Применение гидравлического разрыва пласта на Мало-Балыкском месторождении

Передвижной насосный агрегат FS-2251 предназначен для закачки в скважину различных жидкостей и смесей с проппантом с высоким темпом и при большом давлении.

Трехплунжерный пятидюймовый насос SPM приводится в действие через автоматическую трансмиссию ALLISON двигателем DETROIT DIESEL.

Силовая установка - двухтактный дизель 16V149TIB, номинальная мощность - 1655 кВт при 2050 об/мин.

Насос SPM модель TWS 2000 - трехплунжерный, пятидюймовый, одностороннего действия, гидравлическая мощность - 1471 кВт, принудительная смазка плунжеров.

Максимальное рабочее давление - 80 МПа при подаче 0,77 м^З/мин.

Максимальное давление - 105 МПа.

Максимальная подача - 2,5 м^З/мин.

Полностью дистанционное управление из станции контроля или выносного пульта. Электронная система защиты от превышения установленного давления.

Для облегчения холодного пуска предусмотрены электроподогрев основных систем смазки, охлаждения и гидравлики, и эфирный запуск дизеля.

Песковоз предназначен предназначен для доставки требуемого количества проппанта на кустовую площадку и для его подачи в смесительный агрегат со скоростью, определяемой программой ГРП.

Автомобиль с химическими реагентами предназначен для их транспортировки и подачи в смесительный агрегат в процессе приготовления жидкости ГРП. Конструктивно он представляет собой закрытый кузов, смонтированный на автомобильном шасси.

Блок манифольда предназначен для распределения жидкости от блендера к каждому насосу по системе низкого давления и подаче общего потока от насосов в скважину по системе высокого давления. Конструктивно манифольд выполнен на отдельной платформе-скиде, перевозимой на специальном грузовике. Одновременное подключение до шести насосов.

Линии низкого давления оборудованы 4-дюймовыми задвижками типа «Батерфляй». Линии высокого давления оборудованы 3-дюймовыми пробковыми кранами с червячным редуктором, обратными клапанами и электронным преобразователем давления [15]. Типовая схема размещения оборудования ГРП представлена на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2 - Типовая схема размещения оборудования ГРП.

3.3 Жидкости и материалы, применяемые для гидравлического разрыва пласта

В качестве рабочего реагента при проведении гидроразрыва пласта применяются различные жидкости, обладающие разнообразными физическими параметрами. К данным жидкостям применяются следующие требования [10]:

- рабочие жидкости, нагнетаемые в пласт, не должны уменьшать ни абсолютную, ни фазовую проницаемость породы пласта;

- 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 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 - является рабочим агентом, нагнетанием которого в призабойной зоне пласта создается давление, обеспечивающее нарушение целостности пород пласта с образованием новых трещин или расширением уже существующих. Требования, предъявляемые к ее свойствам: минимальная фильтрация в пласт; пониженная вязкость в период закачивания; возможность быстрого удаления жидкости разрыва после смыкания трещины; хорошие очищающие свойства для обеспечения максимальной проводимости трещины; доступность и невысокая стоимость; высокая плотность для снижения давления ГРП; способность к утилизации [14].

- 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 вязкость, которая обеспечит способность удерживать частицы проппанта во взвешенном состоянии.

- 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 гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе, 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; деэмульгатор; стабилизатор глин; геллант САТ-НС-2 - 0,006 - 0,008 м³/мі; активатор САТ-НС-Act - 0,004 - 0,005 м³/мі; брейкер HGA-B - 1,2 кг/мі. Весь процесс замешивания занимает около часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости 1000 кг/мі, рН = 7, вязкость 150 - 350 мПа·с. Также распространен другой состав: BioClear (биоцид) - 0,03 кг/м³; Ecopol 40-60 (геллант) - 3,6 кг/м³; NE-201 (деэмульгатор) - 0,0015 м³/м³; NCL-100 (стабилизатор глин) - 0,0015 м³/м³; EC-HTS (стабилизатор геля) - 2 кг/м³ (подается только на жидкость мини-ГРП и жидкость разрыва основного ГРП); EC-101 (сшиватель) - 0,0015 м³/м³; Breaker DRB-HT подавать с концентрацией 0,1 кг/м³, начиная с концентрации проппанта 0,2 кг/м³ увеличивать концентрацию брейкера к концу разрыва до 0,5 кг/м³.

Типичные добавки для жидкостей ГРП: демпферы (для понижения pH); сшиватели (L10); добавки для предотвращения пенообразования (D47); полимеры (J800, J801); бактерициды (для предотвращения процесса размножения бактерий, М275, M76); брейкеры (для разрушения полимера и снижения вязкости жидкости гидроразрыва J318, J466); стабилизаторы глин (2% KCl, M117, L55, L237); добавки против потерь жидкости (J418, J84, J168); стабилизаторы температур (J353, J450); поверхностно-активные вещества (F75N, U66); добавки, предотвращающие образование эмульсий (W35, W54); PropNet (для предотвращения выноса проппанта).

Одним из первых расклинивающих агентов был просеянный речной песок с размером зерен 0,4 - 1,2 мм. Применяемый в настоящее время песок и другие виды расклинивающих агентов имеют менее угловатую поверхность и более точно классифицируются по размеру. Количество песка, подлежащего закачке в трещины, должно определяться специальными расчетами в зависимости от параметров пласта. Применяемые в настоящее время проппанты по прочности можно разделить на следующие группы: кварцевые пески (плотность до 2650 кг/м³); синтетические проппанты средней прочности (плотность 2700 - 3300 кг/м³); синтетические проппанты высокой прочности (плотность 3200 - 3800 кг/м³).

Основные свойства проппанта: округлость и сферичность; плотность; объемная плотность; растворимость в кислоте(12% HCl - 3% HF); примеси мелкозернистых частиц; сопротивляемость раздавливанию; сцепляемость.

На Мало-Балыкском месторождении концентрации проппанта в жидкости-песконосителе колеблются в широких пределах от 300 до 1100 кг/м³.

Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Причем обычно в жидкость-песконоситель добавляются сразу три типоразмера проппанта в соотношении 5% (мелкий), 75% (средний) и 15% (крупный). Диаметр песчинок у типоразмера 16/20 колеблется от 0,8 до 1,2 мм, у 20/40 - от 0,4 до 0,8 мм.

