Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство общего и профессионального образования

Российской Федерации

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Нефтеюганский филиал

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

Оценка эффективности применения ГРП на Приобском нефтяном месторождении

Введение

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией - снижение проницаемости призабойной зоны пласта.

Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и её последующую эксплуатацию и нарушающих первоначальное равновесие механическое и физико - химическое состояние пласта.

Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства, образование стойких эмульсий и снижение фазовой проницаемости для нефти.

Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва зарядов поглащается энергией больших гидростатических давлений.

Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто - смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Интенсивное загрязнение призабойной зоны пласта отмечается в результате проникновения в неё рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ.

Приёмистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, излом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате протекания подобных процессов возрастает сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость в искусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.

Основное назначение методов воздействия на призабойную зону пласта или интенсификации добычи нефти и газа состоит в увеличении проницаемости призабойной зоны за счёт очистки поровых каналов и трещин от различного рода материалов отложившихся в них (смолы, асфальтены, парафин, глина, соли и другие), а также их расширения и создания новых трещин и каналов, улучшающих гидродинамическую связь пласта со скважинами.

По характеру воздействия на призабойную зону пласта все методы делятся на химические, механические, тепловые и комплексные (физико-химические).

В основу химических методов положено воздействие различными кислотами на породы призабойной зоны с целью растворения частиц, засоряющих поровое пространство, и увеличения диаметров поровых каналов. Наиболее распространенным методом химического воздействия на призабойную зону пласта является солянокислотная обработка.

Механические методы воздействия направлены на нарушение целостности горных пород за счёт расширения существующих или создания новых трещин. Их применение наиболее эффективно в плотных, низкопроницаемых коллекторах. Основной метод механического воздействия - гидравлический разрыв пласта. К ним относятся также гидропескоструйная перфорация, торпедирование, виброобработка.

Тепловые методы призваны осуществлять прогрев призабойной зоны с целью расплавления и удаления из пласта тугоплавких агрегатных структур, а также снижения вязкости насыщающих флюидов. Применяются на месторождениях с высоковязкими нефтями, содержащими большое количество смол, парафинов, асфальтенов. К ним относятся электропрогрев, закачка теплоносителей, паропрогрев.

Методы комплексного воздействия на призабойную зону пласта, сочетающие в себе элементы химического, механического и теплового воздействий, применяются в сложных горногеологических условиях, где проявляются одновременно несколько факторов ухудшающих фильтрационные свойства пласта. К ним относятся термохимические обработки, внутрипластовые термохимические обработки, термогазохимическое воздействие.

Выбор конкретного метода воздействия осуществляется на основе комплекса исследований, направленных на изучение состояния призабойной зоны пласта, состава пород и жидкостей, а также систематического обобщения и изучения геолого-промыслового материала по рассматриваемому объекту.

1. Геологический раздел

1.1 Краткая характеристика месторождения

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска .В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи.

Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости , Правдинское - в 57 км на юго-восток.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск .

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной терассы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции . Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м.

Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области . На территории района имеется большое количество озёр , наиболее крупные из которых озеро Олевашкина , озеро Карасье , озеро Окунёвое . Болота непроходимые , замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта .

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом . Зима морозная и снежная . Самый холодный месяц года - январь ( среднемесячная температура -19,5 градусов С ). Абсолютный минимум -52 градуса С . Самым тёплым является июль ( среднемесячная температура +17 градусов С ), абсолютный максимум +33 градуса С . Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год , причём 75% приходится на тёплое время года . Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня .Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. В пределах равнин аллювиальные почвы речных терасс в основном песчанистые, местами глинистые. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровнем грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

На сопредельных территориях ( на Приобском месторождении мерзлые породы не изучены ) ММП залегают на глубинах от 140-180 м ( Лянторское месторождение ). Мощность ММП составляет 15-40 м, реже более. Мерзлыми являются чаще нижняя, более глинистая, часть новомихайловской и незначительная часть атлымской свит.

Наиболее крупными населенными пунктами, ближайшими к площади работ, являются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких населенных пунктов - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие.

1.2 Стратиграфия месторождения

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz)

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J)

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черногоцвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K)

Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС₁-БС₁₂.

Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС₇,АС₉,АС₁₀,АС₁₁,АС₁₂.

Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K1a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K₁^a-al) состоит из двух подсвит.

Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K₁^a-₂^s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K₂^s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

Берцовская свита (K₂^k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K₂^mP₁^d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м.

Палеогеновая система (P₂)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q)

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м.

1.3 Тектонического строение

Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается не замкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв.606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

1.4 Нефтеносность продуктивных пластов

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС₇, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₁₂³, АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰, АС₉, АС₇.

Залежи пластов АС₇, АС₉ промышленного интереса не представляют.

1.5 Общие представления о строении геологического разреза неокомских отложений

Основные запасы нефти на Приобском месторождении приурочены к группе пластов АС₁₀-АС₁₂.

Условиям их формирования посвящены многочисленные работы А.Л. Наумова, А.А. Нежданова, В.И. Игошкина, Г.Н. Гогоненкова, Карогодина Ю.Н. и др../9,16,17,25,26,27/. Результаты их исследований свидетельствуют о клиноформном строении неокомских отложений Приобского месторождения. Основой для таких выводов послужила модель бокового заполнения морского бассейна терригенным материалом при переходе от мелководно-шельфовой области к относительно глубоководной недокомпенсированной впадине, по которой источник поступления обломочного материала располагался на востоке. В периоды трансгрессий, при относительно быстром подъеме уровня мирового океана и значительном удалении береговой линии, накапливались глины региональных пачек, залегающих в основании региональных клиноформ.

В периоды регрессий, сопровождавшихся лавинной седиментацией поступал более грубый обломочный материал. Важным фактором, определившим особенности седиментации и контролирующим распространение песчаных тел-коллекторов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов явилась геоморфология дна бассейна. Структурный фактор имел второстепенное значение.

Согласно этой модели выделяется три основных ее элемента: пологая, слабо наклоненная мелководная шельфовая терраса (ундаформа), сменяющий ее к западу относительно крутой аккумулятивный склон (клиноформа) переходящий в более пологое подножие и относительно глубоководная некомпенсированная впадина (фондоформа). Карогодин Ю.Н. и др. склонны считать, что клиноформы представляют собой дельтовые образования. По их мнению, бассейновые процессы не в состоянии перераспределять огромное количество поступающего в приемный бассейн осадочного материала. Пользуясь их терминологией, применяемой к дельтам, так называемый «шельф» относится к «дельтовой платформе», «склон шельфа» к склону дельты, а «бровка шельфа» к фронту дельты. Широкое развитие типично шельфовых фаций в пределах дельтовых платформ дает основание относить существующие в то время палеодельты данного района к деструктивным, в которых преобладали бассейновые процессы. Последние преобладали в периферийных районах дельтовых платформ.

1.6 Характеристика залежей продуктивных пластов АС10-АС12

В разрезе продуктивных неокомских отложений выделено 9 пластов: АС₁₂^3-4, АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹, АС₁₁⁰, АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰, объедененные в три продуктивных горизонта и пласты АС₉, АС₇.

Продуктивный горизонт АС₁₂

Горизонт АС₁₂ включает в настоящее время один продуктивный пласт АС₁₂^3-4. Залежь вскрыта 75 разведочными скважинами и большинством эксплуатационных скважин.

Продуктивный пласт АС₁₂^3-4

Продуктивный пласт АС₁₂^3-4 представлен единой залежью, границы которой уходят за пределы лицензионного участка (Прил.1). Залежь пласта АС₁₂^3-4 вскрыта на глубинах 2531-2738м. Западная ее граница в настоящее время откартирована условно. Залежь включает отложения как шельфовые, так и склоновые и в основном коллекторы приуроченые к отложениям конусов выноса. Размеры залежи составляют 69,1км в длину и 42км в ширину в наиболее широком месте. Общая толщина пласта в среднем составляет 60,4м. Отрытая пористость изменяется от 15 до 20%, нефтенасыщенность от 0,49 до 0,84, песчанистость от 0,017 до 0,57, вскрытые нефтенасыщенные толщины от 0,6м (скв.2ХМН) до 32,4 м (скв.261). Средние значения по пласту коэффициентов открытой пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, песчанистости и расчлененности приведены в таблице 2.1.5.2. В пределах залежи полностью отложения пласта АС₁₂^3-4 пройдены не всеми разведочными скважинами и практически не вскрыты эксплуатационными. Дебиты нефти при испытании пласта изменяются от единиц м³/с до 31.5 м³/с в скв.262 (Табл. П.2.1.1).

