Развитие концептуального подхода [1] к освоению малоизученных запасов подразумевает детальное проектирование ОПР, включающее в себя обоснование участков работ, выбор технологий для их апробации с привязкой к геолого-физическим условиям, формирование этапности работ, программы исследований.
Основная цель ОПР — получение информации о тестируемых технологиях для их тиражирования и запуска месторождения в промышленную разработку (ПРМ). Выбор оптимальных решений возможен при наличии следующих данных: результаты бурения и освоения скважин, запускные дебиты скважин различных конструкций, темпы падения, характеристики вытеснения, оценка эффективности системы заводнения и других агентов воздействия.
Изучаемый объект — уникальное месторождение, характеризующееся значительной площадью нефтеносности, что в совокупности со сложным геологическим строением (высокая неоднородность, низкая проницаемость, большой этаж нефтеносности, изменчивость фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и насыщения) требует выделения нескольких участков ОПР. При этом реализация работ на участках должна быть синхронизирована для возможности своевременной корректировки решений на период ПРМ. Одновременно с этим необходимо учитывать экономическую и организационную составляющую: каждая тестируемая технология, количество исследований и время отработки должны быть обоснованы.
С учетом имеющихся ограничений по транспорту продукции на период строительства инфраструктуры и поставленных задач предлагается формирование программы ОПР, включающей выбор участков, обоснование тестируемых технологий и комплекс исследовательских работ. Количество участков ОПР продиктовано необходимостью в сжатые сроки определить оптимальную технологию освоения запасов.

Расположение опытно-промышленных участков рационально выбрать в районах пробуренных поисково-разведочных скважин, охарактеризованных результатами опробований и интерпретации ГИС. По данным анализа бурения, в пределах месторождения выделяется две принципиально различные зоны по толщинам, связанности и продуктивности. Для северной части характерны пониженные эффективные нефтенасыщенные толщины и ФЕС относительно южной (рис. 1). В соответствии с распределением запасов, основной объем тестируемых технологий запланирован в южной части на трех участках ОПР, на северной запланировано два.

На участках предусмотрено поэтапное усложнение конструкций скважин начиная с наклонно направленных скважин (ННС) до протяженных горизонтальных
стволов (ГС) 1 500 м. С целью наработки опыта проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) и оптимизации дизайна предусмотрено бурение нескольких скважин одной конструкции. По всем типам скважин планируется провести анализ запускных дебитов, темпов падения дебита жидкости, динамики коэффициента продуктивности, газового фактора, обводненности, эффективности системы поддержания пластового давления (ППД).
Как показывает анализ опыта разработки месторождений-аналогов [2–4], базовой технологией для низкопроницаемых коллекторов является бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) с организацией ППД.
Увеличение длины горизонтального ствола с ростом количества стадий ГРП ведет к повышению экономической эффективности разработки путем снижения капитальных затрат на отсыпку и бурение (снижения количества скважин). В связи с чем на участках ОПР предусмотрено поэтапное усложнение конструкции с увеличением длины ГС от 500 до 1 500 м.

В районах с пониженной проницаемостью планируется тестирование горизонтальных скважин с поперечными трещинами ГРП на истощении с последующей эксплуатацией на режиме истощения пластовой энергии, с сохранением опции перевода в ППД. Как показывает практический опыт разработки [2–4], заводнение является эффективным в среднем при проницаемости более 1 мД. Согласно предварительным расчетам, на участках с ухудшенными свойствами перспективным является применение газовых методов воздействия на пласт путем закачки газа (ПНГ/СО₂) в режиме смешивающегося вытеснения. Таким образом, на этапе ОПР будет получена информация по эффективности разработки на естественном режиме по сравнению с режимом ППД водой и закачкой газа.
В зонах наибольших общих и нефтенасыщенных толщин предполагается бурение ННС по причине риска неполного охвата всего разреза трещинами в случае бурения ГС с МГРП. Альтернативой может быть бурение ГС по «двойной сетке», когда стволы скважин расположены друг над другом для полного охвата продуктивного интервала. На участках с ННС, по результатам многовариантных расчетов на гидродинамической модели, обоснована пятиточечная система из наклонно направленных добывающих и нагнетательных скважин с ГРП с расстоянием между добывающей и нагнетательной скважинами до 350 м.
На участках с повышенной продуктивностью по результатам опробований предлагается испытать технологию бурения многозабойных скважин различной конструкции с проходкой по коллектору от 500 до 10 000 м.

