Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область расположена на юге Сибирской платформы, в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.
Ее история разработки начинается с бурения Марковской опорной скважины и получения положительных результатов испытания в 1962 г., после чего было открыто Ярактинское газоконденсатное месторождение. В процессе последующего изучения Преображенского поднятия были открыты Чонская, Даниловская и Ангорская структурные формы.
Открытие Верхнечонского месторождения произошло в 1978 г. Месторождение расположено в Восточной Сибири, в Катангском районе Иркутской области. Верхнечонское месторождение второе по величине запасов на востоке России и крупнейшее в Иркутской области. Месторождение расположено в зоне с осложненными природными и климатическими условиями. В этом районе наблюдается резко континентальный климат, где среднегодовая температура составляет 5,5 °С.
А в зимние месяцы может опускаться до –56 °С. Поэтому происходит активное развитие многолетней мерзлоты в этой области.
Как отмечалось ранее, месторождение обладает значительными запасами нефти. Однако на протяжении 30 лет ввод месторождения в промышленную разработку был вовсе не возможен по причине отсутствия необходимой трубопроводной системы. Ситуация изменилась в 2008 году, когда завершилось строение необходимой транспортной инфраструктуры. В 80 километрах от границы лицензионного участка расположилась трубопроводная система Восточная Сибирь — Тихий Океан (ТС ВСТО), что позволило начать добычу флюида и ввести месторождение в промышленную эксплуатацию.
Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение (ВЧНГКМ) является крупным по количеству запасов углеводородов (УВ). Продуктивность приурочена к верхнечонскому горизонту (ВЧ) непской свиты (глубина залегания 1 600 м), преображенскому горизонту (ПР) катангской свиты (глубина залегания 1 500 м), усть-кутскому горизонту (УК) тэтэрской свиты (глубина залегания 1 300 м) и осинскому горизонту (ОС) усольской свиты (глубина залегания 1 200 м) (рис. 1) [1].

Верхнечонский горизонт детально исследован разведочными скважинами в количестве 67 штук и анализом трех с половиной тысяч метров керна. Пласт имеет хорошую изученность — доля категории запасов А+В1 составляет более 95 %.
Вышележащие преображенский, усть-кутский и осинский горизонты представлены коллекторами карбонатного порового типа с первичной структурой. Они имеют преимущественно нефтяное насыщение. На данные горизонты приходится 45 % НГЗ всего месторождения (рис. 2).

Осинский горизонт представлен карбонатным коллектором с доломитами вторичного типа и преимущественно содержит свободный газ — 95 % от НГЗ природного газа месторождения. Изученность пласта низкая, менее 30 %.
В настоящее время идут доизучение и проведение испытательных работ на карбонатных объектах: ПР, УК, ОС, в то время как терригенный пласт ВЧ является основным объектом разработки и эксплуатируется в промышленных масштабах.
Разработка месторождений Восточной Сибири сопряжена с рядом сложных геологических вызовов, включающих высокий процент минерализации пластовых вод, первичное и вторичное засоление коллекторов, гидродинамическую изолированность блоков посредством разломов, а также аномально низкие значения температуры в продуктивных горизонтах.
На сегодняшний день Верхнечонское месторождение находится на второй стадии разработки, эксплуатационный фонд включает более 1 000 скважин. Бурение активно продолжается, однако ввиду высокой разбуренности центральных высокопродуктивных районов основного терригенного пласта ВЧ, где проектный фонд расположен на участках, осложненных c точки зрения геологии и нефтеизвлечения: газонефтяные зоны (ГНЗ), зоны с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), зоны с выступами фундамента и засолонением коллектора, — уже сейчас можно утверждать, что проект Верхнечонского месторождения успешно реализован и является примером эффективного применения современных технологий к освоению месторождений Восточной Сибири, позволяющих решать множество сложных задач. На текущий момент осуществляется бурение в краевые зоны пласта ВЧ, а также уплотнение действующей сетки скважин. Охват бурением терригенного пласта достаточно высокий, составляет около 92 % от площади нефтеносности, перспективные участки бурения локализованы в краевых зонах с высокими рисками по засолонению и ФЕС пласта. Снижение текущих извлекаемых запасов в традиционных коллекторах терригенного типа вследствие их выработки диктует необходимость перехода к добыче трудно извлекаемых запасов (ТрИЗ) карбонатных объектов, имеющих низкую проницаемость (менее 2 мД). К таковым относится преображенский горизонт Верхнечонского нефтегазоконденсатного месторождения.
Преображенский горизонт представлен карбонатными породами, преимущественно водорослевыми доломитами. Формирование отложений пласта ПР происходило преимущественно в обстановках мелководного шельфа и приливно-отливной равнины в условиях эпикратонной карбонатной платформы, для которой характерны большая протяженность, выровненный рельеф и большая роль приливно-отливных процессов [2]. В целом, территория испытывала трансгрессию, отмечается унаследованность в изменении фаций вверх по разрезу. В связи с формированием пласта в условиях эпикратонной карбонатной платформы по всей площади месторождения отмечаются схожие условия осадконакопления и латеральная выдержанность пласта без резких фациальных изменений по площади.

