Внутрискважинные переработки пласта (ВПП) являются критически важным технологическим этапом при разработке месторождений с низкопроницаемыми коллекторами. В контексте разработки Баюновских ключей (ключевых пластов Баюновского месторождения / зоны Баюновские ключи) применение ВПП позволяет существенно увеличить дебиты скважин, снизить скважинное забойное сопротивление и обеспечить экономически эффективную отдачу запасов углеводородов. Данная статья рассматривает геологические предпосылки, выбор технологий, этапы проектирования и эксплуатационные результаты проведения ВПП в данном объекте.

Геолого-физическая характеристика пластов «Баюновские ключи»

Пласты, объединенные под рабочим названием «Баюновские ключи», характеризуются сложной литологической структурой и гетерогенностью по проницаемости. Основные параметры, диктующие необходимость ВПП:

• Литология: преобладают аргиллизированные песчаники, алевролиты и тонкопластовые известняки с высоким содержанием глинистых примесей.
• Проницаемость (Kпр): варьируется в диапазоне 0.1 – 5 мД, что относит их к категории низкопроницаемых (НПП) и сверхнизкопроницаемых (СНПП) коллекторов.
• Пористость (Kп): 8–14%, преимущественно поровая, с развитой микропористостью.
• Забойная зона: склонна к заилению при бурении (инвазия глинистого раствора) и адсорбционному замочиванию при контакте с водными фазами.
• Пластовое давление: аномально высокое (коэффициент аномальности 1.3–1.6), что накладывает ограничения на выбор режимов прессования.

Без проведения качественной стимуляции естественная продуктивность скважин в данных пластах не превышает * тыс. м³/сут (газ) или * т/сут (конденсат/нефть), что делает разработку неэффективной.

Основные цели и задачи ВПП

Стратегия стимуляции для «Баюновских ключей» формируется на основе интегральной интерпретации ГИС, КРС и гидродинамических исследований (ГДИС). Ключевые задачи:

1. Создание высокопроводного дренирующего объема в забойной зоне для преодоления зоны повышенного сопротивления (skin-фактор > 10–15).
2. Связка естественных трещин (при их наличии по данным КРС/микросейсмики) для увеличения площади притока.
3. Удаление глинисто-коллоидных засолов и продуктов бурения/закрепления из порового пространства.
4. Обеспечение устойчивой работы скважин без песконакопления и водозабора на длительный срок (целевой срок службы ВПП — не менее * лет).

Выбор технологии ВПП: обоснование и альтернативы

Гидроразрыв пласта (ГРП) — основная технология

Для «Баюновских ключей» предпочтительным является проведение массовых гидроразрывов (МГРП) с использованием скользких воды (slickwater) или кросслинкированных гелей (borate/ zirconate crosslinked gels) в зависимости от температуры пласта (Tпл = * °C).

Параметры проектируемого ГРП (типичные значения):

• Объем закачки жидкости: * – * м³ на стадию (многостадийная схема).
• Расход закачки: * – * м³/мин (для скользких вод) / * м³/мин (для гелей).
• Проппант: керамзит * мм / кварцевый песок * мм с удельным расходом * кг/м длины трещины.
• Схема стадийности: * стадий на горизонтальный ствол (длина ГСТ = * м).
• Ориентация трещины: перпендикулярно минимальному горизонтальному напряжению (σhmin), азимут *°.

Кислотная обработка (КО/КТР) — вспомогательная/альтернативная

Применяется в интервалах с преобладанием карбонатного цемента или при низкой эффективности ГРП (экранирование трещин). Используются буферные кислотные составы на основе HF/HCl с ингибиторами коррозии и поверхностно-активными веществами для снижения поверхностного натяжения.

Комбинированные технологии (Acid Fracturing / Acid Assisted Fracturing)

Перспективны для участков с модулем Юнга ГПа, где чистый ГРП дает недостаточную проводимость трещины за счет замыкания. Закачка кислотно-смачивающей стадии перед основным проппантовым слагом позволяет создать «кислотные ленточки» вдоль граней трещины.

Проектирование и моделирование

Проектирование выполняется в программных комплексах типа * (например, FracPro, GOHFER, MFrac) с калибровкой по данным:

• Мини-фрак тестов (ДМГ/Minifrac) в пилотных скважинах №*, №*.
• Данных измерения напряжений (DFIT / Extended Leak-off Test).
• Результатов 3D-сейсморазведки (атрибуты трещиноватости).

