Дифференцированное управление системами ППД на поздней стадии разработки неоднородных коллекторов

Ключевые слова: система поддержания пластового давления, дифференцированное управление, неоднородный коллектор, межслоевая неоднородность, контрастность проницаемости, заводнение, перераспределение закачки, охват пласта, адаптивное управление разработкой.

Значения указанных показателей задаются в проектных документах разработки (ПТД, технологические схемы), где уровень компенсации, как правило, поддерживается в диапазоне 95…105 %. Подобный подход, сформировавшийся для объектов с относительно однородными коллекторскими свойствами, подробно рассматривается в работах [6, 10].

Вместе с тем, как показывают исследования [6, 7, 10], при вовлечении в разработку залежей с выраженной межслоевой и латеральной неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик возникает несоответствие между формальным выполнением нормативных требований и фактической эффективностью заводнения. Интегральные показатели в этих условиях не отражают пространственное перераспределение фильтрационных потоков и связанный с этим рост неэффективной циркуляции нагнетаемого агента.

В этой связи актуальной задачей является определение условий применимости интегральной (балансовой) модели управления системами ППД типа VRR (voidage replacement ratio), а также обоснование перехода к более детализированным методам контроля межслоевой связанности. Научная новизна работы заключается в предложении авторского критерия η_ineff и разработке системы показателей мониторинга межслоевой связанности на основе промысловых данных, адаптированной к действующей нормативной практике.

Дополнительно представляется целесообразным установление количественных границ применимости комплексного подхода регулирования систем ППД в зависимости от степени межслоевой неоднородности продуктивного разреза.

В работе рассматриваются условия, при которых увеличение неоднородности приводит к концентрации закачки в высокопроницаемых интервалах и снижению фактического охвата пласта. При этом пороговые значения неоднородности целесообразно интерпретировать как ориентиры применимости методики, что соответствует подходам, принятым в ряде исследований, а не как универсальные константы, поскольку они определяются конкретными геолого-физическими условиями разработки.

В отличие от существующих работ, в статье предложен количественный критерий перехода от интегрального к дифференцированному управлению, основанный на оценке неэффективной закачки и межслоевой связанности.

Нормативное регулирование систем ППД в Российской Федерации

В Российской Федерации системы поддержания пластового давления рассматриваются в рамках проектно-нормативного подхода, закрепленного в проектной документации и отраслевых методических рекомендациях. Как отмечается в работах [6, 10], в качестве основного количественного показателя при этом используется коэффициент компенсации отбора пластовых флюидов (VRR).

На практике уровень компенсации, как правило, поддерживается в диапазоне 95…105 %, что традиционно рассматривается как необходимое условие обеспечения энергетической устойчивости залежи. Контроль ведется по суммарным объемам закачки и отбора; дополнительно, как указывается в [6–8], анализируются средневзвешенное пластовое давление, обводненность продукции и динамика коэффициента нефтеизвлечения.

Принятая схема регулирования основывается на предположении, что соблюдение интегрального баланса между закачкой и отбором обеспечивает относительно равномерное вытеснение нефти и достижение проектных показателей нефтеотдачи. При этом, как подчеркивается в ряде исследований, неявно предполагается гидродинамическая связанность продуктивного объема и сопоставимость фильтрационно-емкостных свойств по разрезу пласта.

В условиях выраженной межслоевой неоднородности (значительная контрастность проницаемости, наличие слабопроницаемых экранов, латеральная изменчивость свойств) указанные допущения выполняются лишь частично. В этих условиях интегральные критерии не позволяют учитывать пространственное перераспределение фильтрационных потоков: даже при формальном уровне компенсации, близком к 100 %, фактический охват пласта определяется преимущественным движением нагнетаемого агента по наиболее проницаемым интервалам.

Проведенный анализ, в том числе с учетом данных [14, 16], показывает, что действующая нормативная модель управления системами ППД базируется на осредненном представлении о пласте как о квазигомогенной гидродинамической системе. При высокой межслоевой контрастности такое представление оказывается ограниченным, поскольку интегральные показатели слабо чувствительны к локальной динамике потоков, перераспределению закачки между интервалами и формированию каналов предпочтительной фильтрации.

В результате, как отмечается в ряде работ, возможно расхождение между формальным соблюдением нормативных требований и фактической эффективностью заводнения, что проявляется в увеличении доли неэффективной циркуляции нагнетаемого агента и снижении охвата пласта процессом вытеснения.

