки. Подготовка вероятностной модели месторождения заключалась в формировании перечня параметров, влияющих на профиль добычи, значение которых достоверно неизвестно, и диапазонов их изменения; поиске закономерностей распределения их вероятности, определения взаимосвязей между этими параметрами. Модель обеспечивала автоматическое создание произвольного количества сочетаний возможных значений варьируемых параметров, выполнение прогнозных расчетов и оценку неопределенности показателей разработки (эксперимент «Латинский гиперкуб»). По результатам расчетов из группы реализаций выбрана базовая модель (P50) для выполнения оценки чувствительно сти показателей разработки к изменению варьируемых параметров фильтрационной основы (эксперимент «Торнадо»). В результате эксперимента определены и ранжированы ключевые параметры, характеризующиеся высокой степени неопределенности, по степени их влияния.
     Для технико-экономического обоснования разработки и обустройства месторождений, а также обеспечения гибкости варианта разработки выбраны реализации P10, P50 и P90, на которых детализированы мероприятия по минимизации геологических рисков и реализации возможностей проектов.
     В результате работы предложены адаптивные варианты разработки, обеспечивающие минимизацию рисков и реализацию возможностей, возникающих по мере реализации проектов. Внедрение вероятностного геолого-технологического моделирования для оценки неопределенностей технологических показателей позволяет обосновать надежность оценки показателей проекта для принятия инвестиционных решений.

 

      Для математического моделирования процессов, происходящих в призабойной зоне пласта в процессе кислотных обработок, одним из важнейших параметров является константа скорости реакции. При этом в отечественной научной литературе освещены лишь общие сведения о методах определения константы скорости реакции и уравнениях, лежащих в их основе, в то время как алгоритмы обработки исходных данных не приводятся.
      С целью совершенствования методологии определения скорости взаимодействия кислоты с карбонатной горной породой и обеспечения воспроизводимости результатов исследований на языке программирования Python разработан ряд алгоритмов обработки лабораторных данных на основе уравнения Авраами – Ерофеева. Проведено сравнение результатов расчетов различными методами, показана их зависимость от продолжительности экспериментов. В результате сформирован перечень необходимых элементов алгоритмов для повышения воспроизводимости расчетов:
      - удаление лишних данных в конце эксперимента по критериям стабилизации;
      - учет объема дозируемой соляной кислоты в начале эксперимента;
      - подбор максимально возможного объема выделяющегося углекислого газа вместо
поиска максимального значения в экспериментальных данных.
      Анализы результатов расчетов и компьютерного моделирования убедительно доказывают необходимость разработки и дальнейшего совершенствования алгоритмов для более точного и воспроизводимого определения константы скорости реакции кислоты с породой. Полученные алгоритмы могут быть использованы в различных лабораторно-информационных системах для автоматической обработки данных, а также при подготовке научных работ в области моделирования солянокислотных обработок и подбора оптимальных кислотных составов.

     В данной работе рассматривается вопрос инициализации трещины и её направле ние в пласте при проведении операции ГРП. Предложенный метод позволяет для заданных технологических и геомеханических условий, определить значения, такие как давление разрыва, давление закрытия трещины, перфорационные отверстия, из которых преимущественно произойдёт инициализация трещины, а так же начальное направление простирания самой трещины для любых положений комбинаций траекторий ствола скважины и перфорационных отверстий.
     В работе рассмотрены случаи, которые часто встречаются на практике, а именно
процесс образования трещины в вертикальной, наклонно-направленной и горизонтальной скважины с учётом плотности перфорационных отверстий, фазировки перфораций и ориентацией перфораций в скважине. Так же в работе отражено влияние на направление развития трещины геомеханических свойств породы, а именно коэффициента Пуассона. Расчёты приведены для условия низкопроницаемых коллекторов с слабовыраженным контрастом напряжений.
     В частности, в работе рассмотрен случай с горизонтальной скважиной пробурённой поперёк максимального горизонтального напряжения. Данный пример является актуальными в силу увеличения бурения горизонтальных скважин в перпендикулярном направлении для образования поперечных трещин ГРП. Продемонстрированно, что трещина в данном случае может развиваться как вдоль, так и поперёк максималь ного горизонтального напряжения. Определены условия для образования поперечных трещин. Также рассмотрены и классические случаи с вертикальной скважиной.
Показано, что при отсутствии перфорационных отверстий в вертикальной скважине, трещина будет простираться вдоль максимального горизонтального напряжения. Однако, при наличии перфорационных отверстий, расположенных случайным образом в вертикальной скважине, будет наблюдаться отклонение трещины от первоначального положения в виду влияния перфорационных отверстий на напряжённой состоянии ствола скважины.
     В работе даны рекомендации по оптимальной плотности перфораций, фазировке, ориентации перфоратора в зависимости от типа заканчивания скважины в различных геомеханических условиях для разных типов пород.
 
