На сегодняшний день большая доля разрабатываемых месторождений Западной Сибири находится на завершающей стадии разработки, характеризующейся низкими темпами отбора нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Как правило, история разработки таких месторождений насчитывает несколько десятков лет, в течение которых происходит множество изменений в подходах к извлечению нефти со сменами систем разработки и применяемыми методами увеличения нефтеотдачи. Процесс адаптации применяемых методов выработки запасов к изменяющимся условиям, возникающим по мере истощения нефтяных залежей, позволяет поддерживать эффективность разработки таких месторождений. При этом отмечается, что каждый новый этап требует нарастающих усилий по воздействию на остаточные подвижные запасы, поскольку структура их локализации неуклонно ухудшается. Особым вызовом при разработке зрелых месторождений является не только поддержание уровней добычи нефти, но и локализация остаточных извлекаемых запасов для проведения мероприятий, позволяющих вовлечь ранее недренируемые запасы. В статье представлен анализ одного из месторождений, находящегося на поздней стадии разработки, на котором появилась необходимость оптимизации процесса добычи в связи со снижением эффективности разработки по причине роста обводненности и постепенного выбытия фонда скважин, что в подобных условиях зачастую приводит к рассмотрению вопроса о его консервации. Целью исследования является поиск путей локализации запасов и определения методов их извлечения для объекта с высокой степенью выработки. Авторами предложен подход к повышению рентабельности за счет комплексного подхода к усовершенствованию разработки объекта, заключающегося во всестороннем анализе промысловой информации, детальном пересмотре геологического строения, уточнении результатов моделирования, а также выборе способа интенсификации притока [1–3]. В результате выполненного анализа и реализации программы геолого-технических мероприятий уточнена локализация недренируемых запасов и повышена степень их вовлеченности в разработку. Практической значимостью рассмотренного проекта является не только повышение уровня добычи нефти и рентабельности разработки Северо-Салымского месторождения, но и возможность тиражирования описанных подходов и полученного опыта на другие месторождения региона со схожим геологическим строением.

Северо-Салымское месторождение было открыто в 1978 году, введено в эксплуатацию в 1982 году. В процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения была установлена нефтеносность в пластах АС¹₁₁, БС₆, БС_7-8, а также в отложениях баженовской и тюменской свит. Далее в работе рассматривается только пласт БС_7-8, выделенный в самостоятельный эксплуатационный объект, основные геолого-физические характеристики которого представлены в таблице 1.

Пласт БС_7-8 приурочен к песчано-алевролитовым отложениям ахской свиты готерив-баремского яруса. В кровле развит довольно монолитный песчаный пласт, к своду его эффективная нефтенасыщенная толщина увеличивается до 8–10 м, в периферии уменьшается до 4 м. Нижняя часть пласта представлена частым чередованием песчаников и глин. В редких случаях пласт замещен глинистыми разностями. Из данных таблицы 1 видно, что пласт в целом характеризуется высокими значениями фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), а пластовая нефть — высокой подвижностью. В процессе разработки первым этапом было разбуривание объекта по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м, по мере организации заводнения система трансформировалась в трехрядную, затем выполнялось постепенное уплотнение за счет бурения скважин и боковых стволов с достижением плотности сетки 20 га/скв. Сформированная система разработки показала высокую эффективность и позволила достичь фактического значения коэффициента извлечения нефти (КИН), равного 0,312 д.ед. На момент проведения исследования объект характеризовался снижающимся уровнем добычи и средним дебитом нефти, который составлял 2,9 т/сут, а также высокой обводнённостью продукции, составляющей 96 %. Действующий фонд, включающий добывающие и нагнетательные скважины, снизился относительно максимального на 45% по причине выбытия скважин из-за нерентабельности эксплуатации. В указанных условиях рентабельный срок дальнейшей разработки объекта составлял менее трех лет, что требовало проведения детального анализа дальнейших перспектив разработки объекта.