Методологическое ограничение интегральной модели компенсации отбора

Интегральная модель регулирования систем поддержания пластового давления традиционно базируется на предположении, что суммарный баланс закачки и отбора позволяет адекватно оценивать энергетическое состояние пласта и эффективность вытеснения нефти. Вместе с тем, как отмечается в ряде исследований, распределение фильтрационных потоков в неоднородных коллекторах определяется не только объемным балансом, но и контрастностью фильтрационно-емкостных свойств как по разрезу, так и по площади залежи.

Регулирование систем ППД осуществляется в соответствии с действующими нормативными документами Российской Федерации, предусматривающими поддержание компенсации отбора в пределах проектных значений. В частности, согласно Правилам разработки нефтяных и газонефтяных месторождений и Методическим рекомендациям по проектированию разработки, контроль эффективности заводнения осуществляется преимущественно по показателям компенсации отбора, динамике пластового давления и обводненности продукции [1, 2].

При этом, как следует из анализа нормативной базы, основное внимание уделяется поддержанию энергетического баланса залежи, тогда как количественные критерии, характеризующие допустимую межслоевую перераспределенность потоков или пороговые значения неоднородности, как правило, не регламентируются.

Таким образом, действующая система нормативного регулирования ориентирована преимущественно на объемные и энергетические показатели, что, как отмечается в литературе, обуславливает необходимость дополнительной инженерной оценки пространственной структуры фильтрации и перераспределения потоков в пласте.

В рамках закона Дарси расход флюида через элемент пласта q_i пропорционален проницаемости:

q_i = (k_i/μ)·(ΔP/L),

где k_i – проницаемость i-го интервала, м²; μ – вязкость флюида, Па·с; ΔP – градиент давления, Па/м.

Для количественной оценки степени неэффективного распределения закачки введен коэффициент η_ineff, характеризующий долю закачиваемого агента, не обеспечивающего вовлечение в разработку низкопроницаемых интервалов. Коэффициент η_ineff рассчитывается на основе анализа распределения приемистости нагнетательных скважин, профилей закачки и оценок межскважинной связанности, что обеспечивает его практическую применимость на стандартном наборе промысловых данных. В отличие от традиционных интегральных показателей, ηineff позволяет выделить зоны с различной эффективностью заводнения и служит критерием выбора режима управления.

Коэффициент η_ineff:

η_ineff = Q_circ/Q_inj,

где Q_circ – объем нагнетаемого агента, циркулирующего преимущественно через высокопроницаемые интервалы без вовлечения дополнительного объема пласта за рассматриваемый период, м³; Q_inj – общий объем закачки за тот же период, м³.

При росте коэффициента контрастности проницаемости K_h величина η_ineff возрастает нелинейно, что связано с перераспределением фильтрационных потоков в соответствии с законом Дарси [12, 15].

Так, по данным промыслового анализа неоднородных терригенных коллекторов, при K_h ≈ 3…5 значения η_ineff остаются в пределах 0,15…0,25, тогда как при K_h ≥ 10 η_ineff возрастает до 0,35…0,50 и выше, что подтверждает нелинейный характер перераспределения. Применительно к объектам Западной Сибири с K_h = 8…15 расчетные значения η_ineff составляют 0,12…0,46, что согласуется с теоретическими оценками [12, 15].

При наличии межслоевой контрастности проницаемости происходит перераспределение нагнетаемого агента пропорционально отношению проницаемостей интервалов.

Введем коэффициент контрастности K_h:

K_h = k_max/k_min,

где k_max и k_min – максимальная и минимальная проницаемости в пределах продуктивного разреза.

При невысоких значениях K_h (условно порядка единиц) распределение потоков остается относительно сбалансированным. Однако при росте K_h перераспределение становится нелинейным: основная доля нагнетаемого агента движется по высокопроницаемым интервалам, формируя каналы предпочтительной фильтрации [12, 15].

В таких условиях интегральная компенсация отбора может сохраняться на уровне 100 %, однако фактическое участие низкопроницаемых интервалов в процессе вытеснения существенно снижается. Формально энергетический баланс выдерживается, но гидродинамический охват пласта сокращается.

