Анализ эффективности проведения ГРП на Ватинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи

Анализ эффективности проведения ГРП на Ватинском месторождении-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ
На месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» к концу 2001 г. выполнено более тысячи двухсот обработок скважин методом гидроразрыва пласта. Такое широкомасштабное применение метода обусловлено его реальными, превосходящими резервы всех других методов увеличения нефтеотдачи, возможностями увеличения степени выработки запасов из залежей. Применение ГРП позволяет существенно повысить дебиты скважин в низкопроницаемых пластах и перевести в разряд рентабельных сложнопостроенные объекты с трудноизвлекаемыми запасами. Область применения метода охватывает все типы эксплуатационных объектов на различных стадиях разработки с широким диапазоном свойств продуктивных пластов.
Наряду с очевидным эффектом имеются и примеры неуспешности или низкой результативности применения метода (аварийные «стопы», отсутствие увеличения притоков пластовых флюидов, снижение добычи по нефти сразу или за краткий срок после ГРП и т.д.). Неудачи зачастую обусловлены недостаточно глубокой проработкой проектов ГРП (подбор скважин, «дизайн» трещины и т.п.).
Проблема оценки результативности выполненных обработок и выбора оптимальных проектов планируемых ГРП может быть сформулирована следующей серией вопросов:
- как оценить эффект от применения ГРП ?
- соответствует ли проекту результат выполненного ГРП ?
- есть ли резервы повышения эффективности предложенного проекта и как их реализовать?
- каковы причины неуспешных обработок ?
При решении этой проблемы важная роль отводится разработке и внедрению в практику эффективных наукоемких методик анализа и проектирования ГРП.
Цель настоящей работы заключается в анализе эффективности результатов комплексного применения ГРП в условиях месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» на основе методики, разработанной в ОАО СибНИИНП.
При выполнении анализа учтены известные методологические подходы к оценке эффективности ГРП и опыт, приобретенный в результате ранее проведенных исследований эффективности применения ГРП на месторождениях Западной Сибири.
- расчет геометрических и проводящих характеристик трещины, вычисление
кратности увеличения продуктивности скважины после ГРП;
- оценка дополнительной добычи нефти в результате ГРП с учетом системы
разработки для конкретных геологических условий объекта.
Методика анализа и проектирования ГРП, разработанная в СибНИИНП, включает оба блока исследований.
Способы решения задач второго блока - оценки дополнительной добычи нефти после ГРП в системе скважин для конкретных геологических условий объекта - широко известны, они включают две группы методов:
- прогноз дополнительной добычи нефти по характеристикам вытеснения,
динамике изменения дебитов нефти и жидкости.
С задачами первого блока связаны следующие этапы исследований:
1) Анализ всего имеющегося массива данных о характеристиках геологических
условий и технологических режимов.
2) Экспресс-методика оценки эффективности обработки, в которой существенно
используется понятие эффективного радиуса скважины как комплексного параметра,
интегрально учитывающего основные геологические и технологические факторы.
4) Формулировка критериев выбора скважин-кандидатов под ГРП и полученных статистических закономерностей.
5) Оперативная оценка характеристик оптимальных технологий ГРП для отобранных
скважин с прогнозом ожидаемой эффективности операции и с последующим уточнением
оптимальных технологических режимов, а также оценка
близости фактических обработок к оптимальным с целью выработки рекомендаций по
новым проектам.
Все этапы анализа эффективности ГРП взаимоувязаны.
В работе на основании результатов статистической обработки данных и расчетов процесса развития и закрепления трещин с воспроизведением всех данных по фактическим обработкам около пятисот скважин Аганского, Ватинского, Ново-Покурского, Покамасовского и других месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» выполнен детальный анализ технологической и экономической эффективности применения метода гидравлического разрыва продуктивных пластов групп АВ, БВ и ЮВ. Установлены причины недостаточной результативности ряда обработок. Получена оценка близости примененных ЗАО СП «МеКаМинефть» в 1993 -2001 г.г. технологий к оптимальным, выработаны рекомендации по подбору скважин для дальнейшего применения метода ГРП. Разработаны методики оперативной оценки технологической и экономической эффективности ГРП.