Данная территория испытывала неоднократные тектонические активизации, что обуславливает развитую сеть разломов по площади, а также вторичные преобразования пространства коллектора. Для порового пространства пласта Пр характерны такие преобразования, как галитизация и сульфатизация, что оказывает влияние на продуктивные характеристики пласта. Также для пород пласта Пр характерна перекристаллизация, при этом она развита неравномерно и приводит к снижению коллекторских свойств.
Пласт ПР характеризуется выдержанной общей толщиной, которая в среднем составляет 21 м. Эффективные толщины изменяются от 0,3 до 19,6 м, в среднем составляя 10 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины по пласту изменяются в диапазоне 8,1–11,8 м, в среднем составляя 8,9 м. Газонасыщенная толщина варьируется в интервале 0,9–14,9 м. Среднее значение водонасыщенной толщины составляет 8,6 м. Отмечается значительное ухудшение свойств пласта к северо-восточной и восточной части месторождения. Среднее значение песчанистости по пласту составляет 0,04 д.ед. Пластовая температура 10–12 ОС. Средняя пористость пласта составляет 11 % при средней проницаемости 1,3 мД, что позволило отнести запасы нефти пласта Пр к категории ТрИЗ.
В связи со сложной тектоникой в пределах пласта выделяются 2 залежи ЧНЗ и 3 залежи ГНЗ с газовой шапкой, на севере месторождения расположена 1 залежь свободного газа с краевой водой (ЧГЗ, ГВЗ).
На текущий момент основная разработка объекта связана с двумя залежами ГНЗ — это блок 2 и блок 5, в котором проведено несколько ЗБС (основные блоки с наибольшим объемом НГЗ).
Среди продуктивных горизонтов ПР занимает второе место по величине начальных геологических запасов и содержит более 37 % запасов всего месторождения.
На сегодняшний день на ПР опробованы различные технологии и способы заканчивания скважин: наклонно-направленные скважины, наклонно-направленные скважины с СКО, наклонно-направленные скважины с ГРП, наклонно-направленные скважины с кислотным ГРП, горизонтальные скважины (200 м) с БСКО, многозабойные скважины (4 000 м), горизонтальные скважины (1 000 м) с многостадийным ГРП с поперечными трещинами и горизонтальные скважины (1 000 м) с многостадийным ГРП с продольными трещинами. Объект находится в стадии завершения пилотных работ по тестированию технологий и перехода к полномасштабной разработке.
На пласте ПР пробурено и испытано 45 разведочных скважин, действующий фонд на текущий момент составляет 24 добывающие скважины и 3 нагнетательные скважины (рис. 3), средний запускной дебит нефти — 24 т/сут.

Определение оптимального метода стимуляции скважин включает в себя несколько этапов.
1. На начальном этапе тестирования различных технологий заканчивания объекта ПР были проведены перфорации вышележащих горизонтов (ПВЛГ) в скважинах, пробуренных на ВЧ. Средний запускной дебит нефти составил 8,3 т/сут., Кпрод — 0,03 м³/сут./атм, удельная накопленная добыча — 1 тыс. т/скв.
В поисках методов увеличения удельной добычи нефти на ННС в карбонатном коллекторе Восточной Сибири были опробованы объемные кислотные обработки призабойной зоны (СКО) (дебит нефти составил 9,5 т/сут., Кпрод — 0,07 м³/сут./атм, удельная накопленная добыча —
2 тыс. т/скв.), гидравлический разрыв пласта (дебит нефти составил 12,5 т/сут., Кпрод — 0,04 м³/сут./атм, удельная накопленная добыча — 2 тыс. т/скв.), кислотный гидравлический разрыв пласта (дебит нефти составил 5,3 т/сут., Кпрод — 0,06 м³/сут./атм, удельная накопленная добыча — 2 тыс. т/скв.). Первые результаты вовлечения в добычу карбонатного объекта показали низкую эффективность, что не позволяло проектировать полномасштабную его разработку. В качестве основной причины низкого коэффициента продуктивности и удельной добычи нефти технологий ННС+СКО, ННС+ГРП и ННС+КГРП определена низкая проницаемость порового коллектора карбонатного пласта.
Следующим шагом исследований было бурение горизонтальных скважин длиной 200 метров с проведением большеобъемной СКО (100 м³). В результате продуктивность ГС+СКО оказалась на уровне ННС+ГРП и составила 0,05 м³/сут./атм, удельная накопленная добыча — 2 тыс. т/скв. (табл. 1).