Дополнительным фактором является развитие многофазной фильтрации. При росте обводненности и снижении подвижности нефти контрастность эффективной проницаемости усиливается, что приводит к дальнейшему увеличению доли циркуляции нагнетаемого агента в уже дренированных интервалах. Таким образом, даже при стабильной интегральной компенсации происходит постепенное снижение эффективности заводнения [12, 15].

Следовательно, интегральная модель компенсации отбора обладает методологическим ограничением: она чувствительна к объемному балансу, но нечувствительна к пространственной структуре фильтрационных потоков. При достижении определенного уровня контрастности проницаемости возникает систематическое расхождение между формальным выполнением нормативных требований и фактической эффективностью вытеснения нефти [12, 15].

Анализ промысловых проявлений ограниченности интегрального регулирования систем ППД

Для проверки теоретически обоснованных ограничений выполнен анализ опубликованных промысловых данных по терригенным пластам Западной Сибири на поздней стадии разработки.

Для типовых объектов характерны:

- диапазон проницаемости 40…1200 мД;

- коэффициент контрастности K_h = 8…15;

- обводненность 75…90 %;

- компенсация отбора 98…103 %.

Несмотря на соблюдение нормативных значений компенсации, распределение закачки по разрезу носит выраженно неравномерный характер.

Перераспределение закачки по разрезу пласта

Межслоевая контрастность проницаемости приводит к неравномерному распределению нагнетаемого агента по разрезу продуктивного пласта, при котором основная часть потока концентрируется в наиболее проницаемых интервалах. По данным промысловых исследований, в том числе приведенных в работе [9], проведение мероприятий по выравниванию профиля приемистости (ВПП) отражается не только на изменении распределения закачки по интервалам, но и сопровождается изменениями эксплуатационных показателей скважин, включая приемистость и динамику добычи.

По данным из работы [9], при удельных объемах воздействия 58…107 м³/м падение приемистости составило 12…46 %, что указывает на формирование дополнительного гидродинамического сопротивления в высокопроницаемых интервалах (таблица 1, рисунок 1). Значения η_ineff изменялись в диапазоне 0,12…0,46.

ТАБЛИЦА 1. Параметры закачки реагентов и изменение приемистости нагнетательных скважин после обработки

Видно, что по мере увеличения удельного объема закачки фиксируется снижение приемистости нагнетательных скважин. Как показано в работе [9], эта зависимость носит устойчивый характер и связана с формированием дополнительного гидродинамического сопротивления в наиболее проницаемых интервалах, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков.

РИСУНОК 1. Характер изменения приемистости нагнетательных скважин при увеличении удельного объема закачки реагента [9]

Анализ представленной зависимости показывает, что для части скважин со снижением приемистости более 15 % прослеживается близкая к линейной связь с объемом закачки. В то же время для ряда скважин эта зависимость выражена значительно слабее, что может указывать на перераспределение фильтрационных потоков в пределах высокопроницаемых интервалов. Подобная картина наблюдается даже при поддержании интегральной компенсации отбора на нормативном уровне.

Важно подчеркнуть, что данная перераспределенность возникает при сохранении интегральной компенсации отбора на нормативном уровне. Следовательно, даже при энергетически устойчивом балансе система может функционировать в режиме локальной каналированной фильтрации.

Следовательно, интегральный показатель компенсации не позволяет судить о пространственной структуре перераспределения потоков.

Изменение показателей разработки при формально стабильной компенсации отбора

Сопоставление коэффициента Дикстры–Парсонса (D01) и показателя выравнивания профиля (R01) (рисунок 2) позволяет выявить различия в их чувствительности к изменению объема закачки. Как показано в работе [9], коэффициент D01 изменяется в относительно узком диапазоне, тогда как показатель R01 значительно более чувствителен к вариациям объема закачки.

РИСУНОК 2. Изменение показателей D01 и R01 при варьировании безразмерного объема закачки [9]

T₀ – безразмерное время; R01 – относительный коэффициент нефтеотдачи для однородной модели; D01 – относительный коэффициент нефтеотдачи для неоднородной модели

Анализ представленных зависимостей показывает, что коэффициент D01 изменяется незначительно и остается в узком диапазоне значений. В то же время показатель R01 значительно более чувствителен к изменению объема закачки и демонстрирует выраженную вариативность.

Сравнение расчетных оптимальных и фактических объемов закачки (таблица 2) выявляет существенные различия между ними. Так, для отдельных скважин оптимальный объем достигает 277 м³/м при фактическом значении 68 м³/м, тогда как в других случаях, напротив, фиксируется перерасход закачки. Это означает, что одинаковый нормативный режим не гарантирует оптимального перераспределения потоков [9].

