В статье «Опыт использования сейсмических данных при настройке пластового давления
в гидродинамической модели» [1] рассматривалась проблема адаптации пластовой энергетики
на пилотном месторождении. При настройке модели наблюдались следующие тенденции: в зонах добывающих скважин расчетное пластовое давление выше фактического, в зоне нагнетательных — ниже, отклонения могли достигать 80 %.
В результате комплексного анализа данных сейсмики и гидродинамических исследований (ГДИ) было выдвинуто предположение о наличии между скважинами фильтрационных границ, ограничивающих объемы дренирования, что влияло на темпы падения пластового давления
в зонах скважин. При введении непроницаемых фильтрационных границ в гидродинамической модели (ГДМ) сходимость по пластовому давлению выросла с 27 до 67 %. Применение такого метода учета фильтрационных границ позволит минимизировать возможные риски при обосновании проектного фонда для данных месторождений и формировании системы поддержки пластового давления (ППД). Задачами данной работы является обоснование возможных фильтрационных границ на изучаемых месторождениях, а также изучение влияния данных границ на показатели адаптации и прогнозирования фильтрационной модели и, как следствие, формирование рекомендаций по системе ППД и ГДИ.

Рассматриваемые месторождения 1 и 2 располагаются рядом с пилотным месторождением. Продуктивными пластами для всех месторождений являются средние юрские отложения Тюменской свиты (пласты Ю2, Ю3, Ю14, Ю24).
С точки зрения геологии образование целевых пластов происходило в одинаковых условиях осадконакопления, поэтому фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) рассматриваемых месторождений схожи. В тектоническом отношении рассматриваемые месторождения приурочены к локальным структурам III порядка (рис. 1), формирование которых продолжалось в юрский
и меловый периоды и сопровождалось серией тектонических нарушений.

Данные тектонические нарушения являются корневыми и идут от фундамента, достигая целевых пластов, что подтверждается сейсмическими временными разрезами, где они уверенно прослеживаются в доюрских интервалах и затухают вверх по разрезу (рис. 2).

Из истории палеотектонического развития изучаемой территории следует, что все структурные элементы контролируются дизъюнктивными нарушениями преимущественно северо-восточного направления. Таким образом, рассматриваемый регион предполагает наличие возможных тектонических нарушений для всех трех месторождений, которые могут являться фильтрационными границами. Как и для пилотного месторождения, при сейсмической интерпретации на территории месторождений 1 и 2 рассчитывался атрибут когерентности,
с помощью которого построены карты когерентности, позволяющие отобразить предполагаемую конфигурацию возможных фильтрационных границ [3]. На рисунке 3 представлена карта атрибута когерентность с нанесением итоговых линий фильтрационных границ. На основе данной карты фильтрационные границы вводились в ГДМ для дальнейшего исследования проблемы.

На месторождении 1 пробурено четыре куста скважин и бурение продолжается. На
месторождении 2 пробурено три разведочные скважины. Фактический и проектный фонд месторождений представлен горизонтальными скважинами с многостадийным
гидроразрывом пласта (МГРП) (рис. 4).

Следует отметить, что исследование рассматриваемой проблемы на месторождении 1
усложняется ввиду реализации фонда горизонтальных скважин: в отличие от пилотного месторождения, на котором весь фактический фонд нагнетательных и часть добывающих скважин являются наклонно направленными (ННС). Горизонтальные скважины месторождения 1 могут пересекать предполагаемые фильтрационные границы [1]. Вследствие этого зоны дренирования скважин не являются полностью изолированными, поэтому результаты ГДИ будут частично информативны или неинформативны вовсе для обоснования фильтрационных границ [2, 4].
Для дополнительной оценки наличия фильтрационных границ принято решение обратиться
к разрезам литологии вдоль горизонтальных скважин, пересекающих предполагаемые фильтрационные границы с целью выявления литологической изменчивости коллектора.
На рисунке 5 представлены литологические разрезы фактических скважин, где в части ствола наблюдается замещение коллектора более плотными породами, что косвенно является подтверждением существования какой-либо границы.

Аналогичный анализ был проведен по всем горизонтальным скважинам, которые, предположительно, пересекают фильтрационные границы. По результатам анализа литологических разрезов горизонтальных скважин фильтрационные границы введены в ГДМ. Произведены расчеты исторического периода для определения влияния фильтрационных границ на результаты адаптации (рис. 6). По результатам расчетов можно сделать вывод, что ввод фильтрационных границ в ГДМ оказал ограниченное влияние на адаптацию пластового и забойного давлений; на обводненность повлиял в сторону незначительного увеличения.

