Для повышения нефтеотдачи пласта на завершающей стадии разработки особенно актуальна локализация остаточных запасов нефти. После массовой остановки скважин под воздействием градиентов давления и гравитационных сил начинает происходить процесс перемещения остаточных запасов нефти, и после вывода скважин, остановленных по причине высокой обводненности и находящихся в повышенных участках пласта, из продолжительного бездействия отмечается снижение обводненности продукции в сравнении с показателем до остановки при неизменных интервалах перфорации. Данный факт позволяет продолжить рентабельную эксплуатацию скважин и увеличить выработку запасов на поздней стадии разработки [1–11]. Процесс перемещения остаточных запасов нефти под воздействием градиента давления и гравитационных сил после остановки скважин называется релаксацией запасов нефти. Данному эффекту способствуют наличие структурных поднятий, благоприятные геологические условия, такие как высокая проницаемость и связность пласта, низкая расчлененность. Объектов разработки со схожими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС), находящихся на поздней стадии разработки, на активах ПАО «НК «Роснефть» достаточно много, например, пласты группы БС4–12.
Значительное количество работ посвящено описанию эффекта релаксации запасов. Важный вклад в изучение проблемы внесли такие авторы, как А.П. Крылов, Е.В. Лозин, В.Н. Щелкачев, И.А. Дьячук, Ш.А. Гафаров и другие [1–11].
Перемещение остаточных запасов нефти после консервации залежей впервые было замечено на Старо-Грозненских месторождениях и на месторождениях Ставропольского края [10]. Продуктивные залежи в течение нескольких лет находились в консервации. До остановки скважины работали с обводненностью 60–90 %. После вывода скважин из бездействия было установлено, что обводненность по некоторым из них значительно снизилась по сравнению с остановочными параметрами. Результатом исследований стала разработка теории упругого режима, а также обоснование применения форсированного отбора жидкости как способа повышения нефтеотдачи.
В 1974 г. была опубликована статья академика А.П. Крылова [4], в которой показано, что формирование нефтяной залежи осуществлялось за счет противоточной фильтрации вышележащей воды и нефти под воздействием сил гравитации, при этом нефть поднималась в прикровельную часть пласта и образовывала продуктивную толщу. Автор полагает, что при условии сохранения физических свойств на границах раздела «нефть — вода — порода» нефть, остающаяся в пласте после эксплуатации залежи, находится в рассеянном состоянии, но под действием сил гравитации приобретает возможность вновь формировать нефтяную залежь.
В работах [6, 10–12] рассматривается гравитационное восстановление запасов нефтяной залежи на примере Ишимбайской группы месторождений. После консервации группы месторождений и вывода их из бездействия доля накопленной добычи нефти за период вторичной эксплуатации залежей составила от 15 до 55 % накопленной добычи за первичный период разработки, прирост величины коэффициента нефтеизвлечения (КИН) составил от 3 до 12 %.

Анализ литературных источников о временной консервации нефтяных скважин и пластов позволил отметить ряд особенностей вторичной эксплуатации. Возобновление разработки залежи характеризуется меньшей обводненностью добываемой продукции по сравнению с той, которая определена на момент консервации. На подвижность остаточной нефти в пласте влияют два градиента давления:
• гравитационный, обусловленный разностью удельного веса нефти и воды, а также перепадом высот, направление действия строго вертикальное и действует в любой точке пласта;
• гидродинамический, обусловленный разностью давлений в зоне отбора нефти и в зоне закачки вытесняющего агента, направление действия соответствует линиям тока жидкости.
Авторами данной работы отмечается, что в основном на процесс перемещения целиков нефти влияет гидродинамический градиент давления, максимальный по своей величине. Однако эффективность вытеснения за счет влияния гидродинамического градиента давления во времени постепенно падает вплоть до нуля до достижения энергетического равновесия [2]. Вместе с гидродинамическим градиентом проявляется гравитационный градиент давления, который действует постоянно на целики нефти в течение всего времени формирования новой залежи [2].

Теория об эффекте релаксации была проверена на активах компании ПАО «НК «Роснефть». Объект БС10(1–2) рассматриваемого нефтяного месторождения Западной Сибири является основным по извлекаемым запасам, находится в разработке с 1976 г.
Залежь представлена монолитной песчаной толщей, пласты относятся к шельфовой обстановке осадконакопления. Пласты высокопроницаемые (средняя абсолютная проницаемость составляет 174 мД), однородные (расчлененность составляет 3,4 ед.), мощные (средняя нефтенасыщенная толщина 8,4 м). Пласт подстилается водой, в структурном плане разделяется на две неравные части: более высоко залегающую с двумя купольными поднятиями — западную и более низкую — восточную. На начало 2016 г.
выработка запасов по объекту БС10(1–2) составляла 83 % при средней обводненности продукции 96 %. В работе находилось 18 % от пробуренного фонда скважин, и для достижения проектного КИН требовалось проведение дополнительных мероприятий.
В 2016 г. началось бурение нижележащего объекта БС16–22, который совпадает в плане с западной частью объекта БС10(1–2). По результатам интерпретации геофизических исследований транзитных скважин (РИГИС) в прикровельной части пласта в районе купольных поднятий отмечаются интервалы с высокими показателями удельных электрических сопротивлений (УЭС) (15–40 Ом·м при граничном сопротивлении для воды 5,7 Ом·м). Однако ближайшие скважины были выведены из эксплуатации с обводненностью около 98 %, также в данных зонах продолжительное время велась закачка больших объемов воды (рис. 1).

