Доля легкоизвлекаемых запасов неуклонно сокращается, что привело к повышенному интересу недропользователей к разработке трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ). В данной статье рассматриваемым авторами объектом является низкопроницаемый коллектор, разработка которого, как правило, связана с бурением протяженных горизонтальных скважин (ГС) с многостадийным гидроразрывом пласта (МГРП). Многостадийный гидроразрыв пласта (МГРП) в горизонтальных стволах (ГС) в настоящее время стал одним из наиболее востребованных и широко распространенных вторичных методов интенсификации добычи углеводородов из коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. МГРП позволяет в одной пробуренной горизонтальной скважине провести несколько полноценных ГРП, за счет чего происходит интенсификация притока, обеспечивается максимальный охват, вырабатываются ранее не дренируемые зоны, снижается влияние расчлененности коллектора на разработку. По сравнению с вертикальными скважинами данные скважины характеризуются лучшими показателями работы, большими значениями удельной добычи, более высокими темпами отборов, что в целом делает их более экономически привлекательными.
Разработка низкопроницаемых коллекторов имеет ряд хорошо известных проблем: низкие дебиты добывающих скважин, малая приемистость нагнетательных скважин, низкая эффективность или неэффективность системы поддержания пластового давления и т.д. Так как доля ТРИЗ в портфелях недропользователей стремительно растет, то ведется активная работа по разработке оптимальных технологий проведения гидроразрыва пласта (ГРП). Совершенствуются жидкости и химия ГРП, процедура проведения, элементы конструкций и т.д., что позволяет на сегодняшний момент делать трещины ГРП более длинными и охватывать большие зоны пласта выработкой [14].
На сегодняшний день перед инженерами стоит ряд вопросов, которые направлены на контроль разработки низкопроницаемых коллекторов. К методам контроля разработки относятся как гидродинамические (ГДИ), так и промыслово-геофизические исследования (ПГИ) скважин. Основная проблематика таких исследований в условиях разработки низкопроницаемых пластов при заканчивании ГС с МГРП заключается в сложности конструкции скважин, что приводит к расслаиванию потока и влияет в основном на результаты ПГИ, так как датчики измерения камерного типа, и в результате могут возникать существенные погрешности при интерпретации. Ухудшенные фильтрационные свойства пласта в основном влияют на длительность выхода на поздний псевдорадиальный режим течения. Кроме того, отсутствие фрезерования после процедуры ГРП приводит к непроходимости прибора ПГИ к забою скважины и, как следствие, невозможности корректно оценивать профиль притока, так как не все порты охватываются исследованиями.
Кроме того, высокая стоимость строительства ГС с МГРП диктует необходимость тщательно подходить к этапу проектирования и контролю эффективности проведения ГРП.
Помимо оценки геометрических и проводящих характеристик техногенных трещин и их вклада в продуктивность скважины, а также принятия оперативных решений по управлению работой скважины, стратегической целью исследований в системе промыслово-геофизического контроля является получение информации, позволяющей в совокупности с другими геолого-промысловыми данными сформировать достоверные представления о системе «продуктивный пласт — трещина ГРП — скважина», обеспечить детализацию цифровых моделей месторождения для мониторинга разрабатываемого объекта и уточнения стратегии разработки.
Одними из актуальных вопросов при проектировании разработки низкопроницаемых коллекторов являются моделирование и адаптация фактических скважин для принятия решений по формированию бизнес-кейса для всего ассета. Важным элементом является прогнозная способность модели, на основе которой происходит экономическая оценка проекта. Таким образом, использование промыслово-геофизических и гидродинамических исследований позволит увеличить качество моделей, а также эффективно принимать решения по повышению рентабельности разработки.
Выше поставленные вопросы требуют детальной проработки и разработки комплексного подхода как к оценке свойств пласта, трещин ГРП, так и к оценке эффективности применяемых технологий ГРП на низкопроницаемых объектах.