Первым этапом формирования программы повышения эффективности разработки является оценка наличия недренируемых запасов. В качестве отправной точки по локализации застойных зон была выполнена детализация геологического разреза. Комплекс работ включал в себя переинтерпретацию исторических результатов интерпретации геофизических исследований скважин (ГИС) и проведение внутрипластовой корреляции.
Согласно клиноформной модели строения неокома центральных районов Западной Сибири, в пределах территории Среднего Приобья выделен ряд субрегиональных клиноциклитов. Клиноциклиты являются телами крупных трансгрессивно-регрессивных седиментационных циклов, образовавшихся в результате колебаний уровня моря и бокового заполнения относительно глубоководного морского бассейна. В структуре каждого клиноциклита выделяются две части – нижняя и верхняя.
Формирование пласта БС_7-8 связано с мелководно-шельфовыми отложениями, относящимися к ундоформной стадии седиментации верхней части Сармановского клиноциклита. Внутри пласта выделен ряд более мелких циклитов, прослеживание которых было положено в основу корреляции внутреннего строения пласта БС_7-8. Общим для всех образующих пласт циклитов является единая перекрывающая поверхность глин, образовавшаяся в результате региональной трансгрессии моря. Эта поверхность принята за основной репер при проведении внутрипластовой корреляции. По площади залежи выделены три поверхности напластования, соответствующих смене циклитов, формирование которых происходило по мере отступления моря в западном направлении [4].
В западной части месторождения, где в разрезе одной скважины могут присутствовать до трех циклитов, границы смены циклитов и их углы наклона достаточно хорошо выделяются в разрезе скважин, что иллюстрирует палеопрофиль по пласту БС_7-8 на рисунке 1. Однако существуют участки с неполным вскрытием разреза пласта БС7-8, что осложняло проведение внутрипластовой корреляции [5, 6].

В восточном направлении месторождения границы между циклитами имеют тенденцию к уменьшению общей толщины пропластка и постепенному выклиниванию. Западная часть месторождения представляла собой нижнюю террасу относительно более приподнятой восточной части. На эту террасу и откладывались песчаники, смываемые с возвышенной восточной части.
В западном и центральном участках основной залежи пласта БС_7-8 выявляются линейные области смены высоких и низких значений толщин и количества прослоев с тенденцией простирания этих областей преимущественно в направлении «юг–север». Области повышенных значений толщин и прослоев указывают на расположение зон одновременного развития двух и более циклитов.
Таким образом, выделяется единый цикл осадконакопления, характерный для пластов прибрежно-морского генезиса, который существующими разбивками пластов по 700 скважинам эксплуатационного и разведочного фонда делится на 3 пропластка: БС_7-1, БС_7-2 и БС₈ с различными уровнями водонефтяного контакта (ВНК) (рис. 2).

• Пропласток распространен в западной части месторождения, в восточном направлении пласт выклинивается.
• В западном направлении общая толщина пласта увеличивается до 40 м.
• Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 4,5 м.
• Пропласток распространен в восточной части месторождения.
• Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 5,4 м.
• В районе скважины хх6 прослеживается баровое тело длиной 1,5 км, шириной 500 м и максимальными нефтенасыщенными толщинами – 14 м.
• Пропласток простирается в восточной части месторождения.
• В западном направлении пласт погружается, и ввиду отсутствия данных ГИС на таких глубинах была проведена условная линия глинизации пласта.
• Пропласток характеризуется низкими нефтенасыщенными толщинами, в среднем – 2,6 м.

Согласно выполненной детализации геологического строения, подошвенная часть разреза, представленная пластами БС_7-2 и БС₈, характеризуется ухудшенными ФЕС. Также можно выделить зоны выклинивания пропластков как обладающих худшими условиями для фильтрации флюидов. При этом следует отметить, что между пропластками отсутствуют флюидоупоры значительной мощности. Таким образом, можно сделать предположение о том, что кровельная часть пласта БС_7-8 является практически выработанной, а наибольшие остаточные запасы могут быть сосредоточены в подошвенной части, а также в зонах выклинивания пропластков.

