Ухудшение структуры запасов нефти, сформировавшееся за последние два десятилетия в РФ, привело к необходимости поиска новых подходов к разработке месторождений и применению альтернативных технологий в части геолого-технических мероприятий (ГТМ) т.к. реализация традиционных принципов может сделать эксплуатацию месторождения нерентабельной. Решение о проведении гидроразрыва пласта (ГРП) или забуривания боковых стволов (ЗБС) является ответственным, от которого зависит экономическая составляющая разработки месторождения углеводородов, т.к. стоимость технологий высокая и требует значительных расходов материально-технических ресурсов. В некоторых случаях, когда ГРП, ЗБС проводить с экономической точки зрения рискованно, а технологический эффект в дополнительной добыче нефти и газа для предприятия необходим, возможно применение альтернативных подходов к стимуляции пласта. Особенно это актуально для месторождений, удаленных от инфраструктуры (при бурении разведочных и поисковых скважин).
Одними из наиболее эффективных методов интенсификации притока и очистки призабойной зоны скважин от асфальто-смолистых и парафинистых отложений (АСПО) являются тепловые методы. В конце прошлого столетия широко применялись тепловые методы, основанные на сжигании твердых порохов в стволе скважины, типа термогазохимического воздействия (ТГХВ). При ТГХВ происходит химическое воздействие газовой фазы продуктов горения на скелет породы и пластовую жидкость. Газообразные продукты горения порохов в основном состоят из хлористого водорода НСl и углекислого газа СО₂. Проникая в поры пород, хлористый водород при наличии воды образует соляную кислоту, концентрация которой может достигать 1...5 %. Основным недостатком методов типа ТГХВ является разрушающее воздействие на скважину. В 1996 году группой российских специалистов - нефтяников и разработчиков твердого топлива было начато применение конверсионного ракетного твердого топлива с использованием замедлителей горения новой конструкции, исключавших ударное механическое воздействие на обсадную колонну и цементный камень скважины [1–5]. При этом были созданы комплексные технологии газодинамического разрыва пласта (ГДРП).
Технология газодинамического разрыва пласта, особенно в комбинации с прострелочно-взрывными работами и ОПЗ химическими составами, может принести как оптимальный технологический эффект, так и улучшить экономические показатели проекта. Воздействие обеспечивает создание в прискважинной зоне обрабатываемого пласта трещин и полостей, очистку призабойной зоны от кольматации. Возможно комплексирование технологии ГДРП с реперфорацией пласта и различными обработками призабойной зоны пласта жидкими химическими составами (растворители, кислоты, ПАВ).

В качестве инструмента при проведении работ по ГДРП используются пороховые генераторы давления. При реализации газодинамического метода интенсификации притока на призабойную зону скважины воздействует комплекс факторов, основную роль при этом играют повышенные давление и температура, создаваемые расширяющимися пороховыми газами в процессе экзотермической реакции детонации и горения зарядов; одновременно с этим происходят химические преобразования, оказывающие положительное влияние на состояние призабойной зоны пласта. Воздействие обеспечивает создание в прискважинной зоне обрабатываемого пласта трещин и полостей, очистку призабойной зоны от кольматации. Возможно комплексирование технологии ГДРП с реперфорацией пласта и различными обработками призабойной зоны пласта жидкими химическими составами (растворители, кислоты, ПАВ) (рис.1).

Цикл ГДРП состоит из двух основных этапов: Первый этап обработки заключается в следующем: импульсное давление создается нижними зарядами, срабатывающими от детонирующего шнура, и характеризуется высокой скоростью нарастания давления (102–105 МПа/с). При этом в скважине создается импульс избыточного давления, величина которого достигает полного горного давления и превышает его, в результате чего в прискважинной зоне пласта образуется сеть остаточных трещин (рис. 2).

