Многосторонняя стимуляция пласта как альтернатива гидравлическому разрыву для карбонатных коллекторов с тонкими нефтяными оторочками

Рассмотрена технология многосторонней стимуляции ствола скважины (Multilateral Stimulation Technology), предназначенная для повышения нефтеотдачи в карбонатных коллекторах с низкой вертикальной проницаемостью и малой эффективной нефтенасыщенной толщиной. Целью исследования является анализ эффективности Multilateral Stimulation Technology при разработке тонких нефтяных оторочек мощностью менее 5 м в условиях высокой неоднородности и трещиноватости пород. В качестве объекта исследования рассмотрены горизонтальные и наклонно-направленные скважины, оборудованные системой радиального вскрытия пласта с использованием выдвижных игл. Предметом исследования являются технологические особенности применения Multilateral Stimulation Technology, включая модификации с кислотным разрушением породы перед соплом и механическим бурением мини-долотами с турбинным приводом. Методы исследования включают анализ промысловых данных, обобщение зарубежного и отечественного опыта, интерпретацию результатов эксплуатации, а также сравнительную оценку с традиционным гидроразрывом пласта. Рассмотрены механизмы формирования радиальных каналов, влияние геологических факторов на эффективность технологии и особенности моделирования процессов фильтрации. Результаты исследования показывают, что Multilateral Stimulation Technology обеспечивает контролируемое увеличение дренируемого объема пласта, снижение риска прорыва воды и газа, а также повышение коэффициента продуктивности скважин в 2–4 раза по сравнению с необработанными аналогами. Использование кислотной активации и турбинного бурения повышает глубину и стабильность проникновения боковых каналов. Установлено, что технология наиболее эффективна в карбонатных коллекторах с проницаемостью 0,1–10 мД и низким отношением Kv/Kh. Сделан вывод о высокой перспективности Multilateral Stimulation Technology для вовлечения трудноизвлекаемых запасов в тонких нефтяных оторочках, а также о целесообразности ее широкого внедрения на месторождениях Российской Федерации в качестве альтернативы неконтролируемому гидроразрыву пласта.

1. Аширов К.Б., Выжигин Г.Б. Оценка эффективности солянокислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 1977. № 7. С. 28–31. Режим доступа: https://www.oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?art=108219 (дата обращения: 23.01.2026).

2. Мухаметшин В.Ш. Зависимость коэффициента нефтеотдачи от плотности сетки скважин при разработке малопродуктивных карбонатных залежей // Нефтяное хозяйство. 1989. № 12. С. 26–29. Режим доступа: https://oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?ID=8155andart=122334 (дата обращения: 23.01.2026).

3. Manchanda R., Sharma M.M. Impact of completion design on fracture complexity in horizontal shale wells // SPE Drilling and Completion. 2014. Vol. 29. Iss. 1. P. 10–21. Режим доступа: https://onepetro.org/DC/article-abstract/29/01/78/205825/Impact-of-Completion-Design-on-Fracture-Complexity?redirectedFrom=fulltext (дата обращения: 23.01.2026).

4. Hognesen E.J., Strand S., Austad T. Waterflooding of preferential oil-wet carbonates – oil recovery related to reservoir temperature and brine composition (SPE94166) // 67th EAGE Conference and Exhibition. 2005. P. 1–9. https://doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.1.D026.

5. Olson K.E., Olsen E., Haidar S., Boulatsel A., Brekke K. Valhall field: horizontal well stimulations “Acid vs. Proppant” and best practices for fracture optimization // SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Proceedings-Mile High Meeting of the Minds (Denver, 5–8 October 2003). Denver: Society of Petroleum Engineers, Inc., 2003. Р. 2947–2963. https://doi.org/10.2118/84392-ms. EDN: PJGXOR.

6. Сучков Б.М. Причины снижения продуктивности скважин // Нефтяное хозяйство. 1988. № 5. С. 52–54. Режим доступа: https://oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?ID=8143andart=6656 (дата обращения: 23.01.2026).

7. Rice K., Jorgensen T. Waters J.W. First installation of efficient and accurate multilaterals stimulation technology in carbonate oil application // SPE-171021-MS. 2014. P. 1–15. https://doi.org/10.2118/171021-MS.

