Запасы газа туронских отложений на севере Западной Сибири значительны, имеют региональное распространение и могут рассматриваться как резерв для увеличения газодобычи в ближайшей перспективе. При этом туронский газоносный пласт характеризуется значительно пониженными фильтрационно-емкостными свойствами и сложным геологическим строением, что позволяет отнести его запасы к категории трудноизвлекаемых (ТРИЗ).
Имеющийся отечественный и зарубежный опыт показывает, что для достижения эффективности при разработке ТРИЗ необходимы не только создание и применение новых технологий, но и совершенствование методологических подходов. Таким образом, значительно повышаются требования к детальности проработки технико-технологических решений и моделирования процессов газодобычи [1, 2].
С учетом значительной неоднородности свойств туронской залежи как по площади, так и по разрезу одними из наиболее важных вопросов при проектировании разработки таких отложений являются вопросы детального обоснования расположения и оптимальной конструкции (заканчивания) эксплуатационных газовых скважин.
Вопрос определения оптимальных зон взаимного расположения кустов, характеристикой которых является радиус дренирования скважины и охват залежи по площади, в настоящее время проработан. При этом можно рекомендовать в первую очередь алгоритмы, использующие в качестве основы построение карт параметра КН, комплексирующего параметры проницаемости и эффективной толщины залежи (1), с учетом которых выполняется расстановка проектных кустов скважин на площади залежи [3]. Кроме того, целесообразно учитывать схемы расположения существующей на месторождении инфраструктуры при ее наличии.

где dz — высота ячеек модели, м; NTG — параметр песчанистости, д.ед.; k — проницаемость, мДа.
В то же время методология в области выбора и обоснования наиболее эффективной конструкции скважины в настоящее время практически отсутствует. Ввиду недостаточности данных общепринятым подходом при проектировании разработки ТРИЗ является применение однотипных скважин на всей площади залежи, по аналогии с высокопродуктивными отложениями, такими как, например, сеноманские. Такой подход позволяет получить принципиальную технико-экономическую оценку вовлечения рассматриваемых объектов в разработку, но не является наиболее целесообразным с точки зрения эффективности.
Для решения вышеуказанной задачи и практического применения результатов был разработан и апробирован алгоритм, позволяющий обосновать наиболее эффективные параметры фонда эксплуатационных скважин на туронские залежи с учетом фильтрационно-емкостных свойств участков залежи. Принципиальная схема алгоритма приведена на рисунке 1.

Алгоритм предусматривает нижеследующие основные этапы:

1. На первом этапе необходимо определить и обосновать граничные значения режима эксплуатации скважин, включая следующие параметры, но не ограничиваясь ими при необходимости: минимальная скорость на забое скважины, максимальная скорость на устье скважины, максимальная депрессия, максимальный водогазовый фактор.
2. На втором этапе необходимо принципиально определить планируемые к рассмотрению конструкции. В качестве первоочередных вариантов могут быть приняты варианты с горизонтальным заканчиванием, восходящим заканчиванием, вертикальные скважины, многозабойные скважины и варианты с применением методов интенсификации притока, кроме того, выбираются и варианты диаметра насосно-компрессорных труб.
3. Необходимым условием для получения достоверных результатов при выполнении третьего и последующих этапов является применение фильтрационного моделирования на базе гидродинамических симуляторов.

В рамках третьего этапа выполняется обоснование выбора оптимального диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ). Все выбранные в рамках второго этапа варианты просчитываются на геолого-технологической модели. На основании полученных результатов строятся кросс-плоты стартового дебита скважин и скорости газа на забое и устье при различных диаметрах (рис. 2).

С учетом граничных скоростей (минимальная скорость на забое скважины, максимальная скорость на устье), обоснованных на первом этапе, определяются интервалы дебитов туронских скважин, в которых оптимальны колонны того или иного диаметра.

