Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение — одно из крупнейших в мире по запасам высоковязкой нефти, которая содержится в 20-метровой нефтяной оторочке пласта ПК₁. Открыто месторождение в 1969 г., в 2000–2002 гг. осуществлен ряд опытно-промышленных работ на пласт ПК₁ и с 2018 г. ведется разработка нефтяной оторочки. Залежь пласта ПК₁ газонефтяная, антиклинальная, тектонически экранированная. В результате подготовки к вводу в разработку нефтяной оторочки была построена геологическая 3D-модель залежи, выполнен подсчет запасов нефти, газа и конденсата.
Ввиду сложного геологического строения месторождения при разработке залежи ПК₁ специалисты столкнулись с целым рядом вызовов и вопросов, связанных с прикладными аспектами повышения прогнозной способности геологической модели, выбором оптимальной глубины проводки горизонтальных стволов для минимизации прорывов газа/воды в добываемую нефть, изучение причин и методов минимизации прорывов воды и преждевременного обводнения добывающих скважин.
Объект исследования в данной работе — залежь пласта ПК₁ Северо-Комсомольского нефтегазоконденсатного месторождения. Цель работы заключалась в выявлении геологических и технологических рисков и выработке мероприятий управления или минимизации рисков по результатам анализа пробуренных скважин при освоении новых участков нефтяной оторочки залежи ПК₁.

Газонефтяная залежь пласта ПК₁ является основным объектом разработки, содержит 74 % извлекаемых запасов углеводородов (УВ) месторождения. В нефтяной оторочке общей толщиной 4–20 м содержится 63 % запасов УВ залежи при пересчете в нефтяной эквивалент, в газовой шапке высотой до 35 м — 37 %.
Нефтенасыщенные толщины не превышают 10 м. Пласт характеризуется высокой фациальной неоднородностью: чередование фаций коллекторов с проницаемостью до 8⋅10^-12 мм² и пористостью до 40 % с фациями неколлекторов с проницаемостью менее 2⋅10^-15 мм² и пористостью менее 24 %. Пласт имеет высокий коэффициент песчанистости, составляющий в среднем в нефтяной части 0,82, отсутствуют зоны глинизации коллектора. Вязкость нефти составляет
0,07 Па⋅с. Высокая латеральная неоднородность пласта и высокая вязкость нефти вызвали необходимость подбора системы разработки с максимальным охватом нефтенасыщенных коллекторов, что успешно решено рядной системой разработки горизонтальными скважинами с длиной горизонтальных стволов (ГС) до 2 000 м и расстоянием между скважинами 150 м.
На площади Северо-Комсомольского месторождения с юго-запада на северо-восток протягивается зона левостороннего сдвига фундамента, которая по отложениям мела и кайнозоя представляет собой систему оперяющих разломов северо-восточного — юго-западного простирания [1]. Разломы секут весь осадочный чехол, по результатам интерпретации геофизических исследований скважин залечены кальцитом. Амплитуда разломов в интервале пласта ПК₁ достигает 90 м.

На первом этапе исследования были выявлены возможные риски при бурении новых скважин на пласт ПК₁, на втором этапе — качественная оценка рисков, разработка и реализация мероприятий минимизации выявленных рисков. Работа по выявлению и минимизации рисков при разбуривании залежи для этого месторождения выполнена впервые. Предложенные меры управления рисками применяются с 2020–2023 гг. Основные результаты работы приведены ниже.

На начальном этапе построения геологической модели (ГМ) основным вопросом является выбор оптимального размера ячейки. Латеральная составляющая ячейки модели определяется расстоянием между скважинами, условиями накопления пласта (размеры фациальных тел), детальностью модели и временем ее расчетов; вертикальная — разрешающей способностью методов геофизических исследований скважин (ГИС) и толщиной моделируемых прослоев (чаще всего коллектора и неколлектора) [2]. Размер ячеек в геологической модели пласта ПК₁ выбран 50×50×0,4 м. Время пересчета ГМ с таким размером ячеек отвечает оперативным задачам: порядка нескольких часов — для геологической модели и 3–4 дня — на одну проектную скважину для подготовки гидродинамической модели. Латеральный размер ячейки 50×50 м — это максимальный размер при расстоянии между ГС 150 м. Высота ячейки 0,4 м позволяет максимально учесть прослои коллектора и оптимизировать время счета модели для оперативных задач, т.к. большинство прослоев коллектора имеют толщину не менее 0,4 м. При выбранном размере ячейки ее объем (50×50×0,4 = 10³ м³) крупнее, чем по теоретическим рассчетам предлагается для использования в рейтинге бурения (25×25×0,2 = 125 м³), но меньше, чем для оперативных задач (100×100×0,3 = 3⋅10³ м³) [3]. Таким образом, был выбран оптимальный размер ячейки геологической модели для рассматриваемого объекта.
Один из основных входных параметров для построения ГМ — это структурная карта кровли пласта. К моменту начала опытно-промышленной разработки использовались два варианта структурных карт кровли пласта ПК₁: построенный методом интервальных скоростей с введением поправок, компенсирующих недоучет статических поправок при обработке (ОАО «ЦГЭ», 2004 г.), и построенный методом средних скоростей (ООО «РН-БашНИПИнефть», 2018 г.).
С целью улучшения прогнозной способности в рамках сопровождения бурения и построения ГМ в 2019 году был построен третий вариант структурной карты с использованием авторского метода. Суть данного метода состоит в том, что изначально отстраивается поверхность газонефтяного контакта (ГНК), затем от нее, используя карту интервальной скорости в газовой шапке, строится структурная карта кровли пласта. Этот вариант принят в качестве основного, используется в ГМ, постоянно корректируется по данным фактического бурения.
При анализе риска неподтверждения структурного плана для новых скважин/кустов предложено проводить сравнение карт, построенных разными методами. Обосновывается это предложение тем, что сейсмический куб сшивался на уровне суммарных кубов, поэтому выбор одного варианта структурной карты с минимальной ошибкой на данный момент ввиду неравномерного разбуривания площади не гарантирует, что такой вариант структурной карты будет лучшим для всех кубов/частей блокового месторождения.
Риск неподтверждения структурного плана минимизируется следующим образом:
1. Прогноз по трем вариантам структурных карт при планировании новых скважин. При отличии разных вариантов на 0–2 м риск признается низким, при отличии на 2–5 м — средним, более 5 м —
высоким.
2. При высоком риске неподтверждения структуры происходит сравнение разных вариантов структурных карт с результатами бурения новых скважин (при их наличии вблизи проектной скважины) и выбор лучшего варианта для прогноза зоны проектной скважины или куста скважин. Если новых скважин в анализируемой зоне нет, то заказчику передается прогнозная глубина пласта в проектной скважине по всем вариантам структурных карт с указанием максимально возможного отклонения глубины кровли пласта от принятой ГМ.
3. Соответствие ГМ и адаптации гидродинамической модели сектора проектной скважины. При бурении скважин в краевых частях залежи и гидродинамическом моделировании для соседних проектных скважин может складываться ситуация невозможности схождения фактических и расчетных параметров работы ближайших пробуренных скважин даже при максимальном прохождении ГС через коллектор. Такая ситуация косвенно свидетельствует о неточности структурной поверхности, т.е. фактически кровля пласта ПК1 проходит выше или имеет более пологое падение. Такая ситуация в рамках проекта была решена ручным исправлением структурной карты в краевой части залежи, что позволило получить качественную гидродинамическую модель сектора, а последующее бурение подтвердило более пологое падение структурной поверхности и правильность ручной корректировки структурой карты.
Анализ риска неопределенности структурного плана показал следующее:

• западный блок месторождения характеризуется низким риском неподтверждения структуры,
• восточный блок имеет более пологое падение крыла антиклинали,
• южный блок характеризуется высокой степенью риска неподтверждения структурного плана.

Высокий риск неподтверждения структурного плана в южном блоке закономерен и объясняется, во-первых, малым количеством разведочных скважин. Во-вторых, для съемок в южной части месторождения характерно наличие ложных структур, потому что не удалось полностью устранить влияние многолетнемерзлых пород, т.к. учет и коррекция влияния верхней части разреза проводились по преломленным волнам. Для съемок западного и восточного блоков месторождения применялась в полном объеме более современная технология учета влияния многолетнемерзлых пород с использованием метода сейсмической томографии, что привело к более точным структурным построениям. Данная проблема может быть решена единой переобработкой куба со сшивкой кубов разных партий на уровне сейсмограмм.

