В статье рассматривается влияние горизонтального сдвига фундамента и осложняющих его разломов на показатели работы скважин пласта ПК₁ Северо-Комсомольского месторождения.
Северо-Комсомольское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе. По классификации месторождений углеводородов (УВ) оно является крупным, а по запасам высоковязкой нефти — одним из крупнейших в мире. Месторождение содержит порядка 50 залежей УВ в отложениях от верхнемеловых до юрских (пласты группы ПК, АП, БП, Ач, Ю). Залежь пласта ПК₁ покурской свиты сеномана (верхний мел) является основной, состоит из нефтяной оторочки толщиной 20 м и газовой шапки высотой около 40 м. Открыто месторождение
в 1969 году, в 2000–2002 годах осуществлен ряд опытно-промышленных работ на пласт ПК₁,
с 2018 года ведется разработка нефтяной оторочки пласта ПК₁.
Современный рельеф кровли пласта ПК₁ представляет собой изометричное валообразное поднятие амплитудой порядка 80 м (рис. 1).

Поднятие нарушено кулисообразными разломами осадочного чехла, ассоциированными с левым сдвигом фундамента (рис. 1, 2). Разломы секут весь осадочный чехол, сверху вниз веерообразно сходятся в единую разломную зону на уровне фундамента. По сейсмическим разрезам разломы
на уровне фундамента безамплитудные, а вверх по разрезу амплитуда увеличивается и достигает максимума (до 90 м) по поверхности кровли сеномана. Подробное описание структурной характеристики и дизъюнктивов дано в статье [4].
Интенсивная нарушенность разломами лицензионного участка оказывает влияние как на построение структурного каркаса, моделей залежей, так и на выбор системы разработки и параметры работы скважин.

В результате пликативной и дизъюнктивной тектоники месторождение имеет сложное блоковое строение с разными уровнями водонефтяного и газонефтяного контакта (ВНК и ГНК) по блокам. Построение структурного каркаса при неравномерном распределении разведочных скважин (отсутствии скважин в отдельных блоках) сопряжено с высокими рисками ошибок структурных карт. При время-глубинных преобразованиях в приразломных зонах очень важна корректная корреляция и надежная интерпретация геофизических исследований скважин, потому что даже небольшие вариации приводят к значительным отличиям в глубинно-скоростной модели и как следствие — в структуре.
В настоящее время кулисные разломы выполняют роль тектонических экранов, потому что разломная зона пересекает структуру-ловушку с мощной газовой шапкой. При этом в кайнозое, при образовании, разломы могли служить каналами для миграции УВ из нефтематеринских юрских и нижнемеловых толщ вверх по разрезу [2, 3], образуя многозалежные месторождения по типу «этажерок».
Образование сдвиговых разломов фундамента происходило в период альпийской тектонической активизации [1] под действием современного регионального стресса, направление которого влияет на современную флюидодинамику, путь распространения
техногенных трещин при гидроразрыве пласта (ГРП).

В целом для территории Западной Сибири посредством промысловых исследований установлено направление максимального регионального стресса (сжатие) как субмеридиональное. В то же время есть площади, на которых открытыми оказались трещины вкрест максимальному региональному сжатию. Вектор максимального горизонтального стресса определяется направлением техногенной трещиноватости или вывалов по данным пластовых имиджей (комплексы FMI, UBI).
В случае вертикальной скважины техногенные трещины образуются параллельно направлению максимального горизонтального сжатия, вывалы — перпендикулярно.
На Северо-Комсомольском лицензионном участке (ЛУ) FMI проведено в трех скважинах, кондиционный анализ получен в одной: «наблюдается интенсивное развитие вывалов стенки скважины в направлении восток-запад, развитие техногенной трещиноватости различной степени интенсивности в направлении север-юг, естественная трещиноватость практически не развита, представлена единичными трещинами». Конечно, данных одной скважины для заключения недостаточно, но косвенное подтверждение максимального регионального сжатия в направлении север-юг они дают.
Разработка высоковязкой нефтяной оторочки пласта ПК₁ на Северо-Комсомольском месторождении ведется скважинами с горизонтальными стволами протяженностью порядка 2 км. При планировании сети добывающих скважин были выбраны два направления горизонтальных стволов: 30° и 120°.
В пределах рассматриваемого ЛУ осадочный чехол нарушен разломной зоной, формирование которой предполагает значительное влияние регионального максимального и минимального стресса на породы вблизи зоны сдвига, что, по мнению авторов, также должно было повлиять на фильтрационно-емкостные свойства, в том числе пласта ПК₁.
Для проверки гипотезы был проведен анализ работы скважин пласта ПК₁ обоих направлений добывающей сети и получены следующие результаты.
Наличие зависимости дебита нефти или жидкости от удаления от разломной зоны для горизонтальных стволов в направлении юго-восток (120°) свидетельствует о наличии анизотропии свойств пласта-коллектора в направлении минимального регионального напряжения (растяжение). На рисунке 3 показаны скважины направления 120°, где добыча ведется в 3 ряда по удалению от разломной зоны, и графики запускных показателей добычи жидкости и воды при условии, что ближний к разлому ряд взят за 100 %. Длина горизонтальных стволов скважин 2 км, то есть рассматриваются зоны на расстоянии 0–2 км, 2–4 км и 4–6 км от зоны сквозных кулисных разломов. Запускные дебиты по скважинам, непосредственно примыкающим к разломам (ряд 1), на 30-60 % выше, чем в скважинах второго или третьего ряда. При переходе от первого ко второму ряду дебит нефти снижается на 56 %, второй и третий ряды практически одинаковы по этому параметру (рис. 3).

По технологическим параметрам работы первого участка скважины, расположенные в приразломной зоне залежи (ряд 1), характеризуются более интенсивной динамикой роста газового фактора и более интенсивным темпом падения дебита нефти и жидкости. При этом динамика обводненности имеет противоположную картину: обводнение скважин происходит менее активно. По другим зонам наблюдается схожая картина за исключением обводненности. Этот параметр может быть как максимальным в приразломной зоне, так и минимальным. В целом можно заключить, что чем дальше расположены скважины от кулисных разломов, тем ниже запускные параметры добычи, тем менее интенсивная динамика роста газового фактора и темпы падения дебитов нефти и жидкости.
Для горизонтальных скважин с направлением северо-восток (30°) зависимость дебита нефти и жидкости от удаления от разломной зоны выражена менее ярко: при удалении от разломов на 2 км добыча нефти и жидкости на запуске становится меньше на 20 %, последующее удаление практически не влияет (рис. 4). При этом из технологических параметров работы скважин этого направления только газовый фактор показывает интенсивный рост вблизи разломов, на остальные параметры удаленность от разрывных нарушений не влияет (рис. 4).