Развитие газового потенциала является одной из стратегических задач ПАО НК «Роснефть» (далее Компания). Добыча газа осуществляется силами более чем 35 дочерних обществ и совместных предприятий в Западной и Восточной Сибири, Центральной России, на юге Европейской части России, на Дальнем Востоке, а также в Египте, Вьетнаме и Канаде. C 2022 г. компания планирует добывать 100 млрд куб. м газа в год, при этом ресурсный потенциал Компании позволяет обеспечить дальнейшее наращивание добычи. В связи с этим в Компании применяются современные подходы к достоверному планированию добычи газовых и газоконденсатных промыслов.
Рассматриваемая газовая залежь в административном отношении расположена в ЯНАО. В разрезе осадочного чехла в пределах лицензионного участка промышленная нефтегазоносность установлена в нижне-среднеюрских, неокомских и апт-альб-сеноманских отложениях. Площадь залежи практически полностью покрыта 3D-сейсморазведкой.
По принятым представлениям пласт сформировался в переходной обстановке осадконакопления и характеризуется высокой латеральной и вертикальной изменчивостью. В разрезе преобладают фации, представленные осадками приливно-отливной зоны, берегового склона и отложениями подвижного мелководья. Литологически пласт представлен слабосцементированными трансгрессивными песчаниками со следами волновых процессов и интенсивной биотурбации, алевролитами крупно-мелкозернистыми с глинистыми разностями и их переслаиванием. Местами рыхлые и слабоуплотненные (до песков). Массивная сводовая залежь обладает высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) и мощным аквифером. Средняя газонасыщенная мощность объекта составляет 15 м, максимальная — 30 м, проницаемость меняется от 6 до 4 000 мкм2.
Сверху рассматриваемый объект ограничен региональной глинистой покрышкой. Нижележащие пласты являются полностью водонасыщенными и имеют гидродинамическую связь с разрабатываемой залежью.

Промышленная добыча газа на объекте ведется более 10 лет. Выработка запасов, снижение давления и наличие мощного аквифера привели к интенсивному внедрению и обводнению фонда скважин.
На начало 2021 г. отбор газа составил более 50 % от начальных извлекаемых запасов. Пластовое давление в газонасыщенной части снизилось до 40 % от начального. При этом обводнилась или работает с признаками пластовой воды значительная часть эксплуатационного фонда.
Основную роль в продолжительности безводной эксплуатации играет технологический режим работы скважин и наличие выдержанной глинистой перемычки-флюидоупора между забоем скважины и водонапорным горизонтом. Сформированная система разработки характеризуется низкой степенью вскрытия продуктивных толщин бурением. Данный факт не позволил достоверно определить наличие флюидоупора под кустами добывающих скважин, и формально оно определялось стахостическим распределением при построении геологической основы.
На текущий момент 20 % эксплуатационного фонда вскрывает газоводяной контакт (ГВК) бурением, 46 % фонда вскрывает менее половины газонасыщенной мощности изучаемого пласта (рис. 1). По этой причине вопрос достоверного прогнозирования прорыва воды к добывающим скважинам остается актуальной задачей для Компании.

Опыт разработки объекта показывает, что выполнение ремонтно-изоляционных работ (РИР) приводит к значительному снижению продуктивности скважин или, в случае некорректного прогнозирования перемычки, к повторному обводнению.
На основании накопленного опыта самым действенным методом для восстановления работоспособности фонда является зарезка боковых стволов с горизонтальным окончанием (ЗБГС) в кровельную часть пласта с целью продления безводного срока службы скважины.
При проектировании бурения ЗБГС основной проблемой стал слабопрогнозируемый подъем ГВК до кровли пласта как вблизи, так и на отдалении от эксплуатационного фонда. Данный факт осложняет проектирование ЗБГС и бурения новых кустов на отдалении от основной разрабатываемой зоны.
За историю разработки накоплен опыт бурения неудачных ЗБГС обводненных скважин в соседние зоны, в которых скважины работают без признаков воды. В момент неудачного бурения фильтрационная модель, построенная только по скважинным данным, не отражала в полной мере фактический подъем ГВК в районе бурения зарезок боковых стволов (ЗБС). Глинистая перемычка, построенная в модели путем интерполяции данных соседних скважин, сдерживала подъем контакта.
В ходе разработки объекта в ряде разведочных и транзитных скважин, удаленных от эксплуатационной зоны, зафиксирован значительный подъем ГВК. Один из ярких примеров показывает, что в 2013 г. скважина вскрыла ГВК на начальной отметке. Спустя семь лет разработки выполнено исследование, по которому зарегистрировали подъем контакта на 11 м. Спустя десять месяцев повторные исследования зафиксировали водонасыщение на 24 м выше начального контакта. При этом ближайшие эксплуатационные скважины, расположенные в трех километрах, работают без признаков воды.
Основная причина подъема ГВК в зонах с отсутствием добычи — наличие градиента давления между газонасыщенной зоной и аквифером при условии наличия «литологических окон» — монолитного коллектора без выдержанных по площади глинистых перемычек.
В результате основным фактором успешности бурения ЗБС является достоверный прогноз флюидоупоров в межскважинном пространстве.

