Эргинский лицензионный участок (ЛУ) на сегодня является главным крупным полигоном разработки ультранизкопроницаемых коллекторов (<0,3 мД). Участок входит в состав Приобского нефтяного месторождения, которое является уникальным по объему запасов, сосредоточенных в различных геологических условиях: от благоприятных шельфовых отложений до сверхнизкопроницаемых глубоководных зон.
Данная статья является продолжением цикла статей [1, 2], посвященного работе по выбору оптимальной системы и режима разработки коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), так называемыми ультратрудноизвлекаемыми запасами, на примере Эргинского ЛУ Приобского месторождения.
В середине 2019 года начато масштабное бурение эксплуатационных скважин по рядной системе разработки горизонтальными добывающими и нагнетательными скважинами с длиной горизонтального участка 1 200 м и десятью стадиями гидроразрыва пласта (ГРП). Для создания галереи трещин горизонтальные стволы скважин расположены вдоль максимального горизонтального напряжения (регионального стресса), так называемые продольные скважины. Расстояние между рядами составляет 200 м [3].
По мере продвижения бурением в краевые части участка возникла необходимость в оптимизации системы разработки. С использованием детальных геолого-гидродинамических моделей были выполнены технико-экономические расчеты выбора дальнейшей стратегии разработки участка [4]. Предложено осуществлять переход на системы разработки с разворотом проектных горизонтальных скважин поперек направления распространения регионального стресса для повышения коэффициента охвата пласта (поперечные скважины). Предложена разработка на естественном режиме с увеличением количества стадий ГРП с 10 до 16–25 и применением более прогрессивных дизайнов ГРП, увеличением расстояния между скважинами с 200 до 300 м. Разработана программа по увеличению массы пропанта на стадиях с использованием различных комбинаций линейных и сшитых гелей (рис. 1).

В конце 2021 года пробурена первая поперечная ГС с 10 стадиями ГРП, с массой пропанта, аналогичной продольным ГС, при этом скважина не достигла запланированных показателей добычи. К основным причинам недостижения можно отнести совокупность факторов, среди которых низкая продуктивность трещин ГРП со стандартным дизайном [2] (жидкость разрыва на основе сшитого геля в объеме Vж = 420 м³, Мпр = 150 т, оценочная полудлина трещины до 135 м), возможная потеря гидродинамической связи трещин со стволом скважины ввиду наличия перепродавок при посадке шаров для изоляции предыдущих стадий, применение стандартной программы подготовки скважины после многостадийного ГРП (МГРП) и вывода скважин на режим (ВНР) с форсированным отбором жидкости. В результате были внесены корректировки в плановые проекты по заканчиванию и освоению последующих поперечных ГС. Предложена программа инновационных дизайнов МГРП для увеличения продуктивности ГС с развитием большей полудлины трещины с ограничением роста трещины в высоту в целевом интервале пласта относительно стандартной технологии с применением сшитого геля. Проработанные программы подробно описаны в статье [2]. При проведении МГРП данная программа предусматривала увеличение массы пропанта и объема жидкости с гибридными дизайнами с использованием низковязких жидкостей (линейный гель и понизитель трения). Новый подход к проведению ГРП позволяет увеличивать стимулированный объем пласта. Для отработки новых технологий МГРП, уточнения расчетных параметров трещин предлагаемого варианта определен пилотный куст для проведения различных дизайнов ГРП.
В настоящее время помимо выбора оптимальной системы разработки низкопроницаемых коллекторов необходимо также осуществлять выбор оптимального режима эксплуатации скважин, позволяющего поддерживать их рентабельную разработку. Одним из таких способов является эксплуатация скважин на «щадящем» режиме, которая позволяет минимизировать вынос пропанта из трещин, продлить период стабильной работы скважины без перевода в режим автоматического повторного включения (АПВ) и достичь большей добычи в результате постепенного плавного снижения забойного давления как в процессе подготовки скважины после МГРП (нормализация забоя, разрядка скважины), так и после запуска скважины с оптимально подобранным глубинным насосным оборудованием (ГНО).