Важно отметить, что благодаря кратковременному воздействию, равному долям секунды, высокие значения давления не оказывают негативного влияния на целостность эксплуатационной колонны. На втором этапе при срабатывании основных зарядов с более долгим горением происходит развитие образованных трещин вглубь пласта под воздействием второго импульса давления. Комбинированное действие генератора позволяет целенаправленно регулировать динамику нагружения горных пород и эффективно осуществлять разрыв высокоплотных малопроницаемых пластов со сложной структурой. Немаловажное значение при обработке призабойной зоны пласта (ПЗП) имеет тепловой фактор. При горении пороховых генераторов температура на фронте горения достигает 2000–3000°С. Однако максимальная температура на стенке эксплуатационной колонны составляет 300–350°С, что связано с высокой теплопроводностью колонны и быстрым распространением нагретых газов вглубь пласта — при работе генератора образуется газовый пузырь, осуществляющий прогрев ПЗП. Во время движения происходит активное воздействие высокой температуры на смолы и асфальтосмолопарафиновые отложения. После окончания горения расплавленные отложения вытесняют пластовым флюидом в ствол скважины, проницаемость призабойной зоны пласта значительно увеличивается. При этом газы, двигаясь с большой скоростью под большим давлением, способствуют увеличению размеров трещин за счет следующих факторов: размыв стенок трещин и поровых каналов; разрушение сплошности поверхности трещин знакопеременными пульсирующими нагрузками. На месторождениях Восточной Сибири в пределах Непско-Ботуобинской Антеклизы (НБА) величина прогрева ПЗП достигает 10–12 °С в течении 24–36 часов после окончания воздействия, что подтверждается результатами промыслово-геофизических исследований.
Также, при сжигании зарядов в процессе химической реакции происходит выделение кислотообразующих газов в продуктах горения, что приводит к образованию соляной и плавиковой кислот. Результатом становится воздействие агрессивных продуктов горения пороховых зарядов на пласт, вследствие чего происходит растворение некоторых минералов, глинистых фракций, находящихся в скелете горной породы, которые выносятся в ствол скважины в процессе освоения.
Теоретические аспекты ГДРП рассмотрены в [6, 7]; в работе [8] на основе указанных источников и уравнений газовой динамики физики взрыва [9] получены физически обоснованные сравнительно простые аппроксимации, позволяющие рассчитывать параметры динамики газового пузыря.
В связи с высокой температурой горения заряда, намного превышающей псевдокритическую, можно считать, что в начальный момент времени t = 0 давление Рг (0) газового пузыря (ГП) будет описываться формулой:

где: r_з и r_c — радиусы зарядов и скважины, ρ_тв и ρ_г — плотности заряда в твердой и газовой фазах.
Важнейшей характеристикой горения является адиабатическая температура горения Т_гор; для зарядов ГДРП можно принять Т_гор = 2 500 °С [10].
В момент начала ГДРП происходит интенсивное перемешивание газа и скважинной жидкости, начальная температура продуктов горения будет описываться формулой:

где Т_сж — температура скважинной жидкости.
Увеличение температуры ГП влечет за собой повышение давления; для учета температурного эффекта давление пороховых газов Р_г (0) рассчитывается по формуле:

где показатель адиабаты α = 1.4 [9].
При этом предполагается мгновенное формирование ГП при поршневом вытеснении жидкости глушения. ГП принимает форму цилиндра радиуса rc и высотой, определяемой массой, плотностью заряда и гидростатическим давлением столба скважинной жидкости. Аналогичные допущения приняты в работе [7].
С технической точки зрения проведение ГДРП возможно выполнять как отдельным мероприятием — газодинамическая обработка пласта без дополнительных воздействий, так и комплексным мероприятием — одновременно с перфорацией пласта, после перфорации пласта, в комплексе с ОПЗ различными химическими составами. Спуск пороховых генераторов осуществляется на геофизическом кабеле, на технологических трубах. После проведения ГДРП рекомендуется выполнить ГИС-контроль в объеме методов: профиль притока из пласта, оценка технического состояния эксплуатационной колонны. Проведение ГДРП рекомендовано на скважинах с отсутствием приемистости через колонну НКТ, на нефтяных скважинах с отсутствием дебита по причине кольматации ПЗП.

Технология ГДРП применяется на фонде нагнетательных, добывающих нефтяных и газовых скважин в соответствии с типовыми конструкциями скважин, представленными на рисунке 3.