4. На данном этапе в фильтрационной модели залежи с привязкой к проектным кустам скважин выделяются отдельные зоны для последующего отслеживания происходящих в них изменений динамических параметров. Затем проводится расчет прогнозных технологических показателей скважин на долгосрочный прогноз в отдельности по каждому из выбранных вариантов конструкции, после чего в каждой из зон по формуле (2) рассчитывается выработка запасов газа (разница между начальными запасами и запасами на выбранный момент времени) за первые 15 лет разработки.

где Qв — выработка запасов газа; Qн — начальные запасы газа, млн м³; Qт — текущие запасы газа, млн м³; Vпор — поровый объем, млн м³; Sгаз — начальное значение газонасыщенности, д.ед.; Sгаз.т — текущее значение газонасыщенности, д.ед.; Рт, Рн, Ркон — текущее, начальное и конечное давления, МПа; Рат — атмосферное давление, МПа; a — поправка на свойства газа; b — температурная поправка.
Полученная величина сопоставляется с суммарной величиной отбора газа на скважинах соответствующего зоне куста. Такой подход позволяет оценить величину перетока (3)
между зонами, обеспечить достоверную оценку отборов из смежных регионов, а также выделить районы с недостаточной или избыточной продуктивностью. По итогам анализа на основе полученных входных и накопленных показателей по скважинам каждой конструкции определяются наиболее эффективные технологии для каждой зоны в отдельности.

где Q_вn — выработка запасов газа по области куста n, млрд м³; Q_nm — накопленный отбор за период скважины m куста n, млрд м³.
По итогам анализа примера, представленного на рисунке 3, можно сделать вывод, что в данном случае наиболее эффективные технологии для каждой зоны в зависимости от ФЕС различны:

• субгоризонтальные скважины с МГРП актуальны для применения в зонах с наиболее низкими ФЕС, где данное решение позволяет обеспечить приемлемые дебиты;
• восходящие скважины эффективны в зонах относительно высоких ФЕС.

5. Далее, на пятом этапе, с учетом предыдущего шага, аналогично выполняется определение оптимального количества скважин в кусте с учетом степени интерференции скважин (рис. 4, 5). В этом случае оценка зоны дренирования залежи проводится для каждой скважины. Расчет областей дренирования скважин возможно произвести посредством оценки падения пластового давления и выработки запасов на краткосрочном периоде (пятилетний период прогноза) с использованием геолого-гидродинамической модели. При этом для скважин рассматриваемого блока анализ выполняется как при отдельной их эксплуатации, так и с учетом влияния окружающих проектных скважин. На этом же этапе выполняется обоснование количества стадий ГРП, если данный вид мероприятий предусмотрен.

Представленные в примере результаты (рис. 5) подтверждают большую перспективность размещения четырех скважин в кусте в рассматриваемом случае.

6. На шестом этапе выполняется обоснование проходки по пласту для скважин с горизонтальной составляющей ствола. Основная цель данного этапа — определить, какой из рассматриваемых профилей наиболее благоприятен для выноса жидкости и имеет наиболее высокие продуктивные характеристики.
После выполнения кратного числу вариантов профилей количества расчетов на фильтрационной модели производится построение и сопоставление продуктивности (4) в формате индикаторных кривых (рис. 6). Целевой задачей в выполняемом анализе является определение экстремума длины ствола, при достижении которого дальнейшее увеличение проходки по пласту не дает значительного эффекта.

где F — продуктивность, тыс. м³/МПа; q — дебит скважины; тыс. м³; Рпл, Рзаб — пластовое и забойное давления, МПа.

В рассмотренном на рисунке 6 примере анализ индикаторных диаграмм, построенных по результатам расчетов, показал, что наименее продуктивным является вариант ствола с проходкой по пласту 300 м. Увеличение длины ствола до 500 м дает существенный прирост в продуктивности скважины. Однако дальнейшее увеличение проходки по пласту не дает значительного эффекта в сравнении с 500-метровым вариантом ствола.
Итогом реализации этапов алгоритма является обоснование выбора наиболее эффективных параметров фонда скважин для эксплуатации трудноизвлекаемых запасов туронских газовых залежей и в том числе заканчивания.
Пример схемы реализации алгоритма для туронской залежи представлен на рисунке 7.