Тюменские ученые построили 3D-модель нефтяной залежи на Ямале и скорректировали схему бурения

Подобная работа выполнена впервые. Тюмень, 9 июл - ИА Neftegaz.RU. Исследователи из г. Тюмени создали трехмерную геологическую модель перспективной нефтяной залежи в Ямало-Ненецком автономном округе. Это позволило скорректировать план бурения скважин на месторождении.
Об этом сообщили в пресс-службе Института нефтегазовой геологии и геофизики (ИНГГ) СО РАН.

Основным объектом изучения стала залежь пласта БС9-2 Сугмутского месторождения, расположенного в 95 км к северо-востоку от г. Ноябрьска, на юге ЯНАО.
С пластом БС9-2 - структурно - литологической ловушкой в отложениях мегионской свиты, связана промышленная нефтегазоносность месторождения.

Специалисты провели комплексный анализ данных 3D-сейсморазведки с учетом результатов эксплуатационного бурения и разработали цифровую 3D-модель залежи клиноформного строения разреза неокома.
Плотность модели (размер ячеек) не анонсируется, но, вероятно, она задана переменной для повышения достоверности данных.
Для геометризации резервуара пласта БС9-2 использовался на качественном уровне принцип согласования с картиной волнового поля, информативными динамическими параметрами, картой временных толщин, стратиграфическими слайсами.
На основе геологической модели была изменена схема бурения скважин.
Подобная работа выполнена впервые.

В рамках лицензий не всегда ГРР проводится в полном объеме, больше делается упор на геофизические исследования.
3 - мерное моделирование геологического строения и нефтегазоносности недр месторождения с использованием IT позволяет решать многие вопросы на основе систематизации, анализа, переобработки и переинтерпретации накопленного геолого-геофизического материала:

• подсчет ресурсов углеводородов;
• ранжирование перспективных участков недр и локальных объектов по геолого-экономическим критериям.

Результаты исследования:

• проведена корректировка местоположения проектных скважин,
• подготовлены рекомендации по заложению горизонтальных скважин.
  25-30% запланированных скважин расположены в зоне риска - в областях с низкопродуктивными коллекторами или в водонефтяной зоне;
• из 195 намеченных скважин бурение 43 отменили;
• подготовлено обоснование для отказа от бурения еще 32 скважин;
• рассчитан минимальный рентабельный дебит - 9 т/сут. - объем добычи нефти, при котором эксплуатация скважины экономически оправдана;
• с помощью карты прогнозируемых эффективных толщин коллектора предложен 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 ИНГГ им. А. Трофимука, Тюменского индустриального университета, Ингеосервис и Западно-Сибирский Геологический Центр.