Т.Н. Печёрин (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Многозонный гидроразрыв пласта (далее – МГРП) предназначен для повышения эффективности бурения горизонтальных скважин и заключается в создании нескольких зон трещиноватости вдоль горизонтального ствола.

При этом достигается не только повышение производительности скважины (по аналогии с обычным гидроразрывом), но и увеличение дренируемого объема, т.к. вертикально ориентированные трещины создают гидродинамическую связь с невскрытыми горизонтальным стволом пропластками. Тем самым минимизируется один из главных недостатков горизонтальной скважины, а именно, низкий охват по разрезу расчлененного пласта.

Применение многозонного гидроразрыва на территории ХМАО – Югры начато после 2010 г., прежде всего на месторождениях ПАО «ЛУКОЙЛ», а также на опытном участке Приобского месторождения ПАО «НК «Роснефть».

Результаты опытных работ на Приобском месторождении послужили основой для формулирования критериев применения многозонного гидроразрыва, который был представлен в 2012 г. в рамках статьи [1]. Согласно данной работе, для успешного бурения горизонтальных скважин с МГРП необходимо выполнение следующих критериев:

1. Нерентабельность – для ННС+ГРП.

2. Изолированность пластов (пропластков) в разрезе.

3. Общая толщина объекта H_общ – менее 100 м.

4. Толщина продуктивных пропластков h_н – не менее 2 м.

5. Глинистые перемычки Dh_гл – не более 3-4 м.

6. Проницаемость пластов k – менее 5 мД.

7. Проводимость (k·h) пластов – менее 30 мД·м.

8. Нефтенасыщенность β_нн – не менее 60%.

9. Эксплуатационная колонна Д_эк – 178 мм.

Очевидно, что диаметр эксплуатационной колонны Д_эк зависит не от характеристик пласта, а от технологии бурения – а, следовательно, не имеет значения при выборе объектов и месторождений для проведения ГТМ (многозонного гидроразрыва в том числе). Второму из критериев соответствует само определение пласта, как слоя осадочных пород, ограниченного по вертикали поверхностями напластования. Гидродинамическая связь между пластами может быть либо создана искусственно (например, за счет неконтролируемого распространения трещин гидроразрыва), либо свидетельствовать о некорректности выделения пластов, когда пачки одного пласта, различающиеся по фильтрационно-емкостным свойствам, рассматриваются в качестве отдельных объектов при подсчете запасов.

С учетом вышесказанного, из представленного перечня интерес для анализа представляют критерии 1 и 3-8, характеризующие как геологическое строение, так и коллекторские свойства пласта. Однако и их обоснованность вызывает сомнения, поскольку критерииь определены на материале одного месторождения. Кроме того, выполнение всех условий существенно ограничивает область применения технологии и в подавляющем большинстве случаев может вовсе оказаться невозможным.

Например, на пластах ачимовской толщи низкая проницаемость сочетается с низкими же значениями начальной нефтенасыщенности, так что выполнение критерия по первой из названных величин может сочетаться с невыполнимостью по второй. Объектам тюменской и викуловской свит, также низкопроницаемым, в свою очередь, присуща значительная глинизация и низкая песчанистость, когда большие общие толщины сочетаются с малыми эффективными, а продуктивный разрез представлен многочисленными маломощными пропластками. Наконец, для верхнемеловых отложений характерным является чрезвычайная изменчивость коллекторских свойств по разрезу (пример – пласт АВ_1-2 «Рябчик» Самотлорского месторождения), что также затрудняет обоснование геолого-технологических мероприятий, исходя из перечисленных критериев [1].

Несмотря на приведенные обстоятельства, фактическое применение технологии МГРП в масштабе ХМАО – Югры за последние годы стало массовым. В течение 2014-2015 гг., согласно материалам недропользователей, бурение горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом и операции многозонного ГРП на ранее пробуренных скважинах отмечены на 55 эксплуатационных объектах 46 месторождений.