Продуктивный горизонт АС₁₁

Продуктивный горизонт АС₁₁ включает пласты АС₁₂², АС₁₁^2-4, АС₁₁¹.

Продуктивный пласт АС₁₂²

В продуктивном пласте АС₁₂² выделяется три залежи. В восточной части скв. 402, 410, 416 вскрыта залежь на глубинах 2519 - 2252м, приуроченная к шельфовой части клиноформы. На востоке она уходит за пределы лицензионного участка (Прил.2). Основная залежь размеры которой составляют 40,9х25,2 км, приурочена к центральной части месторождения. Максимальные нефтенасыщенные толщины группируются вблизи скв.237 и 235 и составляют соответственно 40,6м 31,8м. Третья залежь расположена на севере в пределах Горшковской площади на отметках 2596-2725м. Максимальные нефтенасыщенные толщины вскрыты скв.614 и составляют 26.0м. Размеры залежи составляют около 30,0 х 21,3 км. В северном направлении она выходит за пределы лицензионного участка. Коэффициент открытой пористости колеблется в тех же пределах, что и в коллекторах продуктивного пласта АС₁₂^3-4. Это относится и к нефтенасыщенности и к песчанистости. Основная доля коллекторов приходится на пропластки до 1м и составляет 54%, на долю пропластков толщиной от 1 до 2м приходится 31%. Дебиты нефти при испытании пласта изменяются от единиц м³/с до 26.0 м³/с в скв.235 (Табл. П.2.1.2).

Продуктивный пласт АС₁₁^2-4

Продуктивный пласт АС₁₁^2-4 представлен тремя залежами (Прил.3). Одна их них расположена в восточной части лицензионного участка и вскрыта скв. 415 на отметке 2543 м. Ее размеры составляют 3,6х5,2км. Западнее расположена вторая по размерам залежь 18,3х6,7км, вскрытая скв 430,265, 252, 1 и 246 на абсолютных отметках -2431-2476м. Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 0,8м (скв.252) - 16,6м (скв.430). Третья залежь изометричной формы расположена в юго-восточной части месторождения. Размеры залежи 27,1х16.1км. Нефтенасыщенные толщины составляют 1,20м (скв.271) - 22,4м (скв.262). Коллекторы имеют открытую пористость от 14.7 до 19.3%, нефтенасыщенность в среднем 69%. Дебиты нефти при испытании пласта изменяются от единиц м³/с до 31.5 м³/с в скв.262 (Табл. П.2.1.3).

Продуктивный пласт АС₁₁¹

В продуктивном пласте АС₁₁¹ выявлена единая залежь, приуроченная к отложениям шельфа, размерами 51,2х21,5км, и простирающаяся на юге за пределы лицензионного участка (Прил.4). Глубина залегания ее поверхности изменяется от -2388 до -2496м. Залежь вскрыта 48 разведочными скважинами и рядом эксплуатационных скважин. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широких пределах. Максимальные значения отмечаются в районе скв.1, 246,1001 и составляют 42,6м, повышенные значения вскрыты в скв 265 (19,8м) и в скв.405 (21,2м). По сравнению с другими пластами коллекторы данного пласта характеризуются наличием пропластков толщиной до 20м. При этом открытая пористость по скважинам изменяется от 16 до 21%, нефтенасыщенность составляет 0,49-0,82, коэффициет песчанистости колеблется в пределах от 0,03 до 0,74. В 28 разведочных скважинах получены притоки нефти с дебитами от единиц м³/с до 126.0 м³/с в скв.1 Приобская (Табл. П.2.1.4).

