Изменение структуры запасов углеводородов (УВ) отмечается во всех регионах нефтедобычи — параллельно с истощением традиционных месторождений растет доля вовлечения в разработку низкопроницаемых и сверхнизкопроницаемых коллекторов. В балансе открытых месторождений такие запасы начинают играть главенствующую роль. Российские компании сегодня нацелены на поиск принципиально новых подходов для решения проблем освоения отложений баженовской свиты, а также нефтяных низкопроницаемых высокорасчлененных коллекторов — аналогов ачимовской свиты. Каждое месторождение, каждый объект в отдельности является уникальным по своей природе, требуя индивидуальной оценки и способов разработки.

На текущий момент разработка нефтегазовых активов Арктики и Восточной Сибири является перспективной и одновременно сложной задачей. Новые открытия позволили значительно увеличить ресурсную базу работающих в регионе вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК). Лицензионными участками на разработку месторождений владеют крупнейшие игроки отрасли — ПАО «НК «Роснефть»,
ПАО «ЛУКОЙЛ», ПАО «Газпром нефть». Дальнейшее развитие нефтедобычи связано с вводом
в разработку пула новых месторождений, в первую очередь на территории Таймыра и севера Красноярского края (Ванкорский, Восточно-Таймырский и Пайяхский кластеры).
В рассматриваемом регионе компанией «Роснефть» запланировано освоение низкопроницаемых коллекторов на уникальных по величине извлекаемых запасов Пайяхском и Западно-Иркинском месторождениях.
Основная задача недропользователя — это поиск баланса между необходимостью внедрения современных капиталоемких технологий для организации эффективного процесса добычи углеводородного сырья (УВС) и максимизации прибыли. При этом на первый план, в условиях больших неопределенностей, выходит безусловная важность реализации обширного комплекса поисково-оценочных работ вкупе с привлечением аналитических методов оценки и прогноза.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) является ключевым параметром при оценке объема извлекаемых запасов при проектировании разработки месторождений. Величина КИН зависит как от геолого-физических, так и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного пласта, проницаемостью пород, распределением по площади эффективных нефтенасыщенных толщин. К физическим факторам также можно отнести соотношение вязкостей нефти и воды. Использование тех или иных технологий разработки и методов искусственного воздействия на пласт является ключевым фактором, влияющим на величину текущей и прогнозируемой нефтеотдачи, а при разработке без воздействия — природный режим залежи, плотность сетки скважин, технология разработки и способы интенсификации добычи нефти.

Метод аналогий является основным для оценки КИН на стадии разведки актива и часто используется при постановке запасов УВ на государственный баланс для новых месторождений, а также при оценке перспектив приобретаемых лицензионных участков.
Как показывает статистика, для низкопроницаемых коллекторов Уральского (УФО) и Сибирского (СФО) федеральных округов средние величины КИН находятся в достаточно широком диапазоне 0,168–0,410, при среднем значении 0,282 (рис. 1).

Согласно сложившейся практике, основным инструментом для прогнозирования конечного коэффициента нефтеотдачи является трехмерная гидродинамическая модель. Кроме того, в обязательном порядке, совместно с расчетом на модели, выполняется аналитическая оценка с использованием статистических, экстраполяционных методов и метода коэффициентов.
Методы подземной гидродинамики, основанные на математическом описании механизма процессов нефтеизвлечения, позволяют учесть влияние особенностей геологического строения и системы разработки каждого эксплуатационного объекта (системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, плотности сетки, режимов нагнетания и отбора и т.д.), физико-химических свойств пластовых и закачиваемых флюидов на прогноз. Расчетная динамика технологических показателей разработки позволяет определить извлекаемые запасы и коэффициент нефтеизвлечения с учетом всех необходимых технико-экономических критериев. Но для новых месторождений, находящихся на этапе изучения, согласно утвержденным «Правилам подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья», КИН, КИГ и КИК, рассчитанные при помощи ГДМ, не являются приоритетными, а рассматриваются как дополнительный инструмент обоснования в рамках подготовки проектов пробной эксплуатации.

