Разработка месторождений с нефтяными оторочками малой толщины и наличием активных газовых шапок затрудняется образованием газовых и водяных конусов, зональной неоднородностью пласта, а также риском проникновения газа в область нефтяной оторочки или нефти в область газовой шапки [1].
Оптимальным решением по разработке нефтяных оторочек является бурение горизонтальных скважин (ГС), а для исключения вероятности прорыва газа и обеспечения компенсации отборов ГС необходимо создание барьерного заводнения [1]. Барьерное заводнение предназначено для создания водного барьера, разделяющего запасы нефти нефтяной оторочки и газа газовой шапки, предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и вторжения нефти в газовую шапку. При этом способ заканчивания и размещение нагнетательных скважин зависит от параметров пласта, активности газовой шапки и наличия ниже- и вышележащих объектов разработки.
Выбор рациональной системы разработки является одной из главных задач при проектировании [2]. Оптимальное расположение нагнетательных скважин относительно добывающих ГС позволит не допустить прорыва газа, преждевременного обводнения добывающих скважин и достичь максимальных технико-экономических показателей разработки месторождения.
Разработка верейских отложений Чутырского месторождения осложнена наличием активной газовой шапки и малыми значениями нефтенасыщенной толщины. В таблице 1 представлены основные геолого-физические характеристики верейского объекта Чутырской площади.

Анализ разработки месторождения показал, что на площади имеются участки, не вовлеченные в разработку.
Для определения рациональной системы разработки газонефтяных месторождений с активной газовой шапкой применялся следующий алгоритм:

• подготовлена и создана секторная гидродинамическая модель (ГДМ) верейских и башкирских отложений среднего карбона выбранного месторождения;
• выполнена адаптация модели;
• проведен анализ результатов моделирования;
• проведены многовариантные расчеты в программном комплексе «Rexlab».

Секторная модель выполнена по краевой зоне нефтяной оторочки и включает 315,1 тыс. активных ячеек (рис. 1). Для учета макронеоднородности продуктивных слоев была использована сетка с размерностью 50×50×0,2 м. В модель загружена необходимая для адаптации промысловая информация.

Адаптация 3D-модели производилась посредством модифицирования вида кривых относительных фазовых проницаемостей и зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости.
Полученные результаты адаптации (рис. 2) позволяют сделать вывод, что построенная секторная ГДМ адекватно отражает процессы, происходящие в пласте, и может быть использована для прогнозирования процесса разработки.

В секторной гидродинамической модели рассмотрены рядные системы с различным соотношением добывающих ГС и нагнетательных наклонно-направленных скважин (ННС) (рис. 3).

Для всех систем просчитано разное время отработки нагнетательных скважин на башкирских отложениях с последующим их переводом на поддержание пластового давления (ППД) на верейских отложениях с шагом в 1 месяц: от запуска скважин в ППД без отработки до перевода в ППД через 12 месяцев. При этом также рассматривалось нетипичное расположение скважин ППД (системы 122 и 124). Параметры a и b также были проварьированы для каждой системы с шагом 50 м: от 100 до 300 м для параметра a и от 100 до 200 м для параметра b. Параметр a характеризует расстояние между нагнетательными ННС, а параметр b — расстояние между добывающей ГС и нагнетательными ННС.
Рациональная система разработки выбиралась исходя из соотношения NPV с Га — КИН (рис. 4).

Под NPV с Га понимается NPV, полученный с 1 гектара, занимаемого элементом системы разработки (рис. 3).
По результатам расчета рациональной системой по соотношению КИН — NPV является система 121 с параметром a — 300 м и параметром b — 150 м. Система позволяет достичь максимальных технико-экономических показателей разработки месторождения. На рисунке 5 представлен разрез продуктивного пласта с расположением нагнетательных и добывающих скважин системы 121.

Рекомендуемое время перевода ННС в ППД определялось из соотношения NPV с Га — время перевода. Оптимальным временем перевода, при котором обеспечивается минимальный риск прорыва газа к добывающим скважинам при максимальной выработке нижележащих башкирских отложений, согласно многовариантным расчетам, является 3 месяца (рис. 6).

В результате проделанной работы была определена рациональная система разработки газонефтяного месторождения с оптимальным соотношением и расположением добывающих и нагнетательных скважин. Определено рекомендуемое время перевода ННС в ППД.