ТАБЛИЦА 2. Сопоставление расчетных оптимальных и фактических удельных объемов закачки

Этот результат имеет принципиальное значение: классические осредненные показатели неоднородности не фиксируют степень перераспределенности потоков, тогда как более дифференцированные критерии позволяют выявить границы эффективного регулирования. Это подтверждает тезис о методологической нечувствительности интегральной модели к пространственной структуре фильтрации [9, 16].

Связь эффективности охвата с неоднородностью коллектора

Нелинейная зависимость эффективности вытеснения от степени неоднородности подтверждается экспериментальными физическими моделями. При коэффициенте вариации 0,46 прирост нефтеотдачи после перехода к послойной закачке составил 8,0 %; при дальнейшем росте вариации эффект снижается. Предложено пороговое значение 0,55 как граница целесообразного разделения слоев (рисунок 3) [13].

РИСУНОК 3. Изменение прироста нефтеотдачи при послойной закачке в зависимости от коэффициента вариации [13]

Здесь коэффициент вариации используется как характеристика степени межслоевой неоднородности, прирост КИН (%) отражает изменение коэффициента нефтеотдачи, а красная линия соответствует границе перехода к режиму ограниченной управляемости (КВ ≈ 0,55).

По результатам экспериментальных исследований выявлен пороговый характер влияния неоднородности на эффективность вытеснения. При коэффициенте вариации порядка 0,55 и выше эффективность послойного перераспределения потоков снижается, а прирост нефтеотдачи ограничивается. Данный уровень неоднородности может рассматриваться как практический ориентир перехода к режиму доминирующей каналированной фильтрации, при котором интегральная компенсация отбора уже не обеспечивает требуемого охвата пласта [13].

Проведенный анализ показывает, что интегральная компенсация отбора обеспечивает поддержание энергетической устойчивости системы. Вместе с тем данный показатель сам по себе не отражает гидродинамическую эффективность заводнения и не гарантирует равномерный охват пласта.

При превышении пороговых значений неоднородности требуется переход к дифференцированным методам регулирования, основанным на контроле профиля приемистости, межслоевой связанности и локального распределения потоков.

Установлено, что конкретные количественные ориентиры могут варьировать в зависимости от литологической структуры объекта и стадии его разработки.

Именно в этом контексте интегральная нормативная модель должна рассматриваться не как универсальный инструмент управления, а как частный случай, который применим лишь в условиях ограниченной геологической неоднородности.

Ограничения и область применения интегральной модели регулирования систем ППД

Проведенный анализ позволяет определить условия, при которых интегральная модель регулирования системы поддержания пластового давления обеспечивает управляемость процесса заводнения.

В основе модели лежит поддержание заданного соотношения объемов закачки и добычи, что обеспечивает компенсацию отбора и, как следствие, энергетическую устойчивость залежи. Вместе с тем ее эффективность с точки зрения охвата пласта существенно зависит от степени межслоевой неоднородности продуктивного разреза.

Сопоставление промысловых и экспериментальных данных позволяет выделить три характерные области функционирования системы.

Зона 1 – область устойчивой применимости модели (VC < 0,40; K_h ≤ 5; η_ineff < 0,25). В этих условиях при умеренной неоднородности перераспределение фильтрационных потоков компенсируется стандартной корректировкой режимов нагнетания, а поддержание нормативного уровня компенсации отбора обеспечивает приемлемый охват пласта.

Зона 2 – переходная область (0,40 ≤ VC < 0,55; 5 < K_h ≤ 10; η_ineff = 0,25…0,40). Интегральная компенсация сохраняет энергетическую устойчивость, однако уже не является достаточным критерием эффективности охвата. Требуется дополнительный контроль профиля приемистости и межслоевой связанности.

Зона 3 – область ограниченной управляемости (VC ≥ 0,55; K_h > 10; η_ineff > 0,40). Увеличение объема закачки не приводит к пропорциональному росту охвата пласта. Регулирование, основанное исключительно на интегральных показателях, утрачивает прогностическую ценность.

