Выполнена сравнительная оценка изменения дебита нефтедобывающих скважин с учетом увеличения площади вскрытия продуктивной части разреза, а также восстановления проницаемости горных пород коллектора за счет их разгрузки при создании щелевых каналов методом ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации. Проанализированы различные направления ориентирования и интервалы размещения щелей с учетом обводнения отдельных пропластков и азимутального направления большей части невыработанных запасов по отдельным блокам рассматриваемой залежи. Для оценки эффективности разработки терригенных нефтенасыщенных коллекторов порового типа c применением ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации выполнены расчеты на полномасштабной геолого-гидродинамической модели одного из нефтяных месторождений Пермского края. В качестве объекта моделирования рассматривается визейский терригенный объект разработки. Моделирование проведения технологии ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации выполнено на трехмерной фильтрационной модели по 14 низкодебитным скважинам, находящейся в зоне с повышенной плотностью остаточных извлекаемых запасов, а также с неравномерной выработкой запасов по разрезу. Разработана оптимальная схема размещения щелевых каналов по толщине продуктивной части разреза скважины. Селективно сформировано 24 щелевых канала с учетом интервалов повышенной нефтенасыщенности. Выполнена сравнительная оценка расчетного дебита скважин для кумулятивной перфорации рассматриваемого продуктивного объекта и разработанного метода щелевого вскрытия. По результатам моделирования получен прирост дебита нефти 2,25 т/сут в случае применения метода ориентированной щелевой гидропескоструйной перфорации дополнительная накопленная добыча за два года прогнозных расчетов по одной скважине составила 0,5 тыс.т.

A comparative assessment of variation in the flow rate of oil production wells was performed taking into account increasing of perforated area of the productive part of the rocks, as well as recover of reservoir rocks permeability due to their unloading by creating slotted channels with the method of oriented slotted hydro-sandblast perforation. Different orientation directions and slotting intervals were analyzed, taking into account water encroachment of individual interlayers and azimuth direction of the majority of remaining reserves in separate blocks of the examined formation. In order to estimate development efficiency of terrigenous oil-saturated porous-type reservoirs by means of oriented slotted hydro-sandblast perforation, calculations were performed on a full-scale geological and hydrodynamic model of an oil field in the Perm Region. The object of modeling was a Visean terrigenous productive formation. The modeling of implementing oriented slotted hydro-sandblast perforation was carried out on a 3D filtration model for fourteen marginal wells, located in the zone with excessive density of remaining recoverable reserves and heterogeneous reserve recovery along the section. An optimal layout of slotted channels along the depth of the productive part of the well section was developed. Selective formation of 24 slotted channels was carried out considering the intervals of increased oil saturation. Comparative analysis of estimated flow rate of the wells was performed for cumulative perforation of the examined productive formation and the developed method of slotted perforation. As a result of modeling, an increase in the oil average flow rate of 2.25 t/day was obtained. With oriented slotted hydro-sandblast perforation, incremental cumulative production for two years of prediction calculations per one well reached 0.5 thousand t.