Анализ геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств аптской залежи месторождения-примера «В»Изучение геологического строения шельфа Каспийского моря геофизическими методами начато в 30-е годы XX в. Были выполнены первые гравиметрические работы, региональные исследования, включающие геолого-съемочные работы, электроразведку и сейсморазведку. В своде структуры была заложена первая поисковая скважина № 1-Р. В результате проводки этой скважины в разрезе нижнемелового комплекса отложений альбского и аптского яруса было открыто газоконденсатное месторождение «В». Продуктивный разрез аптского яруса месторождения «В» охарактеризован керном из разведочных скважин. В отложениях апта преобладают алевролиты с незначительной и редкой примесью зерен песчаной фракции. В целом аптские отложения немногим менее глинистые, чем альбские. Коллекторами в отложениях аптского яруса являются алевролиты с размером обломков более 0,04 мм. Нефтяная оторочка аптской залежи подтверждена испытаниями в колонне и опробованиями на кабеле в разведочных скважинах. Краткая характеристика аптской залежи месторождения «В» представлена в табл. 1 (ГНК – газонефтяной контакт; ГВК – газоводяной контакт; ВНК – водонефтяной контакт).  Таблица 1Table 1Характеристика аптской залежи месторождения «В»Characteristics of the Aptskaya deposit of the “B” fieldsТипзалежиВозрастотложенийРазмерзалежи(в пределах уровня подсчета), кмВысота залежи, мСредневзвешеннаяэффективнаятолщинапо скважинам, мТипколлектораУсловные уровниподсчета, а.о., мнефтенасыщеннаягазона-сыщеннаяГНКГВКВНКГазоконденсатно-нефтяная, пластоваяОсновная залежь20,5 × 5,0~7013,89,4Терригенный, алевролитс прослоями аргиллитов,поровый–1 291,7––1 324,3Газоконденсатная, пластоваяВосточная залежь1,0 × 0,6~10–3,0––1 336,5–  Анализ фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пород аптского яруса свидетельствует о литологической идентичности одновозрастных пород месторождения «В» и близлежайшего месторождения «И», что позволяет использовать единую петрофизическую основу при интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС). Выявлены участки с высокими значениями пористости и проницаемости, которые являются основными коллекторами углеводородов. Изучение характера распределения коллекторов и их ФЕС в пределах аптской залежи месторождения «В» позволило определить наиболее перспективные зоны для дальнейшего бурения и оптимизации добычи.Обоснование выбора оптимальной конструкции многозабойных скважин с учетом специфики залежиВ рамках опытно-промышленных разработок (ОПР) были закончены строительством две скважины на аптскую залежь № 1 (стандартной конструкции) и № 2 (оптимизированной конструкции). Оптимизация конструкции аптских скважин осуществлена за счет уменьшения глубины спуска эксплуатационной колонны до кровли альбского яруса и спуском хвостовика с разобщением альбского и аптского ярусов с использованием самонабухающих пакеров (рис. 1).  Рис. 1. Типовая схема стандартной и оптимизированной конструкции скважиныFig. 1. A typical scheme of a standard and optimized well design  По результатам строительства аптских скважин по разным типам конструкций была  сформирована сравнительная табл. 2.  Таблица 2Table 2Сравнение результатов строительства аптских скважинComparison of the results of the construction of the Aptian wells№скважиныТип конструкцииПлотность бурового раствора, г/см3Дебит нефти до МГРППроходка, мСтоимость бурения скважины,тыс. руб.Удельная стоимость, тыс. руб./м проходки1Стандартная1,30913 9241 930 627,32491,752Оптимизированная1,47424 0381 265 224,90303,42  По результатам исследований отмечено увеличение репрессии на пласт в следствии повышения эквивалентной циркуляционной плотности бурового раствора, что приводит к ухудшению ФЕС коллектора. Наиболее резкое падение коэффициента восстановления проницаемости Kвосст отмечено при эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП) бурового раствора более 1,64 г/см3 (что соответствует значению статической плотности 1,45 г/см3). Данная закономерность обусловлена формированием более плотной фильтрационной корки бурового раствора и более глубоким внедрением раствора и его фильтрата в поры и трещины пласта. Таким образом, отмечается снижение коэффициента восстановления проницаемости при повышении плотности РУО MEGADRIL.В ноябре 2025 г. завершено проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) на скважине № 2 с недостижением планового дебита ввиду высокого газового фактора (–32 % от плана). Вариант проведения ГРП для каждой стадии определялся на основании ранг-рейтинговой оценки результатов многовариантного моделирования дизайнов ГРП с учетом геолого-гидродинамического моделирования с целью минимизации дебитов воды и газа (табл. 3). Таблица 3Table 3Массовый расход пропанта на каждую стадиюMass consumption of propane at each stageСтадия151413121110987654321Масса пропанта, т20102020201051010550500  Накопленная добыча по аптской залежи для различных вариантов составила:– горизонтальная скважина (ГС) с МГРП – 2,2 млн т;– ГС с МГРП + прорыв в газовой шапке – 1,7 млн т;– многозабойная скважина (МЗС) – 2,7 млн т (предлагаемый вариант).