Для контроля за разработкой, принятия решения по дальнейшему разбуриванию, снижения геологических, технологических и экономических рисков разработана программа исследовательских работ на скважинах.
В условиях освоения трудноизвлекамых запасов, требующих массового применения ГРП и большого количества фонда к бурению, особенно важным становится процесс анализа результатов проведенных операций для последующего качественного планирования. Большинство промысловых исследований направлены на решение задач, связанных с оптимизацией ГРП:
• изучение азимута распространения и геометрии трещин ГРП, авто-ГРП;
• мониторинг высоты и полудлины трещин ГРП;
• контроль за выработкой пластов, эффективностью конструкции скважин;
• оценка продуктивности скважин и ФЕС пласта;
• оценка взаимного влияния скважин, связанности коллектора.

Для калибровки геомеханической модели и отработки технологии ГРП на ранних этапах работ принципиально важной является информация о высоте трещины ГРП. Планируется применение нескольких методов определения высоты трещины ГРП для взаимного контроля и верификации полученных результатов: по данным кросс-дипольного АКШ в открытом стволе и после ГРП, по данным термометрии после операции ГРП. Дополнительную информацию можно получить путем закачки нерадиоактивного проппанта с проведением ИННК до и после ГРП для определения закрепленной высоты трещины с учетом оседания проппанта.
Изучение геометрии трещин ГС
Проведение микросейсмического мониторинга (МСМ) является одним из основных инструментов изучения геометрии трещин МГРП в ГС. Технология позволяет получить облако событий в области утечек при формировании трещины ГРП, в том числе в реальном времени (рис. 2) [5].

Регистрация микросейсмической активности производится сейсмоприемниками, спускаемыми на кабеле в обсаженный ствол наблюдательной скважины, датчики регистрируют сейсмограммы событий, вызванных развитием трещины ГРП. Микросейсмический мониторинг позволяет оценить длину и азимут развития трещины, последовательности возникновения событий, их размер и механизм. Для повышения качества проведения исследования необходимо предусмотреть возможность остановки бурения скважин и работы ЭЦН на кустовой площадке при проведении операции МГРП в ГС.

Оценка эффективности конструкции ГС с МГРП
Получение информации о текущем состоянии конструкции ГС, контроль за выработкой пласта осуществляется при помощи комплексирования технологий профилеметрии:
• применение полимернопокрытого маркированного проппанта с отбором проб и проведением лабораторных исследований на наличие маркеров в пробе;
• измерение профиля притока с использованием ГНКТ через Y-tool на добывающих скважинах с периодичностью раз в год для верификации альтернативного метода оценки профиля притока при помощи маркированного проппанта.

Технологии профилеметрии в горизонтальных скважинах позволяют оптимизировать технические решения по заканчиванию на ранней стадии разработки. Стоит отметить, что для проведения трассерных исследований методом закачки маркированного проппанта не требуется остановка скважины, что позволяет выполнить множество циклов исследований без потери добычи и обеспечить качественные данные для определения темпов падения. Применение метода позволяет избежать рисков, возникающих при внутрискважинных операциях с ГНКТ или трактором.


Гидродинамические исследования скважин
Исследование скважин классическими методами ГДИС в ультра- и низкопроницаемых коллекторах становится невозможным ввиду необходимости высокой продолжительности исследований для получения достоверных результатов. Необходимое время остановки на КВД ГС с МГРП может достигать 3 000 часов и более для выхода на позднее радиальное течение (ПРТ). В связи с этим основным методом изучения скважин предполагается анализ данных добычи (АДД), который не требует длительных остановок. Для повышения качества исследований методом АДД необходимо:
• проведение КВД 500 часов после кратковременной отработки на запуске скважины. Кратковременная остановка не обеспечит выход на ПРТ, но позволит оценить начальный скин-фактор скважины и поможет настроиться на начальный период работы и начальное пластовое давление;
• периодические замеры пластового давления по 240 часов для оценки динамики изменения пластового давления и скин-фактора скважины;
• использование меченного проппанта в ГС с МГРП (с привлечением ПГИ на Y-tool для верификации исследований) с целью получения информации о текущем распределении притока по портам.