Несмотря на несущественное влияние введенных фильтрационных границ на адаптацию месторождения 1, ввиду небольшого исторического периода, принято решение оценить влияние на прогнозные показатели месторождений 1 и 2, на степень выработанности запасов и эффективности реализуемой системы поддержания пластового давления.
По результатам прогнозного расчета для месторождения 1 наблюдается снижение накопленных показателей через 5 лет: накопленной нефти на 3,2 %, жидкости на 5,4 %, закачки на 10 % и пластового давления на целевом пласте Ю14. Через 100 лет пластовое давление ниже в варианте
с введенными фильтрационными границами (рис. 7), поскольку часть горизонтальных участков добывающих скважин оказалась изолированной от нагнетательных.

Несмотря на несущественное влияние введенных фильтрационных границ на адаптацию месторождения 1, ввиду небольшого исторического периода, принято решение оценить влияние на прогнозные показатели месторождений 1 и 2, на степень выработанности запасов и эффективности реализуемой системы поддержания пластового давления.
По результатам прогнозного расчета для месторождения 1 наблюдается снижение накопленных показателей через 5 лет: накопленной нефти на 3,2 %, жидкости на 5,4 %, закачки на 10 % и пластового давления на целевом пласте Ю14. Через 100 лет пластовое давление ниже в варианте с введенными фильтрационными границами (рис. 7), поскольку часть горизонтальных участков добывающих скважин оказалась изолированной от нагнетательных.

На месторождениях 1 и 2 через 100 лет локализуются невыработанные запасы нефти (рис. 8). Анализ результатов расчетов на ГДМ месторождения 1 с фильтрационными границами позволяет определить районы, в которых необходимо ППД.

В районе скважин 32P-36P-61P (рис. 9 б) наблюдается зона невыработанных запасов. Изолированность переведенной в нагнетание скважины 61P фильтрационными границами приводит к неэффективной закачке и, как следствие, к снижению пластового давления
на скважинах 36P (на 26 атм (20 %) и 29 атм (15 %) на пластах Ю3 и Ю41 соответственно
в сравнении с ГДМ без фильтрационных границ) и 32P (на 50 атм (63 %) и 34 атм (26 %)
на пластах Ю3 и Ю41 соответственно), которая впоследствии отключается. В связи с этим рекомендуется перевести в ППД скважину 36P, а 61P оставить в добыче.
В районе проектной скважины 54P аналогичная ситуация (рис. 9 в). Свести к минимуму риски наличия зон невыработанных запасов и просадки пластового давления позволит ввод нагнетательной скважины с отработкой между скважинами 34P и 54P. В районе скважины 43P ряд добывающих скважин изолирован фильтрационной границей от нагнетательной скважины 40Pr,
в результате в районе скважин на последнюю дату разработки присутствуют остаточные запасы.
В связи с этим, для целей формирования системы ППД, рекомендуется два варианта.
Вариант № 1: бурение и ввод нагнетательной скважины западнее от стоящей скважины 44P. Вариант № 2: перевод в ППД скважины 44Р после длительной отработки.

орождении 2, где наблюдается снижение накопленных показателей нефти и жидкости в среднем
на 8 % и на 9,6 % закачки. Данный факт связан с тем, что добывающие скважины в рассматриваемых районах полностью изолированы от нагнетательных скважин фильтрационными границами. С целью минимизации рисков по невыработке запасов в указанных районах рекомендуется в дальнейшем провести гидропрослушивание, чтобы подтвердить или опровергнуть наличие предполагаемых фильтрационных границ, а также определить степень их проницаемости. В случае подтверждения непроницаемых фильтрационных границ необходимо пересмотреть сформированную систему ППД и учесть рекомендации, приведенные ранее.
Поскольку зоны дренирования скважин не изолированы полностью друг от друга, результаты ГДИ малоинформативны для исследования рассматриваемой проблемы. Однако в зонах пересечения предполагаемых фильтрационных границ с фактическими горизонтальными скважинами наблюдается литологическая изменчивость коллектора по стволу скважины, что косвенно указывает на наличие фильтрационных границ. Прогнозные расчеты по месторождениям 1 и 2 позволили определить потенциальные зоны невыработанных запасов в ГДМ с введенными фильтрационными границами и предложить участки для проведения гидропрослушивания пласта между скважинами, чтобы минимизировать в дальнейшем риски при планировании системы ППД.