На примере месторождения Беджил приведено сравнение результатов построения 3D-кубов литологии различными способами, наиболее активно применяемыми в мировой практике. Куб коллектора является важной и неотъемлемой частью трехмерных геологических моделей, обусловливающей объем эффективной нефтенасыщенной части пласта. От качества геологической модели напрямую зависит представление об изучаемой геологической среде. Детально рассмотрены два варианта построения куба литологии. Первый способ более популярный в отечественной практике — построение куба литологии напрямую по результатам интерпретации материалов ГИС. Второй способ, являющийся более распространенным в мировой практике, заключается в построении куба фациальных обстановок и последующем распространении в резервуаре разных литотипов с учетом фациальных особенностей строения пласта. В зависимости от поставленных задач, стадии изученности и геологических особенностей месторождения подбирается наиболее оптимальный способ моделирования.

Данная статья посвящена результатам анализа геологических факторов, оказавших наибольшее влияние на заполнение на территории Уватского района юга Тюменской области юрских ловушек углеводородами. По результатам палеотектонического анализа установлены три основных этапа структурных перестроек отложений осадочного чехла. Каждый этап характеризовался не только появлением новых ловушек в интервале юрских отложений, но погружением на определенную глубину баженовской свиты. Несмотря на хороший генерационный потенциал, на большей территории Уватского района баженовская свита не успела в полной мере его реализовать. Установлено, что в центральных и восточных районах она вошла в главную зону нефтеобразования только в палеогене. Поскольку развитие рельефа современных структурных планов юрских отложений на этой территории происходило в несколько этапов, и образование ловушек, и латеральная миграция углеводородов (УВ) происходили поэтапно. В результате совместное влияние латеральной миграции УВ и этапного формирования локальных структур в разных районах Увата привели к выборочному заполнению юрских ловушек УВ.

Для повышения результативности поисково-разведочного бурения на разных лицензионных участках категории «greenfield», принадлежащих компании ПАО «НК «Роснефть», в ООО «Тюменский нефтяной научный центр» в последние годы активно разрабатываются разные инновационные технологии, позволяющие повысить вероятность открытия залежей углеводородов (УВ). Одним из таких подходов является использование разных методик на основе фрактальности геологических объектов. В статье изложены результаты применения метода фрактального анализа для решения одной из прикладных задач нефтяной геологии, а именно коррекции границ фациальных зон (ФЗ) на фациальных картах, которые являются основой для построения карт рисков по «коллектору». Показано, что границы ФЗ на фациальных картах, построенных преимущественно на данных сейсморазведки и ограниченном объеме материалов поискового бурения, имеют вариативность. Выявленная зависимость между распределением суммарных толщин коллекторов в разных ФЗ и фрактальной размерностью ловушек позволила скорректировать фациальные карты и карты рисков по «коллектору».

Изложены результаты многолетних комплексных стратиграфических исследований верхнего мела (без сеномана) Западной Сибири. Проведены анализ и обсуждение объема местных стратиграфических подразделений, полноты их биостратиграфической и литологической характеристики. На основе актуальных результатов анализа новых материалов (литологических, биостратиграфических, геофизических исследований скважин, магнитостратиграфических, сейсмостратиграфических) детализирована и уточнена региональная схема корреляции местных стратиграфических подразделений. Предложены новый макет корреляционных схем, схема фациального районирования, внесены обоснованные изменения в номенклатуру свит верхнего мела (без сеномана) Западной Сибири. Славгородский и ипатовский горизонты заменены единым березовским горизонтом. Приведено краткое описание свит (охтеурьевская, тагульская, большелайдинская, нижнеагапская), выделенных впервые.

Выполнение обработки сейсмических данных от плавающего уровня приведения сопровождается трудностями оценки эффективных скоростей, связанными с криволинейностью самой поверхности приведения, игнорирование которых приводит к артефактам оценки эффективных скоростей. В работе представлены результаты количественного анализа искажения эффективных скоростей по модельным данным, а также предложена методика для минимизации искажающего влияния рельефа на эффективные скорости. Суть метода сводится к переводу источников и приемников в пределах одного ОГТ на локально-постоянный уровень. Данный подход был опробован на модельных данных и производственных проектах, показал существенное снижение влияния кривизны плавающего уровня на кинематические параметры, при этом отсутствует необходимость в дальнейшем как-либо изменять граф обработки.