Анализ, представленный в текущей статье, приведен для Ачимовских отложений одного из участков Пур-Тазовской нефтегазоносной области (НГО) Западно-Сибирского бассейна [5]. Объект разработки характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами, что требует интегрированных решений при разведке и разработке данных отложений [3].
Отличительными особенностями развития ачимовских клиноформных тел на Тазовском полуострове являются высокий этаж опесчанивания (до 400 м от баженовской свиты), большая суммарная эффективная толщина песчаных пластов при крайне высокой неоднородности разреза. По анализу ближайших месторождений-аналогов средний коэффициент песчанистости составляет 0,24 и лежит в диапазоне от 0,1 до 0,4. Стоит также отметить, что в данной области клиноформы практически везде взаимно перекрывают друг друга [3]. Пористость и проницаемость у этих отложений вследствие плохой сортировки обломочного материала ниже, чем у неокомских покровных пластов. Коэффициент пористости варьирует в пределах 0,11–0,16, а коэффициент проницаемости изменяется от 0,096 до 10 мД, при среднем значении 0,3 мД. Локальные зоны улучшенных свойств связаны с проксимальными зонами конусов выноса, а также с отложениями подводящих каналов турбидитов. Продуктивные пласты сложены мелкозернистыми, крепкосцементированными, аркозовыми песчаниками с глинистым или глинистокарбонатным цементом.
Диапазон проводимости для данной зоны — kh (k — проницаемость, h — эффективная толщина пласта) может составлять 0,1–0,15 мкм²⋅м в районах аккумулятивных прирусловых валов, что существенно ниже относительно свойств вмещающих пород (до 0,55 мкм²⋅м). При этом дебиты добывающих скважин, вскрывших указанные отложения, могут иметь не столь значимые отличия — соответственно 60–70 и 100–120 т/сут. [8].
Ловушки чаще являются литологически экранированными и приурочены к песчаным конусам выноса в пределах фондаформенной части пласта, величина глинистой перемычки между отдельными лопастями крайне не выдержана ввиду вышеупомянутых сложностей геологического строения и может варьироваться от первых сантиметров до десятков метров [2, 12]. Залежи углеводородов (УВ) имеют аномально высокие пластовые давления с коэффициентом аномальности 1,5–1,8. Установлено различие пластовых давлений в разных мегалинзах на одних и тех же глубинах, достигающее 8–10 МПа [1].
Анализируемое месторождение по компонентному составу отнесено к нефтегазонденсатным (НГКМ).

Основными задачами методов контроля разработки являются оценка фильтрационно-емкостных свойств коллектора, геометрических параметров трещин ГРП, пластового давления, качества вскрытия пласта, локализация портов ГРП, количественная оценка доли притока из каждого порта, работающей длины ГС, количества работающих портов и т.д.
Фокус промыслово-геофизических исследований (ПГИ) направлен на оценку количества работающих портов, а также на количественную оценку профиля притока на дату проведения исследований. К основным методам ПГИ, эффективно работающим в ГС с МГРП, относятся шумометрия, расходометрия и термометрия скважин. Однако спектральная шумометрия скважин не позволяет получать количественные оценки профиля притока, есть только возможность на качественном уровне оценить интервалы притока. Основной проблематикой механической расходометрии скважин являются низкие дебиты, которые не позволяют датчику работать корректно. Проблематикой термометрии является сложность диагностики профиля притока без контрастных температурных аномалий, в том числе за счет сложного температурного
фона [6, 11, 13].
Кроме того, не всегда проводится фрезерование седел ГРП, что препятствует свободному прохождению прибора ПГИ к забою скважины, вследствие чего часть портов ГРП
не охватывается исследованием.
Фокус гидродинамических исследований (ГДИС) скважин направлен на оценку энергетического состояния пласта, ФЕС, качества вскрытия, геометрических параметров трещин ГРП, работающую длину ствола скважины, уточнение геологического строения. Однако выход на поздний псевдорадиальный режим течения для коллекторов с проницаемостью ниже 1 мД начинается примерно через год. В предыдущих работах авторов [7, 9, 10] приведено подробное описание обновленного подхода к обработке ГДИС, основанного на оценке инвариант по ранним режимам течения. Отметим, что сформированный подход имеет неопределенность по количеству работающих портов. Авторами развивается методика обработки термических исследований скважин, проведенных после недлительной отработки скважины после ГРП с целью оценки стартового профиля притока [11]. Данный профиль притока характеризует те трещины ГРП, которые промылись и подключились к фильтрации, что позволит корректно проводить оценку геометрических параметров трещин по ГДИС.