Существующий опыт проектирования ОПР для ввода в разработку аналогичных отложений в Российской Федерации [6] может быть использован для небольших залежей, обширная площадь нефтеносности и высокая вариативность геологического строения требуют усложнения программы опытных работ. По результатам проработки тестируемых конструкций и программы промысловых исследований сформирована последовательность реализации работ на каждом участке ОПР по единому принципу «от простого к сложному».
Далее рассмотрим этапность работ на примере одного из участков с наибольшим комплексом тестируемых технологий. Программа разделена на три этапа, предполагающих последовательное усложнение технологий (рис. 3).

Первый этап: обеспечение экологичного подхода к разработке на период опытных работ, бурение специальных скважин для утилизации воды и закачки нефти во временное подземное хранилище в вышележащих более проницаемых пластах.
Второй этап: бурение ННС и ГС 500 м с 5 МГРП, ориентация поперек регионального стресса горных пород для обеспечения максимального охвата. С целью оценки характера распространения трещин МГРП запланировано проведение скважинного микросейсмического мониторинга в наблюдательной ННС. В ГС с МГРП предполагается использовать маркированный проппант для контроля выработки запасов по стволу и оценки эффективности системы заканчивания. Проведение АКШ до и после ГРП в ННС необходимо для оценки гидравлической высоты трещины, что позволит уточнить геомеханическую модель пласта для оптимизации дизайна МГРП в ГС.
По текущему представлению о геомеханических свойствах пород трещина развивается преимущественно вверх, вследствие чего проводка горизонтального ствола планируется в нижней части разреза. Масса проппанта 150 т на порт, предположительно, позволит получить высоту трещины 100 м, что является достаточным для охвата продуктивного разреза. Для снижения рисков при реализации МГРП на первых этапах планируется применение массовой технологии заканчивания — муфты ГРП, активируемые шарами, с опцией последующего закрытия/открытия.

Третий этап: бурение ГС 1 000 м с 10 МГРП, ориентация поперек и вдоль максимального стресса для сопоставления показателей разработки. На ГС с поперечными трещинами рассматривается возможность проведения МГРП по технологии Zipper Frac в альтернативе стандартному ГРП. Технология позволяет повысить охват трещинами ГРП, минимизировать риски перекрытия трещин. Любое изменение последовательности гидроразрыва изменяет напряжение в области между трещинами ГРП и активирует дополнительные трещины, которые могут создавать сложную сеть, связанную с основными трещинами гидроразрыва, что приводит к максимальному контакту с пластом и повышению продуктивности в низкопроницаемых пластах. Для оценки характера распространения трещин МГРП в более протяженных ГС запланировано проведение скважинного микросейсмического мониторинга в наблюдательной ННС.
На третьем этапе рассматривается вопрос корректировки интервала проводки скважин и используемых компоновок заканчивания по результатам бурения, обновления геомеханической модели, проведения МСМ на первом этапе.
Четвертый этап: бурение протяженных ГС 1 500 м с 15 МГРП с ориентацией вдоль максимального стресса (при положительном опыте на втором этапе), в том числе рассматривается опция с проводкой стволов «друг над другом» для полного охвата по разрезу. При обнаружении водоносных линз в разрезе и/или близкого контакта воды или газа запланировано тестирование МЗС с длиной основного ствола 1 000 м, шести боковых стволов по 350 м. Компоновка заканчивания для МЗС — спуск в основной ствол не цементируемого перфорированного хвостовика, боковые стволы не обсажены.
В результате детальной проработки программы работ сформирована дорожная карта бурения, освоения, исследований и запуска в работу (рис. 4).

После ввода в эксплуатацию на каждой скважине планируется проведение длительных исследований по снятию индикаторных диаграмм с постепенным увеличением депрессии (1 режим — 7–10 дней) с целью оценки оптимального режима работы, совместной интерпретации ИД и АДД. Для настройки на начальный период работы и калибровки анализа данных добычи запланированы кратковременные остановки на КВД. Для получения информации о текущем состоянии конструкции скважин и верификации альтернативного метода контроля притока (маркированный проппант) предполагается проведение ПГИ с периодичностью раз в год.
С учетом запланированных исследований получение темпов падения дебита жидкости по ННС ожидается на второй год начала работ, по ГС 500 и 1 000 м — на третий год, по ГС 1 500 м — на четвертый год. Таким образом, поэтапный цикл исследовательских работ от простых решений к технически сложным для получения сравнительных характеристик по конструкциям потребует порядка четырех лет. Для сравнения: процесс поиска оптимальных технологических решений на месторождениях-аналогах со сложными запасами может занимать десятки лет [2].