Таким образом, МЗС позволяют одновременно охватить значительную площадь продуктивного пласта за счет бурения одного ствола до кровли или подошвы пласта, а затем отвода от него нескольких горизонтальных боковых стволов (горизонтов), дренирующих продуктивную часть аптской залежи. Данный подход обеспечивает существенное снижение риска прорыва газа из газовой шапки (в отличии от МГРП), повышение степени дренирования и, как следствие, увеличение общего коэффициента извлечения нефти (КИН) [3]. Моделирование схемы нижнего заканчиванияМоделирование нижнего заканчивания МЗСс применением систем интеллектуального заканчивания (СИЗ) представляет собой сложную, но крайне важную задачу. Целью такого моделирования является определение оптимальной конфигурации стволов, расположения фильтрационных секций и последовательности установки интеллектуальных клапанов [1]. При этом учитываются такие факторы, как гидродинамические параметры пласта, ожидаемые профили притока, потенциал водо- и газопроявлений, а также ограничения по давлению и температуре. Разработка детальных моделей позволяет прогнозировать поведение скважины в различных режимах эксплуатации и избегать нежелательных сценариев, например преждевременного обводнения или загазирования.Предполагается установка двух фильтров напротив каждого Fish bone (ФБ), а также в основном стволе, исходя из соотношения 65 % фильтров / 35 % глухой трубы [2]. На основе просчитанной на буримость траектории и предполагаемых потребностей во внутрискважинном оборудовании сформирована предварительная схема нижнего заканчивая по МЗС № 4 (рис. 2).  Рис. 2. Проект схемы заканчивания многозабойной скважины № 4 месторождения «В»Fig. 2. Draft completion scheme for multi-hole well No. 4 of the “B” field  Ключевым этапом создания схемы является декомпозиция пластового резервуара на отдельные дренируемые зоны. Далее для каждой из этих зон устанавливается клапан контроля притока VAM TOP (электрический клапан контроля притока (ЭККП)).Многопозиционный ЭККП – интеллектуальная система контроля скважины, полностью управляемая с поверхности, которая позволяет точно и надежно управлять потоком флюидов в каждой зоне добычи без скважинных вмешательств. Регулирования притока осуществляется через клапан, который имеет 6 положений штуцирования. Клапан приводится в действие мотором и контролируется электрической системой управления. Каждый клапан подключается к линии управления через контакты подключения и таким образом имеет связь с наземным модулем управления (рис. 3).  Рис. 3. Устройство многопозиционного электрического клапана контроля притокаFig. 3. Multi-position electric flow control valve device   Несколько ЭККП могут быть установлены в обсаженной скважине или открытом стволе, чтобы разделить ствол скважины на многочисленные контролируемые зоны, для оптимизации добычи. Наличие клапана ЭККП в каждой зоне позволяет выборочно управлять притоком флюидов либо закрывать зону в случае обводнения. Наземный модуль для управления многопозиционными клапанами контроля притока – блок контроля и управления ЭККП, спускаемыми в скважину для контроля добычи углеводородов. Устройство находится на поверхности и соединяется с ЭККП через забойный электрический маслостойкий кабель, что позволяет минимизировать количество линий управления клапанами до одной. Максимальное количество спускаемых ЭККП не более 7 штук (рис. 4).  Рис. 4. Наземный модуль для управления многопозиционными клапанами контроля притокаFig. 4. Ground module for controlling multi-position flow control valves device  Использование наземного модуля управления ЭККП позволяют регулировать дебит каждого отдельного интервала, а также полностью или частично изолировать его в случае необходимости. Такое точечное управление дает возможность выравнивать профиль добычи по всей площади скважины, поддерживать оптимальное забойное давление и, как следствие, существенно повышать коэффициент извлечения углеводородов, продлевая срок эффективной эксплуатации месторождения. Оценка экономической эффективностиОценка экономической эффективности МЗС с интеллектуальным заканчиванием (ИЗ) требует применения комплексного подхода, включающего в себя прогнозирование дебитов, эксплуатационных затрат на протяжении всего жизненного цикла скважины, а также использование актуальных единых сценарных условий (ЕСУ).  Все предлагаемые к реализации МЗС с ИЗ экономически рентабельны. Стоимость строительства МЗС ниже по сравнению с горизонтальными с МГРП, а чистый технологический эффект выше за счет изменения конструкции и спуска интеллектуального заканчивания. ЗаключениеВ результате проведенного анализа предложена эффективная технология разработки аптской залежи месторождения «В», которая позволит увеличить КИН, снизить операционные затраты и повысить экономическую эффективность проекта. Разработанные рекомендации по проектированию и эксплуатации МЗС с ИЗ могут быть применены и на других месторождениях со схожими геологическими условиями. Экономическая эффективность такого комплексного подхода также является неоспоримым преимуществом. Хотя первоначальные инвестиции в МЗС и СИЗ могут быть выше, чем при бурении горизонтального ствола с последующим проведением МГРП, они окупаются за счет увеличения объемов добычи, снижения операционных затрат и продления срока эксплуатации месторождения.  Дальнейшее развитие технологий, таких как применения искусственного интеллекта для анализа данных с забойных датчиков и автоматического управления процессом добычи, обещает еще большую эффективность. На основе полученной информации принимаются решения об изменении режима работы скважины, оптимизации работы насосного оборудования, а при необходимости – о проведении ремонтно-изоляционных работ.