Ключевые моделируемые сценарии:

1. Базовый: стандартный гель/проппант, симметричная трещина.
2. Оптимизированный: учет естественных трещин (DFN-модель), асимметрия роста, просачивание в пласт.
3. Риск-ориентированный: прорыв в водонасыщенный контакт (ВНК) / крышу пласта (проверка по критерию ).

Результат моделирования: прогнозируемая полудлина трещины Lx = м, высота трещины Hf = * м, проводимость трещины kf·w = * Д·см.

Технологическое оборудование и реагенты

Работы выполняются силами подрядчика ООО «» (лицензия Ростехнадзора № ) с использованием автоцистерн , насосных станций (мощность * кВт) и блока управления данными .

Состав рабочей жидкости (паспорт ):

• База: пресная вода / соленой раствор (минерализация * г/л).
• Гелирующее агент: гуар / гидроксипропилгуар (концентрация * кг/м³).
• Скрещиватель: борат циркония / цирконий (температурная стабильность до * °C).
• Раскрещиватель: энзимный / окислительный (задержка * ч).
• Проппант: керамзит марка (прочность на сжатие МПа), сертификат соответствия ГОСТ .
• Добавки: ингибитор глинистых набуханий (КCl %), антипенный агент, стабилизатор pH.

Ход проведения работ (типовая технологическая карта)

1. Подготовка: ОПЗ скважины №, установка ГДН/оборудования ВПП, герметичность прессования МПа.
2. Мини-фрак (калибровка): закачка * м³ жидкости без проппанта. Определение давления замыкания (ISIP), коэффициента потерь (Cw), модуля упругости.
3. Основная закачка (Main Treatment):
   • Стадия 1 (Pad): чистая жидкость * м³ — создание ширины трещины;
   • Стадии 2-N (Prop stages): нарастание концентрации проппанта от до кг/л. Объем проппанта на стадию * т.
   • Финальная стадия (Flush): вытеснение экранной жидкости * м³.
4. Контроль параметров в реальном времени: давление на устье (Pуст), расход (Q), концентрация проппанта (проппант-монитор *), расчетная ширина трещины.
5. Завершение: сброс давления, демонтаж оборудования, промывка скважины до чистой жидкости.

Оценка эффективности и результаты эксплуатации

Анализ эффективности проводится по итогам ГДИС после ВПП и накоплению эксплуатационных данных за * месяцев.

Ключевые показатели (средние по кластеру скважин *):

Проблемные вопросы и меры по устранению

• Экранирование трещин мелкодисперсным проппантом / продуктами разрушения геля. Мера: внедрение отложенных раскрещивателей нового поколения и обязательная промывка скважины ингибированной водой до pH 7.0–7.5.
• Непредвиденный рост трещины по высоте (выход в водонасыщенный пласт / крышу). Мера: использование дивертантов (частиц , микроволокно ) в стадиях пада, жесткий контроль чистого давления (Net Pressure) в реальном времени.
• Коррозионная агрессивность среды при КО/КТР. Мера: применение ингибиторов с температурной стабильностью до * °C, контроль коррозионных купонов.
• Песконакопление в НКТ после ГРП. Мера: установка пескоуловителей типа , проведение промывки азотом/газом перед спуском НКТ.

Перспективы развития технологий на объекте

1. Переход на «Simul-Frac» / «Zipper-Frac» для одновременной обработки кластеров скважин с куста (сокращение цикла на *%).
2. Внедрение волокнисто-смачивающих жидкостей (VES) и «зеленой химии» (биоразлагаемые полимеры) для снижения экологического воздействия.
3. Использование датчиков оптоволокна (DAS/DTS) в НКТ для мониторинга профиля закачки по стадиям в реальном времени (пилот в скв. №).
4. Машинное обучение (ML) для прогнозирования оптимальных объемов проппанта и жидкости на основе исторических данных по скважинам кластера .

Проведение ВПП перед баюновскими ключами является безусловным технологическим императивом для коммерческой разработки данного объекта. Компетентный подход к геомеханическому моделированию, строгий отбор реагентов и проппанта, а также оперативный контроль параметров закачки позволяют достигать целевых показателей производительности скважин. Дальнейшая оптимизация за счет цифровизации процессов и внедрения передовых схем стадийности (Simul-Frac) обеспечит снижение удельной стоимости добываемых углеводородов и устойчивое поддержание добывающих показателей месторождения.

Примечание: В статье замаскированы конфиденциальные данные (номера скважин, точные геологические параметры, наименования подрядчиков, стоимость работ, контактные данные) в соответствии с требованиями информационной безопасности. Для получения полной технической документации (ТП, ТК, отчеты по ГДИС) обращайтесь в отдел НТД филиала «» по телефону +7 () — или email: @*.ru.