Основная роль промыслово-геофизических исследований (ПГИ) в горизонтальных стволах с многостадийным ГРП состоит в количественной оценке профиля притока. Эта информация необходима для индивидуальной оценки параметров каждой из работающих трещин и дренируемых ими локальных областей пласта.
В условиях аномально низкой проницаемости коллектора результативность классических подходов к проведению и интерпретации ПГИ резко падает, прежде всего из-за невозможности использования для оценки индивидуальных притоков из работающих трещин механической расходометрии. В последнее время в качестве альтернативы расходометрии все чаще используется термометрия скважин.
Наиболее востребованной технологией термических исследований при решении данной задачи являются измерения, проводимые непосредственно после запуска скважины или периода ее стабильной эксплуатации.
Информативность термометрии тем выше, чем более контрастно фоновое температурное поле, существовавшее в скважине до запуска. В горизонтальной скважине с многостадийным ГРП в условиях низкопроницаемого коллектора авторами выделено две наиболее благоприятные для проведения термических исследований ситуации, когда в низкодебитных ГС информативность термометрии будет максимально высокой [6].
Благоприятным для проведения ПГИ является период времени непосредственно после ГРП, когда в стволе формируются контрастные локальные аномалии охлаждения в интервалах образования трещин. Типовые термограммы применительно к данному случаю приведены на рисунке 1а. Кривая синего цвета характеризует фоновое тепловое поле с контрастными аномалиями охлаждения в зонах инициализации трещин ГРП. С началом притока фоновые профили температуры деформируются (кривая красного цвета на данном рисунке).

Аналогичное поведение термограмм наблюдается в длительно работающей скважине. В этом случае аномалии охлаждения пласта ГРП успевают релаксировать, но поступающий из пласта флюид сильно охлажден дросселированием притекающей в ствол смеси углеводородов с аномально высоким газосодержанием. Пример подобной ситуации представлен на рисунке 1б. Сплошная кривая синего цвета на этом рисунке указывает на стабильное фоновое тепловое поле после ГРП, когда охлаждение закачкой отсутствует. Пунктирная синяя кривая соответствует температуре охлажденной газожидкостной смеси, притекающей из работающих портов. Красная кривая характеризует термограммы в работающей скважине.
В обоих рассмотренных случаях профили изменения температуры в стволе действующей скважины имеют схожую форму. В интервалах притока формируются аномалии калориметрического смешивания, а тепловое поле между портами ГРП испытывает существенное влияние теплообмена движущегося по стволу потока флюида со вмещающим массивом горных пород.
Вследствие этого в интервалах вне работающих портов ГРП наблюдается характерное экспоненциальное распределение температуры по длине ствола, зависящее от интенсивности движущейся по стволу жидкости или газожидкостной смеси. Эта зависимость является основой одного из базовых методов количественной оценки доли порта ГРП в притоке. Данный метод предполагает сопоставление термограммы в действующей скважине с фоновой, полученной непосредственно перед запуском скважины или в период длительной статики.
Наиболее благоприятными для реализации подобного подхода являются условия горизонтальной скважины с многостадийным ГРП, где порты разделены протяженными неработающими интервалами.
В сложных случаях для количественной интерпретации термограмм используют термомоделирование.
Экспрессная оценка доли пластов в притоке предполагает сопоставление термограммы в действующей скважине с фоновой кривой с поинтервальной оценкой величины нормированного коэффициента теплоотдачи «В», зависящего от объемного расхода движущегося в стволе флюида [6, 11, 13].
Данный подход можно реализовать как дифференциальным способом, так и интегральным. Дифференциальный способ оценки имеет высокую информативность для низкодебитных скважин [6,11,13]. Он состоит в снятии отсчетов по термограмме T(∆Hi) и геотермограмме TГ(∆Hi) и определении по термограмме производной

на произвольной глубине ∆H = ∆Hi между работающими пластами. Значение параметра «В» рассчитывается по формуле (1):

Интегральный площадной способ заключается в оценке расхода в интервале между работающими пластами по формуле:

B=S/∆T, (2)

где S — площадь между термограммой и фоновой температурной кривой в интервале обработки, ΔT — разность отсчетов по термограмме в данном интервале.

