Викуловская свита представлена прибрежно-морскими отложениями с преобладанием тонкослоистого переслаивания аргиллитов, алевролитов и песчаников, которые изменяются по мощности и свойствам по латерали. В верхней части объекта расположен основной по запасам пласт ВК1, который представлен тремя четко выраженными песчаными циклитами. Геолого-геофизические характеристики циклитов улучшаются вниз по разрезу, средний коэффициент проницаемости растет от 5×10^-3 до 37×10^-3 мкм², эффективные нефтенасыщенные толщины (ЭННТ) изменяются от 1,5 до 3 м. Таким образом, нижний циклит оказывается самым перспективным по показателю проводимости и основному объему запасов нефти. Кроме целевой верхней пачки пластов, локально по разрезу выделяются отложения высокопродуктивной врезанной долины (далее врез), проницаемость которой может доходить до 430×10^-3 мкм². При вскрытии нефтенасыщенного вреза возможно получить притоки, намного превышающие типичные для объекта, соответственно при подключении водонасыщенного вреза присутствуют высокие риски получить высокообводненную продукцию.
Пласт ВК1 стратиграфически приурочен к раннему альбу нижнего мела (К1al), снизу подстилается региональной пачкой глин, толщина которой в пределах врезанной долины составляет 1–5 м, вне ее — в среднем 6 м. Пласт ВК1 подстилается пластами ВК2–3, причем если в районе разбуренных поднятий они являются нефтенасыщенными, то в неразбуренной части на пониженных отметках целевой пласт ВК1 подстилается водонасыщенными пластами ВК2–3, что накладывает определенные риски при вскрытии и освоении системами наклонно направленных скважин (ННС) и ГС с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП).
Пласт ВК1 имеет сложный характер насыщения нефтью и водой, уровни водонефтяного контакта выделяются в некоторых случаях условно в силу высокой неопределенности. По результатам испытаний ВНК является наклонным и определялся отдельно для каждой залежи. В целом по объекту ВК1–3 наблюдается тренд понижения ВНК с юга на север. Коллекторы изначально являются недонасыщенными, со средними значениями коэффициента нефтенасыщенности 0,51 д. ед. в только нефтяной зоне и 0,43 д. ед. в водонефтяной зоне.

Разработка объекта ведется с 1992 г. Основной объем бурения был реализован ННС по треугольной сетке с формированием обращенной 7-точечной системы 600 м
с элементами уплотнения до 400 м. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ) составляет 20,4 % при обводненности 84,6 %.
В 2012 г. стартовали [1] первые работы по применению гидроразрыва пласта (ГРП) массой пропанта 25 т на ННС, при этом технологическая эффективность оказалась низкой из-за высокой (80–90 %) входной обводненности, а при малотоннажных ГРП 5–10 т не достигались рентабельные дебиты нефти по продуктивности. В связи с этим было принято решение об остановке бурения и поиске новых технологий для эффективного вовлечения краевых запасов.
В 2013–2014 гг. стартовали первые ОПР по бурению ГС в краевых зонах с длиной 600–1 100 м с расстоянием между скважинами 400 м. Первым был реализован пилотный проект с опробованием технологии заканчивания с МГРП (Мпр на порт 13,5 т) по технологии «BioBalls». Входная обводненность составила 88 %. Технология признана неуспешной ввиду получения слепых ГРП из-за прорыва трещины в водонасыщенные пласты.
В 2015 г. реализовано бурение ГС с МГРП (Мпр на порт 15,3 т) по технологии заканчивания цементируемым хвостовиком с разобщающими пакер-пробками. Технология признана неуспешной ввиду длительного периода освоения и необходимости разбуривания пакер-пробки и, как следствие, кольматация ПЗП. Входная обводненность составила 76–86 %.
В 2016 г. пробурены первые ГС 600–700 м с МГРП (Мпр на порт 5–10 т) по технологии «Cup to Cup» с BPS (равнопроходная компоновка с нецементирующим хвостовиком с набухающими пакерами и разрывными муфтами). Входная обводненность составила 50 %. Технология оказалась наиболее успешной в условиях с малыми ЭННТ и при наличии подстилающих водонасыщенных пластов.
С 2017 г. началось масштабное тиражирование технологии «Cup to Cup» (рис. 1) с ростом активности бурения с 4 до 42 ГС с МГРП к 2019 г. Внедрение технологии позволило достигать план по запускным дебитам нефти в зонах, где освоение стандартными способами не давало положительных результатов.