3.4 Определение интервалов продуктивной мощности после проведения гидравлического разрыва пласта

Интервалы продуктивной мощности, в которых образовались трещины, на практике определяют двумя методами. Один из них основан на активизации радиоактивными изотопами песка или другого гранулированного материала, используемого при гидроразрыве пласта.

Небольшой объем активированного песка вводят в жидкость-песконоситель при завершающей стадии закрепления трещины. Сравнением результатов гамма-каротажа, выполненного до и после ГРП, обнаруживается место скопления активированного песка. Против зоны разрыва фиксируется повышенное значение интенсивности гамма-излучения.

Второй метод, он чаще применяется в практике, основан на сравнении результатов глубинных измерений дебитомерами или расходомерами, осуществленных до и после ГРП. По изменению профилей притока жидкости в скважине можно судить о зонах образования трещин [14].

Таким образом, ГРП является одним из наиболее сложных видов работ в нефтегазовой отрасли, затрагивающий большое количество высокотехнологического оборудования. В настоящее время ГРП широко применяется во всем мире как в низкопроницаемых, так и в высокопроницаемых пластах-коллекторах. Можно выделить основные цели ГРП для пластов с низкой проницаемостью: увеличить добычу или приемистость созданием каналов с высокой продуктивностью; улучшить сообщаемость флюидов между скважиной и пластом; решение проблемы снижения проницаемости призабойной зоны скважины; миниминизация напряжений в пласте.

Значительное влияние на успешность ГРП оказывает правильный подбор жидкости разрыва и расклинивающего агента, к которым предъявляются сложные требования.

Для гидроразрыва пластов на Мало-Балыкском месторождении рабочей жидкостью является гель на водной основе. Применяется проппант, имеющий следующие типоразмеры: 10/14, 12/18, 16/20, 20/40. Также в данной главе представлены составы применяемых жидкостей и различные добавки, для придания жидкости необходимых свойств. На примере основной сервисной компании СП «Катконефть» рассмотрено наземное и подземное оборудование, изображена схема расстановки наземного оборудования при ГРП.

4. Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 Мало-Балыкского месторождения

4.1 Выбор скважин для осуществления гидравлического разрыва пласта

При выборе скважины для гидравлического разрыва пласта руководствуются, прежде всего, гидродинамическими характеристиками пласта, призабойной зоны скважины. При этом, в случае многопластового объекта разработки, параметры определяются для каждого пласта или пропластка, вскрытого скважиной, в отдельности, посредством исследований методом установившихся отборов и проведения замеров профилей притока или закачки на каждом режиме.

Для глубоко проникающего гидроразрыва предпочтительны слабопроницаемые (до 0,05 мкм²), сцементированные, крепкие породы. Предпочтительная толщина продуктивной части пласта 5 - 15 м. В скважинах, вскрывших многопластовые залежи или пласты толщиной более 15 м, проводят многократное или поинтервальное воздействие. Рекомендуется избегать разрыв в глинистых зонах.

Отмечается снижение результатов гидроразрыва пласта от степени выработки горизонтов и по месторождениям в целом. Лучшие результаты гидроразрывов в добывающих скважинах отмечаются по пластам с высоким давлением, с меньшей степенью дренированности и имеющим более высокую нефтенасыщенность. Гидроразрыву в первую очередь подвергаются скважины, продуктивность которых меньше чем у близлежащих. Вместе с тем, если производительность малодебитной скважины обусловлена недостатком пластовой энергии, то гидроразрыв производится в первую очередь в водонагнетательной скважине.

Гидроразрыв пласта рекомендуется производить на скважинах следующих категорий [11, 12]:

- скважины, давшие при опробовании слабый приток нефти;

- скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;

- скважины, имеющие заниженный дебит по отношению к окружающим;

- скважины с загрязненной призабойной зоной;

- скважины, работающие с высоким газовым фактором, с целью его снижения. Уменьшение газового фактора вследствие ГРП достигается в скважинах, имеющих небольшую разгазированную область вокруг забоя, то есть снижение высокого газового фактора за счет ГРП возможно в тех скважинах, где большой приток газа не связан с прорывом его из повышенной газонасыщенной части пласта или прорывом от газонагнетательных скважин;

- нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.

Гидравлический разрыв не рекомендуется производить в следующих скважинах [11, 12]:

- в нефтяных скважинах, расположенных вблизи контура нефтеносности;

- в скважинах с нарушенной фильтровой частью;

- в скважинах со сломом или смятием колонны;

- при недостаточной высоте подъема цемента или при плохом состоянии цементного кольца за колонной.

В тех скважинах, в которых в результате разрушения цементного камня или неудовлетворительной цементировки за колонной возникла циркуляция жидкости, необходимо произвести РИР для исправления цементного кольца, а затем уже планировать гидравлический разрыв пласта.

Считается, что разрыв пласта в скважинах с открытым забоем менее благоприятен, чем в обсаженных и перфорированных скважинах.

Такими же критериями подбора скважин для ГРП пользуется геологическая служба ООО «РН-Юганскнефтегаз».

4.2 Наименование работ, выполняемых для подготовки скважины к проведению гидравлического разрыва пласта

ГРП предшествует большой объем подготовительных работ, связанных с изучением геолого-промысловых материалов, исследованием скважины и обеспечением его технического состояния, а также по технико-технологическому обеспечению процесса.

По скважине, намеченной для проведения в ней ГРП, прежде всего, проводится анализ всех геолого-промысловых материалов. По результатам анализа геолого-промысловых материалов намечаются объемы дополнительных геолого-промысловых и гидродинамических исследований для получения достоверной информации о скважине и пласте, необходимой при планировании ГРП.

Подготовка скважины включает в себя следующие операции:

- планировку и подготовку площадки у скважины для размещения основных и вспомогательных агрегатов, емкостей для рабочих и вспомогательных жидкостей;

- оснащение подземного оборудования и монтаж передвижной подъемной установки типа А-50У для проведения спуско-подъемных операций;

- подъем из скважины насосной установки, замер расположения забоя скважины, а при наличии пробки промывка ее;

- шаблонироние эксплуатационной колонны при осуществлении ГРП по НКТ или опрессовка ее при ГРП по эксплуатационной колонне;

- спуск в скважину подземного оборудования: НКТ с пакером и якорем. Техническим мероприятием, предупреждающим образование песчаных пробок, является спуск НКТ на 2 - 3 м ниже подошвы пласта, подвергаемого ГРП, и оснащение колонны труб в нижней ее части патрубком со скосом («пером»);

- монтаж оборудования устья скважины специальным устьевым оборудованием для ГРП АУ-700.