В работе [5] выполнено математическое моделирование фильтрации в закрепленной трещине с учетом сжатия пропантной упаковки, вдавливания пропанта в стенки трещины, разрушения стенок трещины и выноса пропанта. По результатам моделирования было предложено два сценария опытно-промешенных работ по выводу горизонтальных скважин с МГРП на режим (плавный и агрессивный) со ступенчатым увеличением диаметра штуцера для определения верхнего и нижнего пределов безопасного сценария открытия скважины. В работе [6] приведена оценка первых результатов работы опытных скважин. По результатам мониторинга добычи в течение 3 месяцев после операции ВНР прирост добычи в абсолютном выражении более 5 % в плавном режиме ВНР по сравнению с агрессивным.
При агрессивном выводе на режим [5] с быстрым открытием штуцера формируется избыточная депрессия и градиент давления в трещине и притрещинной области пласта, что приводит к возникновению следующих нежелательных геомеханических явлений:
• вынос пропанта из трещины в ГС;
• вдавливание пропанта в стенки трещины и уменьшение ширины закрепленной трещины;
• выламывание породы внутрь трещины;
• сжатие пропантной пачки с эффектами компакции;
• дробление пропанта и кольматация призабойной области трещины.
По совокупности данных эффектов проводимость трещины падает, что приводит к снижению дебита скважин и недополучению добычи в результате реализации агрессивного сценария вывода на режим. Щадящая подготовка скважины к добыче после МГРП (разрядка скважины с постепенным увеличением размера штуцера, начиная с минимального (2–4 мм), для плавного снижения забойного давления и контроль забойного давления при нормализации забоя с гибкой насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) позволяет минимизировать выпадение пропанта из прискважинной зоны трещины ГРП (рис. 2).

Высказывается предположение, что эффект потери гидродинамической связи со стволом скважины наиболее чувствителен для случая поперечного размещения трещин, так как в этом случае площадь пересечения ствола скважины с поверхностью трещины минимальна и равна произведению длины окружности ствола скважины и ширины трещины в прискважинной зоне (~Wf*Ldw), и в случае отсутствия надежного закрепления этой области пропантом происходит полное отсекание стимулированного объема трещины от фильтрации независимо от параметров трещины. При ориентации ствола скважины вдоль направления регионального стресса, созданная трещина пересекает траекторию ствола с значительно большей плоскостью соприкосновения, и в предельном случае эта плоскость по всей своей длине пересекает траекторию скважины и равна произведению длины и ширины трещины в прискважинной зоне (~ Хf*Wf). В таком случае площадь контакта трещины со стволом скважины в сотни раз больше (рис. 3).

Стандартная практика подготовки скважины после проведения МГРП к добыче включала в себя разрядку скважины для снижения устьевого давления под облегченные растворы глушения без контроля или ограничения размеров штуцеров. Нормализация забоя и освоение скважины с ГНКТ осуществлялась до или после разрядки скважины, при этом перед постановкой ГНКТ производилось стравливание давления на устье до 0 атм в агрессивном режиме.
При щадящей подготовке скважины к запуску в режим разрядка скважины производилась с обеспечением щадящего вывода скважины на стабильный режим фонтанирования, по схеме последовательного увеличения диаметров штуцеров (табл. 1).

При щадящей нормализации забоя с ГНКТ было рекомендовано обеспечить устьевое давление не ниже 0,7* Р_{избыточное}, где Р_{избыточное} — избыточное давление при постановке бригады ГНКТ на скважину. Также не рекомендовалось исключить стандартное освоение скважины с азотом, которое приводило к значительной депрессии в призабойной зоне.

Запускные дебиты жидкости характеризуются высокими коэффициентами падения в первые месяцы эксплуатации скважин с глубинным насосным оборудованием (ГНО), рассчитанным на геологический потенциал, что приводит к преждевременной смене работы скважины с постоянного режима на режим АПВ. Для дальнейшей рентабельной разработки низкопроницаемых коллекторов Эргинского ЛУ подбор оптимального ГНО для новых ГС является одним из важнейших вопросов, основными целями которого являются как большая накопленная добыча нефти, так и обеспечение высоких запускных дебитов (рис. 4).

