Тюменские специалисты построили трёхмерную геологическую модель перспективной залежи нефти
25 июля 2205 г.
В центре внимания исследователей оказалось Сугмутское месторождение, которое находится в Ямало-Ненецком автономном округе.
В работе приняли участие сотрудники Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, Тюменского индустриального университета, ООО «ИНГЕОСЕРВИС» и ООО «ЗапСибГЦ». Результаты опубликованы в журнале «Геология и недропользование».
Выполнив комплексную интерпретацию данных сейсморазведки 3D с учетом результатов эксплуатационного бурения, специалисты построили цифровую трёхмерную геологическую модель залежи нефти пласта БС 9–2. На основе этой модели была скорректирована схема бурения скважин на месторождении. В комплексе такая работа была выполнена впервые.
В процессе исследований было установлено, что примерно 25–30% скважин из проектного фонда располагаются в зоне риска (низкопродуктивных коллекторов и водонефтяной зоне залежи). В итоге из намеченных к бурению 195 эксплуатационных скважин было отменено 43. Также было дополнительно подготовлено обоснование к отмене еще 32 скважины.
Кроме того, в ходе работы эксперты отметили взаимосвязь между эффективной толщиной пласта-коллектора и текущими дебитами нефти. По итогам расчетов минимальный рентабельный дебит для исследуемой залежи составил 9 тонн в сутки.
Используя карту прогнозных эффективных толщин коллектора данной залежи, авторы модели предложили действенный способ интенсификации притоков пласта – бурение горизонтальных или полого-наклонных скважин. Этот подход оказался верным, что подтвердил успешный эксперимент на месторождении.
Таким образом, геологическое моделирование залежей позволяет повысить надежность прогнозирования и улучшить планирование добычи на месторождении; более эффективно эксплуатировать запасы; понизить риск бурения низкопродуктивных скважин и уменьшить затраты.
Источник: ИНГГ СО РАН.