Продуктивный горизонт АС₁₀

В состав продуктивного горизонта АС₁₀ входят продуктивные пласты АС₁₁⁰,АС₁₀^1-2, АС₁₀⁰

Продуктивный пласт АС₁₁⁰

В продуктивном пласте АС₁₁⁰ в настоящее время выявлено 6 залежей, вскрытых на абсолютных отметках от -2394 до -2490м и вытянутых в виде цепочки друг за другом в северо-восточном направлении (Прил.5). Скважинами 417, 247 вскрыты две самостоятельные залежи незначительных размеров около 4х5,5км, где нефтенасыщеннные толщины составляют 1,4м. Наиболее крупная залежь в пласте АС₁₁⁰ , размеры которой составляют 28,3х9,0км, расположена в северо-восточной части месторождения, где вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8м в скв.447 до 7,6м в скв 413 и скв.425. Вскрытая общая толщина пласта в среднем составляет 15м, открытая пористость 16,5%, нефтенасыщенность 0,576, песчанистость 0,19, расчлененность 2,1. Притоки нефти были получены в 4 скважинах. Они изменяются от 1.6м^з/с (скв.450) до 14.2м^з/с в скв.252 (Табл. П.2.1.5).

Продуктивный пласт АС₁₀^1-2

Пласт представлен залежью, вытянутой в северо-восточном направлении, вскрытой многочисленными скважинами на глубинах 2374 - 2671м (Прил.6). Максимальные нефтенасыщенные толщины расположены в южной части площади, где их значения превышают 10м. Максимальные толщины отмечены в скв. 254 и 181, и составляют соответственно 18,6 и 17,6м. Повышенные значения нефтенасыщенных толщин отмечены в районе скв.265 и составляют 11,8м. Размеры залежи в северо-восточном направлении измеряются 54,6км, в южной части ее ширина составляет 33,4 км, на севере 12,4км. Залежь приурочена к шельфовым отложениям, которые в юго-западной части плавно переходят в клиноформные и затем приуроченные к конусам выноса. Открытая пористость изменяется от от 14,7% до 21,7%, нефтенасыщенность от от 0,48 до до 0,84, песчанистость от от 0,021 до 0.404. При испытании пласта притоки дебиты нефти составляют 1.5м^з/с (скв.25 Хаты-Мансийская) - 40.2м^з/с с (скв.324) (Табл. П.2.1.6).

Продуктивный пласт АС₁₀⁰

В пределах лицензионного участка выделяется несколько залежей (Прил.7). Одна из них вскрыта скважиной 187 на абсолютной отметке -2341м, где по данным интерпретации ГИС вскрытая нефтенасыщенная толщина определена 3,2м . Ее размеры составляют примерно 3,1х11,0км. Вторая залежь размерами 6,3х43,6км расположена вдоль бровки шельфа и вскрыта 8 разведочными и рядом эксплуатационных скважин на абсолютных отметках -2321 - 2421 м. Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,28м в скв.232 до 4,2м в скв 332. Полученные притоки нефти составляют 1.3 - 25,9 м^з/с. Третья залежь приурочена к северной части Приобского месторождения, и по всей видимости связана с конусом выноса. Ее ширина измеряется 7,4км и соответственно длина 30,6км. Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8м в скв.294 до 9,6м в скв.613. При испытании скв.600 в ней получена нефть дебитом 1.5 м^з/с (Табл. П.2.1.7).

Продуктивный пласт АС₉

Глубина залегания 2428м. На правобережной части вскрыта небольшая залежь нефти в скважине 411. Нефтенасыщенная толщина составляет 4.6м. Из пласта получен приток нефти дебитом 5.6м³/с при Нд=1258м. Промышленного интереса не представляет.

Продуктивный пласт АС₇

Глубина залегания 2280м. Залежи представлены в виде маломощных линз, вскрытых отдельными скважинами. На правобережной части, из восьми опробованных скважин приток нефти дебитом 1.8м³/с, получен только из скважины 443. Промышленного интереса не представляет.

1.7 Характеристика водоносных комплексов

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно--Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1- водоносный горизонт четвертичных отложений;

2- водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3- водоносный горизонт атлымских отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт /Ф8/.

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

1.8 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам . Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей , не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой . В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности , давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового ( высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

В таблицах представлены данные компонентного состава нефтяного газа , разгазированной и пластовой нефтей по залежам АС10, АС11, и АС12.

Нефти этих пластов близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС11, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С2Н6 -С5Н12 - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН4 - С5Н12 , растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2-9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19(пласт АС10)- 64,29(пластАС12). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залажей . Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС10 средней вязкости , с содержанием фракций до 350_С больше 55%, нефти пластов АС11 и АС12 вязкие, с содержанием фракций до 350_С от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС10 - II Т1П2, пластов АС1 и АС12- II Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристикми нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации следующие:

1 ступень - давление 0,785 Мпа, температура 10_С;

2 ступень - давление 0,687 Мпа, температура 30_С;

3 ступень - давление 0,491 Мпа, температура 40_С;

4 ступень - давление 0,103 Мпа, температура 40_С.

