Почти треть запасов нефти в Российской Федерации приходятся на залежи с газовыми шапками, поэтому разработка таких залежей, в том числе с малыми нефтенасыщенными толщинами, имеет большое промышленное значение. Один из способов повышения нефтеотдачи нефтегазовых месторождений — разработка с использованием горизонтальных и многозабойных скважин [1].
В этом случае, особенно на месторождениях со сложным геологическим строением, очень актуален вопрос о выборе оптимальной глубины проводки горизонтальной скважины (ГС).
Цель работы — разработка алгоритма оперативного определения оптимальной глубины проводки добывающей ГС, позволяющей достичь максимальной экономической эффективности, с помощью трехмерных цифровых геологических (ГМ) и гидродинамических моделей (ГДМ) пласта.

Исследуемое нефтегазоконденсатное месторождение находится на территории ЯНАО (Западная Сибирь). Основным нефтегазовым объектом являются отложения покурской свиты нижнего мела, полностью подстилаемые водой и тектонически экранированные.
Особенности месторождения:

• высокая неоднородность фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) по вертикали и латерали;
• варьирующийся на месторождении ВНК и ГНК по блокам;
• обширная газовая шапка (72 % от площади залежи);
• тонкая оторочка высоковязкой нефти (9–12 м);
• наличие высокопроницаемых песчаных тел, уходящих по структуре как в газовую, так и в водонасыщенную часть залежи;
• тектонические нарушения.

Вышеперечисленные факторы значительно осложняют разработку месторождения. Так, при бурении ГС на одной и той же глубине текущий добывающий фонд с начала освоения залежи имел 77 % прорывов газа или воды в скважины, что повлекло за собой необходимость выбора оптимальной глубины для каждой добывающей ГС при бурении.

Изначально для выбора оптимальной проводки ГС был взят алгоритм без ручной настройки секторной ГДМ:
1. Выбор границ сектора. Генерация реализаций стохастических ГМ, от 15 до 60 вариантов.
2. Инициализация и расчет ГДМ всех реализаций ГМ — без ручной настройки на имеющиеся фактические данные работы ближайших скважин.
3. Выбор лучшей реализации по наименьшему совокупному расхождению расчетных и фактических параметров.
4. Прогнозный расчет при различных вариантах проводки добывающей ГС на одной реализации ГДМ, выбранной в п. 3.
5. Выбор наилучшей проводки ГС по технологическим и экономическим параметрам.

В данной задаче на весь цикл работ от получения местоположения очередной проектной скважины до выдачи рекомендаций по оптимальной глубине залегания добывающей ГС отводилась одна рабочая неделя.
Работоспособность алгоритма первоначально была проверена на уже разрабатываемом участке недр (рис. 1). Был выбран сектор с тремя скважинами, с предполагаемой в алгоритме очередностью бурения, а именно: краевые нагнетательные скважины пробурены и запущены
в отработку до бурения добывающей. Предлагалось провести ретроанализ оптимального положения уже существующей добывающей ГС.

До начала работ по алгоритму произведен выбор оптимального размера сектора на основании актуальной ГМ залежи и стратегии разработки. Вертикальный размер ячейки был выбран, исходя
из дифференциации разреза по ФЕС, и составил 0,4 м для точного построения литологических границ и сохранения расчлененности разреза. Размер ячеек по латерали был определен опытным путем, исходя из приемлемой скорости расчета ГДМ (не более 20 минут для одного варианта),
и составил 50 м.
В связи со сложным геологическим строением и малым количеством фактических скважин (разбурено около 15 % залежи) в основе создания ГМ заложена вероятностная (стохастическая) модель [2]. Для секторной ГМ настройки распределения стохастических параметров взяты из полномасштабной ГМ. В целях ускорения процесса и отказа от ручной настройки было создано
15 вариантов итераций сектора, отличающихся только исходным номером (SEED). В условиях ограниченного малого сектора, шага сетки скважин 150 м и латеральных размеров ячеек
50×50 метров изменение случайным образом только исходного номера стохастической
реализации позволяет предопределить различные распределения одного свойства (литологии, фация и т. д.) с достаточным набором равновероятностных распределений.

Далее происходило создание гидродинамической модели. Для каждой скважины в секторных моделях воспроизводилась полная история ее разработки с учетом проводки ствола
и заканчивания скважины [3]. На добывающих и нагнетательных скважинах был задан контроль
по дебиту жидкости/приемистости. Для моделирования законтурной для участка области подбирался оптимальный поровый объем на границах сектора путем сопоставления фактических
и расчетных данных пластового давления [4].
В дальнейшем выбор лучшей реализации ГМ проводился на основании сравнения технологических параметров работы скважин (дебиты жидкости, нефти и газа), рассчитанных по фильтрационным секторным моделям, с фактическими показателями (рис. 2, 3).
По результатам адаптации ГДМ можно отметить, что отклонение расчетного дебита нефти и газа
от фактических показателей превышает 10 %.

Далее проводилось ранжирование для каждого варианта ГДМ: по каждому основному технологическому показателю осуществлялась нумерация по абсолютной величине отклонения от минимального значения к максимальному, далее проводилось суммирование номеров по всем показателям. Итоговая сумма и служит рейтингом реализаций, на основе чего осуществлялся выбор ГДМ, в котором наименьшее число соответствует лучшему усредненному значению по всем технологическим показателям. В таблице 1 представлены результаты отклонений по одной из двух скважин с фактической добычей, находящихся в отработке, и результирующий рейтинг.

Полученный наилучший вариант ГДМ не удовлетворял критериям настройки дебита газа и обводненности. Увеличение количества реализаций ГМ не гарантировало получение необходимого результата, поэтому был предложен дополнительный альтернативный путь решения задачи, изменяющий первоначальный алгоритм:

• в выбранной лучшей реализации на основе анализа разработки в секторной ГДМ с помощью ручной корректировки воспроизводится наиболее вероятное представление геологического строения;
• данная ручная корректировка учитывается в ГМ в виде трендов для распределения параметров коллектор/неколлектор, пористости и фаций;
• полученные кубы ФЕС возвращаются в ГДМ для проведения финального расчета и последующих прогнозных вариантов.

Учитывая малое время расчета одного прогона ГДМ и небольшие размеры сектора, эта дополнительная ветвь алгоритма позволила выполнить работу в установленные сроки. Сопоставление расчетных показателей по вариантам с корректировкой в ГДМ и после обновления
в ГМ представлены на рисунках 4–5.

Полученная геолого-фильтрационная модель использовалась при формировании вариантов прогноза проводки горизонтальной скважины: на прогнозной скважине варьировалась абсолютная отметка положения добывающей ГС (рис. 6), контроль был задан по планируемой величине забойного давления с ограничениями по дебиту жидкости и газа, применяемыми
на полномасштабной ГДМ пласта, учитывающими текущие инфраструктурные ограничения. Наличие высокопроницаемых песчаных тел в модели объекта разработки может приводить
к нелогичным результатам, таким как снижение добычи газа при увеличении абсолютной глубины проводки.

Полученные результаты накопленной добычи флюидов использовались для оценки экономических показателей с последующим определением оптимального варианта проводки горизонтальной скважины (табл. 2).

Согласно результатам прогнозных расчетов, наилучший вариант получен на глубине 1 032 м, однако фактическая скважина пробурена на глубине 1 036 м (второй вариант по показателям). Таким образом, была проведена верификация и уточнение алгоритма путем сопоставления фактических и прогнозных дебитов по пробуренной добывающей скважине (рис. 7).