Эти объекты активно разбуриваются, на них в указанный период пришлось 1948 из 5402 (36%) скважин обычного профиля, пробуренных на месторождениях ХМАО – Югры и 259 из 1692 (15.3%) горизонтальных скважин. Мероприятия по проведению многозонного гидроразрыва выполнены в объеме 278 операций, включая 231 операцию при вводе новых горизонтальных скважин и 47 операций на переходящем фонде.

В задачу настоящего исследования входит сопоставление характеристик объектов, на которых применялся многозонный гидроразрыв, с критериями [1] и оценить степень значимости последних для эффективности применения данной технологии.

Таблица 1

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости отсоответствия объектов выборки критерию неэффективности наклонно-направленных скважин

 

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	ННС не бурятся или малоэффективно
	да	нет
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	86	1862
- горизонтальных	93	166
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	89	142
- на переходящих скважинах	2	45
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	54,4	5294,4
- за счет ГС без МГРП	11,6	191,2
- за счет ГС с МГРП	291,8	957,6
- за счет МГРП на старых скважинах	4,7	227,0
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	0,6	2,8
- за счет ГС без МГРП	2,9	8,0
- за счет ГС с МГРП	3,3	6,7
- за счет МГРП на старых скважинах	2,4	5,0

 

В таблицах 1-7 представлены показатели горизонтального бурения с многозонным гидроразрывом и применения альтернативных мероприятий (бурения скважин обычного профиля, горизонтальных скважин без интенсификации, МГРП на переходящих скважинах), в зависимости от соответствия и несоответствия исследованных объектов каждому из критериев [1], кроме 2 и 9.

Согласно данным таблицы 1, горизонтальные скважины (в т.ч. с МГРП) по большей части бурятся на тех же объектах, что и скважины обычного профиля, причем эффективность бурения последних оценивается по ним как удовлетворительная. На эти же объекты пришелся основной объем операций многозонного гидроразрыва на переходящих скважинах.

Иными словами, нерентабельность наклонно направленных скважин в качестве условия применения МГРП выполняется редко.

Объясняется данное обстоятельство тем, что неэффективность бурения скважин обычного профиля обусловлена геолого-физическими условиями пластов, неблагоприятными для разработки как таковой. Соответствующие пласты разбуриваются и вырабатываются с меньшей интенсивностью по сравнению с другими эксплуатационными объектами и при более низких экономических показателях. В свою очередь низкие экономические показатели являются сдерживающим фактором для применения новых технологий (к числу которых относят и МГРП), поскольку это сопряжено с повышенными капитальными затратами.

С другой стороны, на объектах, где наклонно направленные скважины не бурятся или показали низкую эффективность ввода, в среднем, больше 50% новых скважин в 2014-2015 гг. являлись горизонтальными, тогда как на остальных объектах выборки доля горизонтальных скважин составила менее 10%. Охват новых горизонтальных скважин операциями многозонного гидроразрыва в первом случае близок к 100%, во втором составил 85.5%.

То есть, горизонтальное бурение с многозонным гидроразрывом при условии неэффективности скважин обычного профиля следует рассматривать как вынужденную меру для обеспечения рентабельной разработки соответствующих объектов.

На целесообразность применения МГРП в условиях выполнения первого из критериев [1], указывает и распределение показателей удельной эффективности. Дополнительная добыча нефти на 1 новую горизонтальную скважину с МГРП в среднем более чем в 5 раз превышает соответствующий показатель по скважинам обычного профиля. Эффект от проведения МГРП на переходящей скважине эквивалентен дополнительной добыче от ввода 4 новых наклонно направленных скважин и сопоставим с удельной эффективностью горизонтального бурения без интенсификации.

В абсолютном выражении показатели эффективности МГРП выше по объектам, на которых успешно бурятся и скважины обычного профиля. Однако относительная эффективность горизонтального бурения с многозонным ГРП по ним оценивается ниже – добыча нефти в среднем в 2.4 больше, чем на 1 наклонно направленную скважину. Наибольшую удельную эффективность в данной части выборки показало бурение горизонтальных скважин без интенсификации – в среднем почти в 3 раза больше, чем за счет бурения скважин обычного профиля, однако отмечены высокие значения данного показателя, главным образом, на однопластовых объектах с маломощным разрезом.

