Арланское месторождение относится к уникальным и расположено преимущественно на северо-западе республики Башкортостан и частично — на юго-востоке Удмуртской республики. Его разработка началась в 1954 году. Всего на месторождении пробурено более 8 800 скважин, из них 47,0 % числится в действующем добывающем фонде, 16,2 % — в действующем нагнетательном фонде. Фонд скважин, в основном, среднедебитный, высокообводненный. Более половины добывающего фонда работает с обводненностью, превышающей 90 %, в основном эти скважины работают на отложениях терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК). Начиная с 2009 года происходит перелом нисходящего тренда добычи нефти, в том числе за счет создания интенсивной системы разработки на объекте КПО. В настоящее время объект ТТНК находится на заключительной стадии разработки, и по мере выработки запасов происходит все большая переориентация на вышележащий объект КПО, который обладает ухудшенными ФЕС. По КПО средняя проницаемость составляет 0,035 мкм2, нефть характеризуется как тяжелая, повышенной вязкости [1, 2]. Значительное увеличение добычи на КПО достигается за счет бурения горизонтальных скважин со стартовыми дебитами нефти до 40 т/сут, что обусловлено переходом на освоение скважин с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). К настоящему времени на объекте КПО пробурено 300 ГС, в т.ч. 288 ГС с МГРП. На текущий момент суммарно по объекту КПО действующий фонд составляет 1 236 добывающих и 430 нагнетательных скважин. Система ППД формируется по мере внедрения новых участков в разработку [3, 4]. В период 2010–2017 гг. соотношение добывающих к нагнетательным скважинам составляло 4:1 при текущей компенсации 100–110 %. При этом пластовое давление в зонах отбора понижено в среднем на 6 % от начального, а по участкам с низким соотношением добывающих к нагнетательным скважинам снижено на 20–25 % от начального пластового давления. По результатам ретроспективного анализа работы скважин, а также многовариантных расчетов на секторных гидродинамических моделях, подобраны оптимальные показатели: компенсация 130 %, соотношение добывающих к
нагнетательным 2:1, что учтено в действующем проектно-техническом документе на разработку месторождения. Для обеспечения стабилизации энергетического состояния на объекте КПО переориентированы мероприятия на ППД с ТТНК на КПО, что позволило увеличить компенсацию отборов закачкой и соответственно соотношение добывающих к нагнетательным скважинам. По состоянию на начало 2023 г. компенсация по объекту составляет 125 %, при среднем соотношении добывающих к нагнетательным скважинам 3:1.
В процессе разработки и анализа эффективности системы ППД выявлена зависимость роста обводненности в добывающих скважинах, при увеличении приемистости в нагнетательных скважинах. Рост обводненности происходит в очагах с компенсацией более 150–160 %, при низком охвате заводнением (3,5:1). По результатам проведения исследовательских работ (в том числе трассерных исследований) на объекте КПО и определения направления регионального стресса по линии ССЗ-ЮЮВ выявлена корреляция роста обводненности в добывающих скважинах, имеющих влияние ППД преимущественно в направлении регионального стресса. В результате выдвинуто предположение о наличии эффекта автоГРП в нагнетательных скважинах [5].
В 2019 году как альтернативный способ определения давления разрыва пласта проведен анализ отчетов, выполненных ГРП по добывающим скважинам, на основе которых определено среднее давление разрыва пласта, равное 190 атм по объекту КПО. Полученное среднее давление 190 атм принято как единое давление автоГРП для всего пласта КПО на месторождении. При сопоставлении средних забойных давлений нагнетания по фонду ППД выявлено, что более 90 % нагнетательных скважин работают или работали с превышением давления разрыва пласта. При этом по 54 % нагнетательных скважин проведен анализ интерпретации КПД и подтвержден эффект автоГРП (производная давления имеет наклон ½ на билогарифмическом графике давления), а также определены интервалы полудлин трещин автоГРП в пределах от 117 до 224 метров
(выборка по 46 скважинам) [6, 7].
В процессе нивелирования эффекта автоГРП на добычу нефти отмечено разное по времени реагирование обводненности добывающих скважин на ограничение закачки и снижение забойного давления нагнетания. В 2023 году для поиска объяснений данного явления построена карта разрыва пласта по данным отчетов ГРП на добывающих скважинах. Давление разрыва рассчитано по формуле (1):

где Fgrad — градиент разрыва из отчета ГРП, атм/м; TVSDSS — абсолютная глубина верхних дыр перфорации пласта, м.
Полученная карта разрыва пласта КПО характеризуется изменчивым значением давления разрыва пласта по площади. Определены локальные значения давления разрыва для каждой нагнетательной скважины (рис. 1).