В настоящее время большинство вводимых в разработку месторождений характеризуются сложным геологическим строением, как по разрезу, так и в плане. Решение комплекса геологических задач, включая такие важные, как составление проектов разведки и разработки, эффективное управление системой воздействия на пласт, невозможно без создания математических моделей, отражающих основные особенности изменчивости целевых параметров. Задача построения корректных моделей объектов со сложным строением требует привлечения, обобщения и верификации всей имеющейся информации. Достоверность трехмерных геологических построений в значительной степени определяется точностью корреляции границ объектов. Для повышения обоснованности расчленения разреза в представленной работе для сложнопостроенных пластов ВЯк-2 и ВЯк-3(1) Тагульского месторождения предложен новый маркирующий репер — палеопочвы. Надежность модели повысило также использование результатов фациального анализа, на основании которых удалось сделать вывод, что накопление осадков изучаемых объектов происходило в двух обстановках: русловых и пойменных. При этом фильтрационно-емкостные свойства пород этих фаций различаются существенно. Актуализированная модель характеризуется сокращением площади нефтеносности и величины запасов углеводородного сырья. Ее внедрение позволит оптимизировать местоположение проектного фонда скважин и сократить затраты на геолого-технические мероприятия. С позиции экономических критериев это означает снижение капитальных затрат и повышение рентабельности проекта.

Микроклиноформная модель шельфовых пластов неокома в последнее время находит все больше сторонников среди геологов-практиков, поскольку позволяет эффективно решать проблемы, возникающие при освоении сложных резервуаров. Согласно современным представлениям, микроклиноформное строение обусловлено интенсивной проградацией дельтовых комплексов в периоды форсированной регрессии. В статье продемонстрирована эффективность микроклиноформной концепции при построении геологической модели залежи в горизонте БТ₁₀ Западно-Часельского месторождения, находящегося в южной части Русско-Часельского крупного вала на юго-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО). Микроклиноформное строение объекта было закартировано по кубу второй производной волнового поля, которая более чувствительна к изменению толщин и пористости песчаных пластов. В результате комплексных исследований были построены корреляционные профили и палеогеологическая карта стратиграфического несогласия — кровли пласта БТ₁₀, отражающая микроклиноформное строение объекта. Полученные результаты позволили построить модель газовой залежи и оценить ее запасы. На Западно-Часельском и соседнем Южно-Русском месторождениях в пластах группы БТ уже открыты залежи углеводородов, что повышает перспективы данного интервала в пределах юго-восточной части ЯНАО. Это ставит задачу более детального его изучения на основе микроклиноформной концепции.

Привычный метод построения цифровой модели месторождения, основанный на гидродинамическом моделировании с использованием базовой (чаще всего единственной) реализации геологической модели, как правило, требует внесения дополнительных корректировок в исходные геологические параметры для успешной адаптации модели на историю разработки. Это приводит к субъективности при оценке прогнозных технологических показателей разработки месторождения. В статье рассмотрен метод итерационного моделирования на примере пласта ПК1 одного из газоконденсатных месторождений Тюменской области, который позволяет комплексно оценить возможные неопределенности и получить наиболее вероятную реализацию модели.

В работе обозначены актуальность задачи достоверного прогнозирования состава и свойств пластового газа в ходе разработки газоконденсатных залежей и сложность ее решения для объектов с выявленным наличием областей различного конденсатосодержания. Авторами разработана методология, позволяющая проводить мониторинг состава добываемой продукции газоконденсатных скважин подобных объектов. Приведены примеры успешного применения подхода на газоконденсатных залежах в ачимовских отложениях Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения. В основе предложенного подхода лежит использование так называемых флюидальных коэффициентов, рассчитываемых на основе известных компонентных составов различных потоков изучаемой пластовой углеводородной системы. Наличие корреляционной зависимости между определенными «флюидальными коэффициентами» и характеристиками пластового газа (как правило, определяемыми более трудоемкими методами) позволяет оперативно получать важную информацию, необходимую для решения различных задач контроля за разработкой.

В статье рассмотрен опыт применения уплотнения сетки скважин на территории Западной Сибири. Приведено обоснование геологических и геолого-технических факторов, влияющих на эффективность уплотняющего бурения с последующим использованием секторной измельченной гидродинамической модели участка месторождения. С помощью выявленных критериев закартированы перспективные участки уплотняющего бурения скважин, а также установлено, что повышение детализации сетки гидродинамической модели позволяет уточнить локализацию остаточных запасов нефти. На основании полученных результатов гидродинамического моделирования сопоставлены варианты скорректированного проектного фонда скважин по накопленным и годовым показателям. Таким образом, оптимизирована программа уплотняющего бурения скважин. Реализация комплексного подхода выбора участков для уплотняющего бурения и использование детализированной гидродинамической модели данного участка позволяют повысить эффективность выработки остаточных извлекаемых запасов нефти, а также нивелировать риски по добыче нефти.