Проведение ГДРП возможно в процессе освоения при вторичном вскрытии пластов, на скважинах с ухудшением состояния ПЗП, увеличением скин-фактора в процессе длительной эксплуатации, на поисково-разведочных скважинах. Возможно проведение работ на нагнетательных скважинах с отсутствием приемистости через колонну НКТ. В случаях, когда ГДРП планируется на скважинах в процессе длительной эксплуатации согласно рекомендована предварительная реперфорация пласта с целью улучшения гидродинамического связи с ПЗП и увеличения эффективности будущей газодинамической обработки.
Критерии применения ГДРП для наклонно-направленных скважин:

• максимальный угол наклона — не более 60°;
• температура в интервале обработки — не более 170°;
• наличие ЗКЦ, дефектов ЭК — не допускается;
• литология — не ограничена. Коэффициент проницаемости — не более 500 мД, коэффициент глинистости предпочтительно не более 20 %;
• глубина обрабатываемого интервала – не менее 500 м;
• добывающие скважины со снижением продуктивности и с наличием предполагаемой кольматации ПЗП;
• обводненность продукции не выше 80 %;
• снижение пластового давления относительно начального не более 50 %;
• диаметр эксплуатационной колонны в интервале обработки: 102–178 мм;
• наличие пакера без цементного моста ниже интервала обработки – не допускается;
• высота цементного моста ниже интервала обработки (при наличии) – не менее 10 м;
• минимальное расстояние до цементного моста — не менее 3 м;
• расстояние до ближайшего водоносного пласта — не менее 5 м.

Критерии применения ГДРП для горизонтальных скважин:

• температура в интервале обработки — не более 170 градусов;
• наличие ЗКЦ, дефектов ЭК в интервале работ — не допускается;
• литология — не ограничена. Коэффициент проницаемости — не более 500 мД, коэффициент глинистости — не более 20 %;
• максимальная длина горизонтального участка — без ограничений, глубина залегания пласта по вертикали — без ограничений;
• добывающие скважины предпочтительны со снижением продуктивности, с наличием предполагаемой кольматации ПЗП;
• снижение пластового давления относительно начального — не более 50 %;
• диаметр эксплуатационной колонны в интервале обработки: 102–178 мм;
• наличие пакера без цементного моста ниже интервала обработки — не допускается;
• высота цементного моста ниже интервала обработки — не менее 10 м;
• минимальное расстояние до цементного моста — не менее 3 м;
• расстояние до ближайшего водоносного пласта — не менее 5 м.

С 2017 года на месторождениях Восточной Сибири крупной нефтяной компании РФ выполнена 81 обработка на вновь вводимых скважинах и 18 обработок на эксплуатационном фонде скважин со средним сроком окупаемости данного вида геолого-технического мероприятия (ГТМ) 114 сут. и приростом 11,5 т/сут.
Работы проводились на терригенные пласты (пласты В10 хамакинского горизонта, В5 ботуобинского горизонта), которые характеризуется рядом особенностей:

• гидрофобность коллектора;
• вторичное минералообразование (ангидритизация);
• битуминизация породы — заполнение порбитумом;
• наличие кварцевого регенерационного цемента.

Наличие в поровом пространстве битума ухудшает фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора, снижая его первичную проницаемость. Усугубляет ситуацию выпадение в процессе эксплуатации АСПО при изменении термобарических условий в ПЗП, влекущее значительное увеличение скин-фактора, снижение продуктивности скважин, ухудшение гидродинамической связи с пластом в результате кольматации капиллярных каналов коллектора. Также первоначальное значение пластового давления ниже гидростатического, что приводит к значительным поглощениям полисолевых буровых растворов на водной основе при первичном вскрытии продуктивного пласта. Проникновение фильтрата бурового раствора вглубь пласта приводит к кольматации флюидопроводящих каналов и тем самым ухудшает ФЕС. Контакт водной фазы технологических жидкостей с ангидритом (CaSO₄), содержащимся в составе горной породы в виде включений, приводит к набуханию последнего, образуя дигидрат сульфата кальция — гипс (CaSO₄x2Н₂О).
Вместе с тем при взаимодействии водных растворов с нефтью при высоких давлениях образуются природные водонефтяные эмульсии, ухудшающие приточные характеристики скважин.
Также в процессе эксплуатации при изменении термобарических условий на забое скважины происходит выпадение солей — галита и гипса. При этом солеотложения происходят в ПЗП, на подземном оборудовании и на всем пути следования пластового флюида в систему нефтесбора.