Дополнительно в 2019–2022 гг. были реализованы работы по применению альтернативных технологий ГРП по ограничению высоты трещины ГРП для снижения притоков подстилающей или законтурной воды, которое достигается либо ограничением скорости закачки жидкости ГРП, либо применением жидкостей малой вязкости. Использование вязкой сликводы и линейного геля взамен сшитого не привело к существенному снижению входной обводненности, таким образом, на текущий момент отсутствует положительный опыт по ограничению высоты трещины ГРП в условиях викуловских отложений.

При бурении краевых зон объекта ВК1–3 разработан комплекс мероприятий [3],
направленный на решение оперативных и среднесрочных задач, с целью снижения геолого-технических рисков, состоящий из 5 ключевых направлений:
• детальное планирование стратегии разбуривания куста;
• доразведка при эксплуатационном бурении, программа переиспытаний;
• многовариантная стратегия проводки ГС;
• расширенное оперативное сопровождение бурения;
• планирование МГРП на скважине.
Параллельно с апробацией эффективного вовлечения разреза ВК1–3 ГРП с 2018 г. активно ведутся пилотные работы по увеличению длин ГС и количества стадий ГРП, а также бурение многозабойных скважин, для чего была разработана программа ОПР, состоящая из 3 этапов бурения:
• ГС 1200 м с 14 МГРП;
• ГС 2000 м с 25 МГРП;
• МЗС с 6 БС по 250 м.
В 2019 г. был реализован первый этап ОПР по бурению пяти ГС 1 200 м с 14 МГРП. Запускной дебит нефти (70 т/сут) оказался в два раза выше стандартной технологии ГС 600 м (Qн — 35 т/сут). Фактическая масса пропанта составила 7 т на стадию со стартовой обводненностью 75–80 %.
В 2020 г. был реализован второй этап по бурению трех ГС 2 000 м с 25 МГРП. Одна из скважин (рис. 2) является уникальной для АО «РН-Няганьнефтегаз» сразу по трем параметрам: общая протяженность составляет 3 996 м, длина ГС — 2 075 м, количество портов — 25 шт.

Масса пропанта на стадию составила 3–6 т. Запускной дебит нефти составил 88 т/сут
при обводненности 67 %. При этом по техническим причинам не по всем скважинам достигнуты целевые длины и количество стадий ГРП. Средняя высота трещины составила 15 м, полудлина — 59 м, прорыв трещин ГРП в нижележащий водонасыщенный пласт не отмечался. Увеличение длин ГС и количества стадий ГРП позволило повысить накопленную добычу нефти на скважину в начальный период за счет увеличения коэффициента охвата. Накопленная добыча за первые 12 месяцев по скважинам с длиной более 1 000 м
выше относительно скважин со стандартной конструкцией на 42 % (ГС 1 000 м + 12–25 ГРП — 13,0 тыс. т; ГС 600–800 м 7–8 ГРП — 7,6 тыс. т).
В результате удлинения скважин и увеличения стадийности ГРП удалось достигнуть:
• увеличения продуктивности скважины;
• повышения ожидаемой накопленной добычи на скважину;
• сокращения капитальных затрат на бурение и обустройство кустовых площадок (КП).
В совокупности это позволяет уменьшить период окупаемости и повысить экономическую эффективность бурения, благодаря чему стало возможно вовлечение в разработку ранее нерентабельных краевых запасов, составляющих порядка 25 % от ТИЗ объекта.
Таким образом, в 2021 г. на основе технико-экономических расчетов была определена оптимальная система разработки — ГС длиной до 1 500 м с 16 стадиями МГРП и организацией системы поддержания пластового давления (ППД) из расчета две нагнетательные ННС на одну добывающую ГС.
Необходимо отметить, что по мере приближения к ВНК и с уменьшением нефтенасыщенных толщин для снижения рисков получения повышенной обводненности тоннаж ГРП уменьшался до критических значений в размере 3 т на стадию. Однако для основного объема неразбуренных запасов даже такое решение не позволяет обеспечить стартовую обводненность ниже 80–85 %. С учетом ограничений по расширению зоны рентабельного бурения, которые невозможно охватить ГС + МГРП, в 2021–2022 гг. стартовал третий этап ОПР по бурению МЗС по типу «Fishbone».

