Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение, расположенное в Республике Саха (Якутия), открыто в 1970 г. и введено в эксплуатацию в 2013 г.
Месторождение находится в центральной части Мирнинского выступа — положительной структуры I порядка в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы. По геологическим запасам нефти месторождение — крупное, разделено между терригенными отложениями Ботуобинского горизонта (объект Бт) и карбонатными отложениями Осинского горизонта (объект Ос).

Объектом исследования является Осинский горизонт — один из основных продуктивных объектов на месторождении. Объект относится к Билирской свите, в нем выделяется две подсвиты: Верхне-
и Нижнебилирская. Соответствующие подсвитам пласты O-I и O-II характеризуются широким площадным распространением и сложным геологическим строением.
Общая толщина Осинского горизонта в пределах месторождения изменяется от 47 до 82 м. Эффективная толщина пласта колеблется от 4 до 53 м.
Запасы значительны и сопоставимы с запасами основного объекта (Ботуобинский
горизонт). Газонефтяная залежь Осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, которые залегают в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей Юрегинской свиты нижнего кембрия. Основная часть коллекторов относится к низкопроницаемым со средним значением менее 2 мД [2].
Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) породы не выдержаны по площади и по разрезу, изменяются от пород с невысокой емкостью и низкой проницаемостью до пород с открытой пористостью более 20 % и проницаемостью до нескольких сот мД [1]. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах от 0,03 до 0,22 ед.
В 2017 г. в Осинском горизонте по данным сейсморазведочных работ 3D были выявлены новые перспективные объекты: локальные карбонатные постройки типа патч-риф. На сейсмическом разрезе данные объекты характеризуются в виде дополнительной прерывистой положительной фазы с резким затуханием посередине на удалении 12–14 мс от кровли пласта. По привязке данная фаза приурочена к нижней части Верхнебилирской свиты (пласт О-I). На рисунке 1 на сейсмическом срезе амплитудного куба данные объекты отображаются в виде концентрических кругов (колец)
размерами 1–3 км.

Вследствие существования нескольких типов разреза Осинского горизонта, зависящих от условий осадконакопления, в настоящий момент ведется активное разбуривание зоны с более высокими и устойчивыми значениями ФЕС (Фаза 1). В дальнейшем планируется бурение зоны с низкими ФЕС (Фаза 2) [4].

В 2018 г. в рамках опытно-промышленной разработки (ОПР-1) выполнен гидроразрыв пласта (ГРП) в четырех наклонно направленных скважинах (ННС). В результате получены промышленно значимые притоки нефти от 4 до 22 т/сут. Наилучшие притоки нефти были получены либо в пределах кольцевой структуры, либо вблизи нее.
В 2019–2020 гг. путем перевода с нижележащего объекта Бт на объект Ос были пробурены два боковых горизонтальных ствола (БГС)
с дебитами нефти от 57 до 138 т/сут. Данные скважины были пробурены в пределах кольцевой структуры. Накопленные отборы на скважину за год превысили 10 тыс. т, что показательно для зоны улучшенных ФЕС. Впервые на Осинском горизонте был получен фонтанный приток нефти. Технология бурения горизонтальных скважин была признана успешной.
По данным эффективности скважин отмечается, что продуктивность горизонтальных скважин на порядок выше продуктивности наклонно направленных.
Тиражирование бурения ГС на объекте Ос за 2021–2022 гг. составило 10 скважин. Средний стартовый дебит нефти — 90 т/сут.

Основные риски разработки объекта Ос связаны с высокой расчлененностью, что может приводить к невскрытию коллектора стволом скважины, и возможностью прорыва газа из газовой шапки в случае отсутствия глинистой перемычки между газонасыщенными толщинами (ГНТ) и нефтенасыщенными толщинами (ННТ).
Для уменьшения вероятности подобных осложнений при выборе участков бурения на Осинском горизонте было проведено ранжирование по таким критериям, как общая мощность пласта, наличие кольцевой структуры (зоны более высоких ФЕС), расчлененность коллектора.
Объект Ос разрабатывается ННС + ГРП и ГС. Поскольку применение ГРП в ННС может приводить к прорыву газа из газовой шапки, то при дальнейшей разработке более приемлемым являлось использование ГС с оптимизацией выбора типа ее конструкции, а также района кустовой площадки в зоне кольцевых структур [5, 6].

