Задача изучения межскважинных интервалов зрелого месторождения выполнялась с помощью технологии импульсно-кодового гидропрослушивания, которая является модификацией традиционного метода межскважинного гидропрослушивания. Одним из пионеров этого вида исследований был профессор Казанского государственного университета Николай Николаевич Непримеров [1–3], а теоретические основы были заложены в работах [4–9].
В исследовании участвуют одна возмущающая скважина и несколько реагирующих. Благодаря изменению дебита возмущающей скважины в пласте создаются циклообразные изменения давления, которые регистрируются с помощью высокочувствительных глубинных манометров в реагирующих скважинах. Особенностью технологии является создание предварительно спроектированной последовательности циклов запусков-остановок возмущающей скважины (часто называемой «кодом»). Данный специальный «код» позволяет вычленить из записей давления на реагирующих скважинах только ту компоненту, которая скоррелирована с циклограммой кода возмущающей скважины. Именно эта особенность технологии позволяет не останавливать реагирующие добывающие скважины, так как даже на фоне сильных шумов в работающей скважине удается выделить полезный сигнал от возмущающей скважины. Математическая сложность этой технологии исследования заключается в том, что даже в идеальных незашумленных условиях форма кривой давления в реагирующих скважинах не совпадает с формой кривой давления в возмущающей скважине.

Они связаны конволюционно посредством кросс-скважинной переходной характеристики (КПХ), которая неизвестна. Более того, эта КПХ не может быть произвольной и имеет определенные ограничения, накладываемые диффузионным характером вариации давления во времени и пространстве, и опосредованную связь с переходной характеристикой самовлияния возмущающей скважины (ДПХ), а также с КПХ между возмущающей скважиной и другими реагирующими скважинами. Именно поиском связанного набора ДПХ и всех КПХ и занимается специализированный алгоритм импульсно-кодовой декомпозиции (ИКД), реализованный
в ПО «Полигон» [10].
Важно отметить, что импульсно-кодовое гидропрослушивание (ИКГ) не в состоянии восстановить пространственный профиль изменения рабочей толщины пласта и степень его выработки на протяжении всего межскважинного интервала, а дает только одно значение параметра. Равно как ИКГ без привлечения результатов ПГИ не в состоянии разделить характеристики межскважинного интервала по пропласткам в случае, если фильтрация происходит по нескольким гидродинамически не связанным объектам.

ИКГ дает оценку двух чисел, характеризующих межскважинный интервал:

• величины затухания кода при распространении изменения давления от возмущающей скважины к реагирующей скважине;
• временной задержки между циклограммами давления на возмущающей скважине и реагирующей скважине.

Эти два параметра тесно связаны со средне-гидродинамическими значениями величин пьезопроводности и гидропроводности межскважинного интервала.
Понятие «средне-гидродинамический» определяется как величина пьезопроводности и гидропроводности одиночного однородного пласта, который имеет такой же набор ДПХ и КПХ, как полученный в процессе ИКД. В этом смысле модель однородного межскважинного интервала является своего рода гидродинамическим усреднением реальных пьезодинамических свойств пласта в межскважинном интервале.
На практике вычисление и визуализация на карте диаграммы средне-гидродинамических значений величин пьезопроводности и гидропроводности имеют, как правило, оценочный характер с целью быстрого анализа результатов ИКГ и выделения аномальных межскважинных интервалов.

Более популярным и полезным является калибровка гидродинамической
модели (ГДМ) участка ИКГ путем сопоставления всего набора ДПХ и КПХ, полученного в процессе ИКД, с набором автоматически рассчитанных ДПХ/КПХ в ГДМ.
Польза такого подхода заключается в том, что ДПХ/КПХ содержат больше информации, чем средне-гидродинамические значения величин пьезопроводности и гидропроводности. В частности, временные профили ДПХ/КПХ содержат подсказки, что именно надо поправить в ГДМ для адаптации промысловых ДПХ/КПХ, например:

• геологическое строение пласта в районе межскважинного интервала: дренируемый объем пласта, разломы (проводимость, протяженность), активность аквифера, газовой шапки;
• а также осложнения в процессе разработки (подозрение на непродуктивную закачку или добычу воды).

С историей применения метода ИКГ (в англоязычной аббревиатуре PCT – pulse-code testing) в России и за рубежом можно ознакомиться в работах [11–22]. Рассмотрим примеры применения технологии.

