Исследователи из Тюмени создали трехмерную геологическую модель перспективной нефтяной залежи в Ямало-Ненецком автономном округе. Это позволило скорректировать план бурения скважин на месторождении.

Основным объектом изучения стало Сугмутское месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе. Специалисты провели комплексный анализ данных 3D-сейсморазведки с учетом результатов эксплуатационного бурения и разработали цифровую 3D-модель залежи. На ее основе была изменена схема бурения скважин. Подобная работа выполнена впервые.

Сугмутское месторождение находится в 95 км к северо-востоку от Ноябрьска, на юге ЯНАО. Исследования показали, что 25-30% запланированных скважин расположены в зоне риска - в областях с низкопродуктивными коллекторами или в водонефтяной зоне. В результате из 195 намеченных скважин бурение 43 отменили. Дополнительно подготовлено обоснование для отказа от бурения еще 32 скважин.

Ученые также рассчитали минимальный рентабельный дебит - объем добычи нефти, при котором эксплуатация скважины экономически оправдана. Для данной залежи он составил 9 т/сут. С помощью карты прогнозируемых эффективных толщин коллектора исследователи предложили способ увеличения добычи - бурение горизонтальных или полого-наклонных скважин. Этот метод подтвердил свою эффективность в ходе успешного эксперимента на месторождении.

В проекте участвовали специалисты Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. Трофимука СО РАН, Тюменского индустриального университета, Ингеосервис и Западно-Сибирский Геологический Центр.

Источник: neftegaz.ru