Таким образом, критерий неэффективности скважин обычного профиля позволяет лишь обосновать первоочередные объекты для применения МГРП. Следование ему не является обязательным условием эффективности, так что ограничение области применения многозонного гидроразрыва пластами с неудовлетворительной эффективностью наклонно направленных скважин нерационально и потому фактически не выполняется.

Критерию общей толщины – третьему из перечня [1] соответствует подавляющее число объектов, где отмечено применение МГРП. Исключение составляют 3 из 55 объектов, которые однако интенсивно разбуриваются (таблица 2).

Таблица 2

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от общей толщины объекта

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Общая толщина объекта
	<100 м	>100 м
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	1234	714
- горизонтальных	229	30
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	201	30
- на переходящих скважинах	44	3
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	3190,5	2158,3
- за счет ГС без МГРП	202,8	0,0
- за счет ГС с МГРП	1021,7	227,8
- за счет МГРП на старых скважинах	220,3	11,4
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,6	3,0
- за счет ГС без МГРП	7,2
- за счет ГС с МГРП	5,1	7,6
- за счет МГРП на старых скважинах	5,0	3,8

Данное обстоятельство свидетельствует о том, что общая толщина объекта, превышающая 100 м, не является принципиальным сдерживающим фактором для применения многозонного гидроразрыва. Более того, горизонтальное бурение без интенсификации на объектах с большей общей толщиной в исследованный период не применялось ввиду заведомой неэффективности, так как обеспечить вскрытие сколь-либо значительной части разреза большой толщины горизонтальным стволом невозможно. Многозонный же гидроразрыв позволяет свести отрицательный эффект от неполного вскрытия разреза к минимуму.

Тем не менее, из 744 новых скважин, в 2014-2015 гг. пробуренных на объектах с общей толщиной более 100 м, только 30 (4%) – горизонтальные. В остальной части выборки горизонтальными являются 15.7% (229 из 1463) новых скважин. Большинство операций МГРП  (как на новых скважинах, так и на ранее пробуренных) приходится на объекты с общей толщиной менее 100 м.

Неоднозначным оказалось и влияние критерия общей толщины на удельную эффективность бурения горизонтальных скважин с МГРП. С одной стороны, данный показатель в среднем в 1.5 раза выше по объектам с общей толщиной более 100 м. С другой стороны, на объектах с меньшей толщиной отмечены высокоэффективные операции горизонтального бурения с МГРП (от 10 тыс.т на новую скважину), тогда как на объектах с большей общей толщиной таких операций не отмечено.

Возможность создания гидродинамической связи с невскрытыми пропластками обусловила и тот факт, что еще один критерий – толщина продуктивных пропластков не менее 2 м – при выборе объектов для МГРП принимается во внимание сравнительно редко. Из 55 объектов, на которых в 2014-2015 гг. применялся многозонный гидроразрыв, данному критерию соответствует только 3. Причем на эти объекты (табл. 3) в рассматриваемый период пришлось всего 7 операций МГРП при бурении горизонтальных скважин (3% от общего числа) и ни одной операции МГРП на переходящем фонде.

Таблица 3

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от толщины продуктивных пропластков

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Толщина продуктивного пропластка
	от 2 м	<2 м
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	41	1907
- горизонтальных	15	244
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	7	224
- на переходящих скважинах	0	47
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	108,8	5240,0
- за счет ГС без МГРП	49,9	152,9
- за счет ГС с МГРП	59,6	1189,9
- за счет МГРП на старых скважинах	0,0	231,7
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,7	2,7
- за счет ГС без МГРП	6,2	7,6
- за счет ГС с МГРП	8,5	5,3
- за счет МГРП на старых скважинах		4,9

В качестве еще одной причины, по которой объекты для МГРП не соответствуют критерию толщины продуктивных пропластков, следует отметить комплексный характер геолого-физических свойств, присущих продуктивным пластам (об этом уже говорилось выше). Значительные толщины продуктивных пропластков обусловливают высокую продуктивность разреза в целом, и в этом случае в бурении скважин сложного профиля нет необходимости.

