ВведениеВ условиях современных реалий, когда с каждым годом природных запасов полезных ископаемых становится все меньше, часто приходится сталкиваться с трудными горно-геологическими условиями, из которых извлечение флюида при использовании традиционных способов нерентабельно. Одним из основных способов увеличения нефтеотдачи является традиционный гидравлический разрыв пласта (ГРП) – задавливание жидкости разрыва в пласт для создания новых проницаемых трещин в последствии заполняемых проппантом. Этот метод имеет ряд недостатков, из которых основными являются высокая стоимость и сложность выполнения операции, следствием чего появился усовершенствованный метод – кластерный ГРП. Принципиальное отличие кластерного ГРП от традиционного заключается в нагнетании проппанта в трещину, которое приводит к созданию групп (кластеров) и в свою очередь способствует появлению дополнительных каналов между ними и, как следствие, повышению проницаемости трещины в целом (рис. 1). Рис. 1. Схематическое представление каналовFig. 1. Schematic representation of channels  Преимуществом метода является значительное удешевление операции за счет понижения количества задавливаемого проппанта (в среднем на 43 % меньше по сравнению с традиционным ГРП), количества жидкости до 20 % и, в результате, сокращение времени, затраченного на операцию, на 25 %.Технология кластерного ГРПДля того, чтобы добиться нужного результата, используется целый комплекс технологий, связанных с закачкой жидкости в пласт. В отличие от традиционного ГРП жидкость разрыва подается в пласт импульсно (рис. 2 [1]). Рис. 2. График закачки при кластерном ГРПFig. 2. Injection schedule for cluster hydraulic fracturing  Суть импульсов заключается в чередовании чистой жидкости (каналы в проппантной пачке) и жидкости с проппантом – проппантных прослоек, поддерживающих каналы в открытом состоянии. Однако, как видно из рис. 2, первый и последний этап обработки при гидроразрыве требует непрерывной подачи проппанта в трещину. Смысл такого решения заключается в необходимости создания надежной и равномерной связи трещины и ствола в зоне перфорации. Также важно отметить, что следует предусмотреть последнюю фазу определенной длительности – достаточно короткой, чтобы не нарушить фильтрационные свойства разрушения, и в то же время достаточной для поддержания трещины раскрытой [1].Схема распределения проппанта в трещине также отличается от традиционного ГРП – в первом случае размещение происходит, как правило, по всей зоне воздействия, в свою очередь в кластерном формируются «столбы», поддерживающие разрушение открытым и создающие проводящие каналы (рис. 3).    Рис. 3. Схема размещения проппанта: а – кластерный ГРП; б – традиционный ГРПFig. 3. Proppant placement scheme: a – cluster hydraulic fracturing; б – traditional hydraulic fracturing Вследствие такого размещения проппанта нужно учитывать расстояние между группами, а также плотность пачек. Очевидно, что при более плотном распределении материала будет повышаться устойчивость трещины и в то же время уменьшаться проводимость каналов за счет уменьшения расстояния между пачками. Такой же принцип работает и в обратную сторону. Помимо импульсного нагнетания жидкости в трещину стабильность проппантных кластеров, и соответственно, каналов, поддерживается за счет определенных добавок: волоконного материала и различных соединений, заполняющих пустоты в пачке (синтетические полимеры, органические материалы). Первые образуют сетку, связывающую проппантную пачку (рис. 4 [2]), которые в свою очередь увеличивают площадь контактов «проппант – проппант» и «проппант – порода», что способствует укреплению кластера. Рис. 4. Визуализация стабилизирующих добавокFig. 4. Visualization of stabilizing additives  Практический опыт применения кластерного ГРП на Южно-Приобском месторожденииАнализа эффективности применения основан на вычислении коэффициента продуктивности, приведенного к эффективной толщине пласта. Для этого для каждой скважины коэффициент продуктивности был рассчитан из данных по ежедневному дебиту с использованием Вогельской корреляции при давлении, ниже давления насыщения. Полная добыча может быть выражена следующим уравнением:                                              (1) где Pwf  – забойное динамическое давление, атм; Pb – давление насыщения, атм; Qb – дебит скважины при давлении Pwf = Pb, м3/сут; Qmax – теоретический максимальный дебит при Pwf, м3/сут: Qb = Jd (Pr – Pb),                               (2)Qmax = Qb + JdPb1,8,                              (3)где Pr – среднее давление в пласте.Рассчитав формулы (2) и (3), можно выразить уравнение через коэффициент продуктивности:   Коэффициент продуктивности Jd – полезный инструмент для сравнения нефтяных скважин, добывающих из пластов с разной проницаемостью и чистой продуктивностью при разных значениях депрессии, что имеет место для большинства скважин в изучаемых районах из-за неоднородности пластов и искусственного подъема как механизма обеспечения добычи [3].На рис. 5 представлено сравнение эффективности кластерного и традиционного ГРП [4]. Рис. 5. График безразмерной продуктивности между кластерным и традиционным ГРПFig. 5. Graph of dimensionless productivity between cluster and traditional hydraulic fracturing  Из рис. 5 можно сделать вывод, что кластерный ГРП приводит к стабильной работе скважин в течение двух лет. Тенденция добычи очень похожа на динамику ближайших соседних скважин. Этот результат добычи подтвердил наличие каналов, поскольку ожидалось, что равномерное распределение проппанта приведет к значительным, если не общим, потерям добычи. В соседних скважинах применяли проппант 12/18 по обычной технологии, масса которого почти в 2 раза больше по сравнению с кластерным ГРП. К 2013 г. первые  скважины,  работающие  уже  5  лет, продолжали стабильно добывать нефть благодаря устойчивому каналу и поддержанию давления в пласте. ЗаключениеВ результате анализа результатов применения кластерного ГРП можно сделать вывод, что кластерный ГРП представляется перспективной альтернативой традиционному ГРП. Он демонстрирует улучшенные показатели и обеспечивает более эффективное завершение скважин.