В настоящее время ухудшение структуры трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) приводит к тому что, термины разработка карбонатных коллекторов нефти и гидроразрыв пласта приобретают все большую соотносимость и сродство между собой. Перевод месторождений из зоны/условий «легкой нефти» из-за высокой выработки объектов, где эффективно работают стандартные технологии повышения нефтеотдачи пластов, в зону/условия «тяжелой нефти» где классические геолого-технологические мероприятия (ГТМ) имеют низкую эффективность, вынуждает операторов месторождений нефти идти на проведение более смелых, но и вместе с тем же более рискованных мероприятий. В данном случае применение ПГРП проводится не только для интенсификации притока путём увеличения площади фильтрации зоны притока, но и для изменения структуры коллектора с дальнейшим учётом естественной, техногенной трещиноватостей, в перспективе —
в целом геомеханической модели. Здесь, при проведении процесса разрыва, т.е. при создании техногенной магистральной трещины и активации естественных трещин, определяющими факторами будут дизайн ПГРП, в том числе, размерность и соотношение расклинивающего материала — проппанта. Если на начальных этапах, в том числе опытно-промысловых работах
по проведению ПГРП в карбонатных отложениях, специальных требований к жидкости разрыва
и проппантам не устанавливалось и рецептуры жидкостей разрыва были аналогичны применяемым для терригенных коллекторов девона Республики Татарстан [1], то на сегодняшний день ситуация поменялась в сторону целевого проведения процесса, в зависимости от задачи
и ожидаемых результатов мероприятий [2].
В данной работе будет проанализировано Аделяковское нефтяное месторождение юго-востока Республики Татарстан (рис. 1).

Аделяковское месторождение по геологическому строению относится к сложным, запасы нефти месторождения являются трудноизвлекаемыми, характеризуются высоко- и сверхвязкими высокосернистыми нефтями. Проблемами при добыче таких нефтей являются: преждевременный прорыв законтурной воды, низкая эффективность гидродинамических методов и классических методов повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) [3, 4].
Кроме того, характерной особенностью разработки месторождений является быстрое образование воронки депрессии, что неминуемо ведет к падению дебитов скважин, аномально низким забойным давлениям. Поэтому больше внимания уделяется сочетанию применения известных эффективных, рентабельных технологий для воздействия на пласт и призабойную зону пласта (ПЗП), и поиску новых перспективных технологий [5].
Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов и свойства нефти башкирского яруса Аделяковского месторождения представлены в таблице 1.

Принимая во внимание карбонатную составляющую коллекторов, которая по физическим характеристикам является более мягкой чем кварцевая и полевошпатовая [6],
необходимо учитывать более распространенные в данных условиях процессы вдавливания зерен проппанта с последующим уменьшением ширины и проводимости закрепленной трещины, дополнительным осложняющим фактором здесь будет и повышенная вязкость пластовой нефти. Вопросы по выбору параметров технологических жидкостей и определению параметров горных пород имеют высокую актуальность при производстве ПГРП в карбонатных коллекторах, повышенная вязкость нефти усложняет данную задачу, с передачей нерешенных вопросов также
на стадию освоения скважины после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ)
и в дальнейшем при эксплуатации объекта.

Изучая предыдущий опыт производства ПГРП в карбонатных коллекторах, в качестве первоначального опыта, по башкирскому ярусу среднего карбона Аделяковского месторождения были проведены процессы на 9 скважинах, на четырех скважинах после разрыва получена вода (в т. ч. на 1 скважине получен «Стоп»), остальные 5 скважин были технологически успешными и экономически эффективными:
• 2 скв: № 8656, 8660 проппантные ГРП. Средний расход проппанта 12 тонн.
• 3 скв: № 8611, 8646, 8649 ГРП с кварцевым песком. Средний расход 14 тонн.
Основные параметры процессов представлены в таблице 2.

Анализируя таблицу 2 по пяти успешным ПГРП по Аделяковскому месторождению, можно судить, что разрывы производились в мощных карбонатных пачках залежей массивного строения, минимальная мощность пласта составляла не менее 25 м нефтенасыщенной толщины. Объёмы закачанной жидкости, масса проппанта свидетельствуют об экстремально высоких концентрациях и крупном фракционном составе расклинивающего агента [3]. Необходимо отметить, что в мировой практике процессы разрыва производятся на месторождениях с низкой вязкостью и на газовых месторождениях. В нашем случае соотношение проппанта с уходом от минимальной размерности проппанта (30/60 меш) по сложным карбонатным коллекторам свидетельствует о принятии
во внимание вязкости пластового флюида при производстве разрыва, которая ранее
не учитывалась в основных методах проектирования и анализа разработки нефтяных залежей
с применением ПГРП и данный параметр использовался по минимуму или не использовался
вовсе [7].
Более подробно особенности проектирования процессов рассмотрим на профилях трещин после сведения эффективного давления (рис. 2).

Проведенное сравнение дизайнов трещин показывает, что основные параметры в первом приближении совпадают, но в данном случае не стоит ожидать абсолютного совпадения по причине различных показателей проведения самих процессов, а также применяемых расклинивающих материалов при этом. Средняя масса расклинивающих материалов на один процесс разрыва по карбонатным коллекторам месторождений добывающих активов управляющей компании «Шешмаойл» представлена на рисунке 3 и составляет 9,8 т, при этом доля крупной фракции (12/18 и 10 меш) составляет 51 % от общей массы.

Данные факторы в совокупности вносят свои коррективы на ожидаемые результаты, но при этом позволяют определять их с долей приемлемой погрешности [8]. Опираясь на опыт и результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин (ГДИС) карбонатных коллекторов, необходимо отметить, что не во всех скважинах с карбонатными коллекторами как в пластово-сводовых, так и в массивных залежах, по которым заведомо принят режим двойной пористости,
не диагностирован режим ни двойной пористости, ни двойной проницаемости. Однако, анализ ГДИС с ранее проведенными ПГРП по карбонатным коллекторам массивных залежей башкирского яруса демонстрирует высокую сходимость по результатам определения скин-фактора диагностирования режима притока. На всех скважинах с ПГРП диагностирована модель трещины ограниченной проводимости с билинейным режимом притока в скважину [9, 10]. В дальнейшем следует опираться на данные по фактической эксплуатации скважин после проведения ПГРП
и вывода их на стабильный режим работы [11]. Динамика работы групп скважин башкирского объекта Аделяковского месторождения после ГРП I квартала 2015 г. представлена на рисунке 4.