Извините, демонстрация презентации и видеозаписи доклада пока не согласована

     Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение относится к крупнейшим месторождениям Восточной Сибири. Основным объектом разработки месторождения является пласт Вч. Помимо сложного геологического строения, в том числе множества разломов, которые делят месторождение на блочную структуру, и низкой пластовой температуры, разработка пласта осложнена наличием отложений соли в поровом пространстве коллектора. Вымывание соли нагнетаемой слабоминерализованной водой меняет начальные фильтрационно-емкостные свойства коллектора. Пористость и проницаемость породы увеличиваются кратно, что влияет на распределение флюидов в пласте.
     В работе рассмотрено численное исследование влияния рассолонения порового пространства на прогнозирование фронта нагнетаемой воды в ходе реализации уплотняющего бурения на месторождении. Полномасштабная гидродинамическая модель пласта Вч реализована в симуляторе tNavigator, в котором имеется дополнительная опция, позволяющая моделировать вымывание соли пресной водой. Для проведения исследования выделены отдельные участки месторождения с реализацией программы уплотняющего бурения, на которых по результатам геофизических исследований скважин и данным изучения керна, разведочного и пилотного бурения регистрируется наибольшее содержание соли в коллекторе. Константа рассолонения применительно к гидродинамической модели Верхнечонского месторождения получена в ходе проведения экспериментов на собственном керне. Выполнен сравнительный анализ численных расчетов с учетом рассолонения коллектора и без его учета, проведено сопоставление с фактическими данными ввода и эксплуатации скважин. Установлено, что численный результат с учетом рассолонения наиболее близок к фактическим данным, получаемым после бурения скважин.
     Результатом данной работы является более точный прогноз фронта нагнетаемой воды и, как следствие, повышение успешности уплотняющего бурения, увеличение выработки запасов.
 
Извините, демонстрация презентации и видеозаписи доклада пока не согласована

     Остаточные и критические насыщенности всех участвующих в фильтрации фаз как самостоятельные величины присутствуют во входных данных большинства гидродинамических симуляторов, таких как Eclipse, tNavigator, РН-КИМ и др. Очевидно, что необходимость введения и определения этих величин обусловлена практикой разработки углеводородных месторождений. Согласно ГОСТ 22609-77, критическая водонасыщенность горной породы - это ее максимальная водонасыщенность, при которой из породы извлекается безводная нефть или газ. Наиболее распространенный способ определения критической водонасыщенности коллектора это расчет функции Баклея – Леверетта с использованием относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Недостатком экспериментальных методов определения ОФП является большой интервал и неопределенность кривой между значениями водонасыщенности на первых двух режимах измерения ОФП, между которыми, как правило, находится искомая величина критической водонасыщенности. Вследствие этого погрешность в определении критической водонасыщенности не поддается прогнозу. Кроме того, число экспериментов по определению ОФП, как правило, существенно меньше, чем количество капиллярных исследований. На основе изучения механизма вытеснения нефти водой, с использованием простой капиллярной модели пористой среды и без потери общности рассуждений, показано, что критическая водонасыщенность определяется распределением пор размерам и их долевому участию в качестве каналов для фильтрации насыщающих коллектор флюидов. На основании этой связи в докладе обсуждается оригинальная методика расчета критической водонасыщенности по результатам капиллярных исследований без использования рассчитанных или измеренных ОФП. Представленный метод расчета критической водонасыщенности по результатам исследований кривых капиллярного давления хорошо сопоставим с наиболее часто используемым методом расчета по экспериментальным ОФП.

