Красноленинское НГКМ характеризуется сложным геологическим строением, что является серьезным вызовом для специалистов нефтегазодобывающей отрасли. По мере истощения «простых» с точки зрения геологии запасов и роста доли «сложных» вовлеченных в разработку участков происходит непрерывное совершенствование техники и технологии добычи углеводородного сырья.
Ключевыми проблемами и рисками бурения в данных зонах являются:

• обширные водонефтяные зоны без явных перемычек между нефтенасыщенными и водонасыщенными пропластками;
• низкая эффективная нефтенасыщенная толщина;
• пониженная начальная нефтенасыщенность;
• низкие фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС), улучшающиеся вниз по разрезу;
• высокая неоднородность, высокая расчлененность.

Так, в 2012 году компания АО «РН-Няганьнефтегаз» пробурила первую горизонтальную скважину с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). С 2013 года началось активное бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГС с МГРП). Для определения районов эффективного бурения ГС с МГРП была сформирована концепция условного водонефтяного контакта, которая предполагает установление по фактическим данным бурения и запуска скважин зависимости между абсолютными отметками подошвы коллектора и стартовой обводненностью. Границей рентабельного бурения ГС с МГРП является контур УВНК с обводненностью более 90 %, за пределами которого ГС с МГРП имеют высокую запускную обводненность в связи с прорывом трещины ГРП в водонасыщенные участки пласта.
Поэтому для вовлечения в разработку запасов за пределами УВНК потребовался поиск другой технологии заканчивания. Наиболее перспективной технологией было определено использование многозабойных скважин по технологии Fishbone, первая из которых была пробурена в 2021 году. При этом было определено, что в пределах участка УВНК 90 % более эффективно бурение ГС с МГРП, а за пределами — многозабойная скважина (МЗС).
На практике при попытках масштабировать данный подход в ряде районов возникла сложность размещения ГС с МГРП и МЗС проектной длины в целевых зонах в связи с небольшими размерами данных зон и удаленностью от кустовых площадок. В результате вместо бурения одной скважины проектной длины 1 500 м на некоторых участках требовалось бурение двух более коротких скважин — ГС с МГРП и МЗС, что является менее эффективным по экономике и не всегда возможно из-за ограниченного количества свободных позиций для бурения на кустовых площадках.

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 ННС и ГС с 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 чисто нефтяной зоне и 0,43 д. ед. в водонефтяной зоне.

В условиях АО «РН-Няганьнефтегаз» реализуется проект по бурению с уже существующих кустовых площадок при наличии свободных позиций для сокращения капитальных вложений на обустройство. Имеют место районы, в которых планировать новый куст экономически нерентабельно, а вовлечь все имеющиеся запасы в разработку ограниченным количеством скважин, равных количеству свободных устьев на существующем кусте, не всегда возможно. Тем более если с добуриваемого куста, расположенного в линиях УВНК 90 %, бурение ГС с МГРП экономически неэффективно. На примере бурения с куста с тремя свободными позициями: ограничиться двумя добывающими ГС с МГРП, а также одной нагнетательной наклонно-направленной скважиной (ННС) и не вовлечь часть запасов вблизи водо-нефтяного контакта (ВНК) в разработку; либо рассмотреть реализацию скважины смешанной конструкции — частично ГС с МГРП, частично МЗС.
При подготовке стратегии были выделены 3 уверенных кандидата для реализации с выбранного куста и два зависящих от бурения пилотного ствола скважины № 2 (рис. 1).

1. ГС 500м доб. (до границы УВНК 90%)
2. ГС 800 нагн. + пилот в краевую зону
3. ГС 500м доб. (до границы УВНК 90%)
4. МЗС доб. (за границы УВНК 90%)
5. МЗС доб. (за границы УВНК 90%)
В случае подтверждения толщин по результатам бурения пилотного ствола откроются перспективы к бурению четвертой, а может даже и пятой скважины, однако на кусте всего три свободные позиции. С целью оптимизации стратегии бурения куста и для максимального вовлечения в разработку запасов предлагается объединить ГС с МГРП и МЗС в одну скважину (рис. 2).

Планирование бурения скважины смешанной конструкции разделим на 2 этапа.
Этап № 1. Определение оптимальной конструкции. Горизонтальная секция по типу ГС закладывается до контура УВНК 90 %, далее на полученную длину определяется оптимальное количество ГРП. На примере рассматриваемого куста оптимальная конструкция ГС500+6ГРП. После контура УВНК 90 % продолжаем горизонтальную секцию по типу МЗС (рис. 3).

Было рассмотрено несколько вариантов профилей многозабойной части ствола с количеством от 3 до 5 боковых стволов длиной от 400 до 550 м. По результатам предварительных расчетов в качестве базового сценария принято бурение пяти боковых стволов по 550 м. Уточнение количества боковых стволов и их длин будет выполнено исходя из результатов бурения пилотного ствола и уточнения геологических перспектив. Выбор оптимальной конструкции осуществляется по четырем параметрам: дебит жидкости, дебит нефти, обводненность, расчеты на буримость (рис. 4).

Этап № 2. Планирование схемы закачивания скважины. Для закачивания предложено использование не просто сплошного щелевого хвостовика, а комбинация перфорированных труб (фильтров), глухих труб пакеров и муфт ГРП. В горизонтальном участке планируется использовать глухие трубы, пакера и муфты ГРП — все как на обычной горизонтальной скважине. В участке горизонтального ствола с конструкцией МЗС планируется использовать перфорированные, глухие трубы и пакера (рис. 5). Данная компоновка хвостовика предполагает наличие участков, отсеченных заколонными пакерами, в которых возможно селективно с помощью двухпакерной компоновки проводить очистки призабойной зоны пласта, ремонтно-изоляционные работы и ГРП.

Была проведена экономическая оценка вариантов заканчивания скважин для выработки краевых запасов (рис. 5): 2 короткие скважины (ГС и МЗС), 1 короткая ГС до отметки УВНК 90 % и одна комбинированная скважина. Наиболее эффективным показал себя вариант комбинированного заканчивания (табл. 1).