Вместе с тем эффективность бурения горизонтальных скважин с МГРП на объектах, соответствующих критерию толщины продуктивных пропластков, существенно выше – в среднем в 1.6 раза. Кроме того, на объектах с меньшими толщинами продуктивных пропластков горизонтальное бурение с МГРП по эффективности близко к результатам проведения многозонного гидроразрыва на переходящих скважинах, что делает второе из названных мероприятий предпочтительнее.

На объектах с пропластками менее 2 м в 2014-2015 гг. пробурено 2151 скважина, из которых горизонтальных – 244 (доля – 11.3%). На объектах, где толщина пропластка выше, больше и доля горизонтального бурения – 26.8%.

При этом охват операциями многозонного гидроразрыва новых горизонтальных скважин значительно выше при меньшей толщине продуктивного пропластка – 91.8% против 46.7%.

На эти же объекты пришлись все операции МГРП на переходящих скважинах. Таким образом, следование критерию толщины проницаемых пропластков при выборе объектов для многозонного ГРП является, скорее, желательным, чем обязательным.

Фактически МГРП эффективен и в условиях меньших толщин продуктивных пропластков (т.е. на пластах более прерывистых и расчлененных), однако ограничительным фактором в данном случае выступают геолого-физические свойства, неблагоприятные для горизонтального бурения как такового.

Следующий критерий из перечня – глинистые перемычки толщиной не более 3-4м – представляется сомнительным в контексте влияния на эффективность многозонного гидроразрыва, поскольку протяженность трещин на порядок превышает указанную величину. Как следствие, влияние толщины глинистых перемычек на фактическую удельную эффективность МГРП не отмечено (табл. 4). Соотношение удельной эффективности бурения горизонтальных скважин с МГРП и наклонно направленных скважин в среднем также почти одинаковое, при толщине глинистых перемычек больше и меньше 4 м, и оценивается как 2 к 1.

Существенно повлияла толщина глинистых перемычек на эффективность горизонтального бурения без интенсификации – при толщине глинистых перемычек более 4 м она оценивается в среднем как более чем в 2 раза ниже. Как следствие, именно при данном условии проведение многозонного гидроразрыва (как одновременно с горизонтальным бурением, так и на ранее пробуренных скважинах) является оптимальным решением. Данное обстоятельство, впрочем, не учитывалось при выборе объектов для МГРП, поскольку большинство операций проведено на пластах с глинистой перемычкой менее 4 м.

Таблица 4

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от толщины глинистых перемычек

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Толщина глинистых перемычек
	< 4 м	> 4 м
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	1054	894
- горизонтальных	190	69
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	171	60
- на переходящих скважинах	39	8
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	2850,9	2497,9
- за счет ГС без МГРП	166,7	36,1
- за счет ГС с МГРП	912,2	337,3
- за счет МГРП на старых скважинах	200,5	31,2
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,7	2,8
- за счет ГС без МГРП	8,8	4,0
- за счет ГС с МГРП	5,3	5,6
- за счет МГРП на старых скважинах	5,1	3,9

Таблица 5

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от проницаемости пласта

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Проницаемость
	< 5 мД	от 5 мД
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	709	1239
- горизонтальных	116	143
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	115	116
- на переходящих скважинах	11	36
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	1869,5	3479,3
- за счет ГС без МГРП	5,4	197,4
- за счет ГС с МГРП	513,7	735,8
- за счет МГРП на старых скважинах	24,3	207,4
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,6	2,8
- за счет ГС без МГРП	5,4	7,3
- за счет ГС с МГРП	4,5	6,3
- за счет МГРП на старых скважинах	2,2	5,8

Другой критерий – проницаемость менее 5 мД – при бурении горизонтальных скважин с МГРП фактически соблюдается примерно в 50% случаев. Большинство операций МГРП на переходящих скважинах выполнено при более высокой проницаемости (табл. 5). С одной стороны, необходимость интенсификации (в т.ч. методом МГРП) в условиях низкой проницаемости продиктована низкой же исходной продуктивностью скважин. По этой причине предпочтительным представляется бурение на низкопроницаемые пласты именно горизонтальных скважин, чья продуктивность выше, чем у наклонно направленных. С другой стороны, независимо от профиля скважины, продуктивность ее тем выше, чем больше проницаемость.