После детализации геологического строения проводилось уточнение распределения фильтрационных потоков на основе промыслово-геофизических исследований (ПГИ) и данных гидродинамического моделирования (ГДМ).
Оценка результатов ПГИ проводилась как по добывающему, так и по нагнетательному фонду скважин. Примеры выполненных исследований представлены на рисунке 3.

По заключениям ПГИ, и в добывающих, и в нагнетательных скважинах основные работающие интервалы приурочены к кровле пласта БС_7-8. В нескольких добывающих скважинах помимо стандартного комплекса исследований была проведена спектральная шумометрия [7, 8], которая также подтвердила полученные результаты. В целом по пласту коэффициент работающей толщины, представляющий отношение эффективной работающей и вскрытой мощности пласта, составляет 71 %, то есть 29 % эффективных толщин на момент исследования не принимали участия в разработке. Можно заключить, что результаты промысловых исследований в целом подтверждают выдвинутое ранее предположение о том, что в подошвенной части пласта могут находиться недренируемые запасы.
На следующем шаге было проведено уточнение геолого-гидродинамической модели с учетом результатов ПГИ. В результате было получено объемное распределение текущей нефтенасыщенности коллектора, которое также подтверждает наличие застойных зон в подошвенной части, приуроченной к пропласткам БС_7-2 и БС₈. Результаты моделирования представлены на рисунке 4.

Таким образом, можно сделать вывод о наличии потенциала по повышению эффективности выработки путем вовлечения в разработку недренируемых запасов, локализованных в подошвенной части пласта.

При выборе способа вовлечения запасов в разработку учитывались следующие особенности:

• подошвенная часть пласта характеризуется высокой расчлененностью и меньшей в сравнении с кровельной частью проницаемостью;
• между пропластками отсутствуют флюидоупоры большой мощности;
• в большинстве скважин перфорацией вскрыт весь продуктивный разрез пласта.

В связи с указанными выше особенностями рекомендованным способом вовлечения запасов в разработку было проведение гидроразрыва пласта (ГРП) с предварительной повторной перфорацией подошвенной части либо ее дострела в случае, если ранее она не перфорировалась. Проведение изоляционных работ всего интервала перфорации с последующим вскрытием без ГРП подошвенной части не проводилось по причине ожидаемой низкой успешности изоляции цементом из-за большой мощности и сложности ремонта, а также низкого притока по причине ухудшенных фильтрационных свойств пропластков БС_7-2 и БС₈ и отсутствия больших по мощности флюидоупоров между пропластками. Таким образом, целью работ по ГРП было максимальное вовлечение запасов ухудшенной подошвенной части пласта в условиях неизбежного вскрытия его верхней, более высокопроницаемой части.
При выборе участков для проведения ГРП основным критерием была высокая эффективная толщина пластов БС_7-2 и БС₈, а также большая расчлененность разреза. Дополнительно при подборе кандидатов принимались во внимание следующие критерии:

• удаленность рядов нагнетательных скважин с высокой накопленной закачкой;
• работающие согласно заключению ПГИ интервалы добывающих и нагнетательных скважин;
• увеличение плотности остаточных подвижных запасов нефти по данным ГДМ;
• длительность простоя скважин, выведенных из эксплуатации.

Следует отметить, что в процессе анализа работы нагнетательных скважин также оценивалась возможность эксплуатации в режиме автоГРП [9] как дополнительного риска прорыва воды в добывающие скважины. Анализ проводился на основе поиска характерных изменений на графиках Холла [10]. В результате обобщения данных был сделан вывод о том, что нагнетательные скважины эксплуатировались без автоГРП, чему, вероятно, способствовала высокая проницаемость кровельной части пласта БС_7-8.
В результате была сформирована программа проведения ГРП в добывающих скважинах, представленная на рисунке 5.