1.9 Оценка запасов нефти

Оценка запасов нефти Приобского месторождения выполнена в целом по пластам без дифференциации по залежам. В связи с отсутствием пластовых вод в литологически ограниченных залежах, запасы рассчитывались по чисто нефтяным зонам.

Балансовые запасы нефти Приобского месторождения /Ф11/ оценивались объемным методом.

Основой для расчета моделей пластов являлись результаты интерпретации ГИС. При этом в качестве граничных значений коллектор-неколлектор были приняты следующие оценки параметров пластов: К_оп 0.145, проницаемость 0.4 мД. Из коллекторов и, следовательно, подсчета запасов исключались зоны пластов, в которых значения указанных параметров были меньше кондиционных.

При подсчете запасов использовался метод перемножения карт трех основных подсчетных параметров: эффективной нефтенасыщенной толщины, коэффициентов открытой пористости и нефтенасыщенности. Эффективный нефтенасыщенный объем рассчитывался отдельно по категориям запасов.

Выделение категорий запасов выполнено в соответствии с «Классификацией запасов месторождений ...» (1983 г.) и в документе /22/. В зависимости от изученности залежей Приобского месторождения запасы нефти и растворенного газа в них подсчитаны по категориям В, С₁, С₂. Запасы категории В выделены в пределах последних скважин эксплуатационных рядов на левобережном разбуренном участке месторождения. Запасы категории С₁ выделялись на участках, изученных разведочными скважинами, в которых были получены промышленные притоки нефти или имелась положительная информация по ГИС. Запасы в неизученных бурением зонах залежей классифицировались по категории С₂. Граница между категориями С₁ и С₂ проводилась на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (500х500 м), как это и предусмотрено «Классификацией ...».

Оценка запасов завершалась перемножением полученных объемов нефтенасыщенных коллекторов по каждому пласту и в пределах выделенных категорий на плотность дегазированной при ступенчатой сепарации нефти и пересчетный коэффициент. Следует отметить, что они несколько отличаются от принятых ранее. Связано это, во-первых с исключением из расчетов скважин, расположенных далеко за пределами лицензионного участка, а, во-вторых с изменениями индексации пластов в отдельных разведочных скважинах в результате новой корреляции продуктивных отложений.

Принятые подсчетные параметры и полученные результаты подсчета запасов нефти приведены ниже.

2. Техническая часть

2.1 Разработка месторождения

Приобское месторождение введено в разработку в 1988 году.

Месторождение разрабатывалось по проектному документу «Уточненные показатели разработки первоочередного участка приобского месторождения», составленного

СибНИИНП.

С 1997 года разработка месторождения ведется по «Дополнению к технологической схеме опытно - промышленной эксплуатации Левобережной части приобского месторождения, включая Пойменный участок №4», с реализацией блоковой трехрядной системы ( плотность сетки - 25 га./ скв.) С переходом в дальнейшем на более поздней стадии на блочно - замкнутую систему, в зоне раздельного залегания пласта АС12 - применение площадной семиточечной системы заводнения ( плотность сетки -25 га/скв.)

На Приобском месторождении с начала разработки на 1.01.1999 года добыто 5761.260т.т. нефти, средний дебит по скважинам составил 11,7 т/сут., обводненность

3,46 %. Закачено в продуктивные пласты 7400 тыс.м3. воды, накопленная компенсация 90,7 %.

В 1998 году продолжены работы по реализации проектных решений, принятых в 1997 году по Левобережной части месторождения. Основная деятельность была напралена на усовершенствование системы ППД. В результате проведенных работ были получены следующие результаты :

Вырос средний дебит по эксплуатационному фонду скважин с 11,7 т/с до 12 т/с.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4 : 1.

Сократился бездействующий фонд скважин с 104 до 92 скважин.

Выполнение геолого - технических мероприятий за 1998 год.

