В данной работе представлен пример применения разработанной методики поиска объектов-аналогов, внедренной в модуль корпоративного программного комплекса
«РН КИН» ПАО «НК «Роснефть» для снижения неопределенности при прогнозировании уровней добычи для неразрабатываемой нефтегазоконденсатной залежи [1, 2].
Для этого была выполнена трехэтапная работа: выбор объекта-аналога с применением модуля; адаптация гидродинамической модели (ГДМ) целевой залежи на характеристики вытеснения аналога путем модификации относительных фазовых проницаемостей (ОФП) в системе «вода-нефть» и «газ-нефть»; проведение многовариантных расчетов показателей разработки и технико-экономических показателей на основе настроенной модели для поиска оптимального варианта разработки.

Апробация методики выбора объекта-аналога и применение информации по объекту-аналогу при прогнозировании показателей разработки.
В качестве целевой залежи выбрана неразрабатываемая нефтегазоконденсатная залежь массивного типа с подстилающей водой. Первым этапом работы является поиск геологического аналога по ранее описанной методике. Для поиска были выбраны следующие качественные параметры:
• тип коллектора (терригенный);
• тип залежи по насыщению флюида (нефтегазоконденсатная);
• нефтегазоносная провинция (Западная Сибирь);
• стратиграфическая принадлежность (отложения мелового периода);
• организация системы поддержания пластового давления (с ППД).
В результате работы модуля было найдено два ближайших геологических аналога в соответствии с заданными параметрами ГФХ и свойств флюидов. На рисунке 1 приведено сопоставление шести количественных признаков найденных аналогов и целевой залежи. На основе сопоставления этих параметров ГФХ на рисунке 1 видно, что параметры найденных аналогов близки к целевой залежи.

Наиболее близким к целевой залежи по набору количественных параметров является аналог 2, по которому имеется история разработки. В таблице 1 приведены рассчитанные невязки по аналогам относительно 6 параметров целевой залежи.

Следующий этап работы — создание синтетической секторной ГДМ целевой залежи и ее адаптация на характеристики вытеснения (ХВ) по выбранному объекту-аналогу. Как известно, на динамику ХВ, помимо гео-
логических параметров, оказывают влияние технологические параметры, такие как заканчивание скважин, система разработки, организация системы ППД и т.д., они были учтены при адаптации модели: система разработки — пятиточечная система разработки с ППД, заканчивание добывающих и нагнетательных скважин — вертикальные скважины. На основе ХВ проведена настройка ОФП в системах «вода-нефть» и «газ-нефть» в синтетической ГДМ целевого объекта для обеспечения аналогичной динамики обводнения и ГФ. На рисунке 2 показано сопоставление ХВ (обводненности и ГФ от отбора от начальных извлекаемых запасов), полученных для группы скважин по объекту-аналогу с ХВ, полученных в секторной ГДМ после модификации ОФП.

Заключительный этап данной работы — поиск оптимального варианта разработки целевой залежи с применением гидродинамической модели.
Ввиду отсутствия истории разработки по рассматриваемому объекту, настройка ГДМ была проведена на динамику обводнения и газового фактора объекта-аналога. В настроенной гидродинамической модели проведены многовариантные расчеты с варьированием параметров системы разработки. Целью проведения многовариантных расчетов является выбор системы разработки, обеспечивающий максимизацию КИН и показателей экономической эффективности разработки объекта.
При разработке нефтяных оторочек в подгазовой зоне и при наличии подстилающей воды применение горизонтальных скважин (ГС) является более эффективным способом разработки по сравнению с вертикальными скважинами (ВС), как известно из литературных источников [3–5]. Это объясняется тем, что применение ГС позволяет увеличить время до прорыва конусов газа и воды. Поэтому в качестве системы разработки рассмотрена рядная система разработки с добывающими и нагнетательными ГС, при этом варьировались такие параметры, как длина ГС, расстояние между рядами скважин и депрессия на пласт, являющиеся ключевыми при поиске оптимального варианта для нефтегазовых залежей.

Расчеты технико-экономических показателей были проведены в вышеупомянутом модуле ПК «РН-КИН» [2], в рамках которого предусмотрено следующее:
• расчет технологических показателей разработки для различных вариантов разработки залежи;
• расчет экономики по залежи: при расчете технико-экономических показателей учитываются удельные затраты на бурение скважин, строительство кустовых площадок и операционные затраты на добычу, закачку и на содержание скважин;
• расчет экономики по месторождению: помимо описанных выше затрат, используемых в расчете экономики по залежи, учитываются капитальные вложения на площадные объекты обустройства и сети сбора.
Так как поиск оптимального варианта осуществлялся по залежи, NPV и другие технико-экономические показатели получены в соответствии с пунктом 1, затем по полученным результатам была определена наиболее эффективная система разработки для залежи.
В таблицах 2–5 приведены результаты многовариантных расчетов для систем разработки с ППД и без ППД. Показаны значения нормированного чистого дисконтированного дохода (NPV*), рассчитанные как отношение NPV расчетного варианта к значению максимального NPV в матрице вариантов, и коэффициента извлечения нефти (КИН).

Для выбора оптимального решения использован комплексный критерий для рентабельных вариантов:

G = КИН × NPV*, (4)

где NPV* — нормированный NPV.

На рисунке 3 приведены результаты расчетов комплексного критерия для рентабельных вариантов.