Для анализа риска неподтверждения нефтенасыщенных толщин (ННТ) были рассчитаны три варианта карт ННТ по описанным выше структурным картам. При отличии разных вариантов карт ННТ на 0–1 м риск признается низким, на 1–2 м — средним, более 2 м — высоким.
По результатам анализа выделена крупная площадь в южном блоке с высоким риском неподтверждения ННТ и структурного плана. В этой зоне рекомендовано бурение разведочной скважины, по результатам которой будет принято решение о разбуривании зоны или отказе от бурения куста добывающих скважин, если риски подтвердятся.
Для повышения прогнозной способности происходит постоянное локальное обновление геологической модели залежи.

По мере накопления геологической информации о месторождении взгляд на уровень ГНК менялся. Изначально ГНК предполагался на едином уровне для всей залежи ПК₁.
Позже по скважинам были обоснованы разные ГНК для крупных тектонических блоков (западного, восточного и южного). В результате бурения скважин опытного участка выявлены зоны локального понижения ГНК в пределах крупных тектонических блоков.
Таким образом, проявился риск неподтверждения межфлюидных контактов. По этому риску ранжирование идет на две категории: риск есть или нет. Зонами высокого риска признаны зоны дезинтеграции (350 м) вблизи высокоамплитудных разломов, где наблюдается хаотичная сейсмическая запись и возможно выделение отдельных небольших блоков, и зоны раздвоения фазы отражающего горизонта, приуроченного к ГНК. На месторождениях с мощной газовой шапкой, в том числе на Северо-Комсомольском, по сейсмическим данным можно выделить отражающий сейсмический горизонт, приуроченный к ГНК, который имеет субгоризонтальную форму и на крыльях структуры примыкает к кровле продуктивного пласта. На сейсмических разрезах вдоль фактических скважин с пониженным ГНК было замечено «раздвоение» фазы ГНК (рис. 1).

Минимизируется риск неподтверждения межфлюидных контактов следующим образом:

• ревизия разломной модели, подробнее о которой описано ниже;
• повторно проведен атрибутный анализ, в результате которого по «яркому пятну» выделена отдельная залежь на севере лицензионного участка, в которой ставился высокий риск неподтверждения ГНК. В результате бурения разведочной скважины в этой зоне подтвердилось отличие ГНК от основной залежи;
• анализ сейсмических разрезов вдоль стволов скважин с пониженным ГНК показал эффект раздвоения фазы ГНК, что признано диагностическим признаком высокого риска неподтверждения ГНК.

Прорывы газа из газовой шапки и воды из аквифера при разработке тонких нефтяных оторочек горизонтальными скважинами являются серьезным осложняющим фактором разработки подобных объектов. На Северо-Комсомольском месторождении данная проблема решается комплексно.
Во-первых, для каждой проектной скважины проводится гидродинамическое моделирование с целью выбора оптимальной глубины проводки горизонтального ствола по алгоритму, разработанному в ООО «РН-БашНИПИнефть» [4]. Сохранение различных реализаций ГМ при гидродинамическом моделировании дает возможность получить лучший результат без варианта ручной настройки гидродинамической модели и сокращает время работы с моделью. В случае необходимости возможно применение ручной настройки для получения варианта, наиболее соответствующего фактическим данным разработки. Внедрение алгоритма позволило значительно снизить прорывы газа и воды в добываемую продукцию. С 2022 года все проектные добывающие скважины проектируются с учетом результатов расчета по алгоритму. В результате в течение
180 суток после ввода в работу из 51 пробуренной скважины только на 11 скважинах получены прорывы [4].
Во-вторых, активно применяются автономные устройства контроля притока (АУКП). Высокая вязкость нефти и небольшая высота нефтяной оторочки являются благоприятным фактором использования АУКП. На месторождении 88 % добывающих скважин оборудованы такими устройствами. Фактическая динамика эксплуатации скважин подтверждает целесообразность их применения, т.к. при использовании АУКП наблюдается менее интенсивная динамика роста обводненности, газового фактора и темпов падения дебита нефти. Устройства позволяют выравнивать профиль притока, избегать преждевременного обводнения скважин и прорывов нежелательных флюидов – воды или газа [5, 6].
В-третьих, проведен ретроспективный анализ скважин с прорывами воды, в результате чего выделены два типа прорывов, определены их причины.
Прорыв воды — неконтролируемое внедрение воды в нефтяную оторочку залежи. При возникновении прорывов встал вопрос об определении их наличия: когда считать, что прорыв уже есть, а когда — нет. По результатам статистического анализа скважин с прорывами воды критерием прорыва принят рост обводненности более чем на 28 %. В итоге разработана матрица определения прорыва воды (рис. 2).

