ЛОКАЛИЗАЦИЯ ЗОН ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ ПРАВОБЕРЕЖНОЙ ГРУППЫ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»
Authors: Агишев Э.Р. , Гимранова А.Г. , Сляднева Д.А. , Рамаданов А.В. 
Published: July 2024

В статье рассмотрена методика ранжирования зон локализации остаточных извлекаемых запасов пласта по степени рискованности для дальнейшего проектирования зарезки боковых стволов (ЗБС) и обеспечения вовлечения их в разработку. Современные гидродинамические симуляторы позволяют воспроизвести историю разработки практически любого объекта. Однако из-за геологической неоднородности пласта сложно учесть действительное направление фильтрационных потоков. Для повышения эффективности внедряемых мероприятий необходим комплексный подход и всесторонний анализ распределения остаточных запасов. Применение комплексного подхода дает возможность установить не только физические причины защемления или удерживания нефти в пористой среде, но и оценить распределение текущей нефтенасыщенности по площади и разрезу залежи, установить зоны локализации остаточных запасов, спрогнозировать технологическую эффективность буровых работ, выделить перспективные участки для бурения. По результатам геофизических и промыслово-геофизических исследований скважин при анализе неоднородности геофизических свойств коллектора по площади и разрезу было установлено неравномерное распределение остаточных запасов по продуктивным пластам. Построено предположение об опережающей выработке запасов в верхней части пласта и обоснован вывод о наличии зон остаточных запасов нефти в нижней части пласта. Авторами разработан экспресс метод, с помощью которого можно выделить невовлеченные в разработку за счет вертикальной анизотропии зоны для планирования ЗБС без построения гидродинамической модели. Рассмотрено применение методики на примере пласта X месторождения Западной Сибири, представленного меловыми отложениями. Предложенный метод предполагается масштабировать на объекты со схожими геолого-физическими характеристиками для планирования геолого-технических мероприятий.

The article considers the method of ranking the zones of localization of residual recoverable reservoir reserves by the degree of risk for further design of sidetracking and ensuring their involvement in the development. Modern reservoir simulation software permits history matching of almost any object. However, due to the geological heterogeneity of the formation, it is difficult to take into account the actual direction of the filtration flows. To improve the effectiveness of implemented measures, an integrated approach and a comprehensive analysis of the structure of residual reserves is required. An integrated approach enables to establish not only the physical causes of the entrapment or retention of oil in the porous medium, but also to evaluate the distribution of current oil saturation area and cut deposits to establish containment zones of residual reserves, to predict technological efficiency of drilling operations, to identify prospective areas for drilling. According to the results of geophysical and field-geophysical studies of wells, when analyzing the heterogeneity of the reservoir's geophysical properties by area and section, an uneven distribution of residual reserves across productive formations was established. An assumption is made about the advanced development of reserves in the upper part of the formation and a conclusion is made about the presence of zones of high concentration of residual oil reserves in the lower part of the formation. The authors have developed an express method that can be used to identify zones that are not involved in the development due to vertical anisotropy for planning the sidetracking without building of reservoir simulation model. The application of the method is considered on the example of formation X of the Western Siberia deposit, represented by cretaceous deposits. The proposed method is supposed to be scaled to objects with similar geological and physical characteristics for planning geological and technical activities.