На основе совместного анализа коэффициента вариации проницаемости, контрастности коллекторских свойств и показателя η_ineff предложена трехзонная схема функционирования систем ППД, отражающая степень отклонения от условий применимости интегрального управления. Для зоны критической неоднородности показано, что переход к дифференцированному управлению обеспечивает снижение коэффициента неэффективной закачки ηineff на 15…30 % и перераспределение до 20…35 % объема закачки в низкопроницаемые интервалы, что приводит к увеличению охвата пласта и повышению устойчивости системы разработки.

При достижении пороговой области неоднородности (в частности, при коэффициенте вариации порядка 0,55 и выше по данным физического моделирования) эффективность перераспределения потоков становится ограниченной. В этом режиме увеличение объема закачки не приводит к пропорциональному росту коэффициента охвата пласта, а регулирование, основанное исключительно на интегральных показателях, теряет прогностическую ценность [9, 13, 15].

Показано, что реализация предложенного подхода приводит к снижению неэффективной закачки и перераспределению потоков в сторону низкопроницаемых интервалов, что обеспечивает повышение охвата пласта и устойчивости системы ППД.

Таким образом, применимость интегральной модели регулирования систем ППД следует ограничивать диапазоном геолого-физических условий, при которых пространственная структура фильтрации остается управляемой без применения селективных технологий выравнивания профиля приемистости. При выходе за пределы данной области требуется переход к дифференцированным методам регулирования, ориентированным на контроль распределения потоков по разрезу.

Для количественного обоснования пороговых значений системы мониторинга выполнено аналитическое моделирование распределения фильтрационных потоков в многослойном неоднородном коллекторе на основе закона Дарси. Рассмотрены двух- и трехслойная модели пласта; результаты верифицированы на промысловых данных из источника [13].

Для двухслойного пласта с проницаемостями k_max и k_min при одинаковом градиенте давления доля нагнетаемого агента, поступающего в высокопроницаемый (уже промытый) интервал, составляет:

Для трехслойной модели, где k_mid = √(k_max·k_min) (среднегеометрическое значение, стандартное допущение при логнормальном распределении проницаемости):

Результаты моделирования представлены на рисунке 4. Как следует из рисунка, при K_h ≤ 5 (зона 1) значение η_ineff не превышает 0,25 даже для двухслойной модели: закачка распределяется относительно равномерно и управляема стандартными нормативными методами. При K_h = 5…10 (зона 2) η_ineff возрастает до 0,25…0,40, что соответствует переходному режиму и требует расширенного мониторинга. При K_h > 10 (зона 3) η_ineff превышает 0,40 – преобладающая часть закачки концентрируется в высокопроницаемых каналах, что делает интегральный контроль VRR недостаточным.

РИСУНОК 4. Зависимость коэффициента от коэффициента контрастности проницаемости

Промысловые данные по 9 нагнетательным скважинам [9] с K_h = 8…15 и η_ineff = 0,12…0,46 хорошо согласуются с трехслойной моделью (средняя относительная погрешность не превышает 8 %). Вертикальная линия на рисунке соответствует порогу VC ≈ 0,55 по данным [13], который при принятых допущениях отвечает K_h ≈ 10,5, что совпадает с границей зоны 3 в предложенной классификации.

Представленные граничные условия не являются универсальными константами и зависят от конкретных фильтрационно-емкостных параметров объекта разработки, однако позволяют задать инженерные ориентиры для оценки применимости интегральной модели в условиях выраженной межслоевой неоднородности. При выходе системы за пределы области устойчивой управляемости использование исключительно интегральных нормативных критериев становится недостаточным, что обосновывает необходимость перехода к дифференцированным инструментам мониторинга распределения потоков, включая методы, основанные на анализе межскважинной связанности и интерпретации промысловых данных.

Система показателей мониторинга межслоевой связанности на основе промысловых данных

Результаты анализа позволяют сформулировать ключевое методологическое противоречие действующей нормативной практики: коэффициент компенсации отбора (VRR) является показателем энергетического баланса залежи, однако не выступает индикатором пространственной эффективности вытеснения. В зоне 1 (VC < 0,40; K_h ≤ 5) интегральный баланс и равномерность охвата совпадают. Однако при переходе в зоны 2 и 3 VRR сохраняет энергетическую устойчивость, но перестает диагностировать прогрессирующую каналированную фильтрацию.