Подбор рекомендуемой производительности насосного оборудования на потенциальные параметры с учетом темпов падения дебита жидкости для поперечной скважины Эргинского ЛУ осуществляется по формуле:

где Т_рек — рекомендуемая производительность ГНО, Т_пот – производительность ГНО на потенциальных параметрах расчета дебита жидкости Q_жпот методом источников на новой горизонтальной скважине, К_{ф пад} — фактический годовой коэффициент падения дебита жидкости.
При выполнении указанного условия в первые 2–3 месяца производится эксплуатация скважины на «щадящем» режиме с обеспечением более высокого забойного давления на ВНР и дальнейшим его плавным снижением. При этом, согласно расчетам, недостижение в части запускного дебита за счет запуска при более высоком Р_заб, компенсируется в будущем бóльшим дебитом на установившемся режиме.
Для обеспечения плавного снижения забойного давления в процессе освоения и эксплуатации требуется подбор электроцентробежного насоса на потенциал скважины с учетом двух месяцев работы и эксплуатации на низких частотах (35 Гц) с последующим плавным повышением частоты до 52 Гц.
С целью выявления влияния насосного оборудования на добычные характеристики скважин проведен анализ работы продольных добывающих ГС с МГРП. Длины горизонтального ствола L варьировались от 1 100 до 1 300 м, количество стадий ГРП Nст — от 8 до 10 единиц. В анализе участвовало 94 скважины с отработкой более 9 месяцев, производительность насосов рассчитана на геологический потенциал. Распределение показателей эксплуатации продольных добывающих скважин по производительности представлено в таблице 2.

Стоит отметить, что по скважинам с наименьшей производительностью ГНО (электроцентробежный насос 80–100 м³/сут) при меньших удельных запускных параметрах наблюдается превышение удельной накопленной добычи нефти за год по сравнению с остальными группами скважин до 6 % (в среднем на 3 %), а так же увеличение времени работы на стабильном режиме (до 2 раз). В результате принято решение о проведении опытно-промышленных работ по подбору эффективной производительности ГНО для поперечных скважин.
С 2022 года начато масштабное бурение поперечных скважин, по состоянию на 01.07.2023 пробурены 26 скважин, введено в эксплуатацию 12. Переход на поперечные скважины с применением большеобъемного МГРП и увеличением количества стадий с 10 до 16 позволил увеличить потенциал скважины и продолжить дальнейшую эффективную и рентабельную разработку краевых зон пласта АС10/0-1 (рис. 5.).

Потенциальный дебит жидкости по факту оказался выше на запуске в 2,8 раза, через год эксплуатации — в 2,2 раза.
Привлечены данные анализа работы четырех горизонтальных скважин, поперечно ориентированных относительно направления регионального напряженного состояния, находящихся более года в эксплуатации, в том числе три в «щадящем» режиме (ЩР), одна в стандартном (СР). На секторной геолого-гидродинамической модели выполнен прогноз добычи. Модель участка выполнена с учетом среднего размера длин геологических песчаных тел по фактическим данным гамма-каротажа горизонтальных скважин [4]. Выполнена нормировка модели на данные добычи фактических скважин, расположенных вдоль границы (~2 км зона) с рассчитываемой областью.
При настройке модели на фактические данные были сделаны следующие наблюдения:
• расчетное забойное давление на скважинах, работающих на «стандартном» режиме, значительно выше фактических показателей (относительная погрешность до 80 %);
• расчетное забойное давление на скважинах, работающих на «щадящем» режиме, близко к фактическим показателям при схожих значениях проницаемости.
Таким образом, был сделано предположение о том, что поперечные скважины, работающие в «стандартном» режиме, характеризуются снижением проницаемости трещин ГРП, вследствие более интенсивного вымывания проппанта из зоны контакта трещин со скважиной.
Для моделирования данного эффекта была использована функция зависимости проницаемости трещин ГРП от времени работы (деградация трещины). Задание различных коэффициентов зависимости для скважин с разными режимами работы позволило улучшить качество адаптации модели (относительная погрешность забойного давления снизилась до 5 %) и расчета прогнозных показателей. Таким образом эффект снижения проводимости трещины при более быстром выводе скважины на режим косвенно подтверждается при адаптации гидродинамической модели для скважин находящихся в сопоставимых геологических условиях.
На рисунке 6 приведены прогнозные и фактические показатели добычи скважин в зависимости от режима.