С целью оценки перспектив разработки построена полномасштабная трехфазная ГДМ типа black oil (нелетучая нефть). ГДМ актуализирована на фактические данные по работающим скважинам
с 2018 г.
Для принятия решения и сокращения сроков расчетов прогнозные вычисления проводились на вырезанном участке (секторе) ГДМ со средними значениями параметров по зонам кольцевых структур (рис. 2).

Для сектора были приняты: средняя проницаемость — 35 мД, средняя пористость — 11 %, ННТ — 10,5 м, ГНТ — 9,3 м, расчлененность — 9 ед.
Для выбора оптимальной конструкции было выполнено 6 расчетов для скважин-кандидатов различной конструкции (рис. 3):
• вариант 1 — 1 ГС; Lгор — 1 000 м;
• вариант 2 — 2 БГС «Ласточкин хвост»; Lгор — 2 350 м, (ОС — 1 250 м + БС × 1 100 м);
• вариант 3 — 3 БГС «Трезубец»;
Lгор = 3 250 м, (ОС — 1 250 м + 2БС × 1 000 м);
• вариант 4 — 3 БГС; Lгор — 2 880 м,
(ОС — 1 380 м + 3БС × 500 м);
• вариант 5 — 5 БГС; Lгор — 3 880 м,
(ОС — 1 380 м + 5БС × 500 м);
• вариант 6 — 7 БГС; Lгор — 4 880 м,
(ОС — 1 380 м + 7БС × 700 м).

В качестве граничного условия для работы скважин было выбрано забойное давление Рзаб. Для учета особенностей проводки стволов и наличия интерференции между ними была применена функция измельчения сетки вблизи скважин (LGR). На рисунке 4 представлены разрезы с различными вариантами конструкций скважин, где для детальной оценки была изменена размерность ячейки из 100×100 м в 25×25 м.

Многовариантные расчеты выполнены сроком на 20 лет. В данной работе приведены результаты расчетов на краткосрочную перспективу, равную пяти годам.
В таблице 1 приведено сопоставление основных технологических показателей по вариантам, рассчитанным на ГДМ.

На рисунке 5 приведено сопоставление накопленной добычи нефти (5 лет) и стартовых дебитов нефти по вариантам. Вариант «Трезубец» наибольший по стартовому дебиту нефти и сопоставим по накопленной добыче нефти с максимальным — вариантом 7 БГС.

Наибольшая накопленная добыча нефти за 5 лет разработки (88 тыс. т) была получена для варианта скважины 7 БГС, а максимальный стартовый дебит нефти (144 т/сут) —
по варианту «Трезубец». Сопоставимые значения по накопленной добыче нефти в краткосрочной перспективе могут быть связаны с тем, что зона дренирования с процессом разработки становится идентичной независимо от того, сколько БГС заложено в модель.
Таким образом, на основании сопоставления прогнозных объемов добычи, полученных на ГДМ, была определена наиболее перспективная конструкция МЗС. Конструкция скважины «Ласточкин хвост» рекомендована к ОПИ (опытно-промышленной эксплуатации) для выбранного участка на Осинском горизонте. Данный вариант имеет значение накопленной добычи за пять лет, сопоставимое со значением варианта «Трезубец», и минимальные затраты по бурению из всех типов конструкций.

Скважина — кандидат №***3 с обоснованной конструкцией «Ласточкин хвост» была пробурена в июле 2022 г. По факту запуска отмечается высокая проницаемость, которая связана с наличием кольцевой структуры в районе бурения. Стартовый дебит нефти по ГДМ 101 т/сут, фактический стартовый дебит нефти 120 т/сут (отклонение +15 %). С учетом сложности, неоднородности геологического строения фактические и расчетные показатели можно считать сопоставимыми.
Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) и кривые восстановления
давления (КВД) в данной скважине не проводились. Соседняя ГС работает с нулевым скин-фактором, что позволяет сделать вывод об эффективной работе всех стволов скважины кандидата №***3.
Положительный эффект бурения скважины с конструкцией «Ласточкин хвост» масштабирован на Осинский горизонт. В октябре и ноябре 2022 г. были пробурены 2 МЗС. Скважина №***5 МЗС с 3 стволами, скважина №***0 МЗС с 2 стволами. Отношение стартового дебита нефти к проводимости (K/h отношение проницаемости к нефтенасыщенной толщине) по работающим ГС и МЗС нормировано (д.ед.) и представлено на рисунке 6.

Успешный запуск первых МЗС на карбонатных пластах Осинского горизонта, ранее считавшимся ТРИЗ (трудноизвлекаемыми запасами), привел к изменению концепции разработки, в 2023 г. предусмотрено бурение еще трех скважин МЗС.