Одновременно с подготовкой скважины готовится необходимое оборудование, жидкости для проведения ГРП и песок.

Рабочие и вспомогательные агрегаты перед ГРП должны пройти детальный осмотр и профилактический ремонт с заменой изношенных деталей или узлов.

Из-за большого числа факторов, влияющих на давление раскрытия или образования трещин, определить его расчетным путем оказывается затруднительно. Поэтому в промысловой практике давление разрыва пород или раскрытия трещин определяют по данным испытания скважин на приемистость. Испытание на приемистость осуществляется в подготовительный период и совмещается с опрессовкой пакера или колонны труб. Испытание на приемистость и опрессовку проводят в следующей последовательности.

К скважине подключают один или два агрегата. В качестве жидкости для испытания на приемистость, как правило, применяют воду (для нагнетательных скважин) и нефть (для добывающих). Скважину заполняют жидкостью, включают в работу агрегат и на минимальной скорости проводят нагнетание в течение 5 - 10 минут. При этом регистрируют среднее давление за время нагнетания и расход, после чего увеличивают скорость нагнетания или включают второй агрегат. Регистрируются те же параметры на втором режиме. Переходят на закачку с большей скоростью или большим числом агрегатов и так далее. Время нагнетания на каждом режиме принимают одинаковым.

Давление начала раскрытия или расширения трещин считается такое, при котором начинает резко увеличиваться приемистость скважины. Поэтому в промысловой практике устанавливают критическое давление, при котором в пласте создаются трещины, способные вмещать крупнозернистый песок. Практически установлено, что песок можно закачивать в трещины, если при нагнетании достигнуто увеличение приемистости скважины в 3 - 4 раза.

После посадки пакер испытывается давлением в 12 МПа. Продолжительность опрессовки 30 минут (снижение давления не допускается). Демонтируется подъемный агрегат и планируется площадка для проведения ГРП.

4.3 Описание технологии проведения гидравлического разрыва пласта

После подбора скважины для проведения ГРП необходимо провести ряд подготовительно-заключительных работ с целью обеспечения хороших результатов ГРП [16]:

- проведение геофизических исследований на скважине для определения технического состояния эксплуатационной колонны (наличие или отсутствие негерметичности);

- в интервале детальных исследований (масштаб записи 1:200) кроме термометрии, регистрируют естественный гамма-фон (ГК), локатор муфт (ЛМ), влагометрию (ВГ), барометрию. Данные ГК и ЛМ служат для точной привязки к разрезу;

- определение качества цементного кольца в интервале перфорации, а так же выше и ниже с целью выявления заколонных перетоков с помощью акустического цементомера;

- определение работающих интервалов пласта с помощью термограммы, термоиндуктивной и механической дебитометрии;

- определение продуктивности скважины путем замера кривых восстановления давления и восстановления уровней;

- определения дебита скважины и процентное содержание воды и нефти добываемого флюида.

Снижение забойного давления и создание депрессии на пласт осуществляется с помощью компрессора.

Основные этапы технологии проведения ГРП:

- подготавливается скважина и в нее спускаются на трубах пакер и якорь; на устье устанавливается специальная арматура;

- рассчитываются параметры ГРП (объемы жидкости разрыва, жидкости-песконосителя, наполнителя и продавочной жидкости);

- в зависимости от этого устанавливается количество агрегатов, необходимых для проведения ГРП;

- процесс нагнетания в скважину жидкости разрыва следует вести с производительностью, превышающей поглотительную способность скважины в 2 - 3 раза;

- после разрыва пласта в скважину подается жидкость-песконоситель;

- по окончании закачки жидкости-песконосителя в скважину подается продавочная жидкость для продавки жидкости-песконосителя в пласт.

Вторым слагаемым успеха является выбор расклинивающего агента. Таким материалом для СП «Катконефть» стал зернистый карболит размерностями 16/20 и 20/40 (диаметр зерен 6,8 мм и 1 мм). Он удачно сочетается с гелеобразным дизтопливом, хорошо сортируется, обладает правильной сферичностью и высокой проницаемостью в трещины после разрыва. Тип размерности 16/20 или 20/40 выбирают в зависимости от геологических условий [15].

После выбора количества и типа размера проппанта изучают параметры работы скважины для составления графика закачки проппанта. Так как на месторождении проводятся не глубокие обработки скважин методом ГРП, то количество проппанта на одну скважину составляет максимум 10 - 11 т.

В СП используют двухразмерную систему притока, разработанную в Канаде. Она дает возможность применить теорию генерации трещины к оптимизации проектирования процесса разрыва.

После подготовки скважины и проведения необходимых расчетов производят гидравлический разрыв по утвержденной программе.

Объем закачки и количество проппанта зависит от проницаемости коллектора и расчетной величины трещины. Обычно после закачки 50 - 80 м³ нефтяного геля подают жидкость разрыва с проппантом концентрацией от 100 до 1000 кг проппанта на 1 м³ жидкости разрыва.

В этот момент происходит рост давления до максимального как показано на рисунке 3.1. Весь процесс разрыва контролируется с помощью приборов и регистрируется непрерывно с записью всех параметров (количества расхода жидкости, карболита, рост давления) процесса поминутно. В момент возникновения пика давления (Р_max = 40 МПа) и происходит собственно гидравлический разрыв пласта. Давление начинает резко падать (рисунок3.1.) и становится минимальным (5,5 - 6,0 МПа), что соответствует гидравлическому сопротивлению движения жидкости в НКТ.

После гидроразрыва начинают процедуру «обратного потока» для извлечения жидкости разрыва и незакрепившегося расклинивающего агента.

Дальнейшие операции направлены на подготовку скважины к возврату в эксплуатацию. Продавочные жидкости обеспечивают продавку жидкости-песконосителя в пласт, а также удаления ее избытка из НКТ.

