scienceitНаука. Инновации. ТехнологииScience. Innovations. Technologies2308-4758North-Caucasus Federal University10.37493/2308-4758.2025.4.5scienceit-750Research ArticleРАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (технические науки)DEVELOPMENT AND OPERATION OF OIL AND GAS FIELDS (technical sciences)Oбоснование выбора системы разработки массивной нефтяной оторочки крупного шельфового месторождения Северного КаспияFeasibility study for the choice of the development system for a massive oil rim of a large offshore field in the North of the Сaspian seahttps://orcid.org/0009-0008-8179-7192БелугинА. Д.BeluginA. D.

Белугин Артём Дмитриевич – инженер 2-й категории направления разработки

Researcher ID: OGN-0500-2025

д. 2, ул. Сущевский вал, Москва, 127055

Artem D. Belugin – Engineer 2nd Category of Development Department

Researcher ID: OGN-0500-2025

2, Sushchevsky Val St., Moscow, 127055

artem.belugin.94@mail.ruhttps://orcid.org/0000-0002-3845-5030ЗайцевР. А.ZaitsevR. A.

Зайцев Роман Александрович – руководитель направления разработки

Researcher ID: ABA-6983-2022

д. 2, ул. Сущевский вал, Москва, 127055

Roman A. Zaitsev – Head of Development Department

Researcher ID: ABA-6983-2022

2, Sushchevsky Val St., Moscow, 127055

ZaytsevRoman90@yandex.ruhttps://orcid.org/0000-0001-9827-7267АгуповМ. А.AgupovM. A.

Агупов Михаил Андреевич – Менеджер интегрированного моделирования, Департамент геологии и разработки

Researcher ID: OGO-8616-202

12 микрорайон, 74/1, Актау, 130000

Mikhail A. Agupov – Integrated Modelling Manager

Researcher ID: OGO-8616-202

12 microdistrict, 74/1, Aktau, 130000

mikhail.agupov@kalamkas-khazar.kzФилиал ТОО «ФЭС»РоссияBranch of FES LLPRussian FederationТОО «Kalamkas-Khazar Operating»КазахстанKalamkas-Khazar Operating LLPKazakhstan20252401202604105128Copyright © Белугин А.Д., Зайцев Р.А., Агупов М.А., 20262026Белугин А.Д., Зайцев Р.А., Агупов М.А.Belugin A.D., Zaitsev R.A., Agupov M.A.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://scienceit.elpub.ru/jour/article/view/750

Коэффициент извлечения нефти при разработке нефтяных оторочек остаётся низким по сравнению с традиционными нефтяными залежами, что обусловлено интенсивными прорывами газа из газовой шапки, высокой подвижностью газовой фазы, подтягиванием подошвенной воды и сложностью регулирования процессов вытеснения. В мировой практике разработка таких объектов нередко приводит к увеличению стоимости проекта, поскольку выбор стратегии зачастую определяется не геолого-физическими условиями, а инфраструктурными или экономическими факторами. Новые технологии и комплексный подход к проектированию разработки позволят эффективно осваивать эти трудноизвлекаемые ресурсы. В данной работе выполнено обоснование выбора системы разработки нефтяной оторочки одного из крупных месторождений Северного Каспия, которое на текущей фазе находится на этапе проектирования. Сложное геологическое строение, низкая эффективная мощность и наличие газовой шапки требуют применения индивидуальной системы разработки с использованием горизонтальных скважин и методов поддержания пластового давления.Методологической основой исследования послужило гидродинамическое моделирование на секторной модели одной из залежей Северного Каспия. В рамках работы проведено сравнение четырёх систем разработки: разработка газовой шапки, только оторочки, последовательная и одновременная добыча в сочетании с различными системами поддержания давления. По результатам анализа установлено, что наибольшую нефтеотдачу обеспечивает стратегия разработки нефтяной оторочки с комбинированной системой поддержания пластового давления: обратной закачкой 60 % добытого газа и закачкой воды. Предложено оптимальное размещение горизонтальных стволов на ¾ высоты от ГНК. Полученные результаты свидетельствуют о достижении коэффициента извлечения нефти, который одновременно обеспечивает выполнение утвержденных показателей и формирует технико-экономически обоснованный уровень рентабельности разработки. Работа представляет практическую ценность при проектировании разработки трудноизвлекаемых запасов на шельфе.

The oil recovery factor in the development of oil rims remains low compared to conventional oil reservoirs, which is attributed to intensive gas breakthroughs from the gas cap, high gas mobility, bottom water encroachment, and the complexity of controlling displacement processes. In global practice, the development of such assets often leads to increased project costs, since the strategy choice is frequently determined not by geological and physical conditions but by infrastructural or economic factors. New technologies and an integrated approach to development planning make it possible to efficiently exploit these hard-to-recover resources.This paper presents the rationale for selecting a development strategy for the oil rim of a one field in the Northern Caspian Sea, which is currently at the design stage. The complex geological structure, low effective thickness, and the presence of a gas cap require the implementation of an individual development system involving horizontal wells and reservoir pressure maintenance strategies.The methodological basis of the study was dynamic simulation using a sector model. Four development strategies were compared: development of the gas cap, oil rim only, sequential and simultaneous production, combined with various pressure maintenance systems. The analysis showed that the highest oil recovery is achieved with the oil rim development strategy that employs a combined reservoir pressure maintenance system: reinjection of 60% of produced gas and water injection. Optimal placement of horizontal wellbores at ¾ of the height from the gas-oil contact was proposed. The obtained results may help reduce the risks of gas and water breakthroughs, improve drainage efficiency, and increase cumulative oil production compared to alternative strategies during field commissioning. The study has practical value for planning the development of hard-to-recover reserves on the shelf.

нефтяная оторочкагидродинамическое моделированиешельфсистема разработкигоризонтальные скважиныППДкоэффициент извлечения нефтиoil rimdynamic modelingoffshoredevelopment systemhorizontal wellsreservoir pressure maintenanceoil recovery factorАвторы выражают благодарность руководству и техническим рецензентам компании ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» и ТОО «ККО» за предоставление разрешения на публикацию данной работы.The authors are grateful to the management and technical reviewers of LUKOIL-Engineering LLC and TOO «KKO» for granting permission to publish this work.ReferencesЖданов С. А., Максимов М. М., Хавкин А. Я. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений с использованием постоянно действующих геолого-технологических моделей // Нефтяное хозяйство. 1997. № 3. С. 43–47.Zhdanov SA, Maksimov MM, Khavkin AYa et al. Designing the development of oil fields using geological and technological models. Oil Industry. 1997;(3):43-47.Балин Д. В., Балина О. В., Мамчистова Е. И. