Разработка месторождений жидких углеводородов в современных условиях неразрывно связана
с применением горизонтальных скважин (ГС). При этом основная доля запасов разрабатывается
на искусственном водонапорном режиме с применением заводнения, именно этот способ позволяет достичь значительно более высоких значений коэффициента извлечения нефти
по сравнению с режимом истощения. Одним из современных направлений развития систем поддержания пластового давления (ППД) с целью увеличения приемистости и повышения Кохв
при разработке низкопроницаемых коллекторов является применение нагнетательных горизонтальных скважин. Целью данной работы является определение условий и критериев эффективного применения ГС для ППД, а также выдача рекомендаций по исследованию ГС для ППД и повышению эффективности данного метода заводнения.

В процессе разработки коллекторов с высокой расчлененностью и низкой проницаемостью для обеспечения требуемой приемистости скважин давление на их забое нередко превышает давление распространения трещин гидроразрыва пласта (ГРП) [3]. При этом происходит образование (развитие) техногенной трещины, которую принято называть трещиной автоГРП. Именно наличие трещины автоГРП, ее пространственная ориентация относительно ствола скважины и других трещин горизонтальной нагнетательной скважины, по мнению авторов, имеет определяющее значение для показателей их работы. При выполнении ГРП в зонах бурения новых скважин,
в которых нет существенного изменения полей давления и температуры, трещины развиваются
в направлении максимальных горизонтальных напряжений [2].
В большинстве применяемых на сегодняшний момент рядных системах разработки горизонтальный ствол ориентирован вдоль направления регионального напряженного состояния, соответственно, трещины ГРП проходят продольно относительно ствола скважины. Сделано это для недопущения пересечения траектории трещин нагнетательных и добывающих скважин и исключения риска прорыва нагнетаемой воды. Предметом изучения в данной работе является выявление особенностей образования трещин автоГРП в горизонтальной скважине по сравнению
с наклонно-направленной скважиной (ННС) и степень их влияния на показатели разработки.

С целью определения факторов, влияющих на эффективность применения нагнетательных горизонтальных скважин, обобщен и проанализирован накопившийся опыт их работы в широком диапазоне фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов на объектах разработки
13 месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Проведен сравнительный анализ запускных и динамических параметров эксплуатации горизонтальных скважин относительно наклонно-направленных при закачке воды. В работе [4] было показано, что кратность (отношение) коэффициентов приемистости горизонтальной скважины к наклонно-направленной тем выше, чем выше проницаемость пласта, а при низких значениях проницаемости кратность снижается вплоть до значения 1–1,2, что говорит о практически сопоставимом коэффициенте приемистости при закачке в горизонтальной и наклонно-направленной скважине. При этом необходимо отметить, что с учетом наличия нескольких трещин ГРП в рассматриваемых горизонтальных скважинах (от 4 до 10 стадий) и длинах ствола от 400 до 1 100 м область дренирования горизонтальной скважины должна почти в два раза превышать область развития трещины автоГРП в наклонно-направленной скважине (ННС). Таким образом, недостижение двукратного прироста коэффициента приемистости, необходимого для поддержания проектной компенсации отборов, может быть обусловлено развитием в горизонтальной скважине единственной трещины автоГРП, обеспечивающей доминирующий уход закачки, сопоставимый
с трещиной автоГРП в ННС. Учитывая, что при такой ориентации скважин в системе разработки единичная трещина автоГРП будет обеспечивать приемистость лишь в районе части траектории скважины, преимущественно в районе точки входа в пласт (Т1) либо точки окончания траектории (Т3), возникает существенный риск неблагоприятного охвата пласта заводнением. Для проверки этой гипотезы требуется проанализировать приемистость и удельную накопленную закачку
в зависимости от параметров, которые при прочих равных должны влиять на эффективность закачки, а именно длины горизонтальных скважин, количества стадий и загрузки проппанта
при ГРП.