Основным негативным фактором, влияющим на точность расчетов, является отсутствие надежной априорной информации о тепловых свойствах заполнителя ствола скважины и вмещающего массива горных пород.

На рисунке 2 иллюстрируется принцип оценки дебитов из каждого интервала интегральным методом для случая притока жидкости (синяя кривая) и притока газа (красная кривая) [6].

В рамках работ по анализу потенциала разработки Ачимовских отложений на анализируемом месторождении перед авторами стояла задача моделирования профиля добычи горизонтальной скважины с проведенным на ней многостадийным ГРП.
На выбранной скважине для анализа проведены промыслово-геофизические исследования, включая разновременные замеры термограмм. Исследования выполнены после непродолжительной отработки скважины после ГРП, что сохранило охлажденный температурный фон и повысило информативность исследований.
Целью исследования являлось определение профиля притока, а также источника обводнения в интервале хвостовика эксплуатационной скважины. Исследования проведены в режиме фонтанирования и остановки с использованием комплекса методов определения притока-состава аппаратурой Гео + модуль состава ГЕО-МСТ в комплексе со спектральной шумометрией SNL.
На рисунке 3 приведены результаты промыслово-геофизических исследований моделируемой горизонтальной добывающей скважины.

В первом столбце приведена колонка глубин, второй столбец приводит конструкцию скважины, третий столбец характеризует замеры гамма-каротажа (ГК) и локатора муфт (ЛМ),
четвертый столбец включает в себя исследования термометрией скважин и является наиболее интересным для авторов (ТМ), в пятом столбце отражены результаты
барометрии (БМ), в шестом столбце — кривая термоанемометра (РТ), в седьмом столбце — кривые влагометрии (ВМ) и в восьмом столбце — результаты замеров резистивиметром (РЗ).
По показаниям термометрии можно выделить основные интервалы притока, а также приток с глубины остановки приборов. Ярко выраженные аномалии на термограмме, зарегистрированной непосредственно после окончания ГРП, соответствуют портам, поглотившим рабочую жидкость гидроразрыва. В интервале каждого порта можно заметить аномалии охлаждения, связанные как раз с закачкой охлажденного флюида в пласт в процессе проведения ГРП.
Основной приток (до 64 %) получен из центральной части ствола (муфты ГРП № 3, 4 и 5).
В интервале муфты ГРП № 4 формируется контрастная аномалия охлаждения в статических и динамических режимах, не исключается сформированная аномалия, связанная с ранее проведенными работами по ГРП. По методам определения состава при фонтанировании выше глубины 4 515 м отмечается изменение состава, что, предположительно, связано с притоком газа. Порт № 3 является наиболее интересным с точки зрения информативности результатов термометрии, в котором диагностируется контрастный прорыв газа, что стало одним из ключевых подтверждений насыщения коллектора на данной глубине. Дело в том, что скважина пробурена в отложениях с околокритическим типом флюида, на объекте высокий газовый фактор и система разработки еще не сформирована. Диагностика газового пропластка позволила уточнить дальнейшую схему эксплуатации объекта. В интервале порта № 4 формируется положительная термоаномалия, связанная с притоком жидкости, в том числе и УВ. Из порта № 5 получен преобладающий приток УВ (увеличение содержания легкой компоненты в стволе скважины).
Пяточная часть (муфты ГРП № 7 и 6) работает слабо, получено до 16 % от общего дебита. Так, на планшете отмечается, что верхний 7-й порт практически не работает, он был последним в процессе проведения ГРП, и, возможно, на момент проведения исследования еще не произошла очистка трещины. Работа портов № 6 и 7 выделяется по комплексу методов, состав притока не оценивается. Интересно отметить, что в интервале порта № 6 по результатам термометрии диагностируется сильный разогрев. Это связано с тем, что данная область пласта выделяется аномально высокой энергетикой. Повышенное пластовое давление обеспечило более интенсивное по сравнению с другими интервалами поступление жидкости в скважину при создании депрессии, тем самым создавая эффект повышения температуры за счет эффекта трения.
В процессе эксплуатации скважины влияние ГРП быстро нивелируется. Но термометрия сохраняет информативность благодаря высокому содержанию газа в поступающей в ствол газожидкостной смеси, что приводит к ее интенсивному охлаждению при депрессии.