Дополнительная добыча нефти из новой горизонтальной скважины с МГРП, при проницаемости более 5 мД, в среднем оценивается в 1.4 раза больше, чем на пластах с меньшей проницаемостью, добыча нефти из горизонтальной скважины без интенсификации – в 1.35 раза. Кратно более эффективными на объектах с проницаемостью более 5 мД оказались и операции многозонного ГРП на переходящем фонде. Перечисленные обстоятельства обусловили предпочтительное применение МГРП на переходящих скважинах, пробуренных именно на пластах с большей проницаемостью. Кроме того, высокопроницаемые пласты в целом более активно вовлекаются в разработку.

Таблица 6

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от проводимости пласта

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Проводимость
	< 30 мД*м	> 30 мД*м
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	482	1466
- горизонтальных	111	148
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	105	126
- на переходящих скважинах	11	36
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	1058,8	4290,0
- за счет ГС без МГРП	52,9	149,9
- за счет ГС с МГРП	398,5	851,0
- за счет МГРП на старых скважинах	26,1	205,6
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,2	2,9
- за счет ГС без МГРП	8,8	6,8
- за счет ГС с МГРП	3,8	6,8
- за счет МГРП на старых скважинах	2,4	5,7

Следует также отметить, что относительная эффективность горизонтального бурения с МГРП, при проницаемости менее 5 мД, сравнительно низкая и в среднем оценивается в 1.7 раза больше, чем эффективность бурения скважин обычного профиля (при проницаемости более 5 мД это соотношение оценивается в 2.25 к 1).

Схожие соотношения (и по аналогичным причинам) наблюдаются при оценке влияния на эффективность многозонного ГРП критерия проводимости (произведения проницаемости на нефтенасыщенную толщину) (табл. 6). Пласты с проводимостью, превышающей отметку в 30 мД*м, разбуриваются более активно. На них же пришелся основной объем операций МГРП на переходящих скважинах.

Вместе с тем доля горизонтальных скважин в общем количестве новых при низкой проводимости выше – 18.7% против 9.2%, как выше и охват новых горизонтальных скважин операциями МГРП (94.6% против 85.1%).

Тем не менее удельная эффективность бурения горизонтальных скважин с МГРП выше при проводимости более 30 мД*м (в среднем – в 1.8 раза), как и эффективность МГРП на переходящих скважинах (в 2.4 раза). По сравнению с наклонно направленными скважинами горизонтальные скважины с МГРП в среднем эффективнее в 2.3 раза при проводимости от 30 мД*м и в 1.7 раза при меньшей проводимости.

Влияния на удельную эффективность МГРП последнего из рассмотренных критериев (начальной нефтенасыщенности) не отмечено, так что выполняется он сравнительно редко (табл. 7). Несмотря на то, что более активно разбуриваются объекты с начальной нефтенасыщенностью более 60%, большинство операций горизонтального бурения (в т.ч. с МГРП) пришлись на пласты с меньшей нефтенасыщенностью. С другой стороны, большая часть операций МГРП на ранее пробуренных скважинах выполнялись на пластах, соответствующих критерию нефтенасыщенности.

Таблица 7

Показатели применения многозонного гидроразрыва и бурения скважин в зависимости от начальной нефтенасыщенности пласта

Показатели бурения скважин и эффективности МГРП (2014-2015 гг.)	Начальная нефтенасыщенность
	от 60%	менее 60%
Пробурено скважин, ед.
- обычного профиля	1451	497
- горизонтальных	57	202
Проведено МГРП, скважино-операций
- на новых скважинах	56	175
- на переходящих скважинах	36	11
Дополнительная добыча нефти, тыс. т.
- за счет бурения ННС	4184,0	1164,8
- за счет ГС без МГРП	5,4	197,4
- за счет ГС с МГРП	33,4,7	914,4
- за счет МГРП на старых скважинах	182,8	48,9
Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв
- за счет бурения ННС	2,9	2,3
- за счет ГС без МГРП	5,4	7,3
- за счет ГС с МГРП	6,0	5,2
- за счет МГРП на старых скважинах	5,1	4,4