1. Общие сведения о Ватинском месторождении
1.1. Географическое положение месторождения
Ватинское нефтяное месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, вблизи разрабатываемых Аганского (на севере), Мегионского (на востоке), Самотлорского (на северо-востоке) и Северо-Покурского (на западе) месторождений. Расстояние от месторождения по прямой до окружного центра Ханты-Мансийска составляет 370 км, до областного центра г.Тюмени - 750 км, городов Сургута и Нижневартовска соответственно 150 и 50 км. Ближайшими населенными пунктами являются г. Нижневартовск, г. Мегион, пос. Покур и пос. Вата, рис. 1.1.

Месторождение открыто в 1963 году. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1965 году, промышленная - в 1966 году.
Площадь месторождения
представляет собой слабо
пересеченную заболоченную
равнину, приуроченную к пойме и надпойменным террасам реки Оби и ее притоков. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +40 м в пойменных частях рек до +64 м в пределах надпойменных террас. Главная река Обь протекает южнее Ватинского месторождения. Ширина русла реки достигает 1000-1300 м и разветвляется в этом районе на большое количество протоков и рукавов. Правый приток Оби р. Ватинский Еган пересекает месторождение почти в широтном направлении. В периоды весенних паводков река Обь и ее притоки выходят из берегов, затопляя почти всю промысловую площадь.
Необходимые грузы в район работ доставляются в период навигации (май-октябрь) водным транспортом и по железной дороге Тюмень-Сургут-Нижневартовск. На месторождении имеется сеть дорог с бетонным асфальтовым покрытием. Асфальтированной дорогой соединены города Мегион, Нижневартовск и Лангепас. Энергоснабжение района осуществляется за счет Сургутской ГРЭС.
1.2. Краткая история геолого-геофизической изученности района месторождения
Открытию Ватинского месторождения, как всем месторождениям Западной Сибири, предшествовали длительные геолого-геофизические исследования этой территории. Для изучения стратиграфического разреза в 1949-1951 гг. бурятся опорные
скважины в различных частях низменности. Вблизи Ватинского месторождения была пробурена опорная скважина, которая вскрыла четвертичные, палеогеновые и меловые отложения. В 1947-1954 гг. Западно-Сибирским геологическим управлением проведена геологическая съемка масштаба 1:1000000.
В период 1948-1958 гг. ведутся геолого-геофизические исследования регионального характера, включающие такие виды работ, как маршрутное сейсмическое профилирование, геологическая, гравиметрическая и аэромагнитная съемки, магниторазведка, гравиоразведка, электроразведка ВЭЗ, профильное колонковое и опорное бурение и другие виды исследований.
В 1957-1958 гг. проводились площадные сейсморазведочные работы, по результатам которых выделена положительные структуры второго порядка, отмечена южная периклинальная часть Ватинского поднятия, а в 1961-1963 гг. по данным детализованных сейсморазведочных работ сейсмопартиями 8/61-62 и 28/62-63 были уточнены глубины залегания отражающего горизонта «В» и полностью оконтурены Ватинская и Мегионская структуры.
В 1963-1965 гг. партией оперативного геофизического анализа Главтюменьгеологии проведен анализ и обобщение материалов сейсморазведочных работ. В результате была построена карта по отражающему горизонту «В», которая была принята за основу при подсчете запасов нефти Главтюменьгеологией.
Поисковые работы на Ватинской площади начаты в феврале 1964 года. Первооткрывательницей месторождения является скважина №120. пробуренная в присводовой части Ватинской структуры. По материалам ГИС и керну в разрезе этой скважины выделены нефтеносные и возможно нефтеносные продуктивные горизонты AB1, AB2 и БB8. При испытании горизонта БВ8 (интервал 2158-2168 м) в апреле 1964 года получен
3 Специальная часть

3.1. Анализ эффективности применения ГРП на месторождениях ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»
3.1.1. Объемы проведения ГРП на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
По месторождениям ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз», на 1.01.2002 года обработано 1209 скважин. Динамика объемов работ по группам пластов АВ, БВ, ЮВ и в целом по месторождениям приведена на рис. 3.1. и в табл. 3.1.