Показатели План Факт

Добыча нефти , тыс.т. 1335 1195

Бурение , тыс.м 225 40,8

Ввод новых добывающих скважин, шт. 61 4

Средний дебит новых скважин , т/сут. 40 1.8

Эксплуатационный фонд скважин , шт. 450 411

Действующий добывающий фонд скв., шт. 354 319

Бездействующий фонд скважин , шт. 88 92

Фонд нагнетательных скважин, шт. 139 102

Перевод скважин в ППД, шт. 40 28

Закачка воды , тыс.т. 1907 2172,5

Количество КРС, шт 91 50

Количество ПРС , шт. 361 276

% обводненности 5.3 3,44

Количество ГРП 80 28

Всего добыча нефти за 1998 год составила 1195 тыс.т. при плане 1335 тыс.т.

Основные причины невыполнения плановых показателей по добыче являются:

снижение производственных показателей , в связи с финансовыми трудностями ;

невыполнение плана по вводу новых скважин;

невыполнение плана по переводу скважин под закачку.

Основные потери в добыче нефти представлены в таблице ниже:

Мероприятия	План тыс.т.	Факт тыс.т.	+//- тыс.т.
Ввод новых скважин	163	0,588	-162,412
ГРП	115	68,8	-46.2
КРС	20	11	-9
Итого	298	80,388	-217,612

Добыча нефти по продуктивным пластам за 1998 год составила :

АС10 - 362,1 тыс.т

АС11 - 260,9 тыс.т

АС12 - 572 тыс.т.

Темпы отбора в целом по месторождению составили 0,2 % , по участку 2,15 % от начальных извлекаемых запасов, в том числе по продуктивным пластам :

В целом по по эксплуатационному месторождению участку

АС10 0,53% 1,9 %

АС11 0,1 % 1,78 %

АС12 0,23 % 2,57 %

Прирост добычи нефти в 1998 году получен в основном из продуктивных пластов АС11 и АС12.

Месячный уровень добычи нефти по пластам изменился следующим образом :

январь декабрь

АС10 28,9 36,3

АС11 18,7 24,7

АС12 53,3 45,9

По пласту АС12 наблюдается снижение объемов добычи , это связано с тем, что по пласту АС12 проводилась основная доля ГРП в 1997 году, а также сказывается слабое влияние закачки воды.

Основной объем добычи нефти пришелся на скважины, оборудованные ЭЦН - 70,6 %, ШГН - 25,8 %, фонтаном - 3,6 %. Суточная добыча нефти увеличилась с 3258 тонн в январе до 3452 тонн в декабре. Средний дебит нефти по скважине в целом по месторождению увеличился с 11,5 т/сут. до 12 т/сут., по пластам АС10 и АС11 наблюдается увеличение среднего дебита, а по пласту АС12 - снижение.

январь декабрь

ср.дебит ср.дебит

т/сут. т/сут.

АС10 8,6 9,5

АС11 7,2 8,2

АС12 8,5 7,5

Эксплуатационный фонд скважин на 1.01.99 год составил 411 скважин.

Действующий фонд скважин - 319

Бездействующий фонд - 92

Эксплуатационный фонд скважин снизился с 432 до 411 скважин , за счет перевода скважин под закачку, из бурения принято - 4 скважины, в т.ч. 2 скважины из освоения прошлых лет и 1 скважина из пьезометрического фонда. Наблюдается снижение бездействующего фонда скважин со 104 скважин до 92.

В 1998 году закачено в продуктивные пласты 2172,5 тыс.м3. воды и 7400 тыс.м3 -с начала разработки. Накопленная компенсация составила 90,7 %, текущая 139,6 %.

Под закачку переведено 28 скважин, средняя приемистость составила на скважину 97 м3/сут. соотношение добывающих и нагнетательных скважин составило 4 : 1.

Фонд нагнетательных скважин на 1.01.99г. :

Эксплуатационный фонд - 102

Действующий фонд - 69

Бездействующий фонд - 30

Освоение - 3

В таблице ниже приведена динамика пластового давления по объектам разработки.

В целом по залежам пластов АС11 и АС12 наблюдается рост пластовых давлений

АС11 - с 248,5 атм. до 253,7 атм., АС12 - с 258,9 атм. до 264 атм., что превышает первоначальное давление . А по пласту АС10 наблюдается незначительное снижение пластового давления с 248,2 атм. до 247,8 атм.

