доктор технических наук, профессор кафедры разработкии эксплуатации месторождений нефти и газа SPIN-код: 8730-313623, ул. Миклухо-Маклая, г. Москва 117997, Россия
Dr. of Sci. (Techn.), Professor of the Department of development and operation of oil and gas fields
23, Miklukho-Maklaya str., Moscow 117997, RussiaSPIN-code: 8730-3136
кандидат геолого-минералогических наук, заместитель генерального директора по разработке месторождений —главный геолог
20, ул. Прибалтийская, г. Когалым, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Тюменская обл. 628484, Россия
SPIN-код: 3117-5101
Cand. of Sci. (Geol.-Min.), Deputy Director General for field development and chief geologist
20, Pribaltiyskaya str., Kogalym, Khanty-Mansi Autonomous Okrug — Yugra, Tyumen Region 628484, Russia
SPIN-code: 3117-5101
заместитель генерального директора по разработке месторождений — главный геолог
8, ул. Комсомольская, г. Покачи, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Тюменская обл. 628661, Россия
Deputy Director General for field development and chief geologist
8 Komsomolskaya str., Pokachi, Khanty-Mansiysk Autonomous Okrug, Tyumen Region 628661, Russia
кандидат геолого-минералогических наук, доцент кафедры геологии и разведки месторождений углеводородов
23, ул. Миклухо-Маклая, г. Москва 117997, Россия
SPIN-код: 6973-5112
Cand. of Sci. (Geol.-Min.), Assoc. Prof. of the Department of Geology and exploration of hydrocarbons
23, Miklukho-Maklaya str., Moscow 117997, Russia
SPIN-code: 6973-5112
начальник отдела контроля и анализа разработки месторождений нефти и газа
20, ул. Прибалтийская, г. Когалым, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Тюменская обл. 628484, Россия
head of the Department of monitoring and analysis of development of oil and gas
20, Pribaltiyskaya str., Kogalym, Khanty-Mansi Autonomous Okrug — Yugra, Tyumen Region 628484, Russia
ассистент на кафедре разработки и эксплуатации месторождений нефти и газа
23, ул. Миклухо-Маклая, г. Москва 117997, РоссияSPIN-код: 7268-0082
assistant at the Department of development and operation of oil and gas fields
23, Miklukho-Maklaya str., Moscow 117997, RussiaSPIN-code: 7268-0082
Введение. В Российской Федерации, как и во многих других нефтегазодобывающих державах, в качестве вторичного способа добычи нефти в подавляющем большинстве случаев применяется технология заводнения, нацеленная, с одной стороны, на поддержание пластового давления (ППД), с другой — на повышение нефтеотдачи пласта и интенсификацию добычи нефти. Негативными последствиями нестационарного заводнения могут быть преждевременное обводнение добываемой продукции скважин, разбалансировка системы ППД, образование застойных и слабодренируемых зон залежи с остаточными запасами трудноизвлекаемой нефти.Цель. Повышение эффективности процесса нестационарного заводнения в условиях высокой геологической и техногенной неоднородности нефтегазовых коллекторов в условиях водоплавающей нефтяной залежи, подпираемой краевыми и подошвенными водами.Материалы и методы. Использовалась геолого-промысловая информация по участку объекта разработки АВ1-2 Кечимовского месторождения Западно-Сибирского региона. Предлагается новый методический подход к оптимизации процесса нестационарного заводнения в осложненных условиях геологической и техногенной неоднородности, включающий построение уточненной геологической модели и решение ряда экспериментальных задач с использованием методов Херста, принципа распределения Парето и теории катастроф.Результаты. С помощью новой версии геологической модели участка объекта разработки АВ1-2 Кечимовского месторождения и анализа имеющейся геолого-промысловой информации удалось внести уточнение в положение водонефтяного контакта (ВНК) и корреляцию разреза скважин с поправкой положения рабочих интервалов добывающих и нагнетательных скважин, а также рекомендовать необходимые геолого-технические мероприятия (ГТМ) для повышения эффективности разработки объекта.Заключение. Эффективное управление разработкой геологически сложного объекта АВ1-2 Кечимовского месторождения невозможно без актуализации уточненной геологической модели объекта разработки, целью которой является определение местоположения остаточных запасов по площади и разрезу пластов, выявление закономерностей механизма выработки запасов нефти, эффективности системы ППД, обоснования комплексных геолого-технологических мероприятий, направленных на совершенствование разработки и достижение утвержденной величины конечного коэффициента нефтеизвлечения. Ожидаемая эффективность методики оптимизации предусматривает дополнительную добычу нефти, сокращение расхода закачиваемой и отбора добываемой воды.
Background. In the Russian Federation, as well as in many other oil and gas producing countries, waterflooding technology is frequently used as a secondary method of oil production. This technology is aimed, on the one hand, at reservoir pressure maintenance (RPM), and, on the other, at enhancing oil recovery and intensifying oil production. The negative consequences of non-stationary waterflooding can be the premature watering of the produced wells and the imbalance of the reservoir pressure maintenance system, as well as the formation of stagnant and weakly drained zones of the reservoir with residual reserves of hard-to-recover oil.Aim. To improve the efficiency of non-stationary waterflooding under the conditions of high geological and anthropogenic heterogeneity of oil and gas reservoirs in a floating oil reservoir propped up by edge and bottom waters.Materials and methods. We used geological and field information collected on the site of the AB1-2 development object of the Kechimovskoye field in the Western Siberian region. A new methodological approach to optimizing the process of non-stationary waterflooding under complicated conditions of geological and anthropogenic heterogeneity is proposed, including the construction of an improved geological model and the solution of a number of experimental problems using the Hurst method, the Pareto distribution principle and the theory of catastrophes.Results. Using a new version of the geological model of the area of the AB1-2 development object of the Kechimovskoye field and the available geological and field information, we clarified the position of the oil-water contact (OWC) and the correlation of the well section, taking into account the working intervals of production and injection wells. Geological and technical measures were formulated to improve the efficiency of the object under development.Conclusions. An effective development of the geologically complex AB1-2object of the Kechimovskoye field is impossible without updating its geological model. Such updating should be aimed at determining the location of residual reserves in the area and section of the reservoirs, identifying the regularities of the mechanism of oil reserve recovery, assessing the efficiency of the reservoir pressure maintenance system, and developing complex geological-technological measures for achieving the approved value of the final oil recovery factor. The expected efficiency of the proposed optimization methodology provides for additional oil production, a reduction in the flow rate of injected and withdrawal of produced water.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.