8. Freyer R., Stang A., Dusterhoft D., Meyer J., Røste T., Haug K. Multilateral stimulation technology // SPE-121814. 2009. P. 1–14. Режим доступа: https://onepetro.org/SPEEFDC/proceedings-abstract/09EFDC/09EFDC/SPE-121814-MS/146381?redirectedFrom=PDF (дата обращения: 24.01.2026).

9. Bagheri M., Settari A. Modeling of geomechanics in naturally fractured reservoirs // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2008. Vol. 11. Р. 108–118.

10. Moinfar A., Varavei A., Sepehrnoori K., Johns R.T. Development of an efficient embedded discrete fracture model for 3D compositional reservoir simulation in fractured reservoirs // SPE Journal. 2014. Vol. 19. Iss. 2. P. 289–303. https://doi.org/10.2118/154246-PA.

11. Panfili P., Jomaa A., Lydon S., McClure M., Cazeneuve E., Lee S. EDFM Workshop Proceedings. Houston, 2013. 20 p.

12. Хасанов Г.В. Обзор технологии Fishbones AS – повышение сообщаемости пластов. Казань: Татбурнефть, 2019. 65 с.

13. Al-Khelaiwi F.T., et al. Radial drilling and reservoir performance // SPE Journal. 2008.

14. Economides M.J., Hill A.D., Ehlig-Economides C., Zhu Ding. Petroleum production systems // Sugarhouse Book Works. 2012.

15. Мухаметшин В.В., Андреев А.В., Котенёв Ю.А. Прогноз продуктивности залежей в карбонатных коллекторах с трудноизвлекаемыми запасами // SOCAR Proceedings. 2016. № 3. С. 40–45. https://doi.org/10.5510/OGP20160300287.

16. Fishbones A.S. Multilateral stimulation technology manual. Stavanger, 2015. 110 p.

17. Al-Kobaisi, M., Kazemi, H., Ramirez, B., Ozkan, E., and Atan, S. A critical review for proper use of water/oil/gas transfer functions in dual-porosity naturally fractured reservoirs: part II // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2009. Vol. 12. Р. 211–217.

18. Nasr-El-Din H.A., Domen M.V., Sierra L., Welton T. Optimization of surfactant-based fluids for acid diversion // SPE Journal. 2007. Vol. 12. Iss. 3. P. 311–320. https://doi.org/10.2523/107687-MS.

19. Babadagli T., Al-Salmi S. A review of permeability-prediction methods for carbonate reservoirs using well-log data // SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 2004. Vol. 7. Iss. 2. Р. 75–88. https://doi.org/10.2118/87824-PA.

20. Neylon K., Reiso E., Holmes J.A., Nesse O.B. Modeling well inflow control with flow in both annulus and tubing // Paper SPE 118909 presented at the SPE Reservoir Simulation Symposium, The Woodlands (Texas, 2–4 February, 2009). Texas, 2009. https://doi.org/10.2118/118909-MS.

21. Gomari K.A.R., Karoussi O., Hamouda A.A. Mechanistic study of water–rock interaction // SPE Journal. 2006. Vol. 11. Iss. 4. P. 421–429.

22. Fredd C.N., Fogler H.S. Influence of transport and reaction on wormhole formation in porous media // AIChE Journal. 1998. Vol. 44. Iss. 9. Р. 1933–1949. https://doi.org/10.1002/aic.690440902.

23. Hoefner M.L., Fogler H.S. Pore evolution and channel formation during flow and reaction in porous media // AIChE Journal. 1988. Vol. 34. Iss. 1. Р. 45–54. https://doi.org/10.1002/aic.690340107.

24. Valko P., Economides M. Hydraulic fracture mechanics. Texas: Wiley, 1995. 298 р.

25. Babadagli T., Sultan Q.U. Scaling of cocurrent and countercurrent capillary imbibition for surfactant and polymer injection in naturally fractured reservoirs // SPE Journal. 2001. Vol. 6. Р. 465–478. https://doi.org/10.1306/A9673446-1738-11D7-8645000102C1865D.