Подробнее рассмотрим наземные операции и технологию проведения ГРП СП «Катконефть». Перед началом работ по гидроразрыву пласта на территорию куста завозятся 3 емкости объемом по 45 - 60 м³, заполняют их товарной нефтью. Расстанавливают оборудование для проведения гидроразрыва пласта [15]: четыре насосных агрегата FC-2251; один смеситель МС-60; один блок манифольда IS-200; один песковоз; одна станция контроля; один цементировочный агрегат ЦА-320.

После расстановки оборудования производят работы по приготовлению рабочей жидкости. Рабочей жидкостью является нефтяной гель, который готовится непосредственно перед началом ГРП в емкостях общим объемом 80 - 100 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: CАТ-НС-2 - геллянт - 0,006 - 0,008 м³/м³; САТ-НС-Асt - активатор - 0,004 - 0,005 м³/м³; HGA-В - брейкер - 1,2 кг/м3.

Весь процесс замешивания занимает около 1 часа. Готовый гель имеет плотность базовой жидкости и вязкость 150 - 350 мПа·с.

Перед началом ГРП производится опрессовка манифольда, проверяется готовность техники и рабочей жидкости, проводится инструктаж персонала.

Все насосные агрегаты управляются одним оператором из станции контроля. Управление подачей проппанта в пескосмесительный агрегат производится с помощью компьютера из станции управления. В станцию контроля на центральный процессор по шести каналам передаются следующие параметры ГРП: давление на НКТ; давление на затрубе; скорость потока жидкости; концентрация проппанта; расход кросслинкера; подача проппанта.

Сам процесс ГРП состоит из следующих последовательных этапов [16]:

Закачка в скважину жидкости разрыва для создания трещин: увеличивая темпы нагнетания жидкости, снимают зависимость расхода жидкости от давления, по которой определяют момент расслоения пласта и ожидаемое давление нагнетания песчано-жидкостной смеси. Если коэффициент приемистости при максимальном расходе жидкости возрастет не менее чем в 3 - 4 раза по сравнению с коэффициентом приемистости при работе одного насосного агрегата на низшей скорости, то в пласте образованы трещины и можно приступать к закачке жидкости-песконосителя с песком.

В случае, когда разрыв пласта несмотря на максимально возможные темпы нагнетания жидкости разрыва не зафиксирован, процесс повторяют с применением жидкости повышенной вязкости. После установления факта разрыва пласта с целью дальнейшего развития трещин и облегчения ввода песка в них рекомендуется перед жидкостью-песконосителем в скважину закачивать 3 - 4 м³ слабофильтрующейся жидкости повышенной вязкости.

Закачка жидкости-песконосителя: закачка жидкости с песком в образовавшиеся трещины производится при максимально возможных темпах нагнетания. Объемная скорость закачки жидкости-песконосителя должна быть не ниже объемной скорости, при которой зафиксирован разрыв пласта.

Закачка продавочной жидкости для продавки песка в пласт: продавочная жидкость нагнетается непосредственно за песчано-жидкостной смесью без снижения темпов закачки. Объем продавочной жидкости должен быть равным или больше объема колонны труб, по которой происходило нагнетание смеси песка с жидкостью.

После продавки песка в пласт и остановки агрегатов, скважину закрывают.

4.4 Наименование работ, выполняемых для освоения скважины после проведения гидравлического разрыва пласта

После окончания ГРП скважина закрывается для восстановления гидростатического давления и разгеливания жидкости разрыва. Для контроля за скважиной, на устье устанавливаются манометры, позволяющие следить за изменением давления в течении 12 часов. Испытание скважины производят путем открытия буферной задвижки и запуска скважины на отработку в емкость с целью выноса из колонны НКТ неразгелившейся жидкости разрыва и остатков проппанта. Для освоения скважины на устье монтируется подъемный агрегат [16].

На производство работ по освоению скважин составляется план работ. При срыве пакера поднимают колонну НКТ на высоту, при которой прибор (ГИВ или другого типа) покажет нагрузку на 5 - 10% выше максимального веса НКТ при посадке. Делаем выдержку времени порядка 10 - 15 мин. В этот момент открывается байпас (перепускное устройство пакера) и уравновешивается давление между НКТ и обсадной колонной. При отсутствии дифференциального давления, удерживающие штифты автоматически разводятся, пакер освобождается и его можно поднимать. Если срыв пакера не произошел, повторяем операцию по увеличению нагрузки на 15 - 20% выше максимального веса до посадки пакера и делаем выдержку 15 - 20 мин. C целью уравновешивания жидкости в колонне НКТ и межтрубном пространстве. Производим глушение скважин жидкостью, удельный вес которой определен во время испытания скважины. После поднятия пакера в скважину спускается НКТ с пером-воронкой на конце для промывки скважины от проппанта до искусственного забоя.

Для определения эффективности ГРП и подбора глубинно-насосного оборудования для дальнейшей эксплуатации скважины проводим комплекс геофизических работ с компрессированием скважины по снятию эксплуатационных характеристик. После обработки данных геофизики, технологическая служба ЦДНГ делает расчет глубинного насосного оборудования и по полученным данным спускается в скважину ГНО и она запускается в работу.

4.5 Расчет основных параметров гидравлического разрыва пласта

Проектирование процесса гидравлического разрыва пласта представляет собой достаточно сложную задачу, которая состоит из двух частей: расчет основных характеристик процесса и выбор необходимого количества техники для его осуществления; определение вида трещины и расчет ее размеров [17].

Проведем расчет основных параметров ГРП пласта БС_17-20 на добывающей скважине 5510 куста 604. Исходные данные представлены в таблице 4.1.

Таблице 4.1 - Исходные данные для расчета

Исходные данные для расчета	Значение
Плотность породы, кг/м3	2600
Глубина залегания пласта, м	2790
Внутренний диаметр обсадной колонны, м	0,25
Коэффициент Пуассона горной породы, доли ед.	0,3
Модуль упругости пород, 104 МПа	1
Темп закачки жидкости разрыва, м3/с	0,02
Радиус контура питания, м	200
Плотность жидкости разрыва, кг/м3	1011
Плотность песка, кг/м3	2500
Концентрация песка в 1м3 жидкости, кг/м3	275
Вязкость жидкости разрыва, Па·с	0,29
Рабочее давление агрегата, МПа	29
Подача одного агрегата при Рраб, м3/с	0,0146
Внутренний диаметр НКТ, м	0,0759
Проницаемость призабойной зоны, мкм2	0,001
Толщина пласта, м	30
Коэффициент технического состояния, доли ед.	0,5
Количество песка, кг	10000

Разрыв производится по НКТ с пакером, внутренний диаметр НКТ d = 0,0759 м. В качестве жидкости разрыва и песконосителя используется не фильтрующийся водяной гель плотностью _ж = 1011 кг/м³ и вязкостью м_ж = 0,285 Па·с. Предполагается закачать в скважину Q_п = 10 т песка диаметром зерен 1 мм. Используем агрегат 4АН-700.