В целом необходимо отметить, что из 55 объектов, на которых в 2014-2015 гг. выполнялись операции многозонного гидроразрыва, ни один не удовлетворяет всем критериям, представленным в работе [1]. Отсутствуют в рассмотренной выборке и объекты, не соответствующие хотя бы одному из перечисленных критериев. Таким образом, для эффективного применения МГРП достаточно выполнения одного (любого) из условий, будь то нерентабельность бурения наклонно направленных скважин, низкая проницаемость и т.д. Более того, результаты проведенного выше анализа указывают на неравноценность условий применения МГРП, касательно их влияния на эффективность. Наиболее высокие показатели удельной эффективности бурения горизонтальных скважин с МГРП обеспечивались при толщине продуктивных пропластков от 2 м. При проведении МГРП на переходящих скважинах в качестве наиболее благоприятных условий следует отметить (см. рис. 1) общую толщину менее 100 м, толщину глинистых перемычек менее 4 м и начальную нефтенасыщенность от 60%. В условиях проницаемости менее 5 мД, проводимости менее 30 мД*м и нерентабельности бурения наклонно-направленных скважин удельная эффективность МГРП (как при бурении, так и на переходящих скважинах) в абсолютном выражении сравнительно невелика.

Рис. 1. Зависимость удельной эффективности многозонного гидроразрыва от соответствия критериям применения

Вместе с тем, относительная эффективность, выражаемая как соотношение добычи нефти из новых горизонтальных скважин с МГРП и скважин обычного профиля, оценивается как наибольшая при неэффективности скважин обычного профиля (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость относительной эффективности бурения горизонтальных скважин с многозонным гидроразрывом от соответствия критериям применения

В этой связи именно условие нерентабельности бурения наклонно направленных скважин требует отдельного изучения. В рассмотренный период скважины обычного профиля не вводились или вводились со средней добычей менее 1 тыс.т на 13 из 55 объектов, на которых проводился многозонный гидроразрыв. Согласно классификации Халимова-Лисовского, все эти 13 объектов являются сильно расчлененными пластами. Кроме того, 12 из этих 13 объектов, на которые пришлось 88 из 89 операций бурения горизонтальных скважин с МГРП, по той же классификации характеризуются низкой начальной нефтенасыщенностью. Данное обстоятельство противоречит одному из критериев, сформулированных в работе [1], подтверждая этим его незначительность. К низкопроницаемым пластам классификация Халимова-Лисовского относит 9 объектов, на которые пришлось 80 операций, к прерывистым пластам – 12 объектов, на которых выполнено 35 операций. Наконец, 1 объект, на котором выполнена 1 операция горизонтального бурения с МГРП, отнесен к пластам с высоким газовым фактором.

Таким образом, причинами, обусловливающими неэффективность бурения скважин обычного профиля в пределах ХМАО –Югры, чаще всего становятся:

– высокая расчлененность (более 3);

– низкая начальная нефтенасыщенность (менее 55%);

– низкая проницаемость (менее 30 мД);

– прерывистое строение (песчанистость – менее 0.6).

Перечисленное следует рассматривать в качестве условий применения новых технологий нефтедобычи, включая многозонный гидроразрыв пласта.

 ЛИТЕРАТУРА

1. Гилаев Г.Г., Афанасьев И.С., Тимонов А.В., Судеев И.В. и др. Применение горизонтальныхскважин с множественными трещинами ГРПдля разработки низкопроницаемых пластовна примере опытного участка Приобскогоместорождения. – Научно-технический вестникОАО «НК Роснефть». – 2012. – Вып. 27. – С. 22-26.

2. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов. – Вестник ЦКР Роснедра. – 2005. – № 1. – С. 17-19.