Динамика пластового давления по пластам

Дата	АС10	АС11	АС12
Первоначальное	238	246	251
1.01.98г.
В целом по залежи	248,2	248,5	258,9
В зоне отбора	237,8	246	249,6
В зоне нагнетания	299,1	299,3	302,5
1.04.98г.
В целом по залежи	248,3	247,4	259,2
В зоне отбора	237,4	245	249,2
В зоне нагнетания	301,4	298,6	306,7
1.07.98
В целом по залежи	248,8	249,5	262,4
В зоне отбора	238	246,7	253,8
В зоне нагнетания	301,6	312,5	305
1.10.98г.
В целом по залежи	249,1	249,8	262,6
В зоне отбора	238,3	247	254,3
В зоне нагнетания	301,6	312	301,9
1.01.99г.
В целом по залежи	247.8	253.7	264
В зоне отбора	238.9	251.3	256.5
В зоне нагнетания	291	310.1	300.1

В бездействующем фонде скважин находится 29 % , это связано с тем что нагнетательные скважины с низкой приемистостью на зимний период законсервированы, для предотвращения замораживания коллекторов.

Ниже приведены показатели по объектам разработки :

Пласт	Закачка с начала разработки тыс.м3	Накопленная Компенсация %	Закачка за год тыс.т	Текущая Компенсация %	Средняя Приемистость м3/с
АС10	3653,2	88	641,7	97,7	112
АС11	827,1	60	415	119,2	95
АС12	2919,7	111	1115,8	180,5	95

Накопленная компенсация по месторождению увеличилась на 10 % , что связано с увеличением объемов закачки в продуктивные горизонты. По пластам АС10 увеличилась с 82 % до 88 %, АС11 - с 40 % до 60 %., АС12 - с 97 % до 111 %.

Соотношение добывающих и нагнетательных скважин по пластам :

АС10 - 5,8 : 1

АС11 - 8 : 1

АС12 - 4,9 : 1

Компенсация по пласту АС12 с начала разработки достигла 111 % с одновременным ростом пластового давления в целом по залежи и соотношение добывающих скважин самое лучшее близкое к проекту, все это говорит, что увеличение закачки по пласту АС12 не нужно, а необходимо распределение ее по площади.

По пластам АС10 и АС11 ,как видно из таблицы, необходимо увеличение объемов закачки и увеличение фонда скважин, все это предусмотрено программой работ 1999 года. Особенное внимание необходимо уделить очистке призабойных зон нагнетательных скважин и уменьшение мехпримесей на водозаборах.

Повышение нефтеотдачи пластов. Основным методом повышения нефтеотдачи пластов по Приобскому месторождению - это гидроразрыв пласта. В 1998 году проведено 28 ГРП силами ЮганскФракмастер. Дополнительная добыча составила 68,8 тыс.тонн нефти.

В 1998 году были проведены работы по увеличению нефтеотдачи пластов физико - химическими методами ( СКО + Нефрас) на 4 скважинах, дополнительная добыча составила 1,2 тыс.т.

За счет проведения дострелов и приобщений на 11 скважинах дополнительная добыча нефти составила 6,5 тыс.т.

Проведена комплексная обработка призабойной зоны (КОПЗ) в 12 нагнетательных скважинах, силами ЮНПХ.

2.2 Гидроразрыв пласта

Идея гидравлического создания трещины в продуктивной зоне для повышения ее производительности была разработана в 20-х годах Р.Ф. Фаррисом. Эту концепцию он разработал на основе изучения давлений, с которыми встречаются при задавливании цемента, нефти и воды в пласт. Компания «Халлибертон» приобрела лицензию на этот процесс в 1949 году осуществила первые коммерческие обработки скважин методом гидроразрыва, «значительно» подняв продуктивность двух скважин. Метод получил признание. В настоящее время от 35 до 40% скважин подвергаются обработке методом гидроразрыва, а в США, где этот метод получил самое широкое распространение, запасы нефти возросли на 25-30%.

Гидравлический разрыв пласта представляет собой закачивание жидкостей с такой производительностью и под такими давлениями, которые достаточны для разрыва породы с идеальным формированием трещины с двумя «крыльями» одинаковой длины по обеим сторонам ствола скважины. Если закачивание будет прекращено после формирования трещины, жидкости постепенно протекут в пласт. Давление внутри трещины упадет, и трещина закроется, не дав никакой дополнительной проводимости.