Целесообразно применять керамический проппант с покрытием отверждаемой смолой, для уменьшения возврата проппанта из трещины в процессе проведения работы.

Расчет:

Рассчитаем вертикальную составляющую горного давления:

(4.1)

где: Р_гв - вертикальная составляющая горного давления, МПа;

с_п - плотность горных пород над продуктивным горизонтом, кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

L_c - глубина скважины, м.

(4.2)

Рассчитаем горизонтальную составляющую горного давления:

(4.3)

где: Р_гг - горизонтальная составляющая горного давления, МПа;

- коэффициент Пуассона горных пород, доли ед.

(4.4)

В данных условиях образуются вертикальные или наклонные трещины.

Рассчитаем забойное давление разрыва пласта из выражения [18]:

(4.5)

где: Р_забр - забойное давление разрыва, МПа;

Е - модуль упругости пород, МПа;

Q - темп закачки жидкости разрыва, м³/с;

м_жр - вязкость жидкости разрыва, Па·с.

(4.6)

МПа. (4.7)

Рассчитаем объемную концентрацию песка:

(4.8)

где: _п - объемная концентрация песка, доли ед.;

C_п - концентрация песка в 1м³ жидкости, кг/м³;

с_п - плотность песка, кг/м³.

(4.9)

Плотность жидкости-песконосителя:

(4.10)

где: с_жп - плотность жидкости-песконосителя, кг/м³;

с_ж - плотность жидкости, используемой в качестве песконосителя, кг/м³.

кг/м³. (4.11)

Рассчитаем вязкость жидкости с песком:

(4.12)

где м_жп - вязкость жидкости с песком, Па·с.

(4.13)

Число Рейнольдса [18]:

Re = 4Qс_жп/(рd_внм_жп), (4.14)

где d_вн - внутренний диаметр НКТ, м.

Re = 4·0,02·1159/(3,14·0,0759·0,4) = 978. (4.15)

Коэффициент гидравлического сопротивления [17]:

(4.16)

где л - коэффициент гидравлического сопротивления.

(4.17)

Потери давления на трение жидкости-песконосителя:

Р_тр = 8лQ²L_cс_жп/(р²d⁵_вн), (4.18)

где Р_тр - потери давления на трение жидкости-песконосителя, МПа.

Р_тр = 8·0,065·0,02²·2790·1159/(3,14²·0,0759⁵) = 27,2 МПа. (4.19)

Учитывая, что Re = 978 > 200, потери на трение составят [18]:

Р_тр = 1,52Р_тр, (4.20)

Р_тр = 1,52·27,2 = 41,3 МПа. (4.21)

Давление на устье скважины при закачке жидкости песконосителя [18]:

(4.22)

где Р_у - давление на устье скважины при закачке жидкости песконосителя, МПа.

41,4 МПа. (4.23)

Необходимое число насосных агрегатов [19]:

 (4.24)

где: N - число насосных агрегатов 4АН-700;

Р_р - рабочее давление агрегата, МПа;

Q_р - подача агрегата при данном рабочем давлении, МПа;

к_тс - коэффициент технического состояния агрегата, доли ед.

(4.25)

Объем продавочной жидкости:

(4.26)

где V_п - объем продавочной жидкости, м³.

. (4.27)

Объем жидкости для осуществления ГРП (жидкость разрыва и жидкость песконоситель) [19]:

(4.28)

где: V_ж - объем жидкости для осуществления ГРП, м³;

Q_п - количества песка на один гидравлический разрыв, кг.

(4.29)

Суммарное время работы одного агрегата 4АН-700 на IV скорости :

(4.30)

где t - суммарное время работы, мин.

мин. (4.31)

Определим технологическую эффективность запроектированного и рассчитанного гидроразрыва. Для этого произведем сначала расчет размеров трещины [18].

В случае образования вертикальной трещины при разрыве пласта нефильтрующейся жидкостью длина трещины:

(4.32)

где l - длина трещины, м.

(4.33)

Ширину трещины определяем по формуле:

, (4.34)

где щ₀ - ширина трещины, м.

м или 1,96 см. (4.35)

Жидкость-песконоситель распространилась в трещине на расстоянии от скважины, примерно равном 90 % ее длины, т.е. l₁ = 0.9l = 44·0.9 = 39,6 м.

После снятия давления трещина закрывается не полностью на интервале, в котором находилась жидкость-песконоситель. Принимая пористость песка в трещине после ее закрытия m = 0.3, определим остаточную ширину трещины [20]:

 (4.36)

где щ₁ - остаточная ширина трещины, м.

м или 2,78 мм. (4.37)

Проницаемость трещины такой ширины:

(4.38)

где к_т - проницаемость закрытой трещины, мкм².

мкм². (4.39)

Среднюю проницаемость в призабойной зоне определяем по формуле [20]:

(4.40)

где к₁ - проницаемость в призабойной зоне, мкм².

мкм². (4.41)

Ожидаемый эффект от ГРП предварительно можно определить по приближенной формуле Г.К. Максимовича [21]:

(4.42)

где: Q₁ и Q₂ - дебит скважины соответственно до и после гидроразрыва, т/сут.;

R_k - радиус контура питания, м;

r_c - радиус скважины, м;

r_т - радиус трещины, м.

(4.43)

После гидроразрыва пласта можно ожидать более чем трех - пятикратное увеличение дебитов скважин.

Так как по условию задано ввести в трещины 10 т проппанта, то согласно характеристики агрегата 4ПА потребуется 2 пескосмесителя.