Выполнено сравнение приемистости 74 скважин шести месторождений, разрабатываемых
с применением ГС с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП). Пласты характеризуются низкой проницаемостью (от 1 до 5 мД), длины стволов варьируются в пределах
от 400 до 1 000 м. Для всего диапазона длин приемистость незначительно отличается и изменяется от 274 до 327 м³/сут, то есть увеличение длин ГС не приводит к увеличению приемистости.
Для снижения влияния геологических факторов на приемистость приведено сравнение параметров закачки для горизонтальных скважин, приуроченных к одному объекту разработки
месторождения 1.
При увеличении длины ствола на 50 % увеличения приемистости не происходит, и наоборот, самые высокие значения приемистости получены по самым коротким скважинам. Удельная накопленная закачка с ростом длины ГС увеличивается незначительно, все это указывает на подтверждение предположения о развитии единственной трещины автоГРП при всех рассматриваемых длинах стволов (рис. 2).

Схожая динамика темпов падения приемистости и добычи жидкости реагирующих добывающих скважин в сравнении с системами, где закачка ведется в ННС, подтверждает практическое отсутствие преимуществ в работе трещин ГРП вдоль ствола горизонтальной скважины (рис. 3).

Схожие выводы показывает и анализ влияния на приемистость объемов проппанта, закачанных при ГРП на скважину, стадию и количество стадий ГРП. Так, на месторождении 2 с незначительной вариацией длин стволов все нагнетательные скважины длиной около 1 000 м, запускная
и накопленная удельная приемистость не растет при увеличении общей массы проппанта
на скважину, то есть при массе проппанта в диапазоне от 400 до 500 т, удельная запускная приемистость 10,9 м³/сут/м/мД, а при массе проппанта 800 т на скважину и более удельная запускная приемистость 11,4 м³/сут/м/мД.
Однако при увеличении удельной массы проппанта на стадию наблюдается тенденция к росту запускных показателей только в начальный период закачки. Это обусловлено большим стимулированным объемом пласта при работе скважины в период отработки на нефть, соответственно, сильно разряженной зоне пласта вокруг скважины, которая интенсивнее компенсируется закачкой в начальный период. А увеличение количества стадий ГРП не влечет
за собой значительного изменения приемистости.

Полученные выводы также можно отнести в пользу предположения о доминирующем влиянии на показатели закачки единственной трещины автоГРП, инициируемой в одном из портов, наличие которой подтверждено с помощью индикаторных диаграмм и графиков Холла.
Подтверждение данного предположения было получено при детальном анализе данных промыслово-геофизических исследований по определению профиля приемистости горизонтальных скважин месторождения 2. По данным исследований с применением спущенного на забой комплекса приборов, состоящих из термометра, шумомера и расходомера, наблюдается явная дифференциация — преимущественный уход закачки в зону одного порта (или нескольких соседних), в различных участках траектории, приуроченных ближе к пяточной или носочной части скважин. Полученные профили приемистости были сопоставлены с проводкой исследуемых скважин по разрезу пласта и распределением ФЕС по стволу. В результате были получены следующие данные о работающих интервалах ствола: интервалы ухода закачки в четырех из пяти скважин находятся вблизи зон, улучшенных ФЕС пласта (проницаемости и песчанистости), что соответствует наилучшим условиям инициации трещин (повышенная хрупкость и пониженное сопротивление разрыву пород).

По результатам комплексного анализа с применением данных ПГИ, учета проводки ствола
по разрезу пласта, анализа реакции на закачку скважин окружения с учетом их геометрического расположения предложен вариант фактического распространение трещины автоГРП в районе скважины. Геометрические размеры трещины автоГРП (полудлина) на момент оценки определены с помощью полученной ранее зависимости полудлины трещины от давления нагнетания. Результаты анализа позволили улучшить адаптацию гидродинамической модели путем корректировки азимута трещины относительно начального и изменения ее полудлины. Качественным результатом проведенной работы является возможность определения зон
с остаточными запасами с помощью долгосрочного прогноза разработки пласта.