Рис. 3.1. Динамика объемов работ по ГРП на пластах группы АВ, БВ, ЮВ и в целом на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»
Сервисное предприятие СП «МеКаМинефть» осуществляет свою деятельность по производству ГРП в Нижневартовском районе с апреля 1993 г. Российско-Немецко-Бельгийское СП «МеКаМинефть» создано в 1992 г., его учредителями являлись АО «Мегионнефтегаз», бельгийская финансовая компания «Micco Finance & Trading Co.» и германская фирма «Cat Oil GmbH». Одной из основных целей создания совместного предприятия было решение задачи повышения нефтеотдачи пластов месторождений ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».
В 1993 г. была выполнена 81 операция ГРП, в основном на группе пластов ЮВ и БВ Ватинского, Аганского и Мегионского месторождений. В период с 1994 по 2001 г. объемы ГРП в среднем составили 140 операций в год.
Основной объем работ на пластах группы АВ приходится на Ватинское месторождение и наибольшее количество операций в год (в среднем 41) выполнено в период 1995-1997 гг., всего на этом месторождении по состоянию на 1.01.2002 г.,выполнена 201 операция, на Северо-Покурском месторождении по пласту АВ выполнено 50 операций, всего по объекту АВ выполнено 261 операция, включая также Аганское (2 операции) и Мегионское (8) месторождения.
На пластах группы БВ гидроразрывы проводились в основном на Аганском (131 операция по состоянию на 1.01.2002), Северо-Покурском (66 операций) и Ватинском месторождении (41 операция), всего по объекту БВ выполнена 251 операция, включая Мегионское (12) и Южно-Аганское (1) месторождения.
На пластах группы ЮВ с разной интенсивностью по годам операции ГРП проводились на Ватинском (182), Ново-Покурском (174), Покамасовском (166), Кетовском (56) Мегионском (48), Северо-Покурском (20), Северо-Островном (17), Аганском (13), Южно-Аганском (10), Южно-Покамасовском (9) и Мыхпайском (2) месторождениях.
Наиболее полно охвачен ГРП добывающий фонд пласта БВ 18-22 Аганского и Ватинского месторождений (83 и 89 %, соответственно), а также пласта ЮВ) Северо-Покурского, Ватинского, Ново-Покурского и Мыхпайского месторождений (94, 87, 68 и 67 %, соответственно). В целом, на рассмотренных месторождениях операции ГРП выполнены на 18 % скважин добывающего фонда по пластам группы АВ, 54 % - по пластам группы БВ, 50 % - по пластам группы ЮВ.