Одним из способов прогнозирования является экстраполяционный промыслово-статистический метод характеристик вытеснения, отражающий реальный процесс выработки запасов нефти и основанный на данных по добыче. Но, в связи с отсутствием разработки, на новых залежах он не может быть использован.
Другой метод оценки КИН для новых месторождений, рекомендованный действующей нормативной документацией, — статистические зависимости, исходные данные которых содержат геолого-промысловую информацию о продуктивных отложениях, что дает возможность оценить конечное значение нефтеизвлечения независимо от динамики отборов. Данные методики базируются на зависимостях конечного КИН от определенного набора влияющих параметров для конкретных регионов. При этом необходимо отметить, что все статистические зависимости основаны на данных месторождений с длительной историей освоения (Урало-Поволжье, Башкирия, Азербайджан) и справедливы лишь в условиях, аналогичных тем, на основе которых они получены. Для месторождений Восточной Сибири, учитывая данные ограничения, результаты по данным методикам носят скорее предварительный или оценочный характер.

Ключевым показателем для оценки извлекаемых запасов нефти является коэффициент вытеснения, входящий в формулу коэффициентного метода определения конечной нефтеотдачи. Коэффициент вытеснения (Квыт) характеризует влияние микронеоднородности строения коллектора на эффективность вытеснения рабочим агентом нефти из микрообъема пласта и, по сути, дает представление о потенциальном значении КИН рассматриваемой технологии
нефтеизвлечения с поддержанием пластового давления. Определяют Квыт в соответствии с отраслевым стандартом. При недостаточном для фильтрационных экспериментов количестве керна или его полном отсутствии коэффициент вытеснения оценивается либо по аналогии с соседними месторождениями, либо по аналитическим зависимостям.
Вопросы получения обобщенных зави­симостей Квыт или Кон (коэффициента остаточной нефтенасыщенности) от параметров пластов, а также критерии применения таких зависимостей рассматривались многими авторами [1]. Для низкопроницаемых коллекторов одной из часто используемых зависимостей считаются обобщенные линейные зависимости, полученные на основе фактической информации. Оценкой коэффициентов вытеснения нефти водой для особо низкопроницаемых пластов (ОНПК) в свое время занимались А.Н. Янин, М.А. Черевко, К.М. Паровинчак [2]. Авторами собрана и обработана информация о величинах Кон и Квыт для группы, состоящей из 30 продуктивных пластов нефтяных месторождений Западной Сибири. Рассмотренная выборка данных проходила апробацию в рамках государственной экспертизы проектно-технологической документации на разработку. По результатам проведенного анализа авторами построен комплекс графиков (рис. 2, 3) и получены обобщенные линейные зависимости:
• остаточной нефтенасыщенности (Кон) от коэффициента начальной нефтенасыщенности (Кнн) в виде:

• коэффициента вытеснения Квыт от коэффициента начальной нефтенасыщенности Кнн в виде:

Использование полученных обобщенных зависимостей практикуется для обоснования параметров вытеснения нефти для геологических объектов, соответствующих принятому диапазону проницаемости, в том числе использованы для условий Пайяхского кластера Красноярского края.

На рисунках 4, 5 приведено сравнение величин коэффициента остаточной нефтенасыщенности и коэффициента вытеснения, обоснованных с привлечением собственных исследований керна и величин, рассчитанных с использованием выше указанных зависимостей по низкопроницаемым пластам группы месторождений Западной и Восточной
Сибири. Отметим, что выборка пластов является отличной от использованной авторами для получения зависимостей, что подтверждает возможность применения зависимостей, полученных для ультранизкопроницаемых коллекторов (УНПК) для определения Кон и Квыт новых месторождений на оценочной стадии, в условиях отсутствия собственных лабораторных исследований керна.

Кроме того, Квыт, полученный на основе обобщенных зависимостей, рекомендуется использовать и в качестве проверочного значения при наличии лишь единичных потоковых экспериментов, выполненных на собственном керне. И, в случае значительного расхождения, выполнить анализ причин такого расхождения, т.к. в отдельных случаях параметры исследуемого керна могут быть отличными от типичных по пласту, особенно это касается новых крупных и уникальных месторождений, находящихся на стадии разведки.