Выявлено два типа прорывов. Моментальный — прорыв воды к стволу добывающей скважины, при котором рост обводненности до 99 % происходит за 1–7 суток. Накопленный — прорыв воды к стволу добывающей скважины, при котором рост обводненности до 99 % происходит в среднем
за 2 месяца. Причины прорывов выделены геологические — высокопроницаемые зоны пласта типа разлом или «суперколлектор», и негеологические — подтягивание конуса при системе поддержания пластового давления (ППД). Проведен анализ 24 скважин с прорывами, который показал, что 36 % прорывов приурочено к разломным зонам (рис. 3).

При этом только 1/3 из всех выделенных разломов становятся причиной прорывов. Вопрос прорывов по разломам еще нуждается в изучении, но интервалы явно выделяемых разломов по сейсмическим данным совпадают с интервалами прорыва воды по промыслово-геофизическим исследованиям (ПГИ) в 25–30 % случаев. Для минимизации риска при планировании скважин проводится выделение высокорисковых зон разломов вдоль ГС, в геологических проектах скважин помимо отметки «высокий риск» при пересечении проектной траектории разлома вносится интервал по стволу (±100 м), где выделен разлом.

При анализе быстрого обводнения скважин замечено негативное влияние высокоамплитудных разломов, то есть обводнение скважин при пересечении высокоамплитудных разломов наступает за 1–2 месяца работы. По литературным данным, зона влияния разломов не превышает 500 м [7]. В данном случае выбрана 350-метровая зона высокого риска быстрого обводнения скважин вокруг высокоамплитудных разломов, бурение в пределах которой рекомендовано не проводить. Также рекомендовано не пересекать высокоамплитудные разломы, уменьшить длину ГС, чтобы они не заходили в 350-метровую зону вблизи этих разломов. По результатам работы внесены изменения в проектную сетку скважин с корректировкой длин ГС вблизи высокоамплитудных разломов, что позволило сократить случаи быстрого (1–2 месяца) обводнения скважин.
Помимо негативной роли разломов в обводнении скважин, они могут быть зонами поглощения бурового раствора, а ошибки в местоположении разломов могут стать причинами неготовности буровой бригады к осложнениям при бурении через разломы, вынужденного бурения боковых стволов вследствие невозможности купирования поглощений бурового раствора в основном стволе. Для минимизации рисков описанных происшествий необходимо иметь максимально точную разломную модель. Для этого проведена ревизия разломной модели с применением всего современного арсенала методик [7–9]. Для трассирования основных сдвигов и осложняющих кулисообразных разломов рекомендуется использовать:

• корреляцию по кросслайнам и инлайнам временного куба;
• корреляцию по произвольным сечениям вкрест простирания кулис;
• набор карт атрибутов (Variance, Ant tracking, dip deviation, RMS амплитуд);
• седиментационные и горизонтальные слайсы;
• кубы, построенные с использованием искусственного интеллекта;
• увязка полученной разломной модели с материалами бурения скважин, пересекающих разломы.

Помимо ревизии схемы высокоамплитудных разломов при составлении геологических проектов скважин проводится анализ вдоль проектной траектории на предмет пересечения малоамплитудными разломами ствола скважины. По результатам анализа при наличии явных признаков разлома по сейсмическим данным в проект скважины вносятся изменения — в интервалах предполагаемых нарушений используется заканчивание глухими трубами (без АУКП). Также буровую бригаду предупреждают о возможном поглощении бурового раствора в зоне разлома.
Со времени уточнения схемы разломов не было ни одного серьезного осложнения при бурении в виде неконтролируемого поглощения бурового раствора, т.к. буровые бригады оповещаются заранее и готовы к пересечению разломных зон.