В настоящее время выбор оптимальной системы разработки низкопроницаемых коллекторов является одной из важнейших задач как на новых активах, так и в краевых зонах старых месторождений Западной Сибири. Это связано с вводом в эксплуатацию трудноизвлекаемых запасов сверхнизкопроницаемых коллекторов (менее 0,3 мД) — «ультра ТРИЗ», свойства которых все более ухудшаются к границам распространения залежей.
Приобское месторождение является настоящей жемчужиной и ключевым месторождением не только ПАО «НК «Роснефть», но и всей страны — и уже более 10 лет занимает лидирующее место по годовой добыче нефти. Данный гигант является уникальным по объему запасов, которые сосредоточены в самых разных геологических условиях: от благоприятных шельфовых отложений до сверхнизкопроницаемых глубоководных зон. Приобское месторождение является полигоном Компании по совершенствованию технологий разработки сложных коллекторов: именно здесь были пробурены первые горизонтальные скважины (ГС) с МГРП и апробируются самые разные системы разработки. Одним из таких полигонов является Эргинский ЛУ, обеспечивающий 7 % годовой добычи Приобского месторождения и обладающий на текущий момент наихудшими коллекторскими свойствами.

Данная статья является частью цикла статей, посвященного работе по оптимизации системы разработки коллекторов с низкими ФЕС, так называемыми ультра ТРИЗ, на примере Эргинского ЛУ.
Эргинский ЛУ Приобского месторождения приобретен ПАО «НК «Роснефть» в 2017 г. и находится на первой стадии разработки. На участке выделено 8 продуктивных пластов, объединенных
в 5 объектов разработки. Более 80 % начальных извлекаемых запасов нефти относятся к терригенным отложениям нижнего мела черкашинской свиты. Пласт АС10/0-1 является основным по запасам и накопленной добычи нефти, запасы относятся к категории ТРИЗ.

Продуктивные отложения пласта АС10/0-1 представляют собой фондоформенную часть клиноформенного комплекса, осложненных системой конусов выноса и оползневых тел. Отложения конусов выноса представляют собой аккумулятивное тело линзовидной формы, с одной стороны;
с другой – утоняющееся в сторону открытого моря [1]. В строении конусов выноса выделяют проксимальную, среднюю и дистальную части. Накопление и сброс материала в виде турбидитных потоков является цикличным в данной фациальной обстановке, поэтому с течением времени сбрасываемые толщи осадочного материала накладываются друг на друга, образуя систему «лопастей». Данный набор фаций характеризируется сверхнизкой проницаемостью, высокой расчлененностью, низкой латеральной связностью. Зернистость уменьшается вниз по направлению сноса. Так, рассматриваемый пласт АС10/0-1 представляет собой слияние лопастей в целостную систему конусов выноса [2]. Коллектор в основном сложен переслаиванием песчаников от мелкозернистых до алевритистых. Коллектор порового типа, сверхнизкопроницаемый за счет малого размера поровых каналов и высокой рассеянной глинистости.

С середины 2019 г. начато эксплуатационное бурение по рядной системе разработки горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с длиной горизонтального участка 1 200 м и десятью стадиями ГРП. Горизонтальный участок расположен вдоль регионального стресса (максимального горизонтального напряжения) для создания галереи трещин (рис. 2 а). Расстояние между соседними скважинами в ряду и между рядами составляет
200 м. Ввод в промышленную разработку Эргинского ЛУ осуществлен в августе 2020 г.

С момента приобретения актива выполнена масштабная работа по актуализации геологической модели по результатам поисково-разведочного (7 скважин) и эксплуатационного бурения (397 скважин, в т.ч. 354 с горизонтальным окончанием), интерпретации объединенного куба 3D-сейсмики (в объеме 797,5 км2), пересмотра интерпретации ГИС в 18 старых поисково-разведочных скважинах. Согласно лабораторным исследованиям керна (>1 800 образцов) установлено существенное ухудшение ФЕС в направлении дистальной части конуса выноса, что потребовало решений в части оптимизации ранее принятой системы разработки.

В 2017–2018 гг. при первых рассмотрениях нового объекта в качестве аналога принималась южная часть Горшковской площади Приобского месторождения, которая успешно разрабатывается рядной системой ГС. Бурение на Эргинском ЛУ происходило одновременно с западной частью ГП и проведением лабораторных исследований керна. В процессе бурения и запуска скважин стало ясно, что ближайшим аналогом по ФЕС является именно западная часть ГП, обладающая худшими коллекторскими свойствами, то есть идет речь о разработке объекта ультра ТРИЗ (табл. 1).