Опыт бурения МЗС в обществах ПАО «НК «Роснефть» (на 2021 г. запущено более 400 МЗС на 26 месторождениях) показал [6], что в большинстве случаев МЗС имеет преимущество перед ГС. На месторождениях компании реализуются различные варианты МЗС в зависимости от геологических условий. В случае АО «РН-Няганьнефтегаз» районы, планируемые к проведению ОПР по МЗС, относятся к коллекторам с высокой расчлененностью и подстилающими водонасыщенными пластами. Для выбора оптимальной проводки боковых и основного ствола были построены авторские секторные геологическая и гидродинамическая модели.
Специфичными задачами при бурении МЗС являются: обеспечение успешной срезки в открытом стволе; избежание зашламованности стволов; предотвращение осыпания стенок скважины в уже пробуренных ответвлениях. Решение данных задач достигается путем соблюдения последовательности бурения стволов (в первую очередь бурятся боковые ответвления, в последнюю — прямолинейный основной ствол); планирования определенных участков под срезку в профилях боковых ответвлений; бурения основного и боковых стволов в рамках одного рейса без дополнительных спуско-подъемных операций (СПО). Стоит отметить, что компоновка низа бурильной колонны, используемая при бурении боковых стволов, в том числе при осуществлении срезок на боковые стволы, абсолютно идентична той, что используется при бурении ГС + МГРП, следовательно, не несется дополнительных затрат на оборудование в процессе строительства при условии отсутствия осложнений.
Дополнительно было принято решение подготовить схему заканчивания, которая имеет максимальную перфорированную площадь поверхности контакта «скважина — пласт» и возможность проведения селективной обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ),
ГРП или ремонтно-изоляционных работ (РИР) при получении неудовлетворительных запускных показателей. Компоновка представляет собой комбинацию (рис. 3) перфорированных труб (фильтров), глухих труб и пакеров. В данной компоновке было предусмотрено семь участков под проведение ГРП и семь участков под проведение ОПЗ. Расстояние между участками подобрано такое, чтобы можно осуществить селективное ГРП или ОПЗ на всех участках одной компоновкой за одну спуско-подъемную операцию.

В ноябре 2021 г. был пробурен первый МЗС № 9 (рис. 4) и запущен с начальным дебитом нефти 59 т/сут при обводненности 17 %. Дебит нефти оказался на 55 % выше соседних ГС + МГРП (38 т/сут), а обводненность ниже более чем в 4 раза.

Общая длина скважины составляет 5 377 м, в том числе в продуктивном пласте — 3 490,2 м (табл. 1), эффективная проходка — 2 080,6 м. С учетом геологических особенностей разреза все шесть боковых стволов фактически пробурены по циклиту ВК1 (3), при первоначальном плане часть из них планировалась в ВК1 (1–2). По состоянию на октябрь 2022 г. пробурены три МЗС, две из которых введены в эксплуатацию.

При суммарной длине стволов МЗС порядка 3 500 м сроки строительства МЗС сопоставимы с ГС 2 000 м: 30 против 27 дней соответственно. Это связано с сокращением временных затрат на СПО и подготовку ствола скважины (забой ГС 2 000 м в среднем на 750 м
больше, чем у МЗС), а также с относительно быстрой сборкой и спуском хвостовика ввиду его особенностей.

В среднем запускной дебит нефти в МЗС относительно окружающих ГС + МГРП (рис. 5)
выше в 1,2 раза (табл. 2) за счет снижения обводненности в 3,6 раза. Динамика добычи жидкости МЗС сопоставима с ГС + МГРП при использовании оптимального погружного оборудования. В настоящий момент выполняется мониторинг режима работы для оценки добычных возможностей МЗС.

Ключевым результатом бурения и запуска МЗС стало получение процента обводненности кратно ниже по сравнению с ГС + МГРП. Это привело к переосмыслению эффективности вовлечения разреза по вертикали трещинами ГРП (прорыв в нижележащие водонасыщенные пропластки) и истинного нефтенасыщения циклита ВК1 (3).
С целью подтверждения гипотезы прорыва трещины ГРП в нижележащие водонасыщенные пропластки в 2022 г. выполняются работы по построению 1D геомеханических моделей (ГММ). В рамках ГММ для повышения качества составления дизайнов ГРП подготовлена библиотека геомеханических свойств, интегрированная в базу данных корпоративного симулятора РН-ГРИД. Предварительные результаты моделирования показывают высокие риски распространения трещины ГРП в водоносные пласты.
В 2022 г. также пробурен один МЗС на викуловскую свиту Ем-Еговского ЛУ для оценки потенциала тиражирования технологии. Реализована аналогичная конструкция, при этом была увеличена длина и количество БС до восьми. Запускные параметры по нефти составили 36 т/сут с обводненностью 30 %, впоследствии дебит нефти увеличился до 60 т/сут за счет снижения обводненности, что кратно выше показателей ГС + МГРП в аналогичных условиях.