Спроецировав скважины без глинистой перемычки на сейсмический разрез, можно увидеть, что они попадают на участки пониженной амплитуды сейсмического сигнала. И наоборот, скважины, в которых продуктивный пласт подстилается глинами, попадают на участки выдержанной высокой положительной амплитуды сейсмического сигнала. Проведенные промысловые исследования в последних скважинах зарегистрировали незначительный подъем контакта, что подтверждает факт наличия перемычки-флюидоупора.
Выделение зон по сейсмическим данным обусловлено различным акустическим контрастом между монолитным газонасыщенным песчаником и зонами с наличием глинистых тел [1, 2]. При этом однозначно выделяются аномалии по сейсмическому атрибуту «средняя положительная амплитуда» (СПА). По атрибуту возможно проследить элементы осадконакопления, например, меандрирующее русло, конус прорыва берегового вала, распределительные каналы и береговая линия. По результатам анализа сейсмических разрезов выделены границы элементов, атрибутов и срезов по кубу спектральной декомпозиции [2].
Проведенный анализ добычи эксплуатационных скважин (скорость обводнения) и сейсмических атрибутов позволил получить зависимость между средней положительной амплитудой и обводнением скважин. При увеличении СПА статистически снижается количество случаев обводнения скважин. При уменьшении атрибута СПА происходит увеличения доли песчаников в разрезе, позволяющих обводнять добывающие скважины (рис. 2).

Для построения актуализированной геологической и фильтрационной модели пласта выполнено картирование «литологических окон» (рис. 3).

Зоны риска (закрашены желтым): 80 % скважин, расположенных в этой зоне, обводнены (увеличенный дебит воды, остановлены по обводнению, проведены ремонтно-изоляционные работы, пробурены боковые стволы. Переходные зоны (закрашены серым): вероятности обводнения и безводной эксплуатации равны. Уверенные зоны (зеленый и темно-зеленый цвет):
86 % скважин работают без признаков воды.
По площадному анализу основной обводненный фонд расположен в южной части залежи, где выделяется дельта, наличие литологических окон в которой обусловлено высокой динамикой распределительных каналов и опесчаниванием разреза [1].
В северной части залежи и на западе месторождения доля обводившихся скважин значительно ниже. Меандрирующее русло и береговая линия — условия с менее интенсивной динамикой потоков относительной дельты. Эти условия способствуют формированию более выдержанных по площади глинистых тел, которые играют роль флюидоупоров.
Согласно работе [4] подавляющее большинство сеноманских залежей считаются массивными и водоплавающими. Кроме того, отмечается, что порядка 86 % открытых сеноманских залежей не имеют выявленных осложнений, включая тектонические. Данный факт позволяет использовать описываемую методику прогнозирования бурения на других активах Компании и региона в целом.

Особенностью выполнения проекта являлась комплексная работа по созданию связанной геолого-технологической модели с соответствующими друг другу и не противоречащими блоками информации (сейсмика, геофизика, газодинамика). Классический подход по внедрению множителей в фильтрационную модель без возврата к исходным данным является некорректным в силу сохранения большей части ошибок и неточностей в конечном инструменте прогнозирования технологических параметров [3].
Условно блок-схему предварительной настройки фильтрационной модели можно разделить на три основные части (рис. 4).

