Верхнеюрские карбонатно-кремнистые низкопроницаемые отложения содержат в себе сложно построенные залежи углеводородов, широко распространенные
в Западной Сибири. Коллектора верхнеюрских отложений представлены маломощными протяженными пропластками
толщиной 0,5–3 м и обладают высокой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств, что доказано разработкой данных отложений субвертикальными скважинами, продуктивность которых существенно меняется на небольших расстояниях.
Гидродинамические модели активно используются для решения задач, связанных с мониторингом, анализом и проектированием разработки продуктивных отложений. С вводом верхнеюрских отложений в промышленную разработку задача построения геолого-гидродинамических моделей, способных с достаточной степенью достоверности описывать процессы фильтрации флюидов в пласте, стала актуальной. Долгое время для решения задач мониторинга и проектирования разработки верхнеюрских отложений использовались аналитические методы расчета, такие как кривые падения добычи нефти. Однако данный метод расчета имеет ряд допущений и не учитывает интерференцию скважин. Ввиду сложности геологического строения верхнеюрских отложений и сильной изменчивости фильтрационно-емкостных свойств по площади существует необходимость в выработке подходов к их моделированию.
Подход к гидродинамическому моделированию верхнеюрских отложений, описанный в данной работе, базируется на основных принципах построения гидродинамических моделей. В ходе изучения верхнеюрских отложений и опытно-промышленных работ опробованы различные подходы к моделированию и выработаны особенности построения геолого-гидродинамических моделей, верифицированных на фактические данные эксплуатации скважин.
Основой для получения достоверной гидродинамической модели является геологическая модель, отражающая распространение коллекторов и их свойств по площади месторождения. Геологическое моделирование верхнеюрских отложений требует особого подхода: структурное моделирование с параллельным пропорциональным делением с использованием вспомогательных поверхностей, выделение коллекторов 1-го и 2-го типа, учет изменения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов от палеовершин к палеовпадинам нисходящим трендом, связанный с особенностями осадконакопления [1, 2]. Данный подход позволяет при переходе от геологической к гидродинамической модели получить оптимальное для расчета количество ячеек при сохранении особенностей распространения коллекторов и их свойств.
Важно отметить, что в соответствии с результатами исследований установлен ряд особенностей верхнеюрских отложений, которые должны учитываться при построении гидродинамической модели. Одним из них является отсутствие флюидальных контактов в интервале верхнеюрских отложений и свободной пластовой воды, в связи с чем начальная нефтенасыщенность в модели задается константой.

Вторым осложняющим фактором является то, что коллектора верхнеюрских отложений имеют сложную морфологию емкостного пространства, а их эффективная емкость представлена не только порами, но и трещинами и кавернами, часть пород приобщается к разработке только после проведения техногенного воздействия на пласт (гидравлического разрыва пласта). Осложняющим фактором построения гидродинамической модели является то, что значения проницаемости, полученные при стандартных исследованиях керна, не отражают свойств верхнеюрских отложений в условиях залегания и не могут быть получены расчетным путем. В разрезе верхнеюрских отложений выделяют коллектора двух типов: коллектора 1-го типа, представляющие собой поровые коллектора, сложенные кремнистыми и вторично-карбонатизированными радиоляритами, формирующими протяженные связанные маломощные тела (0,1…3 м); коллектора 2-го типа, сложенные фосфатно-карбонатными и карбонатными линзовидными породами, вторичными мелкокристаллическими известняками по радиоляритам, вовлекающимся в разработку только после ГРП.
Для решения задач мониторинга, анализа и проектирования разработки достаточно учесть особенности распространения фильтрационно-емкостных свойств, поскольку разработка верхнеюрских отложений горизонтальными скважинами протяженностью более 1 км с проведением многостадийного ГРП позволяет принять некоторые допущения и нивелировать высокую изменчивость фильтрационно-емкостных свойств.
Использование классического подхода распределения проницаемости в модели невозможно из-за отсутствия корреляционной зависимости между проницаемостью и пористостью. Одним из способов распространения проницаемости в модели для верхнеюрских отложений является стохастическое моделирование. Данный подход к построению модели применим при низкой степени изученности объекта, однако не отражает реальной картины распределения свойств, так как по данным керновых исследований значение проницаемости варьируется от 0,001 до 106,7 мД.
На сегодняшний день накопленные знания и результаты многочисленных исследований, а также данные фактической эксплуатации верхнеюрских отложений делают возможным применение альтернативного подхода к заданию проницаемости. Предлагаемый подход основан на комплексировании геологической концепции с данными фактической эксплуатации скважин и результатами интерпретации гидродинамических исследований скважин.
В основу подхода к заданию проницаемости легли результаты работ [3, 5], в которых представлены обоснования зависимости продуктивности горизонтальных скважин в зависимости от палеорельефа. Верхнеюрские отложения характеризуются наибольшей продуктивностью в верхних частях склонов поднятий за счет высокой степени сортировки радиоляритов, низкой глинистости пород и тектонической трещиноватости склонов поднятий. Продуктивность отложений снижается по направлению к погруженным зонам за счет частичной глинизации радиоляритовых прослоев. Данная зависимость дебита нефти от абсолютной отметки кровли пласта выведена по результатам длительной эксплуатации месторождения Западной Сибири (рис. 1).
Для анализа использованы средние дебиты нефти за полгода эксплуатации горизонтальных скважин, нормированные на длину горизонтального ствола.

Для отражения этой зависимости в модели введен параметр «структурный фактор», который позволяет нормировать значения абсолютных отметок кровли верхнеюрских отложений по площади месторождения. Под структурным фактором (1) понимается отношение разницы максимальной абсолютной отметки и абсолютной отметки рассматриваемой точки к разнице максимальной и минимальной абсолютных отметок (в качестве последних выступают наиболее крупные структурные элементы, выделяющиеся в пределах месторождения) [4].

где H — абсолютная отметка рассматриваемой точки, м; Н_min — абсолютная отметка минимальной точки структуры; Н_max — абсолютная отметка максимальной точки структуры.
По результатам интерпретации комплексных гидродинамических исследований получена зависимость гидропроводности пласта от структурного фактора [4], на основе которой с учетом геолого-физических свойств построена зависимость проницаемости от структурного фактора (рис. 2).

Использование данной зависимости при распределении проницаемости в геолого-гидродинамической модели учитывает особенности осадконакопления пород и распределения их фильтрационно-емкостных свойств. Пример распространения коэффициента проницаемости в геолого-гидродинамической модели с использованием комплексного подхода представлен на рисунке 3.

Использование описанного подхода к заданию проницаемости в геолого-гидродинамической модели позволяет минимизировать отклонения между расчетными и фактическими значениями дебитов жидкости и нефти, пластовых и забойных давлений на этапе адаптации геолого-гидродинамической модели. Сходимость расчетных и фактических параметров по результатам адаптации модели находится в допустимых отклонениях (рис. 4).
Полученная геолого-гидродинамическая модель верхнеюрских отложений позволяет с достаточной степенью точности прогнозировать добычу новых скважин и применима для задач мониторинга и проектирования разработки месторождений.