Одним из эффективных методов борьбы с битумами и АСПО, которые могут образовываться не только в поровом пространстве ПЗП, но и на поверхности нефтепромыслового оборудования, является обработка загрязненных поверхностей углеводородными растворителями (УВР). УВР применяются как в виде однокомпонентных реагентов (стабильный бензин, дизельное топливо, газовый конденсат и т.п.), так и в составе различных композиций (растворитель + ПАВ, растворитель + кислота и т.п.). Учитывая наличие к терригенных коллекторах пластов В10, В5
окисленного битума и АСПО, проведение обработок УВР для увеличения проницаемости ПЗП целесообразно. В качестве растворителя рассматривались несколько различных органических растворителей (атмосферный газойль, бензин, дизельная фракция), в итоге, с учетом наиболее оптимальных растворяющих свойств, широкого температурного диапазона применения и простоты получения на производстве выбрана для ОПР дизельная фракция (ДФ).
Дополнительной задачей исследовательских работ стала количественная оценка растворяющей способности АСПО дизельной фракцией. Оценка была выполнена при двух различных температурах: базовый замер проводился при пластовой температуре 13 °С, вторая температура была принята равной 23 °С, что на 10 °С выше пластовой. В ходе эксперимента предварительно термостатированные тремя разными соотношениями навески парафина и ДФ помещались в пробирку и выдерживались при температуре испытания в течение 60 минут, после чего нерастворившийся парафин отфильтровывался и взвешивался. Для каждой температуры были определены средняя
концентрация АСПО в дизельной фракции и стандартное отклонение. Эксперимент показал хорошую сходимость результатов в обеих сериях испытаний. Результаты исследований представлены в таблице 1.

В 2020 году с целью получения более высоких приростов дебита в пяти скважинах действующего фонда на месторождении терригенных коллекторов Восточной Сибири проведено испытание модифицированной технологии ГДРП, скомплексированной с закачкой в пласт органических растворителей. Данная технология основана на комплексном синергетическом эффекте, образующемся в результате предварительной очистки ПЗП углеводородным растворителем и последующем проведении ГДРП. Повышение температуры в ПЗП посредством прогрева пороховыми генераторами приводит к более полной очистке ПЗП от битумной составляющей породы и АСПО.
В результате анализа выполненных обработок на наклонно-направленном фонде скважин установлено, что эффективность модифицированной технологии ГДРП на 30 % превышает показатели стандартной технологии ГДРП.
По техническим причинам применение ГДРП до 2020 года было возможно лишь на наклонно-направленных скважинах, в то время как снижение качества притока, вызванное кольматацией ПЗП, характерно и для горизонтальных скважин. По этой причине было принято решение об испытании модернизированной технологии ГДРП, позволяющей проводить обработки на скважинах с горизонтальным стволом.
В качестве кандидата под обработку была выбрана многозабойная скважина месторождения Восточной Сибири с удлинением и ответвлением горизонтальной части ствола с фильтровой частью, представленной нецементируемыми хвостовиками диаметром 114,3 мм. Ввиду особенностей конструкции скважины все технологические операции на скважине возможны исключительно в ответвлении, так как участок удлинения скважины перекрыт фильтрами (рис. 4).

Выбор скважины обусловлен значительными извлекаемыми запасами нефти при явном несоответствии режима работы скважины с коллекторскими свойствами пласта по данным окончательного каротажа.

Скважина эксплуатировалась с 2018 года, за период эксплуатации дебит жидкости, как и продуктивность, снизились в 3,5 раза по причине кольматации фильтровой части колонны и ПЗП.
Капитальный ремонт скважины для интенсификации притока по модифицированной технологии ГДРП был проведен в период в IV квартале 2021 года силами бригады капитального ремонта скважин.
С целью предварительной очистки ПЗП от АСПО была выполнена закачка 100 м³ дизельной фракции со следующими параметрами: начальное давление закачки — 0 кгс/см², конечное давление закачки — 40 кгс/см², расход жидкости — 180 л/мин. Скважина была оставлена на реагирование дизельной фракции в течение 24 ч.
После закачки дизельной фракции был реализован ГДРП трех интервалов горизонтального участка, приуроченных к наиболее продуктивным частям разреза (рис. 6).