На рентабельность разработки и конечную нефтеотдачу низкопроницаемой нефтяной залежи существенное влияние оказывают темпы отбора запасов и охват пласта. Бурение горизонтальных скважин и гидроразрыв пласта позволяют повысить эффективность разработки. Однако существующие технические решения, заключающиеся в ориентации горизонтальных стволов как добывающих, так и нагнетательных скважин в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта (σ_min) и продольно расположенных к стволу трещин ГРП не в полной мере позволяют выполнить задачу повышения эффективности разработки в части увеличения темпов отбора запасов и охвата пласта. Необходимо продолжение поиска решения задачи повышения нефтеотдачи низкопроницаемого пласта нефтяной залежи посредством повышения охвата пласта воздействием и снижением капитальных затрат на бурение скважин. Для этого предлагается применение горизонтальных нагнетательных скважин в новой конфигурации, заключающейся
в изменении их положения относительно добывающих скважин.

Как показал проведенный анализ, основным недостатком существующего способа разработки
при ориентации системы вдоль максимальных горизонтальных напряжений пласта является то,
что ввиду продольного расположения к стволу трещин ГРП, при закачке в режиме автоГРП
из-за взаимовлияния трещин друг на друга и особенностей профиля механических свойств, доминирующая трещина автоГРП не обеспечивает достижения необходимой компенсации
и коэффициента охвата. При этом поворот всей системы разработки на 90 градусов и поперечно-направленный ГРП в обоих типах скважин несет высокие риски прорыва воды от трещин автоГРП нагнетательных скважин, длину и рост которых сложно контролировать. Поэтому предлагается конфигурация, в которой устранены недостатки предыдущих аналогов.

На рисунке 4 представлена схема предлагаемой системы разработки, на которой горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта (σ_min), выполняют многостадийный ГРП с созданием поперечных стволу трещин.

Добывающие горизонтальные скважины бурят вдоль направления максимальных горизонтальных напряжений (σ_max), выполняют многостадийный ГРП с созданием продольных стволу трещин
и размещают посередине между точками инициации трещин ГРП нагнетательной скважины
на расстоянии, превышающем 150 метров от траектории трещин нагнетательной скважины.
Таким образом минимизируется риск пересечения траектории трещин автоГРП при нагнетании
с траекторией добывающей скважины.

Для разобщения заколонных интервалов в нагнетательной скважине производится цементирование хвостовика и спуск установки разобщения интервалов, состоящей из последовательно соединенных нескольких гидравлических пакеров в связке с трубными удлинителями и электроклапанами, расположенными между пакерами, позволяющими обеспечить дистанционный контроль приемистости в широком диапазоне. Это позволит получить одновременное или попеременное создание нескольких трещин автоГРП, контролировать расход
и давление во всех точках инициации и обеспечит возможность регулирования профиля приемистости.
Рассмотрим возможность возникновения риска прорыва трещин автоГРП, продуцируемых
в нагнетательной скважине к забою добывающих скважин. Так как все добывающие скважины расположены вдоль регионального напряженного состояния, то риск пересечения их траектории
с траекторией трещин автоГРП возникает только в случае отклонения трещин от первоначального направления при изменении напряженного состояния. Однако при такой конфигурации сетки
в процессе добычи вокруг закрепленных трещин нагнетательной скважины образуется зона,
в которой напряженное состояние имеет азимут вдоль направления регионального напряженного состояния, что не приводит к отклонению трещин, а наоборот, дополнительно усиливает развитие трещины именно в этом направлении. Таким образом, трещины нагнетательных скважин будут расти по направлению регионального напряжения. Это будет верно и в случае, если нагнетание
не будет запущено одновременно с добычей из соответствующих ГС. Рост в сторону добывающих скважин вряд ли произойдет, даже в случае перекомпенсации.