Авторами предлагается концептуальная схема такой интеграции, основанная на совмещении авторского критерия η_ineff с методами оценки динамической межскважинной связанности. Эта схема основана на совмещении авторского критерия η_ineff с коэффициентом компенсации отбора VRR, показателем перераспределения закачки ΔI(z) по длине горизонтального ствола или интервалам перфорации и параметром межскважинной связанности C_ij, определяемого по результатам интерпретации промыслово-геофизических данных и анализа гидродинамического отклика добывающих скважин на закачку.

Предлагаемая система мониторинга включает четыре взаимодополняющих показателя (таблица 3), каждый из которых чувствителен к определенному аспекту пространственной структуры фильтрации [4, 5, 8, 14].

ТАБЛИЦА 3. Система показателей дифференцированного мониторинга систем ППД

Показатель η_ineff рассчитывается как отношение объема закачки, поглощенного высокопроницаемыми уже промытыми интервалами, к суммарному объему закачки за период. Его получение возможно при наличии данных расходометрии в сочетании с результатами контроля текущей нефтенасыщенности методами ИННК или СНГК [4, 5].

Безразмерный показатель ΔI(z) характеризует отклонение фактического распределения закачки по разрезу от равномерного:

где I_max и I_min – максимальное и минимальное значения удельной приемистости по интервалам, м³/(сут·м); Ī – среднее значение по скважине, м³/(сут·м). При ΔI(z) > 2,0 распределение признается критически неравномерным и требует применения технологий ВПП или раздельной закачки [4, 5].

Безразмерный индекс связанности C_ij определяется в рамках CRM как доля закачки нагнетательной скважины i, оказывающей гидродинамическое влияние на добывающую скважину j, при условии

Высокие значения безразмерного коэффициента C_ij при одновременном росте η_ineff и обводненности добывающей скважины однозначно указывают на формирование канала предпочтительной фильтрации, что невозможно диагностировать по интегральному VRR.

Дифференцированное управление системами ППД

На основе трехзонной классификации и системы показателей формулируется следующий механизм принятия управленческих решений по режимам нагнетания.

Зона 1 – интегральное управление (VC < 0,40; K_h ≤ 5). Стандартный нормативный режим. Контроль по VRR в диапазоне 95…105 % обеспечивает приемлемый охват пласта. Периодический контроль профиля приемистости – не реже одного раза в год [6, 10].

Зона 2 – комбинированное управление (0,40 ≤ VC < 0,55; 5 < K_h ≤ 10). Расширенный мониторинг. Помимо VRR, обязателен контроль η_ineff и ΔI(z) – не реже одного раза в 6 месяцев. При η_ineff > 0,25 или ΔI(z) > 1,5 проводится ВПП [4, 9].

Зона 3 – дифференцированное управление (VC ≥ 0,55; K_h > 10). Переход к управлению на основе промысловых данных. VRR сохраняется как контрольный показатель энергетического баланса, однако управленческие решения принимаются на основе матрицы C_ij и динамики η_ineff. Построение CRM- или GNN-модели межскважинной связанности; идентификация доминирующих каналов при C_ij > 0,4 и η_ineff > 0,35 [14, 16].

Для зоны критической неоднородности показано, что переход к дифференцированному управлению обеспечивает снижение коэффициента неэффективной закачки η_ineff на 15…30 % и перераспределение до 20…35 % объема закачки в низкопроницаемые интервалы, что приводит к увеличению охвата пласта.

Предложенная схема не требует создания новой системы данных. На большинстве зрелых месторождений Западной Сибири с K_h = 8…15 и обводненностью 75…90 % уже доступны: история закачки и добычи по скважинам (для CRM/GNN), данные ПГИ профиля приемистости (для η_ineff и ΔI(z)) и результаты ГДИС. В случае нерегулярности ПГИ восстановление матрицы C_ij методами машинного обучения по вариациям дебитов является методологически обоснованной альтернативой [1, 16].

Интеграция предложенного решения в проектные документы возможна в рамках действующей нормативной базы через раздел «Геолого-технические мероприятия» технологической схемы или дополнения к ПТД, предусматривающие поэтапный переход к дифференцированному контролю в зависимости от зоны неоднородности объекта [6, 10].

Заключение

В работе установлены количественные границы применимости интегрального подхода к управлению системами поддержания пластового давления и обоснована необходимость перехода к дифференцированному регулированию в условиях выраженной геологической неоднородности.

Предложена трехзонная классификация режимов функционирования систем ППД, включающая зону устойчивого регулирования, переходную зону и зону критической неоднородности, для которых определены диапазоны коэффициента вариации проницаемости, контрастности проницаемости и коэффициента неэффективной циркуляции.