Количество этапов обработки (спусков сборки генератора давления) определялось в зависимости от протяженности продуктивной части пласта, вскрытой горизонтальным окончанием, и соответствовало количеству обрабатываемых интервалов.
На насосно-компрессорных или технологических трубах производился спуск испытуемой компоновки с зарядами в планируемый для обработки интервал. Компоновка представляла собой сборку из шести специализированных перфорированных корпусов длинной три метра каждый с размещенными в них зарядами двух типов: воспламенительных и основных. В качестве воспламенительного применялся один заряд минимального типоразмера, 36 основных (по шесть зарядов на одну секцию), передача горения между секциями производилась при помощи промежуточных зарядов, установленных в муфтовых соединениях (рис. 7). Таким образом на каждую сборку приходилось 36 основных зарядов, при этом часть из них были представлены так называемыми активными зарядами, отличающимися методом инициации, а соотношение активных и основных зарядов определяло силу первичного воздействия расширяющегося газа.

После спуска производилась инициация горения зарядов посредством прокачки резинового шара в колонну труб насосным агрегатом. Инициирующим устройством служила гидромеханическая взрывная головка с механическим детонационным устройством. При срабатывании взрывной головки импульс передавался на воспламенительный заряд, который, в свою очередь, посредством детонирующего шнура и промежуточных зарядов инициировал горение основных зарядов, создавая избыточное давление и обеспечивая прогрев ПЗП. После обработки компоновка была извлечена с комиссионным осмотром компонентов генератора давления на предмет полного срабатывания.
Сборки компоновки на первом и втором этапах были идентичными: 9 активных и 27 основных зарядов. На третьем спуске распределение количества активных и основных зарядов в сборке было скорректировано: 11 активных и 25 основных зарядов. Параметры обработок представлены в таблице 2.

Три этапа ГДРП прошли в штатном безаварийном режиме. Применяемая компоновка характеризовалась простотой сборки, надежностью и мобильностью при доставке сборки на устье скважины. Монтаж компоновки не требовал дополнительного специализированного оборудования или инструмента.
После ГДРП было выполнено освоение скважины криогенным комплексом с последующим снятием параметров для регистрации кривой восстановления уровня (КВУ). По результатам КВУ зафиксировано увеличение продуктивности скважины в 3,5 раза с 1,2 м³/сут.×атм до 4,2 м³/сут.×атм.
На заключительном этапе ремонта в скважину было спущено подземное глубиннонасосное оборудование, скважина запущена в работу в постоянном режиме эксплуатации. Работы охарактеризованы как успешные: в результате комплексного воздействия удалось добиться восстановления добычных возможностей скважины. Срок окупаемости составил 145 сут.
Учитывая успешность выполненных работ, ОПР по испытанию технологии комплексного воздействия, включающего газодинамическую обработку пласта и закачку органического растворителя продолжены в 2022 году на трех скважинах. По результатам ОПР также получены промышленно значимые приросты дебита нефти (от 5 до 17 т/сут., сроки окупаемости — от 37 до 265 сут.).
Таким образом, модифицированная комплексная технология показала свою эффективность на скважинах, приуроченных к терригенным коллекторам Восточной Сибири, войдя в перечень применяемых к тиражированию технологий.
Также к рамкам совершенствования технологий и процессов ГДРП на месторождении Восточной Сибири с терригенным типом коллектора в 2019–2022 гг. испытаны заряды длительного горения увеличенного габарита, несущие большую массу вещества теплоносителя — заряды ЗГД-105. Сравнение велось со стандартными зарядами ЗГД-87.
Заряды ЗГД-105 характеризуются увеличенным диаметром относительно зарядов ЗГД-87, также обладают увеличенной баллистической силой и объемом выделяемых газов при горении, что должно положительно сказываться на тепловом и механическом факторах, являющихся важнейшими при работе твердотопливных систем, что обеспечивает более продолжительное горение и, как следствие, более глубокую термическую обработку ПЗП, что особенно актуально в условиях терригенных отложений венда, характеризующихся низкими пластовыми температурами.
По результатам опытных работ средний прирост дебита по нефти по скважинам после ГДРП с применением зарядов увеличенного типоразмера ЗГД-105 оказался на 4,7 т/сут. выше аналогичного показателя, полученного после ГДРП применяемыми зарядами (ЗГД-87), при этом средние значения текущих приростов сопоставимы: текущий прирост от технологии с применением зарядов ЗГД-105 составляет 17,2 т/сут., от технологии с применением стандартных зарядов (ЗГД 87) — 15,5 т/сут.