Количество автоцистерн определяем исходя из объема рабочей жидкости процесса ГРП: V_ж = 36 м³, Для обеспечение проведения процесса потребуется 3 автоцистерны ЦР-20, вместимостью 17 м³, одна из них для продавочной жидкости, две для жидкости разрыва. Результаты расчета сведены в таблицу 4.2

Таблица 4.2 - Результаты расчета основных параметров процесса ГРП

Основные расчетные параметры ГРП	Значение
Потери давления на трение в трубах, МПа	41,3
Коэффициент трения л, доли ед.	0,0654
Число Re	978
Плотность жидкости-песконосителя, кг/м3	1159
Вязкость жидкости-песконосителя,Па·с	0,39
Объемная концентрация песка, доли ед.	0,1
Забойное давление разрыва, МПа	31,7
Вертикальная составляющая горного давления, МПа	71,2
Горизонтальная составляющая горного давления, МПа	30,5
Давление на устье, МПа	41,41
Число насосных агрегатов, ед.	5
Необходимый объем продавочной жидкости, м3	12,6
Объем жидкости-песконосителя, м3	36,4
Время работы агрегата, мин.	56
Длина трещины, м	44
Раскрытость трещины, м	0,0196
Остаточная раскрытость, м	0,0028
Проницаемость трещины, мкм2	642112
Средняя проницаемость ПЗП, мкм2	2270

4.6 Анализ эффективности применения гидравлического разрыва пласта по объекту БС_16-22 на Мало-Балыкском месторождении

Общая характеристика фонда скважин с ГРП. Гидравлический разрыв пласта является одним из наиболее эффективных методов разработки слабопроницаемых объектов месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз». На месторождении ГРП является основным способом разработки слабопроницаемого и расчлененного коллектора ачимовской пачки.

На 01.01.2006 г. на месторождении проведено 714 скважино-операций гидроразрыва, из них 16 на объекте АС_4-6. Проведены повторные ГРП на 72 скважинах. Операции ГРП осуществляются на месторождении с 1988 года. Вплоть до 1998 года, все гидроразрывы проводились одной сервисной компанией «Юганскфракмастер». С 2000 по 2002 г. основным подрядчиком являлась фирма «Шлюмберже». С 2003 года гидроразрывы пласта выполнялись различными компаниями, большее количество из которых приходится на компанию «Катконефть». Объемы проведения ГРП и распределение их по сервисным компаниям представлены в таблице 4.3.

Таблица 4.3 - Объемы проведения ГРП в скважинах месторождения

Годы	Фрак-мастер	Шлюмберже	Катконефть	МеКаМинефть	Петро-Альянс	Халибёртон	Катобьнефть	Всего скважин
1988	1	0	0	0	0	0	0	1
1990	14	0	0	0	0	0	0	14
1991	78	0	0	0	0	0	0	78
1992	43	0	0	0	0	0	0	43
1993	53	0	0	0	0	0	0	53
1994	52	0	0	0	0	0	0	52
1995	61	0	0	0	0	0	0	61
1996	60	0	0	0	0	0	0	60
1997	60	0	0	0	0	0	0	60
1998	44	0	0	0	0	0	0	44
1999	0	0	0	0	0	0	0	0
2000	0	84	0	0	0	0	0	84
2001	0	88	0	0	0	0	0	88
2002	0	13	2	0	0	0	0	15
2003	0	1	14	4	0	0	0	19
2004	0	0	10	0	15	3	4	32
2005	0	0	9	1	0	0	0	10
Итого	465	187	35	5	15	3	4	714

По состоянию на 01.01.2006 г. на объекте БС_16-22 проведено 698 скважино-операций гидроразрыва. Из них 72 ГРП проводились повторно. Общая мощность Ачимовского объекта достигает 200 метров, поэтому на 16 скважинах ГРП по различным группам пластов проводились раздельно. Общий фонд скважин с ГРП составляет 610 единиц.

Для анализа динамики изменения технологических показателей разработки данные по добыче скважин были приведены к одной дате относительно даты проведения гидроразрыва. Отдельно рассматривались показатели по переходящим скважинам, которые к моменту проведения ГРП проработали более двух месяцев и по всем скважинам с ГРП, включая новые, к моменту проведения ГРП (рисунки 4.2 и 4.3). Показатели переходящего фонда скважин служат для сравнения показателей добычи до и после проведения ГРП. Данные по всему фонду скважин с ГРП позволяют получить более точное представление о динамике изменения дебита и обводненности после ГРП.

Таким образом, по переходящим скважинам (рисунок 4.2) средний дебит жидкости до ГРП составил 19 т/сут. (17 т/сут. нефти), после ГРП 58 т/сут. (52 т/сут. нефти). Далее в течение 14 месяцев после проведения гидроразрыва происходит снижение продуктивности скважин, после чего дебит жидкости стабилизируется на величине 42 т/сут. (37 т/сут. нефти). После проведения гидроразрыва обводненность в течение года выросла на 3%, что говорит о нормальном вытеснении и отсутствии прорыва воды. В условиях высоко расчлененных (расчлененность более 10) отложений ачимовских пластов распространение трещины приводит к вовлечению в разработку неперфорированных интервалов, в результате чего, практически по всем скважинам, в первые месяцы после проведения ГРП наблюдается падение текущей обводненности. Показатели по всем скважинам с ГРП (рисунок 4.3) отличаются меньшими дебитами после ГРП - 50 (46 т/сут. нефти) и 38 т/сут. (34 т/сут. нефти), что объясняется большей долей скважин, где гидроразрыв проводился в начале 90-х годов с использованием меньшего количества проппанта.

Рисунок 4.2 - Технологические показатели ГРП по переходящим скважинам объекта БС_16-22

Рисунок 4.3 - Технологические показатели ГРП по всем скважинам объекта БС_16-22

Для выявления природы падения дебита жидкости по скважинам преходящего фонда было приблизительно оценено значение скин-фактора после ГРП и на установившемся режиме после 14 месяцев (рисунок 4.2).

Для оценки величины скин-фактора использовались средние по рассматриваемым скважинам свойства пласта и жидкостей.

На установившемся режиме для определения использовалась формула Дюпюи.

Время до установившегося режима определяется по формуле [22]:

(4.44)

где: T_sss - время до наступления установившегося режима, сут.;

ц - пористость, доли ед.ы (0,2);

м - вязкость нефти (1,13), мПа·с;

С_t - общая сжимаемость (0,00294), МПа^-1;

r_e - радиус зоны дренирования (200), м;

к - проницаемость коллектора (0,00214), мкм².