Заключение
Основные результаты и выводы.
• Выполнен детальный анализ технологической и экономической эффективности
применения метода гидравлического разрыва продуктивных пластов групп АВ, БВ и ЮВ
на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с привлечением методов
статистической обработки информации.
Установлено, что ГРП является основным методом интенсификации и повышения нефтеотдачи пласта, обеспечивая основную долю дополнительной добычи нефти за счет методов ПНП (например, по объектам АВ1-2 Ватинского и Мегионского месторождений, ЮВ1 Кетовского и Ново-Покурского месторождений).
Для низкопроницаемых (k < 10 мД), чистонефтяных залежей ГРП может рассматриваться не только как метод интенсификации, но и как способ разработки (например, объект БВ 18-22 Аганского месторождения).
Со временем эффективность ГРП снижается, основными причинами чего служат обводнение залежей, истощение запасов, снижение пластового давления, сокращение фонда скажин, пригодных для обработки.
Наблюдается прямая связь длительности эффекта от ГРП с текущим уровнем энергетики пласта. Как правило, быстрое падение дебитов оказывается следствием неразвитой системы ППД по площади залежи и/или слабой гидродинамической связи между зонами отбора и закачки, обусловленной особенностями геологического строения эксплуатационного объекта. Однако, и значительная перекомпенсация отбора закачкой также приводит к ухудшению характеристик вытеснения. Как правило, участки, где в результате ГРП быстро растет обводненность, расположены в зонах интенсивной закачки и трещина гидроразрыва проникает в водонасыщенную часть пласта.
• Наилучший эффект от ГРП был достигнут на объектах, представленных плотными
породами с низкими и средними фильтрационными свойствами (объекты BB18-22
Аганского, ЮВ1 Ватинского, Мегионского и Ново-Покурского месторождений).
Характерной особенностью эксплуатации данных объектов являлась слабая
гидродинамическая связь между зонами отборов и закачки, в результате чего снижение
пластового давления в процессе разработки происходило локально, в малой окрестности
добывающих скважин. Создание протяженных трещин способствовало вовлечению в
разработку неохваченных воздействием зон с более высоким пластовым давлением, что
обеспечило значительный эффект от мероприятия на ранней стадии проведения ГРП.
Дальнейшее масштабное внедрение ГРП на объектах (около 60% от общего фонда скважин в среднем) привело к быстрому продвижению воды по созданной системе высокопроводящих трещин. В результате заводнения залежи и, как следствие, уменьшения удельных запасов нефти на скважину, снизилась величина и продолжительность эффекта от гидроразрыва.
Незначительный эффект от проведения ГРП был получен на объектах, характеризуемых сильной послойной неоднородностью, заключающейся в наличии высокопроницаемых слоев в основной низкопроницаемой толще (объект AB1-2 Мегионского и Северо-Покурского месторождений, ЮВ1 Кетовского и Покамасовского месторождений). Разработка этих объектов характеризуется опережающей выработкой запасов и прорывами воды по высокопроницаемым пропласткам. Проведение гидроразрыва на скважинах приводит, как правило, к значительному росту обводненности, поэтому объемы применения ГРП на данных объектах были незначительны (не более 30% от общего фонда).
Положительный эффект от ГРП был получен на объекте AB1-2 Ватинского месторождения, не входящего ни в одну из вышеперечисленных групп. Слагающие пласты объекта имеют высокие коллекторские свойства и в то же время обладают значительной степенью прерывистости и неоднородности по площади. После ГРП получено значительное превышение потенциального дебита по нефти, что говорит о подключении в разработку недренируемых участков объекта.
Большое количество операций ГРП было проведено на новых скважинах, вводимых с бурения, чаще всего это скважины краевых зон или участков расширения контура нефтеносности месторождения. На большинстве скважин после обработки получен рентабельный дебит нефти. Вместе с тем наилучший эффект наблюдался в скважинах, расположенных в зонах, слабо охваченных воздействием.
• На основе результатов выполненного анализа эффективности ГРП, сформулированы
критерии выбора скважин для проведения гидроразрыва применительно к условиям
месторождений ОАО «СН-МНГ». Эти критерии разбиты на три группы. В первую группу
входит оценка горно-геологических условий, во вторую включены требования к
характеристикам скважины и ее техническому состоянию, в третью - характеристики
состояния разработки.
• ГРП - наукоемкая технология, требующая использования инструментов физического
и математического моделирования. Применение такого подхода позволило:
выполнить детальное моделирование и комплексный анализ фактических ГРП,

- настроиться на условия конкретных объектов (группы пластов АВ, БВ, ЮВ
месторождений),
установить зависимости показателей эффективности ГРП с комплексами параметров,
характеризующих горно-геологические условия, технологические режимы и
состояние разработки,
установить значения параметров, используемых в критериях выбора скважин для
ГРП,
- получить оценки оптимальных значений технологических параметров,
оценить качество работ сервисной компании,
разработать инженерную методику прогноза технологической эффективности ГРП применительно к условиям конкретных объектов и ее компьютерную версию.
• Выполнено сопоставление технологий ГРП, использованных ЗАО СП
«МеКаМинефть», с оптимальными. Как правило, наблюдается хорошее согласование
фактических и оптимальных технологических параметров в области средних значений kh-
фактора. Для малых и больших значений kh-фактора отклонение возрастает.
Показано, что примерно в 70 - 80% обработок совокупность параметров фактических технологий близка к оптимуму. В ряде случаев наблюдается значительное отклонение от оптимальности (например, для высокопроницаемых пластов занижение средней концентрации проппанта на 30 - 40% при одновременном пониженном на 20 - 50% темпе закачки), что приводит к снижению эффекта от обработки.
Наиболее близкие к оптимуму технологии ГРП (особенно при использовании жидкостей разрыва на нефтяной основе) применялись на пластах группы БВ. Операции на водном геле эффективнее проведены на пластах группы ЮВ.
Таким образом, в целом технологии выполненных ГРП отвечают сложившимся горно-геологическим условиям и достигают эффекта, близкого к теоретически возможному. При этом, однако, примерно для 15% обработок имелись резервы повышения кратности увеличения продуктивности на 5 - 10 %.
• Выполнен экономический анализ по состоянию на 1.01.2002 г. отдельно по
эксплуатационному фонду и фонду из бурения, а также в целом по добывающему фонду с
разделением по вариантам реализации дополнительной добычи нефти для каждого из
девятнадцати рассмотренных объектов применения ГРП в период 1998-2001 г.г. на
месторождениях ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз". Рассмотрены два варианта
реализации продукции: I - реализация нефти на внутреннем и внешнем рынкам согласно
долям продаж, II - 100% на внутреннем рынке.