В качестве примера, в таблице 1 приведены данные по двум месторождениям, находящимся на стадии оценки, по которым, до проведения собственных исследований керна, значения Кон приняты по обобщенной зависимости.

Для всех коллекторов, особенности гео­логического строения которых снижают эффективность системы поддержания пластового давления (аномально низкая проницаемость, значительный этаж нефтеносности, высокая степень расчлененности, неоднородность по площади и разрезу), требуется изменение подходов для эффективной реализации систем воздействия.
Работы [3, 4] посвящены проблемам формирования рациональных систем заводнения для залежей с низкопроницаемыми коллекторами. На сегодняшний день это самое актуальное направление исследований в связи с массовым вводом в разработку запасов с подобными фильтрационными свойствами. Основным методом разработки, позволяющим ввести в активное освоение и добычу низкопроницаемые коллекторы, является бурение скважин сложной конструкции (горизонтальных, многоствольных, многозабойных), проведение большеобъемных, поинтервальных и многостадийных ГРП. Безусловно, спектр применяемых технологий формируется индивидуально в зависимости от геологического строения залежей. Одним из основных полигонов апробации подходов к разработке низкопроницаемых коллекторов являются ачимовские отложения Приобского месторождения, что позволяет использовать его в качестве базового аналога для перспективных объектов Восточной Сибири. Масштабное внедрение заканчивания скважин с МГРП на Приобском месторождении позволило обосновано повысить прогнозный КИН рассматриваемых пластов до уровня 0,243–0,344 д. ед. Уплотнение системы размещения скважин (расстояние между рядами до 200 м) в сочетании с удлинением горизонтального ствола (до 1 500–2 000 м) также положительно сказывается на эффективности выработки запасов нефти. При этом проектная плотность сетки скважин по объекту АС10-12 достигает 10 га/скв. Опробование и тиражирование технологий бурения горизонтальных скважин с проходкой по пласту от 500 до 1 500 м планируется и на новых месторождениях Восточной Сибири.

Особенности внутреннего строения, степень неоднородности, мощность и литология пласта, обусловленные условиями осадконакопления, свидетельствуют в пользу субширотного направления горизонтальных стволов для обеспечения максимального охвата коллекторов. Направление горизонтальных скважин определено исходя из преимущественного азимута распространения максимального стресса, определенного по результатам комплексной интерпретации параметров азимутальной анизотропии широкоазимутальных сейсмических
данных 3D. Преимущественный азимут направления максимального горизонтального стресса определен 350°–10°.
Актуальным становится и вопрос определения оптимального срока отработки нагнетательных скважин на нефть индивидуально для каждой нагнетательной скважины с целью получения максимальной эффективности. Реакция добывающих скважин на ввод системы ППД в условиях низкопроницаемого коллектора менее выражена, чем в традиционных коллекторах, поэтому добыча нефти при отработке нагнетательных скважин сопоставима с эффектом от применения системы ППД. На сегодняшний день срок отработки нагнетательных скважин на тюменской свите варьируется в широком диапазоне (от 1 до 31 месяца). Решение о переводе в ППД принимается на основе анализа темпов падения добычи нефти, результатов гидродинамического моделирования, а также экспресс-методом, основанным на анализе изменения интенсивности реакции реагирующей скважиной от ввода скважин окружения. Как показала оценка, выполненная для объекта ТРИЗ тюменской свиты, увеличение накопленной добычи нефти получено всего на уровне 2,5 %. В базовом варианте фиксированный срок отработки нагнетательных скважин на нефть составил 6 месяцев, при этом накопленная добыча нефти по исследуемому участку составила 983 тыс. т. В оптимальном варианте срок отработки по каждой скважине был дифференцирован — накопленная добыча нефти составила 1 008 тыс. т [5].

В работе [6] предложена математическая модель, включающая в себя три функциональных элемента пластовой системы (зоны), в каждом из которых поддерживается свое пластовое давление. Балансовые уравнения модели позволяют прогнозировать поведение пластовой системы при известных емкостных и фильтрационных параметрах. С помощью представленной модели выполняется расчет технологических показателей при различном соотношении добывающих и нагнетательных скважин.