На установившемся режиме скин-фактор получается равным минус 3,9.

Скин-фактор после ГРП на неустановившемся режиме оценивался из формулы линейного стока и равен минус 4,88.

По рисунку 4.2 видно, что снижение продуктивности скважин с ГРП за счет выхода на установившийся режим происходит в течение первых 2 - 3 месяцев и характеризуется резким спадом дебита жидкости на 13 %.

Дальнейшее, более плавное, снижение дебита скважин следует связывать с ухудшением проводимости трещины за счет разрушения и выноса проппанта, а также с падением пластового давления в окрестности скважин.

Расшифровка терминов используемых при дальнейшем анализе ГРП приведена на рисунке 4.4.



Рисунок 4.4 - Расшифровка терминов, используемых при анализе ГРП.

4.6.1 Анализ эффективности повторного применения гидравлического разрыва пласта

Продолжительный период эксплуатации существующих скважин с ГРП и наличие больших остаточных запасов делает актуальным проведение повторных ГРП, которые в последние 5 лет проводились на Мало-Балыкском месторождении повсеместно в количестве 72 скважино-операций. Дополнительным аргументом для проведения повторных ГРП является тот факт, что размеры трещин, сделанных в 90-х годах компанией «Юганскфракмастер», меньше проводимых в настоящее время. Так, средняя масса закачанного проппанта составляла 15 т против 88 т для ГРП, проведенных после 2003 года.

Для скважин с повторным ГРП были построены графики технологических показателей относительно даты проведения ГРП (рисунок 4.5). Сравнение делалось для одних и тех же скважин, то есть являющихся переходящими как во время первого, так и второго гидроразрыва. При проведении первого ГРП мгновенный прирост дебита жидкости составил 39 т/сут. (38 т/сут. нефти), стабилизируясь через 8 месяцев со средним установившемся приростом 25 т/сут. (24 т/сут. нефти). Для повторного ГРП приросты дебита жидкости составили 50 (39 т/сут. нефти) и 34 т/сут. (24 т/сут. нефти) соответственно. При проведении повторного ГРП не происходит резкого скачка обводненности и дальнейшее её изменение связано с выработкой запасов пласта.

Рисунок 4.5 - Технологические показатели для переходящих скважин с повторным ГРП по объекту БС_16-22

Сравнение эффектов от первого и повторного ГРП отчасти некорректно, так как в период между ними проводились массовые мероприятия по интенсификации добычи, увеличению компенсации и доперфорации интервалов. Однако, по своим показателям эффект от повторных ГРП не уступает другим ГРП, проведенным в те же годы, что позволяет сделать вывод об их эффективности и рекомендовать проведение повторного гидроразрыва на объекте БС_16-22.

4.6.2 Анализ эффективности гидравлического разрыва пласта по сервисным компаниям

Характеристики гидроразрывов пласта, проведенных различными компаниями (рисунок 4.6, таблица 4.4), показывают, что при проектировании и осуществлении ими использовались различные подходы и технологии.

Фирма «Юганскфракмастер» осуществляла гидроразрывы с 1988 по 1998 г. Данная компания проводила малообъемные ГРП (до 15 т), в которых использовался проппант 20/40. Мелкий проппант более устойчив к разрушению, однако не позволяет полностью использовать потенциал трещины. Как следствие, ГРП обладают средними мгновенным и установившимся приростами дебита (рисунок 4.6) по жидкости 34 и 24,5 т/сут. (33 и 23,5 т/сут. нефти). Большая кратность увеличения среднего дебита жидкости 4,4 раза для скважин, обработанных компанией Фракмастер, объясняется различием способа эксплуатации скважин до и после проведения гидроразрыва. Так с 1990 по 1999 год около 80% ГРП проводилось на скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом, с последующим переводом в механизированный фонд.

Компания «Шлюмберже» проводила гидроразрывы с 2000 по 2002 год, используя средние размеры проппанта 16/20 и 16/30. По этим ГРП после увеличения дебита отсутствует падение, как это можно наблюдать в целом по месторождению. Это связано с опережающим увеличением закачки в окрестностях скважин, планируемых к ГРП. Так в 2000 - 2002 году, месячная закачка возросла с 75000 до 200000 тонн. Подобное увеличение закачки в окрестностях скважин, планируемых к ГРП, может быть рекомендовано для всех последующих гидроразрывов.

В последние годы наибольшее число гидроразрывов проводились компанией «Катконефть». При осуществлении ГРП данная фирма использует различные виды проппантов от 16/30 до 10/14. Также в последние годы ею осуществляются больше объемные ГРП с массой закачиваемого проппанта 100 и более тонн. По отчетам 2004 - 2005 года ГРП, проведенные «Катконефть», обладают наибольшей длиной трещины, следствием чего является большой мгновенный прирост дебита жидкости 57 т/сут. (50,5 т/сут. нефти), после чего происходит резкое падение дебита жидкости на 75%. Смыкание длинной и узкой трещины, а также неравномерное расположение проппанта, может служить причиной небольшого установившегося прироста дебита жидкости 11,5 т/сут. (9 т/сут. нефти).

По общим характеристикам ГРП, таких, как проницаемость проппанта и объем трещины, компания «Петроальянс» близка к «Катконефть». Однако параметры трещин, закладываемые ею в дизайн, характеризуются меньшей длиной. Показатели ГРП этой компании являются наилучшими, так, мгновенный прирост дебита жидкости составил 77 т/сут. (66 т/сут. нефти), а установившийся прирост 38 т/сут. (31 т/сут. нефти). Компания «Петроальянс» провела ГРП на 17 скважинах Мало-Балыкском месторождения, из них 7 на новых. Из-за отсутствия достаточной статистической выборки однозначный вывод по ГРП, проведенным компанией «Петроальянс», сделать нельзя.

Кроме описанных подрядчиков, часть ГРП на месторождении осуществлялась компаниями «Микаминефть» и «Катобьнефть». Количество гидроразрывов, осуществленное этими фирмами, невелико и приведение общих характеристик по ним не позволяет сделать достоверных выводов.

Основные величины, характеризующие ГРП, были сведены в таблицы 4.4 - 4.8.