Программа включает 32 кандидата для проведения ГРП, 19 из которых на текущий момент выполнены. Результаты проведения гидроразрыва приведены в таблице 2.

В таблице 2 введены следующие показатели: Mp — масса пропанта, закачанная в пласт при ГРП, Hf — высота трещины ГРП согласно редизайну, Hэфф — эффективная мощность пласта БС_7-8, Mp/Hэфф — удельная масса пропанта на один метр эффективной мощности коллектора. Согласно результатам, по всем скважинам был получен прирост дебита нефти после ГРП, который в среднем составил 17 т/сут. Также отмечается снижение обводненности продукции в среднем на 2 %, при этом максимально удалось добиться снижения обводненности на 25 %. Масса пропанта варьировалась в интервале от 23 до 74 т, удельная масса пропанта на 1 м эффективной мощности — от 3,1 до 9,5 т/м. Особое внимание следует обратить на показатели работы скважин до ГРП, которые в среднем составляли 1 т/сут по дебиту нефти при обводненности продукции 97 %. В стандартных условиях без проведения углубленного всестороннего анализа проведение ГРП обладает высокими рисками по повышению притока дебита нефти. Для условий рассматриваемого объекта выявленный потенциал по вовлечению запасов нижних пропластков позволил успешно вывести скважины из бездействия и увеличить дебиты нефти по высокообводненному низкорентабельному фонду. Для оценки влияния технологических параметров на эффективность ГРП выполнен расчет коэффициентов корреляции, приведенных в таблице 3.

Полученные коэффициенты не показывают однозначных зависимостей параметров, что связано с влиянием длительной истории разработки на локализацию запасов относительно начального распределения. Однако можно отметить несколько тенденций, на основе которых можно сделать некоторые выводы:

• увеличение массы пропанта способствует увеличению дебита жидкости, но при этом данная связь отсутствует при анализе удельной массы, что может говорить о влиянии других факторов;
• отмечается прямая средняя степень связи между удельной массой пропанта и стартовой обводненностью, а также обратная средняя связь со стартовым дебитом нефти.

На основе двух описанных корреляций сделано предположение о том, что при увеличении закачки пропанта происходит преимущественное развитие трещины ГРП в верхней высокопроницаемой выработанной части пласта, что способствует росту отборов воды. Снижение удельной закачки пропанта способствует росту стартового дебита нефти, то есть увеличению вовлеченности недренируемых запасов в подошвенной расчленённой части пласта, приуроченной к пропласткам
БС_7-2 и БС₈. Распределение стартовых дебитов нефти в зависимости от удельной массы пропанта приведено на рисунке 6.

Полученные коэффициенты не показывают однозначных зависимостей параметров, что связано с влиянием длительной истории разработки на локализацию запасов относительно начального распределения. Однако можно отметить несколько тенденций, на основе которых можно сделать некоторые выводы:

• увеличение массы пропанта способствует увеличению дебита жидкости, но при этом данная связь отсутствует при анализе удельной массы, что может говорить о влиянии других факторов;
• отмечается прямая средняя степень связи между удельной массой пропанта и стартовой обводненностью, а также обратная средняя связь со стартовым дебитом нефти.

На основе двух описанных корреляций сделано предположение о том, что при увеличении закачки пропанта происходит преимущественное развитие трещины ГРП в верхней высокопроницаемой выработанной части пласта, что способствует росту отборов воды. Снижение удельной закачки пропанта способствует росту стартового дебита нефти, то есть увеличению вовлеченности недренируемых запасов в подошвенной расчленённой части пласта, приуроченной к пропласткам
БС_7-2 и БС₈. Распределение стартовых дебитов нефти в зависимости от удельной массы пропанта приведено на рисунке 6.