Показано, что по скважинам эксплуатационного фонда в целом получен более высокий экономический эффект, чем по скважинам, на которых ГРП проведено непосредственно после бурения.
Для варианта I в целом по добывающему фонду наилучшие показатели по чистой текущей стоимости (NPV) получены на месторождениях:
- Покамасовском (пласт ЮВО - 182 млн. руб.,
- Северо-Покурском (пласт БВ8) - 79 млн.руб.,
- Аганском (пласт BBi8.22, 55 ГРП) - 74 млн. руб.
Отрицательный эффект наблюдается на 5 из 19 объектов. Суммарное значение NPV по фонду положительно и составило 375 млн. руб.
По индексу доходности (PI) наибольшее значение в целом по добывающему фонду (вариант I) получено на Северо-Покурском месторождении по пластам БВ8 (PI=1.70), BBg (1.61), K)Bi (1.48) и Покамасовском по пласту ЮВ) (1.43). В целом по добывающему фонду наибольшее значение индекса доходности получено на пластах группы БВ - 1.42, затемпоАВ-1.17иЮВ-1.15.
Для варианта II в целом по добывающему фонду наилучшие показатели NPV также получены на месторождениях:
- Покамасовском (пласт ЮВО - 122 млн. руб.,
Северо-Покурском (пласт БВ8) - 62 млн.руб.,
- Аганском (пласт BBig^) - 37 млн. руб.
Отрицательный эффект наблюдается на 8 из 19 объектов. Суммарное значение NPV по фонду составило 146 млн. руб.
- В общей структуре затрат по операциям ГРП 1998-2001 г.г. по состоянию на
1.01.2002г. отмечается следующее распределение.
Для варианта I: 56 % приходится на затраты по ГРП, из которых 21 % - стоимость ПЗР, 31% - стоимость операции, 4 % - стоимость ПРС, 41% составляют налоги и только 3 % -эксплуатационные затраты на добычу дополнительной жидкости. Для варианта II: снижается доля налогов (36 %) и увеличивается доля затрат на ГРП до 61% (с распределением 23 % на ПЗР, 34 % стоимость операции и 4 % стоимость ПРС), доля эксплуатационных затрат не изменилась - 3 %.
По отдельным месторождениям в год проведения ГРП доля эксплуатационных расходов может составлять не более 6 %, доля налогов до 60%, затраты на ГРП минимум 50 % в структуре денежных оттоков. При этом в затратах на ГРП стоимость операции может составлять 48 - 64 %, стоимость ПЗР - 30 - 40%, стоимость ПРС 5 - 12%. В следующие годы после проведения ГРП, как правило, основная доля приходится на