В данной работе представлен пример проведения исследования на одном из месторождений Волго-
Уральского бассейна. Месторождение находится на поздней стадии разработки, имеет довольно сложное геологическое строение, с сильной вертикальной и латеральной неоднородностью. Технология ИКГ особенно полезна на подобных зрелых месторождениях, где неясно распределение запасов как по вертикали, так и по латерали. Продуктивный горизонт залегает в районе абсолютной отметки 1 450 м. Общая толщина эксплуатационного объекта достигает 10 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 5–6 м.

Участок исследования представлен нагнетательными скважинами I1, I2, I3, I4, пьезометрической скважиной P1 и добывающей скважиной Р2 (рис. 1).

Скважина I1 являлась возмущающей, скважины I2, I3, I4, P1, Р2 — реагирующими. Длительность исследования составила 45 дней, за это время нагнетательной скважиной было создано 8 неравномерных по амплитуде и по времени циклов возмущения поля давления.
Во все скважины, участвующие в исследовании, были спущены глубинные высокочувствительные (с чувствительностью 10 Па) кварцевые автономные манометры-термометры для регистрации забойного давления.
Результаты записей давлений представлены на рисунке 2.

Синим цветом выделено первичное забойное давление с приборов, красным — детрендированное давление (т.е. давление без имеющегося восходящего или нисходящего тренда его изменения, не связанного с импульсами, создаваемыми в процессе ИКГ), черный пунктир — результат ИКД.
На скважине I4 не удалось выявить реакцию возмущения давления в скважине I1 — вероятно, в силу ее удаленности от точки возмущения и ухудшения коллекторских свойств в данном направлении.
На всех остальных скважинах сигнал надежно выделяется (рис. 2), что подтверждается результатами слепого тестирования (табл. 1).

Процедура валидации состоит в нахождении решения при использовании только части имеющихся данных и сопоставлении параметров найденных решений между собой. В случае получения близких параметров межскважинного пространства при использовании разных временных интервалов решение считается устойчивым и используется для принятия решений по проведению геолого-технических мероприятий.

По результатам проведения ИКГ было выявлено влияние возмущающей скважины на все (кроме одной) окружающие скважины.
В таблице 2 приведено сопоставление межскважинных гидродинамических параметров (гидропроводность и пьезопроводность) с ожиданиями по результатам интерпретации геофизических исследований скважин (РИГИС).

Итоговые значения параметров пласта в межскважинных интервалах визуализированы
на рисунке 3.

В исследуемом районе определены пластовые давления. В межскважинных интервалах на основе полученных значений пьезопроводности и гидропроводности рассчитаны значения связанной толщины пласта и степень выработки пласта.
Сводка по выработке запасов и оценке потенциальной обводненности добываемой продукции при бурении в межскважинном интервале приведена в таблице 3 и рисунке 4.

Аномально высокие значения «кажущейся» толщины пласта в интервалах
I1 → P1 и I1 → P2 являются следствием подключения дополнительных объектов на скважинах P1
и P2 (ЗКЦ, НЭК), что приводит к повышенному затуханию колебаний заявления в дополнительно подключенных по ЗКЦ пластах и завышает кажущееся значение связанной толщины. Это показывает, что высокий процент обводненности в скважинах Р1 и Р2 связан не столько с промытостью пласта в данном районе, а с наличием в добываемой продукции данных скважин воды из водоносных пластов. В скважинах рекомендовано проведение ПГИ с последующим РИР.

По результатам изучения межскважинного пространства было определено, что интервалы I1 → P1
и I1 → P2 являются не полностью выработанными, и вместе с тем там наблюдается относительно сниженное пластовое давление.
Эта зона представляется перспективной для уплотняющего бурения, но требует увеличения интенсивности поддержания пластового давления в этом районе.
После запуска новых очагов нагнетания необходим тщательный контроль за изменением забойных давлений и обводненностью добывающих скважин для предотвращения преждевременных прорывов закачиваемой воды от неисследованных скважин.

Рекомендовано бурение бокового ствола со скважины P1 в направлении
скважин P2 (рис. 5).

Прогнозная обводненность нового ствола ожидалась в пределах 70–80 %.
По результатам исследований в этой зоне установлена низкая проницаемость (около 40 мД).
В связи с этим рекомендовано проведение ГРП для увеличения продуктивности бокового ствола.
Также необходимо запустить ряд остановленных нагнетательных скважин (I2, I3) для повышения давления в исследованной области.