По результатам короткого повторного испытания разведочных скважин длительностью до 15 суток в зимний период в 2019 г. уточнена проницаемость на уровне 0,4 мД, при этом эти разведочные скважины оказались в лучших геологических зонах пласта АС10/0-1. На полученные геологические параметры пласта и имеющиеся данные была запроектирована рядная система разработки горизонтальными скважинами, ориентированными вдоль регионального стресса, длиной 1 200 м с десятью стадиями ГРП, по аналогии с южной частью ГП. К концу 2021 г. на лицензионном участке по данной системе пробурено более 350 скважин, в том числе более 80 % с горизонтальным окончанием. В результате запуска горизонтальных скважин в добычу фактический запускной дебит жидкости оказался ниже планового на 44 %. Фактический коэффициент падения дебита жидкости выше планового на 7 % [1].

В период 2020–2021 гг. по результатам первых данных добычи по скважинам, с длительностью эксплуатации от 3 до 6 месяцев и оснащенным датчиками погружной телеметрии скважин (ТМС), проведено 46 гидродинамических исследований. Согласно интерпретации данных гидродинамических исследований (ГДИС) и промысловых исследований оценка величины коэффициента проницаемости составила 0,27 мД. По результатам появившейся новой геологической и промысловой информации была актуализирована модель коллектора и карта распространения проницаемости пласта АС10/0-1 с учетом ухудшения ФЕС к краевой части залежи в неразбуренных зонах. Среднее значение величины проницаемости по неразбуренной зоне оценено на уровне 0,25 мД (табл. 2).

Для дальнейшей рентабельной разработки ЛУ подготовлены мероприятия по оптимизации системы разработки для неразбуренных частей пласта с учетом уточненного геологического строения.
На упрощенной гидродинамической модели (ГДМ) выполнена оперативная оценка оптимального режима дальнейшей разработки пласта горизонтальными скважинами. На рисунке 1 приведена полученная палетка выбора способа разработки для различных величин эффективной проницаемости — k* и коэффициента песчанистости (NTG) и ориентации ГС — вдоль и поперек регионального стресса.

По результатам выполненных расчетов были сделаны следующие заключения:
• для разбуренной зоны базовая система разработки Эргинского ЛУ характеризуется большей экономической эффективностью при организации системы ППД, чем при ее отсутствии при
NTG > 0,3;
• для краевых неразбуренных зон, характеризующихся ухудшенными коллекторскими свойствами, меньшей связанностью и размерами песчаных тел, базовая система разработки Эргинского ЛУ по экономической эффективности уступает системе разработки с поперечным расположением ГС, расстоянием между рядами скважин (dX) = 300 м и полудлиной трещин ГРП (xf_prod) = 150 м при NTG < = 0,45. При этом важно учитывать, что для создания трещины ГРП с эффективной полудлиной > 150 м требуется применение новых более агрессивных методов ГРП, что приводит к повышению коэффициента охвата пластов.

С использованием детальных ГДМ, описывающих геологическое строение зон ближайшего бурения Эргинского ЛУ, были выполнены дальнейшие технико-экономические расчеты. Для рассматриваемого участка выполнена оценка среднего размера длин геологических песчаных тел по фактическим данным гамма-каротажа горизонтальных скважин [3]. Основываясь на полученных значениях, исследовано поле вероятностей при вариограммном анализе на более короткой дистанции. Учитывая новые корреляционные радиусы и характер распределения ФЕС в дистальной части турбидитового комплекса глубоководных отложений, построена уточненная детальная геологическая модель, средний размер песчаных тел составил 220 м. Выполнена адаптация модели на данные добычи фактических ГС, расположенных вдоль границы (~ 2 км) зоны с рассчитываемой областью.

Первая серия расчетов предусматривает дальнейшую реализацию текущей системы разработки, т.е. бурение горизонтальных стволов (длина горизонтального ствола L = 1 200 м, полудлина трещины ГРП xf = 125 м) с ориентацией вдоль регионального стресса (табл. 3, вар. 1.1–1.2, рис. 2 а, 2 б). Для второй серии расчетов предусмотрена разработка с разворотом сетки скважин, увеличением количества стадий и более прогрессивных дизайнов ГРП с целью повышения Кохв,
с увеличением расстояния между скважинами с 200 до 300 м и увеличением количества стадий ГРП с 10 до 16 и 25 (табл. 3. вар. 2.0–2.6, рис. 2 в). В таблице 3 на примере одного из кустов зоны ближайшего бурения приведено сопоставление технико-экономических параметров расчетных вариантов и сравнение экономической эффективности по вариантам разработки. Ввиду того, что кустовые площадки на момент расчета уже были спроектированы и отсыпаны, сравнение показателей приводится для запланированных 20 скважин во всех вариантах.

Согласно выполненной экономической оценке модельных расчетов лучшим по накопленному чистому дисконтированному доходу (NPV) характеризуется вариант 2.6 с 25 стадиями ГРП с поперечным размещением скважин при dx = 300 м. При этом данный вариант несет в себе технологические риски в части реализации заявленных полудлин трещин ГРП. Для отработки новой для Компании системы разработки и более прогрессивных дизайнов ГРП в качестве рекомендуемого был принят вариант 2.3.