Мониторинг содержания твердых парафинов в составе продукции добывающих скважин необходим для оценки рисков образования отложений при добыче, транспортировке и подготовке углеводородов. Особенно это важно при эксплуатации ачимовских залежей с пластовым флюидом, характеризующимся высоким содержанием тяжелых углеводородов парафинового ряда. Стандартный метод определения содержания парафинов в составе нефти в рамках аттестованных методик предполагает длительный процесс пробоподготовки и разделения на селективных колонках с последующим вымораживанием парафинов из толуольной вытяжки. Актуальной задачей является поиск методов оперативной оценки парафиносодержания конденсатов. В статье рассматривается методика оценки массового содержания парафинов в конденсатах, основанная на хроматографических данных по компонентно-фракционному и компонентно-групповому составу дегазированного конденсата. Представлено сравнение массовой доли парафинов, полученной по предложенной методике и измеренной по стандартному аттестованному методу.

Авторами статьи обобщен опыт применения многозабойных скважин, проведен анализ эффективности многозабойных скважин (МЗС) по сравнению с горизонтальными скважинами на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» с различным геологическим строением. Для оценки эффективности МЗС по сравнению с другими типами заканчивания разработан алгоритм, основывающийся на подборе участков размещения скважин со схожими фильтрационно-емкостными свойствами, энергетическим состоянием пласта и условиями освоения для оценки запускных показателей, темпов падения, по участкам с эксплуатацией больше шести месяцев — накопленных показателей. Разработана матрица применимости МЗС в различных геологических условиях, даны рекомендации по выбору оптимальной конструкции. Такого рода анализ проводился впервые с получением достаточной накопленной статистики в результате кратного увеличения объемов бурения сложных скважин в последние годы. Полученные результаты позволяют проектировать оптимальную систему разработки для новых активов, адаптировать системы разработки зрелых месторождений, выбирать оптимальную конструкцию МЗС для определенных геологических условий на основе накопленного опыта.

В статье приведены авторские формулы для расчета остаточной нефтенасыщенности и концевых точек относительных фазовых проницаемостей, динамически зависящих от скорости фильтрации пластовых флюидов и капиллярных чисел. Исследованы и описаны зависимости остаточной нефтенасыщенности и концевых точек фазовых проницаемостей от капиллярного числа. На примере элемента пятиточечной системы разработки нефтяной залежи показана возможность расчета целиков нефти с применением динамических фазовых проницаемостей. Описаны отличия модели с динамическими фазовыми проницаемостями от модели со статическими относительными фазовыми проницаемостями. Показана зависимость результатов моделирования от параметров нелинейности процессов фильтрации при неизменных традиционных фильтрационно-емкостных свойствах модели залежи нефти.

В статье рассматривается проблема адаптации гидродинамической модели (ГДМ) газоконденсатной залежи при малом количестве и низкой достоверности промысловых и лабораторных исследований. Цель работы — качественный прогноз разработки. В рамках поставленной задачи изучены все имеющиеся результаты анализов глубинных проб пластового флюида. Проведен анализ состава проб воды, отобранной в процессе разработки; данных месячных эксплуатационных рапортов; замеров установки для газоконденсатных исследований скважин. Проведена адаптация ГДМ путем проведения многовариантных расчетов. Продемонстрирован подход к ретроспективному анализу промысловых и лабораторных данных с целью снятия неопределенностей при проектировании разработки. Выполненная работа позволила определить наиболее вероятное содержание компонентов С₅₊ в пластовом газе, а также оценить риск продвижения пластовой воды в залежь в будущем. При проектировании разработки с целью снижения темпов обводнения скважин рекомендовано исключить две краевые скважины. Рассмотрен вариант перевода части газовых скважин в водозаборные на стадии падающей добычи, что позволит снизить темпы обводненности всего промысла.

Одним из ключевых стратегических направлений долгосрочной программы развития нефтегазовой промышленности является развитие ресурсной базы, в том числе за счет приобретения новых лицензий на аукционах и конкурсах, проводимых российскими государственными органами. Для оперативного принятия решения о покупке лицензионного участка необходимо выполнение объективной технико-экономической оценки. Официальные ресурсы содержат минимум исходных данных для принятия решения, что привело к необходимости создания единой информационной системы для оценки участков недр, аккумулирования информации о новых нераспределенных участках. В данной статье описываются основные возможности уникального информационного ресурса, разработанного специалистами ООО «Тюменского нефтяного научного центра», предназначенного для обеспечения специалистов Компании инструментом для оперативной оценки участков недр на основании комплексных параметров по геологии, разработке, обустройству и экономике с целью принятия решения о целесообразности приобретения актива.