Процесс настройки фильтрационной модели заключался в оценке влияния примененной методики внедрения карты «литологических окон» в геологическую модель. Основной сложностью являлось соблюдение Корпоративных стандартов по построению геологической модели (сохранение статистики распределения, средних свойств пласта и прочие параметры). При этом после первичных запусков фильтрационной модели и проведения многочисленных экспериментов отмечено расхождение расчетных и фактических данных по обводнению добывающих скважин, которые требовали детальной доработки.
В процессе адаптации фильтрационной модели обнаружены зоны, в которых ФЕС, получаемые по интерпретации ГИС, не соответствовали газодинамическим исследованиям (ГазДИ) по скважинам, и для настройки скважины требовалось одновременно увеличить и уменьшить ФЕС для настройки на kH и продуктивность скважин. Большая часть данных скважин не вскрыли водоносный пласт. Авторами параллельно произведена работа по приведению решений геологии, гидродинамики, ГИС и ГДИ к единому взвешенному решению с минимизацией противоречий.
По данным скважинам проведен анализ текущей версии интерпретации, и большая часть скважин пересмотрена на предмет пересчета значений пористости и проницаемости. Ввиду того, что в данных скважинах прописан ограниченный комплекс
ГИС: РК (ГК, НК) и УЭС, имеется значительная неопределенность в определении пористости. В большинстве скважин пористость рассчитана по αПС. В скважинах, не вскрывающих водоносные горизонты, затруднено определение линии чистых песчаников, поэтому при расчете пористости опирались на соседние скважины, где вскрыт водоносный коллектор (мощный водонасыщенный песчаник, более 4 м), либо скважины-пилоты с расширенным комплексом ГИС.
В ряде скважин, которые бурились на растворе с низкой минерализацией, амплитуда ПС минимальна, что затрудняет выделение коллекторов и просчет пористости по ПС. Поэтому расчет пористости произведен по методу ГК, на который минерализация воды не оказывает влияние.
В ходе данных манипуляций и итерационного подхода удалось получить куб проницаемости с умеренной сходимостью с параметром kH и продуктивностью.
Кроме этого, проведенные в скважинах ГазДИ также учитывались при оценке ФЕС при переинтерпретации ГИС. kH по скважинам определялась с учетом принятой геологической концепции (до ближайшей выдержанной глинистой перемычки).
Возникшие трудности с адаптацией связаны в первую очередь с тем, что эксплуатационные скважины не добурены до уровня начального ГВК, и поэтому детально воспроизвести строение пласта в приконтактовой зоне пласта невозможно. Также достоверно оценить ФЕС не представляется возможным.
Ниже представлен фрагмент планшета одной из скважин (рис. 5).

После корректировки в допустимых диапазонах значений коэффициента пористости выполнялся пересчет проницаемости. В результате полученные значения проницаемости по ГИС стали соответствовать параметру kH, определенному ГазДИ (рис. 6).

В процессе анализа геологической реализации выделен пул «реперных» скважин, которые характеризуются экстремальным характером обводнения. Базовая оценка применимости геологической реализации оценивалась по внедрению воды из водонасыщенного пласта по этим скважинам.
Несмотря на то, что карта СПА достоверно показывает связь газонасыщенной и водонасыщенной части пласта, для настройки требовалось детальное локальное моделирование «опасных зон», а именно оценка опесчанистости разреза и ее модификация.
Пример детальной настройки песчанистости в опасной зоне представлен ниже (рис. 7–10).

Описанный выше в пункте «истории разработки» пример неудачного бурения ЗБГС в новой фильтрационной модели попал в промытую зону (рис. 11).

В результате работы мультидисциплинарной группы специалистов и постоянного возврата к исходным данным для перестроения модели удалось добиться высокого уровня соответствия исходным данным. Построенная геолого-технологическая модель имеет высокую сходимость на фактические данные, корректно описывается коллектор в зонах работы скважин и пьезометрического фонда (настройка на параметр kH, продуктивность скважин). Модель показывает корректную динамику отборов и пластового давления.
Текущая настройка kH, продуктивность, энергетика и интегральные отборы представлены ниже (рис. 12–15).

В результате работы мультидисциплинарной группы специалистов и постоянного возврата к исходным данным для перестроения модели удалось добиться высокого уровня соответствия исходным данным. Построенная геолого-технологическая модель имеет высокую сходимость на фактические данные, корректно описывается коллектор в зонах работы скважин и пьезометрического фонда (настройка на параметр kH, продуктивность скважин). Модель показывает корректную динамику отборов и пластового давления.
Текущая настройка kH, продуктивность, энергетика и интегральные отборы представлены ниже (рис. 12–15).