3D-моделирование нефтяной залежи на Ямале: достижения тюменских ученых
09.07.2025 Время чтения 1.5 мин. Нефтегазовая промышленность
Тюменские исследователи завершили разработку цифровой 3D-модели геологического строения нефтяного пласта БС 9–2, основываясь на глубоком анализе данных, полученных в процессе 3D-сейсмической разведки. Проект был сосредоточен на изучении Сугмутского месторождения, расположенного в Ямало-Ненецком автономном округе. Об этом сообщает пресс-служба Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН.
На основе полученной модели была скорректирована схема бурения скважин в данном районе. Отличительной чертой этой работы стало то, что подобный комплексный подход был применен впервые. В инициативе приняли участие специалисты Западно-Сибирского филиала ИНГГ им. А.А. Трофимука, Тюменского индустриального университета, а также сотрудники компаний «Ингеосервис» и «ЗапСибГЦ».
Исследования выявили, что около 25-30% запланированных скважин располагается в зонах с высоким риском малопродуктивности, включая малопродуктивные коллекторы и водонефтяные зоны. В ходе работы было принято решение об отмене 43 из 195 запланированных эксплуатационных скважин, а также подготовлено обоснование для отказа от еще 32 скважин.
Помимо этого, специалисты установили зависимость между эффективной толщиной коллектора и текущими темпами добычи нефти. Расчеты показали, что минимально приемлемый дебит для изучаемого горизонта составляет 9 тонн в сутки. Опираясь на карту прогнозируемой эффективной толщины пласта, авторы модели предложили инвестиционно привлекательный способ увеличения притока нефти через бурение горизонтальных или наклонно-направленных скважин. Этот метод продемонстрировал свою эффективность во время практических испытаний на месторождении.
Таким образом, геологическое моделирование способствует повышению точности прогнозов и улучшению планирования добычи, рациональному использованию запасов, а также снижению рисков при бурении малодебитных скважин и уменьшению финансовых затрат.
Фото Phere.com