Рисунок 4.6 - Характеристики ГРП по сервисным компаниям, объект БС_16-22

4.6.3 Влияние полудлины трещины и числа проппанта на эффект от гидравлического разрыва пласта

По рассматриваемому объекту проанализирована также динамика дебита жидкости после ГРП, в зависимости от разных полудлин трещин (рисунок 4.7).

Здесь наибольший установившийся дебит свойственен ГРП с полудлиной трещины до 120 м. При полудлине, превосходящей 160 м, наблюдается большой мгновенный прирост, однако через 6 месяцев дебит жидкости сравнивается с другими группами скважин, имея тенденцию к понижению.

Рисунок 4.7 - Дебит жидкости после ГРП в зависимости от полудлины трещины, объект БС_16-22

Эффективность проведенного гидроразрыва зависит от свойств пласта, области дренирования и параметров трещины. Применение безразмерной величины, включающей все эти величины, позволяет использовать общий подход к оптимизации ГРП. Число проппанта (N_p) - это комбинация двух безразмерных параметров: относительной длины и проводимости трещины (4.23) [22].

;

;

(4.45)

где: x_e - диаметр (2r_e) зоны дренирования, м;

х_f - полудлина трещины, м;

w - ширина трещины, мм;

k_f - проницаемость трещины, мкм².

Результаты анализа характеристик ГРП по различным интервалам числа проппанта представлены в таблице 4.5 и на рисунке 4.8. Мгновенный дебит после ГРП и величина спада дебита имеют тенденции к росту с увеличением значения числа проппанта и описываются соответственно степенной и экспоненциальной функциями. Таким образом, максимальный прирост дебита на установившемся режиме получается при значениях N_p от 1 до 5, что может служить рекомендацией при планировании ГРП. Аналогичный результат получен для распределения по массе используемого проппанта, где максимальный прирост дебита жидкости достигается при закачке 50 - 100 т.

Рисунок 4.8 - Характеристики ГРП по различным числам проппанта (N_p), объект БС_16-22

4.6.4 Влияние размера проппанта и проницаемости пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

Изменение свойств трещины со временем, не в последнюю очередь, зависит от используемого проппанта. Поэтому поведение дебита для различных видов используемого проппанта представляет интерес для объяснения продолжительности периода выхода скважины на установившийся дебит.

По данным лабораторных исследований сопротивление проппанта стрессу уменьшается с увеличением его гранулометрического состава. Таким образом, при применении крупного проппанта наблюдается больший спад проводимости трещин. Это подтверждается данными добычи относительно даты ГРП, распределенными по видам проппанта (таблица 4.7, рисунок 4.9).

Каждый вид проппанта можно представить медианным диаметром частиц. Эта величина варьируется в зависимости от производителя, однако, изменения незначительны и не приводят к пересечению классов. Таким образом, была получена функция времени выхода на установившийся дебит в зависимости от диаметра частиц, которая хорошо описывается квадратичной функцией.

а) по типу проппанта;



б) по медианному диаметру частиц

Рисунок 4.9 - Зависимость времени выхода на установившийся дебит от типа и размеров проппанта, объект БС_16-22

Фильтрационные характеристики коллектора непосредственно влияют на эффективность и параметры ГРП. По характеристикам ГРП в скважинах с различными эффективными проницаемостями (таблица 4.8, рисунок 4.10) видно, что с увеличением проницаемости увеличивается установившийся дебит жидкости.

Четкой зависимости мгновенного дебита и величины спада дебита от проницаемости получено не было, поэтому для данных целей целесообразнее использовать зависимости от числа проппанта.

Так же как и на дебит жидкости, проницаемость влияет на время выхода скважины на установившийся дебит (рисунок 4.10).

Физическим объяснением этому факту служит лучшая гидросообщаемость с нагнетательными скважинами, способствующая поддержанию пластового давления, а также более активное вымывание проппанта при больших проницаемостях.



Рисунок 4.10 - Характеристики ГРП по различным проницаемостям коллектора, объект БС_16-22.

4.6.5 Влияние ориентации сетки скважин и расчлененности пласта на эффект от гидравлического разрыва пласта

Средняя длина трещин (135 м), сделанных в последние годы на месторождении, превышает половину радиуса дренирования скважин (200 м). В дополнение, в нагнетательных скважинах могут присутствовать трещины, вызванные естественным гидроразрывом пласта. Это ведет к необходимости учета положения скважин в сетке.

Ачимовский объект разбурен по площадной девятиточечной системе.

Рисунок 4.11 - Характеристики ГРП по положению скважин в сетке, объект БС_16-22

Динамика технологических показателей была рассмотрена по трем классам, представляющим диагональные, вертикальные и горизонтальные ряды. Темп роста обводненности (таблица 4.6, рисунок 4.11) после ГРП по скважинам, расположенным в диагональных рядах, в 4 раза превосходит данный показатель по оставшимся двум направлениям. Это позволяет говорить о диагональном распространении трещин или по азимуту 300 - 310 градусов. Во избежание раннего прорыва воды от нагнетательных скважин рекомендуется ГРП на диагональных рядах планировать с меньшей длинной трещины.

Второй факт, требующий объяснения, - это больший спад дебита и, как следствие, меньший установившийся дебит по вертикальным рядам добывающих скважин. Одной из причин может служить анизотропия проницаемостей. Меньшее значение данного параметра в направлении «юг-север» может приводить к тому, что после ГРП повышенные отборы жидкости в вертикальных рядах не успевают компенсироваться закачкой. Поэтому, при проведении ГРП на вертикальных рядах следует уделить особое внимание оптимизации ППД.

ГРП является не только методом интенсификации притока, но также методом увеличения вовлекаемых в разработку запасов, что, в конечном счете, приводит к увеличению КИН [23]. Пласты БС_16-22 с геологической точки зрения отличаются высокой расчлененностью и наличием изолированных линз. В последнее время наблюдается тенденция увеличения доли ГРП, проведенных на высокорасчлененных участках. Так, доля ГРП на высокорасчлененных (расчлененность более 20) пластах в первой половине 2004 года составляла 6%, во второй половине 2005 года - 12%. Доля ГРП на высокорасчлененных участках увеличивается за счет снижения доли проведенных ГРП на участках со средней расчлененностью.