Отметим, что интервалы двух портов в носочной части скважины не были охвачены исследованиями, однако динамика температуры в стволе на глубине текущего забоя позволяет уверенно диагностировать приток из этой части ствола (с глубины текущего забоя получено до 20 % от общего дебита, преимущественный приток воды). Выделенные интервалы по термометрии коррелируют с показаниями спектральной шумометрии. Явных признаков нарушения герметичности колонны хвостовика и НКТ не отмечается.
Авторами выдвинута гипотеза, что объединение трех средних портов связано с возникновением зоны трещиноватости (SRV), что и было использовано при адаптации модели. Однако авторам предстоит выяснить на основе баротермического моделирования особенности поведения термограмм как при возникновении высокопроводящей зоны, так и при межпортовых перетоках.

Объект разработки, как отмечено выше, относится к группе ачимовских пластов, представлен терригенными коллекторами, развитой трещиноватости не выявлено, характеризуется низкими фильтрационно-емкостными свойствами, реализована модель коллектора одинарной пористости и проницаемости. Состав добываемого флюида — нефть, вода, растворенный газ, используется модель черной нефти (BlackOil). Объект характеризуется повышенным коэффициентом аномальности пластового давления.
Построение гидродинамической модели производилось в программном продукте tNavigator компании ИРМ. При построении и адаптации на данные отработки скважин использовался «Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений» 2000 г. и «Методические указания по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений» ОАО «ВНИИОЭНГ» 2003 г.
Одним из широко применяемых вариантов моделирования трещин ГРП в гидродинамических симуляторах является способ, когда в скважине помимо обычных перфораций скважине задаются виртуальные перфорации с параметрами геометрии трещин (полудлина, высота, раскрытость, направление) и фильтрационными характеристиками (проницаемость трещины, множители продуктивности, характеристики зоны влияния трещины и пр.). Данные параметры для каждой стадии ГРП, как правило, собираются специалистом-гидродинамиком из инженерных отчетов. Основным плюсом такого варианта задания является долгий опыт его применения в моделировании и высокая, относительно методов измельчения сетки или подгрузки файлов трещин из специализированных ПО (КиберГРП и др.), скорость расчетов. Авторами статьи в рамках работы был реализован данный способ задания трещин (с использованием ключевого слова FRACTURE_SPECS), также в целях повышения точности околоскважинного моделирования в районе скважины задавалось локальное измельчение декартовой сетки (с использованием ключевого слова CARFIN). Общий вид сектора гидродинамической модели (ГДМ) в зоне интереса с расположением ГС с многостадийным ГРП (7 портов) приведен на рисунке 4.

В базовом варианте модели в качестве инструментов адаптации скважины к истории работы использовались настройка относительных фазовых проницаемостей для воспроизведения динамики обводненности и подбор функции деградации трещин ГРП для настройки на фактические забойные давления. Основные характеристики для задания параметров трещин брались из инженерных отчетов по ГРП с учетом геомеханических свойств пород и приведены в таблице 1.
Отметим, что все стадии ГРП выполнены на водном геле.

Результат адаптации скважины на основные показатели разработки приведен на рисунке 5. Исторический период работы скважины непродолжительный, что позволило задать посуточно исторические данные с сохранением приемлемого времени расчета модели. Расхождения накопленных и текущих показателей не превышают допустимые пределы.

Сравнение расчетных значений с профилем притока по данным ПГИ в первой итерации показало следующие результаты. По расчету реализации ГДМ без корректировки параметров трещин основной приток (до 64 %), полученный из центральной части ствола (муфты ГРП № 3, 4 и 5), не воспроизводится (относительное расхождение около 50 %). Пяточная часть (муфты ГРП № 6 и 7)
работает значительно лучше факта, получено до 45 % от общего дебита, что является результатом отбора трещины № 7.
Муфты ГРП № 1 и 2, не охваченные исследованиями, воспроизводят оценочный приток с глубины текущего забоя корректно, получено около 20 % от общего дебита. Результаты расчета ГДМ относительно данных ПГИ приведены в таблице 2 и на рисунке 6.