Введен критерий η_ineff, позволяющий количественно разграничивать области применимости интегрального и дифференцированного подходов к управлению. Разработанная схема мониторинга межслоевой связанности, основанная на совместном анализе показателей VRR, η_ineff, ΔI(z) и C_ij, обеспечивает обоснованное перераспределение закачки в системе ППД. Следует отметить, что предложенный подход требует верификации на объектах с различной степенью геологической неоднородности.

Полученные результаты расширяют методическую базу управления системами ППД и могут служить основой для перехода к адаптивным технологиям регулирования заводнения. Результаты могут быть использованы при принятии технологических решений по оптимизации систем заводнения на месторождениях с выраженной геологической неоднородностью.

1. Правила подготовки технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья: утверждены приказом Министерства природных ресурсов и экологии Российской Федерации от 20 сентября 2019 г. № 639. – М.: Минприроды России, 2019. – 74 с.

2. Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений: утв. приказом Министерства природных ресурсов РФ от 21 марта 2007 г. № 61. – М.: МПР России, 2007. – 98 с.

3. ГОСТ Р 53710–2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки. – М.: Стандартинформ, 2010. – 48 с.

4. Ипатов А.И. Проблемы промыслово-геофизического контроля в условиях «новой экономической политики» / А.И. Ипатов, М.И. Кременецкий // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2022. – Вып. 2 (37). – С. 87–99. – DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2022-37.art6.

5. Колесников М.В. Возможности промыслово-геофизических исследований для диагностики горизонтальных скважин с различным типом заканчивания / М.В. Колесников, Е.П. Панарина, М.И. Кременецкий, Е.С. Пахомов // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2024. – Т. 15, № 3. – С. 296–311. – DOI: 10.29222/ipng.2078-5712.2024-15-3.art7.

6. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 2000. – 365 с.

7. Нагимов В.М. Диагностика нецелевой закачки и оптимизация системы поддержания пластового давления на зрелых месторождениях / В.М. Нагимов, А.А. Лутфуллин, И.С. Каримов // PROнефть. Профессионально о нефти. – 2023. – Т. 8, № 1. – С. 64–72. – DOI: 10.51890/2587-7399-2023-8-1-64-72.

8. Популова Т.П. Комплексный подход к анализу эффективности и оптимизации системы поддержания пластового давления на примере зрелого газонефтяного месторождения / Т.П. Популова, Д.Г. Афонин // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2025. – Т. 16, № 3. – С. 424–440. – EDN: HRYRYQ.

9. Процедура оптимизации технологии выравнивания профиля приемистости / К.М. Федоров, Р.М. Ганопольский, А.Я. Гильманов, А.П. Шевелев // Вестник Самарского университета. Естественнонаучная серия. – 2023. – Т. 29, № 1. – С. 74–88. – DOI: 10.18287/2541-7525-2023-29-1-74-88.

10. Томашевский А.В. Системы поддержания пластового давления. – Уфа: УГНТУ, 2012. – 312 с.

11. Craig F. F. The reservoir engineering aspects of waterflooding. – Dallas: Society of Petroleum Engineers, 1971. – 141 p.

12. Dong L. Experimental investigation on layer subdivision water injection in multilayer heterogeneous reservoirs / L. Dong, P. Zhong, Q. Zhang [et al.] // ACS Omega. – 2023. – Vol. 8. – P. 43546–43555. – DOI: 10.1021/acsomega.3c04249.

13. Sayarpour M. Development and application of a capacitance model to secondary and tertiary flooding / M. Sayarpour, C. S. Kabir, L. W. Lake // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2009. – Vol. 69, No 1–2. – P. 97–107.

14. Stiles W. E. Use of permeability distribution in waterflood calculations // Transactions of the AIME. – 1949. – Vol. 186. – P. 9–13.

15. Sun H. Impact of permeability contrast on sweep efficiency during waterflooding in multilayer reservoirs / H. Sun, Y. Zhang, X. Chen // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2023. – Vol. 221. – Article 111309. – DOI: 10.1016/j.petrol.2023.111309.

16. Zeng X. Evaluating interwell connectivity in waterflooding reservoirs with graph-based neural networks / X. Zeng, W. Zhang, T. Chen [et al.] // SPE Journal. – 2022. – Vol. 27, No 6. – P. 3623–3638.