2. Далее, с учетом опыта ранее проведенных мероприятий, принято решение перейти к технологиям горизонтального и многозабойного бурения и в случае ГС с проведением проппантного многостадийного ГРП. Результаты запусков показали существенные приросты стартовых показателей и продуктивности: дебит нефти вырос в 6 раз по сравнению с предыдущими способами заканчивания и методами стимуляции; продуктивность — в 7 раз.
Запускные дебиты МЗС оказались на уровне с ГС 1000 метров с МГРП (МЗС — 47,6 т/сут., ГС+МГРП — 45,5 т/сут.), однако темпы падения дебита нефти оказались слишком высокими — 63 % за 1 год эксплуатации (стартовый дебит — 48 т/сут., спустя 1 год эксплуатации – 18 т/сут.). В то время как у ГС с МГРП падение дебита нефти на 26 % за такой же период эксплуатации (стартовый дебит — 46 т/сут., спустя 1 год эксплуатации — 34 т/сут.) (рис. 4).

Опробованы различные варианты бурения ГС с МГРП: вдоль и поперек линии регионального стресса, что обусловило ориентацию трещин вдоль или поперек горизонтального участка скважин. Результаты запуска показали, что скважина с ориентаций трещин МГРП вдоль ГС (в настоящее время пробурена и введена 1 скважина) оказалась менее эффективна: при сопоставимом Кпрод (рис. 5) имеет более высокие темпы падения — 74 % за 6 месяцев, тогда как по ГС с МГРП с поперечными трещинами — 19 %. Это обусловлено тем, что скважина с продольными трещинами МГРП обеспечивает меньшую область дренирования, чем с поперечными трещинами.
По итогу опробования различных технологий закачивания и интенсификации притока для условий низкопроницаемого карбонатного коллектора наиболее эффективными с точки зрения продуктивности и удельной накопленной добычи нефти оказались ГС с проппантным МГРП с поперечными трещинами (Кпрод — 0,75 м³/сут./атм, текущая удельная накопленная добыча — 34 т/скв.).
На текущий момент пробурено и запущено 9 ГС с МГРП с длиной ГС 1 000 метров. В результате проведенных ГРП выявлена связь между продуктивностью горизонтальных скважин и свойствами пласта (КН) и массой проппанта, закачанного в каждую скважину (рис. 5).

Одним из основных рисков проведения ГРП на ПР является близость нижележащего терригенного пласта ВЧ, который характеризуется наличием газовой шапки и обширной зоной распространения фронта воды от нагнетательных скважин. Вследствие чего мероприятие гидроразрыва пласта проводилось с ограниченным объемом закачиваемого проппанта — в среднем 7,8 т/стадию с целью ограничить рост трещины в высоту. Средняя высота трещины ГРП составляет 35 м и не превышает толщину перемычки между пластами ПР и ВЧ. Средняя полудлина трещины 129 м, ширина 1,7 мм. Для управления данными рисками проводится геомеханическое моделирование распространения трещин ГРП с учетом структурных и геологических особенностей пластов.

3. На основе результатов опробования различных способов заканчивания скважин и определения оптимального ГС с МГРП с поперечными трещинами было принято решение о развитии данной технологии — увеличения стадийности ГРП и длины ГС. Далее выявление оптимальной длины и количества стадий ГРП проводилось с использованием инструментов гидродинамического моделирования.
На гидродинамической модели была проведена серия расчетов по установлению оптимальной величины длины горизонтального ствола скважины и количества стадий ГРП.
С целью выбора оптимальной технологии в расчете использовался комплексный параметр, который включает в себя показатели накопленной добычи нефти за 20 лет, запускной дебит скважины, риски успешности проведения ГРП (зависят от количества стадий ГРП), риски успешности бурения ГС (зависят от длины ствола) и экономический показатель NPV.
С учетом комплексного параметра было определено наиболее эффективное заканчивание скважин на ПР — ГС 1 500 м с 15 стадиями ГРП (рис. 6).
На основе данных результатов в планы предприятия заложено бурение 1 500 метровых ГС с проведением 15 стадий ГРП в 2025 г.