Извините, демонстрация презентации и видеозаписи доклада пока не согласована

     Управление инвестиционными проектами нефтегазового комлекса (НГК) сопряжено с продолжительным инвестиционным циклом (40–100 лет), в течение которого изменяются параметры их реализации, в том числе природное, технологическое, экологическое и социальное состояние инфраструктуры территорий, нормативные документы, условия финансирования проекта, стоимость ресурсов. Это является причиной возникновения неопределенных ситуаций и требует оперативного учета происхо дящих изменений. Неопределенность источников воздействия на территории НГК обусловлена одновременным проявлением как планетарных геосферных процессов, так и локальных природных и техногенных факторов.
     Учет возникающих рисков и минимизация их проявления осуществляются в рамках управления природоохранными проектами НГК на глобальном, национальном, региональном, локальном и детальном уровнях. Эффективность выполнения таких проектов зависит от полноты информации об исследуемых процессах на протяжении временного периода, связанного с происходящими негативными воздействиями. Именно наличие полной и доступной информации о характере и уровне негативного воздействия на состояние природных компонентов окружающей среды лежит в основе выбора наилучших доступных технологий для нейтрализации этого воздействия.
     Целью данной работы являлась разработка моделей управления геоэкологическими рисками на разных стадиях реализации проектов освоения нефтяных и газовых месторождений с использованием цифровой платформы геоинформационной среды проекта. Рассмотрены следующие задачи: выбор стратегий управления рисками проекта на разных стадиях его реализации; инвентаризация источников возникновения геоэкологических рисков; построение моделей геоинформационной среды реализуемого проекта; создание макета цифровой технологической платформы для построе ния геопространственных и объектно-ориентированных моделей территории объектов НГК.

     Важнейшим материалом, лежащим в основе изучения и моделирования свойств месторождений нефти и газа, являются результаты литологического и седиментологического изучения керна. Однако, несмотря на стремительно развивающиеся технологии, оформление результатов и их дальнейшее применение доставляет множество затруднений исследователям.
     На базе лабораторного центра ООО «ТННЦ» реализован цифровой проект, который в корне изменил бизнес-процесс и привнес следующие инновации:
     - исключена необходимость переноса информации с бумажного носителя в электронный вид после окончания работы с объектом изучения – она заносится напрямую в базу данных (БД) непосредственно в зале описания керна при помощи ноутбука;
     - структура результатов представлена группой справочных значений (ключевых параметров), которые вносятся с помощью интерфейса информационной системы и на основе которых автоматически формируется итоговый текст;
     - на базе информационной системы создан и обучен программный алгоритм, который на основе фотографий керна формирует предварительный вариант послойного
описания, что является своеобразной «подсказкой» и помогает пользователю отме-тить все важные детали;
     - результаты выгружаются в виде отчетных таблиц и итоговых планшетов нажатием кнопки;
     - итоговые данные доступны любому потребителю в режиме реального времени, имеют универсальный и удобный вид, легко конвертируются в различные форматы для их дальнейшего использования при построении петрофизических зависимостей, создании литолого-фациальных и геологических моделей и др.
     В работе рассмотрены преимущества внедренного комплексного цифрового подхода, дано развернутое описание реализованной схемы взаимодействия со смежными подразделениями, а также оценен эффект от его реализации и обозначены перспективы дальнейшего развития системы.

Извините, демонстрация презентации и видеозаписи доклада пока не согласована

     Карбонатные отложения Республики Татарстан обладают большим потенциалом для добычи углеводородов. Одним из наиболее эффективных методов интенсификации добычи нефти является гидроразрыв пласта (ГРП). Однако из-за сложности строения пустотного пространства и низкой изученности карбонатных коллекторов в ряде случаев технология ГРП оказывается малоэффективной. Как следствие, данный метод применяется в незначительных объемах. Для корректного дизайна ГРП необходимо определить напряженное состояние пластов и их геомеханические характеристики.
     В рамках данной изучено напряженно-деформированное состояние массивов горных пород вокруг ствола скважины. Определены величины и азимут главных напряжений, действующих в пластах. Вертикальное напряжение σv рассчитывали путем интегрирования плотности горных пород по глубине. Минимальное горизонтальное напряжение определяли по результатам проведенного ГРП как давление закрытия трещины на забое с учетом реального пластового давления. Максимальное горизонтальное напряжение находили путем построения полигона напряжений. Исходя из величин напряжений, сделан вывод, что на данном месторождении преобладает тектонический режим сброса-сдвига и соответственно трещина ГРП будет вертикальной. В рассматриваемой скважине проведены исследования электрическим микросканером. По результатам интерпретации данных направление техногенных трещин в башкирском ярусе составило в среднем 115°, что соответствует направлению максимального горизонтального напряжения σhmax. Следовательно, трещина ГРП будет распространяться в направлении с северо-запада на юго-восток. Если сравнивать напряженное состояние в верейском горизонте, каширском подъярусе и башкирском ярусе, то явных различий в величинах напряжений не наблюдается. Это свидетельствует о том, что существенных «барьеров», которые могли бы ограничить рост трещины в высоту, не наблюдается. Для более точной оценки контраста напряжений необходимы актуальные данные о пластовых давлениях в различных интервалах.
     Полученные данные о напряжениях являются крайне важным материалом при планировании ГРП. Они позволяют спрогнозировать геометрию трещины и ее траекторию движения.