Чтобы сохранить открывшуюся трещину, нужно либо использовать кислоту, чтобы она разъела ее поверхности, не дав им плотно сомкнуться, либо забить трещину проппантом (расклинивающим материалом - обычно это песок), чтобы удержать ее в открытом состоянии. Настоящая работа посвящена последней методике.

В настоящее время в типичной гидроразрывной обработке применяются сгущенные жидкости, которые закачивают последовательно. Первая стадия - это водяной буфер, полимер и добавки. Затем следует раствор, представляющий собой буфер плюс проппант - обычно песок - во взвешенном состоянии. По мере выполнения обработки закачиваются различные концентрации проппанта и различные объемы раствора.

Давление, производимое буфером, дает начало трещине и служит причиной ее распространения. Раствор помогает удлинить трещину и перенести проппант дальше. Постепенно трещина заполняется до тех пор, пока проппант не набивается в ее оконечности.

Моделирование геометрии гидроразрыва. Необходимость понимания гидроразрыва дала толчок развитию основ механики пород. Главные открытия были сделаны в 1957 году Хуббертом и Уиллисом. Ими было показано, что трещинноватости в недрах обычно располагаются не горизонтально, а вертикально. Они аргументировали это тем, что поскольку трещина является плоскостью разделения породы, то порода будет открываться в направлении сопротивления. В глубине большинства продуктивных зон горное давление вызывает наибольшее напряжение, а потому направление наименьшего сопротивления - горизонтальное.

Главной задачей механики пород является прогнозирование высоты, длины и ширины трещины при данной производительности закачивания, его продолжительности и расходе жидкости. Для такого прогноза необходима модель распространения трещины в породе.

В настоящее время имеется целый ряд моделей, составляющих широкий их ассортимент от двухмерных до псевдотрехмерных и полнотрехмерных. Основное различие между двухмерным и псевдотрехмерным/трехмерным моделированием заключается в том, что в двухмерных моделях высота трещины фиксирована, либо устанавливается равной длине (т.е. полукруглая форма) в то время, как высота, длина и ширина трещины в псевдотрехмерных и трехмерных моделях могут в некоторой степени варьироваться независимо друг от друга. Двухмерные модели уже существуют около 30 лет, трехмерные - около 10 лет. Возросшая за последнее время мощность ЭВМ сделала трехмерное моделирование обыденным делом при проектировании гидроразрывных работ. Применение полнотрехмерных моделей ограничено, так как их расчет занимает много времени, однако будущее - за ними.

В 2-х моделях высота разрыва принимается постоянной вдоль всей его протяженности. Высота обычно очерчивается литологическими границами. Затем вычисляются длина и ширина с помощью высоты (которую можно рассчитать с использованием данных акустического каротажа в сочетании с моделированием механики разрыва и пластичности), модуля Юнга, вязкости жидкости, а также времени фильтрации. В радиальной модели длина и высота трещины одинаковы и могут меняться одновременно.

Трехмерный подход более реалистичен, так как высота разрыва определяется не столько литологией, сколько вертикальными вариациями в величине наименьших главных напряжений, которые часто (но не всегда) соответствуют литологическим элементам. (Чем больше вертикальный контраст в наименьших основных напряжениях, тем лучше вмещается высота).

Появление трехмерных моделей не сказалось на актуальности двухмерных. Двухмерные модели хорошо работают там, где:

трещина разрастается в породе с однородными напряжениями и механическими свойствами таким образом, что ее высота невелика по сравнению с мощностью слоя породы. В этом случае больше подходит использование радиальной модели.

высоки контрасты напряжений между продуктивным слоем и соседними формациями и эти контрасты соответствуют литологическим границам. В такой ситуации уместны 2-е модели, в которых высота принимается за постоянную величину.

В отсутствие этих условий применение двухмерных иоделей требует расчета высоты разрыва на основе опыта и знаний пользователя. Последствия недооценки высоты разрыва могут быть от катастрофических до неприятных, с которыми, тем не менее, можно справиться. Трещина может пойти в газо- или водонасыщенное ответвление, что чревато разрушением скважины. Занижение прогноза высоты разрыва ведет к завышению его длины, так как при заданной производительности закачивания неожиданное удвоение высоты уменьшает длину почти на 50% в зависимости от фильтрации.