Отмечается совпадение участков с низкими дебитами скважин по причине ухудшенных фильтрационно-емкостных свойств пласта с районами повышенного давления разрыва пласта, и наоборот. Данное совпадение объясняет долгое время отклика по обводненности в добывающих скважинах на остановку закачки в районах с ухудшенными ФЕС (рис. 2б) по причине медленной скорости фильтрации жидкости из трещины автоГРП в матрицу. И обратная ситуация, когда в районах с лучшими ФЕС отмечается более быстрая и сильная по амплитуде реакция обводненности на остановку закачки (рис. 2а), в силу сложной, развитой системы трещин и большей скорости фильтрации нагнетаемой жидкости в матрицу пласта — трещины автоГРП схлопываются быстрее и меньше времени сохраняются в открытом состоянии [8].

Для районов с пониженным (140–180 атм) значением давления разрыва пласта рекомендуется ограничение приемистости по нагнетательным скважинам и увеличение охвата и жесткости системы ППД с целью снижения прорывов и более равномерной выработки пласта с плавным вытеснением нефти закачкой.
Для районов с повышенным (190–230 атм) значением давления разрыва пласта на КПО рекомендуется организация системы ППД в скважинах с горизонтальным стволом (ГС). Закачка в ГС ППД ведется при меньшем забойном давлении (рис. 1), не происходит превышение давления разрыва и образование трещин автоГРП, которые влияют на рост обводненности [9, 10].
Выполнен анализ темпов падения (ТП) добычи/дебитов нефти по добывающим скважинам с ГС в зависимости от направления линий тока от ППД в сторону ГС относительно регионального стресса (рис. 3).

Первый способ — организация ППД с линиями тока от нагнетательных скважин к добывающим вдоль регионального стресса. Второй способ — организации ППД с линиями тока от нагнетательных скважин к добывающим поперек регионального стресса. При организации ППД первым способом влияние ППД приводит к меньшему падению уровней добычи нефти в первые 6–9 месяцев, по сравнению со вторым (рис. 4). Однако на второй год разработки растет обводненность в добывающих скважинах, имеющих влияние ППД вдоль регионального стресса. На текущий момент бурение скважин и организация очагов нагнетания в новых участках разработки ведется преимущественно вторым способом [11].

Первый опыт применения ГС ППД в республике Башкортостан был реализован в 2016–2018 году
на Знаменском месторождении по объекту C1t. Средний прирост дебита нефти по очагам ППД с ГС оценивается в 6–10 т/сут. При этом по очагам ГС ППД отмечается восстановление пластового давления, выражающееся в повышении забойного давления в добывающих скважинах окружения и появлении потенциала для проведения оптимизации глубинного оборудования и форсирования отборов. Объект C1t отличается от КПО более выдержанной нефтенасыщенной толщиной (от 15 м
и более) и, как правило, наличием подстилающего водоносного пласта. Перемычка между нефте-
и водонасыщенными интервалами пластов C1t присутствует не везде, ее средняя толщина — 1–2 м. Пласты КПО отличаются от C1t меньшей нефтенасыщенной толщиной, порядка 3–6 м, а также высокой расчлененностью [12].
Организация закачки на КПО Арланского месторождения в горизонтальной скважине начата с 2019 года. С 2020 года отмечается увеличение количества нагнетательных горизонтальных скважин,
и на начало 2023 года составляет 17 скважин. По сравнению с закачкой в наклонно-направленных скважинах в горизонтальных скважинах наблюдается более эффективное восстановление и стабилизация пластового давления в зоне отбора (+11 %), без интенсивного роста обводненности,
в течение двух лет после организации закачки. Применение нагнетательных ГС также увеличивает охват заводнением (1 ГС ППД ≈ 2 ННС ППД), что в свою очередь способствует увеличению коэффициента извлечения нефти.
Прирост дебита нефти по очагам с организованной закачкой в ГС варьирует в пределах от 4 до
15 т/сут. Средняя эффективность ППД в ГС составляет 5,4 т/сут и превышает эффективность закачки в ННС на 42 % при прочих равных системах разработки (рис. 5, 6).
При этом по нагнетательным скважинам с ГС отсутствует эффект автоГРП (рис. 1) и не происходит преждевременного обводнения, а вытеснение запасов нефти идет равномерно по матрице.

На текущий момент количество горизонтальных нагнетательных скважин с закачкой в ГС на объекте КПО Арланского месторождения составляет 4 % от общего фонда ППД, и с каждым годом этот показатель растет. Применение нагнетательных горизонтальных скважин на объекте КПО имеет положительный эффект и является перспективным методом повышения эффективности системы ППД. В результате их применения отмечается ряд положительных факторов: рост уровней добычи нефти, увеличение охвата заводнением, увеличение приведенной жесткости системы ППД, отсутствие эффекта автоГРП и роста обводненности из-за кинжальных прорывов, поддержание необходимой компенсации [9].