С целью уточнения геологической модели пласта отобран керн из пласта БС10(1–2) и проведены дополнительные фильтрационные исследования на керне, уточнены зависимости капиллярного давления и кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Также дополнительно на части скважин, пробуренных в 1980-е годы, проведены гироскопические исследования для уточнения фактических координат пластопересечения. Обновлена геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) пласта с учетом уточненных ОФП, уточненных инклинометрий скважин, а также с учетом текущего насыщения, полученного по РИГИС транзитных скважин. По результатам ГДМ локализованы остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ) с учетом релаксации запасов, и принято решение о бурении боковых горизонтальных стволов (БГС) в прикровельные пропластки купольных зон в западной части залежи.
Успешными запусками БГС подтверждена теория о релаксации остаточных запасов на западе залежи — и начато масштабное проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) БГС. С начала 2018 г. пробурен 61 БГС со средней длиной горизонтального участка 300 м со средним запускным дебитом нефти 35 т/сут, дополнительная добыча нефти составила 759 тыс. т нефти. Из рисунка 2
видно, что успешные БГС преимущественно приурочены к зонам локальных структурных поднятий. Успешность БГС оценивалась по окупаемости затрат. Необходимо отметить, что в пониженной части пласта на юге залежи можно выявить наличие окупаемых БГС, высокие дебиты нефти которых объясняются предположительно наличием запасов в недренируемой зоне между нагнетательными скважинами. В связи с этим рассматриваемую область нельзя отнести к зонам локализации запасов вследствие релаксации.

С целью уточнения геологической модели пласта отобран керн из пласта БС10(1–2) и проведены дополнительные фильтрационные исследования на керне, уточнены зависимости капиллярного давления и кривые относительных фазовых проницаемостей (ОФП). Также дополнительно на части скважин, пробуренных в 1980-е годы, проведены гироскопические исследования для уточнения фактических координат пластопересечения. Обновлена геолого-гидродинамическая модель (ГДМ) пласта с учетом уточненных ОФП, уточненных инклинометрий скважин, а также с учетом текущего насыщения, полученного по РИГИС транзитных скважин. По результатам ГДМ локализованы остаточные извлекаемые запасы (ОИЗ) с учетом релаксации запасов, и принято решение о бурении боковых горизонтальных стволов (БГС) в прикровельные пропластки купольных зон в западной части залежи.
Успешными запусками БГС подтверждена теория о релаксации остаточных запасов на западе залежи — и начато масштабное проведение геолого-технических мероприятий (ГТМ) БГС. С начала 2018 г. пробурен 61 БГС со средней длиной горизонтального участка 300 м со средним запускным дебитом нефти 35 т/сут, дополнительная добыча нефти составила 759 тыс. т нефти. Из рисунка 2
видно, что успешные БГС преимущественно приурочены к зонам локальных структурных поднятий. Успешность БГС оценивалась по окупаемости затрат. Необходимо отметить, что в пониженной части пласта на юге залежи можно выявить наличие окупаемых БГС, высокие дебиты нефти которых объясняются предположительно наличием запасов в недренируемой зоне между нагнетательными скважинами. В связи с этим рассматриваемую область нельзя отнести к зонам локализации запасов вследствие релаксации.

По результатам ГДМ объекта отмечается, что через два года после установления гидродинамического равновесия миграция нефти значительно замедляется. Разность между двумя картами плотности остаточных подвижных запасов на 01.01.2003 г. и на 01.01.2018 г.
показана на рисунке 3. Данный промежуток времени выбран вследствие массовой остановки скважин в 2003 г. и их дальнейшего простоя, в 2018 г. начато проведение ГТМ БГС. Отмечается, что перемещение запасов в восточной части объекта БС10(1–2) проявляется очень медленными темпами, что связано с худшими по сравнению с западной частью ФЕС пласта и отсутствием структурных поднятий.

По разрезу А–А (верхний разрез — состояние нефтенасыщенности пласта на 01.2003 г., нижний разрез — состояние нефтенасыщенности на 01.2018 г.) отмечается прирост подвижных запасов нефти в купольной части к 2018 г. по сравнению с 2003 г. на рисунке 4.

По результатам анализа насыщения пласта в транзитных скважинах, бурения БГС, секторного гидродинамического моделирования создана программа ГТМ, состоящая из кандидатов на БГС (на ближайшие пять лет запланировано бурение дополнительных 44 БГС) и перевода скважин на вышележащий горизонт (ПВЛГ), в т. ч. с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП).
Выполненная комплексная работа, направленная на повышение нефтеотдачи на поздней стадии разработки, помогла подготовить и создать с учетом эффекта релаксации запасов программу ГТМ ПВЛГ и БГС, значительно улучшить экономические и технологические показатели разработки рассматриваемого объекта БС10(1–2). Данный эффект выявлен и на других объектах разработки компании ПАО «НК «Роснефть», что говорит о потенциальной возможности ввода таких залежей во вторичную разработку на поздней стадии и получении дополнительной добычи нефти. В настоящее время авторами статьи проводится работа над палеткой, отражающей зависимости времени релаксации запасов залежи от проницаемости пласта и элементов залегания пласта.

Предложены следующие рекомендации для ввода во вторичную эксплуатацию залежи с высокими ФЕС, находящейся на поздней стадии разработки:
• уточнение структуры с учетом новых данных, выделение локальных купольных поднятий;
• условное разделение объекта на «блоки» и расчет текущих извлекаемых запасов, оценка рентабельности довыработки ОИЗ;
• анализ РИГИС транзитных скважин, оценка текущего насыщения с помощью проведения ГИС на наблюдательных скважинах либо построение секторной гидродинамической модели;
• подбор кандидатов на малозатратные ГТМ: ПВЛГ, вывод из бездействия;
• составление масштабной программы ГТМ в случае эффективности малозатратных ГТМ.