Тюменские специалисты построили трёхмерную модель перспективной залежи нефти в ЯНАО, что оптимизировало схему бурения скважин
Подобная комплексная работа позволяет повысить надёжность прогнозирования и улучшить планирование добычи на месторождении
Добыча нефти. Автор фото: ArtPhoto_studio. Источник: ru.freepik.com
Специалисты Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А.А. Трофимука (ИНГГ) СО РАН, Тюменского индустриального университета, ООО «Ингеосервис» и ООО «ЗапСибГЦ», используя данные сейсморазведки и результаты эксплуатационного бурения, впервые построили трёхмерную геологическую модель залежи нефти на Сугмутском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО). На основе этой модели была оптимизирована схема бурения скважин на месторождении, спрогнозирован дебит нефти, сообщает пресс-служба ИНГГ.
Сугмутское – одно из крупнейших нефтяных месторождений Западной Сибири, расположенное неподалёку от городов Ноябрьск и Муравленко в ЯНАО и почти на границе с Ханты-Мансийским автономным округом (ХМАО). Оно было открыто в 1987 году, разработка началась в 1995-м. Основные запасы нефти связаны с пластом БС-9-2 Мегионской свиты – единственном, на котором ведутся работы, и, по расчётам, их должно хватить лет на 30-35. Но при этом активно проводятся эксперименты по сокращению потерь при добыче нефти.
Трёхмерная геологическая модель разрабатываемого пласта Сугмутского месторождения позволила установить, что примерно 25–30% скважин, которые планировалось бурить, располагаются в зоне риска. В итоге из намеченных к бурению 195 эксплуатационных скважин было отменено 43 и подготовлено обоснование к отмене ещё 32 скважин. Кроме того, авторы модели предложили способ интенсификации притоков пласта – бурение горизонтальных или полого-наклонных скважин. Этот подход оказался верным, что подтвердил успешный эксперимент на месторождении.
В ходе работы над моделью эксперты отметили взаимосвязь между толщиной пласта-коллектора и текущими дебитами нефти (объёмы нефти, добываемые из скважин за определённый период времени, – например, в сутки). По итогам расчётов минимальный рентабельный дебит для исследуемой залежи составил 9 тонн в сутки.
Создание трёхмерной геологической модели залежей, таким образом, повышает надёжность прогнозирования и точность планирования добычи на месторождении; позволяет более эффективно эксплуатировать запасы, снижать риск бурения низкопродуктивных скважин и уменьшать затраты.
На Сугмутском месторождении не первый раз применяются самые современные технологии. Только сейчас они – цифровые, а в начале разработки там впервые использовали новейшие на то время технологии добычи нефти: глубоко проникающую перфорацию и бурение горизонтальных скважин с длиной горизонтальной части ствола более 1000 м.
Сугмутом занимается «Газпромнефть-Муравленко», в то время как сама «Газпромнефть» совместно с Университетом Иннополис и Nedra Digital планирует создать глобальную цифровую систему для геомеханического моделирования месторождений нефти и природного газа.