налоги (минимум 30%, чаще 90 - 97 %), меньшая доля на затраты ПРС (чаще - 0 - 2%), незначительную долю составляют эксплуатационные расходы (чаще 2 - 3%). Рост дополнительной добычи нефти приводит к увеличению доли налогов и сокращению доли затрат на ГРП, рост дополнительной добычи жидкости слабо сказывается на доле эксплуатационных затрат. Структура денежных оттоков определяется в большей степени не соотношением дополнительной добычи нефти и жидкости, а их абсолютными значениями.
Результаты расчетов по вариантам реализации дополнительной нефти (частичный экспорт и 100% на внутреннем рынке) заметно отличаются только в 1998 и 1999 гг., что связано с высокой долей продаж на внешнем рынке в эти годы (48 % - 1998 г., 32 % -1999г.), для 2000 и 2001 г.г., когда эта доля незначительна (менее 10 %), разница в структуре затрат не превышает 5% по отдельным составляющим.
Величина дополнительной добычи нефти, необходимой для покрытия расходов, связанных с ГРП, для условий месторождений ОАО "СН-МНГ" составила 2-4 тыс.т. на одну операцию, в 2001 г. около 3 тыс.т.
Таким образом, в целом по большинству месторождений ОАО "СН-МНГ" дополнительные затраты, связанные с проведением ГРП и добычей дополнительной жидкости окупились, среднее значение индекса доходности составило 1.2 для первого варианта и 1.1 для второго. Суммарное значение NPV при этом составляет соответственно 375 и 146 млн.руб., одновременно получена высокая бюджетная эффективность реализованных проектов ГРП (доход государства составил 1344 млн. руб. для первого варианта, 1063 млн. руб. для второго).
• Установлены производственно-экономические критерии целесообразности применения
ГРП с использованием показателя PI..
Разработаны методики оперативной оценки экономической эффективности ГРП, которые будут полезны при разработке регламента подбора скважин для ГРП.
Предложения.
• Результаты проведенного комплексного анализа позволяют сделать обобщающий
вывод об успешности применения метода ГРП на месторождениях ОАО "Славнефть-
Мегионнефтегаз", основным результатом которого стало вовлечение в активную
разработку низкопродуктивных залежей. С момента проведения ГРП на объектах
улучшились средние эксплутационные характеристики скважин, в разряд рентабельных
переведено большинство скваж+ин малодебитного и простаивающего фондов.

Интенсивное проведение гидроразрыва благоприятно сказалось на общей динамике выработки запасов. На большинстве объектов месторождений ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз" произошло значительное увеличение объемов годовой добычи нефти (ЮВ1 Ново-Покурского, БB8 Северо-Покурского, БB18-22 Аганского, ЮВ1 AB1-2 Ватинского).
Несмотря на постепенное снижение абсолютной величины текущего эффекта от применения ГРП на месторождениях ОАО «СН-МНГ», обусловленное объективными причинами, метод остается наиболее перспективным способом повышения степени выработки запасов углеводородного сырья из залежей. Анализ работы отдельных участков показывает, что грамотное применение ГРП обеспечивает прирост извлекаемых запасов, т.е. метод положительно влияет не только на интенсификацию разработки, но и на конечную нефтеотдачу. Однако, вследствие перехода месторождений в стадию падающей добычи, ухудшения структуры запасов, снижения пластового давления и других причин, связанных с состоянием разработки пласта, для получения максимально возможной результативности ГРП необходимо дальнейшее совершенствование метода. В условиях повышения риска получения резкого обводнения продукции в результате проведения гидроразрыва в длительно вырабатываемых и активных водо-нефтяных зонах требуется более тщательная проработка проектов ГРП.
• В число предлагаемых рекомендаций по дальнейшему применению метода ГРП входят следующие.
• Тщательный отбор скважин согласно критериям с предварительной оценкой
технологической и экономической эффективности.
• Технология ГРП должна подбираться с учетом индивидуальных особенностей
объекта обработки и ее реализация должна осуществляться в строгом соответствии
с решениями, принятыми в проектном документе.
• Разработка проектов ГРП на основе детальной геолого-технологической модели
месторождений с предварительным моделированием как процесса ГРП на
отдельной скважине, так и и показателей работы системы скважин.
• Расширение применения комплексных проектов ГРП:

- селективный (с изоляцией промытых зон),
- повторный,
- совместно с ОПЗ,
- системный (одновременная обработка добывающих и нагнетательных
скважин).

• Организация работ по планированию и сопровождению ГРП по схеме:

• Совершенствование технологий (принудительное закрытие трещин, снижение выноса проппанта, подбор реагентов).
Следует заметить, что дальнейшее повышение эффективности проектов ГРП может быть достигнуто при наличии дополнительной информации об ориентации плоскости создаваемой трещины, для чего требуется проведение соответствующих широкомасштабных исследований.