Для настройки работы трещин на данные исследований было принято решение изменять параметры полудлин трещин, их ширины, проницаемости, множители продуктивности, отдельные функции деградации для каждой трещины, а также ширину зоны влияния трещины (стимулированного объема пласта SRV) и множитель проницаемости пласта в зоне влияния. Варьирование высоты трещин в многовариантных расчетах не предполагалось, так как высота трещин по всем предпосылкам значительно превышает толщину коллектора в районе скважины, а ниже- и вышележащие продуктивные пласты находятся на значительном удалении.
Так, для настройки на профиль притока полудлины трещин были изменены до значений, представленных на рисунке 7б. Стоит отметить, что многовариантные расчеты ожидаемо показывают существенное взаимовлияние трещин, при изменении параметров группы трещин происходит перераспределение отборов, в том числе с учетом установленного целевого контроля по добыче жидкости (рис. 7а).

Инструмент настройки позволил получить хорошую сходимость, однако полученные значения для портов № 3, 4 и 5 выглядят маловероятными в текущих предпосылках и с учетом параметров проведенного ГРП. Аналогичный результат показала попытка настройки на профиль притока изменением ширины трещин. Превышающие теоретически достижимые на данной технологии проницаемости трещин показал и расчет с попыткой настройки объемов притока по портам данным параметром. Результат представлен на рисунке 8.

Комбинация данных параметров в рамках одного варианта позволяет произвести настройку объемов притока к трещинам, не выходя за потенциально приемлемые величины значений, однако такой подход имеет несколько равновероятных решений, что не дает однозначного ответа.
Высокой точности настройки на профиль притока удается добиться изменением параметра множителя продуктивности трещин без изменения геометрических характеристик. Результаты представлены на рисунке 9.

Отдельно рассчитывался набор вариантов, где параметры геометрии и фильтрационных характеристик соответствовали инженерным отчетам (базовый вариант), а для настройки на результаты ПГИ принималась не единая функция деградации трещин скважины, а для каждой трещины подбиралась собственная. При этом помимо отборов жидкости в период проведения исследования целевым критерием было сохранение расчетной динамики забойного давления относительно исторических данных. Функция деградации трещин в гидродинамической модели задается ключевым словом FLOWFTBL, данное ключевое слово задает табличные функции зависимости проницаемости от потока (или времени) в модели скважины для задания трещин. Результаты такой настройки представлены на рисунке 10.

Согласно оценке ПГИ приток из трех центральных трещин скважины (до 64 % от общего дебита) фиксируется приборами как суммарный поток, что может свидетельствовать о работе данного интервала как единого ввиду образования зоны динамического влияния проведенных ГРП, что выражено в повышенной трещиноватости и, как следствие, проницаемости участка. Поэтому дополнительно проводилась серия расчетов с заданием ширины зоны влияния трещины (стимулированного объема пласта SRV) и множителя проницаемости пласта в зоне влияния.
Так, ширина зоны влияния трещин для портов № 3, 4 и 5 задавалась равной 50 метрам (при межпортовом расстоянии для данной ГС в среднем около 100 м), а множитель проницаемости пласта в зоне влияния путем многовариантных расчетов установлен равным 10, что дало полную сходимость данных расчета отбора жидкости из данных портов в период проведения исследования с данными ПГИ (64 %). Результат представлен на рисунке 11.

На используемой ГДМ были выполнены сравнительные расчеты для анализируемой скважины в качестве прогнозной, период исторической работы не учитывался. То есть изначально с первого расчетного шага трещинам задавались подобранные ранее характеристики настройки на профиль притока ПГИ. На рисунке 12 представлено сопоставление интегральных показателей разработки для вариантов с базовыми характеристиками трещин, изменением полудлин трещин, изменением зоны влияния трещин и ее проницаемости, а также различными функциями деградации трещин. Прогнозные варианты рассчитывались на период начала 5-го года разработки, что имеет наибольшее влияние на показатели экономической оценки, учитывая отсутствие в районе скважины организованной системы ППД, отсутствие контрастных зон фильтрационно-емкостных свойств, отдаленность контура нефтеносности, демонстрируемые различия (до 30 % в абсолютных величинах) указывают на существенное потенциальное влияние настройки трещин ГРП на повышение прогнозной точности расчетов ввиду распространения трещин в зоны различной насыщенности, фронта нагнетаемой воды, создания зон повышенной проводимости и пр.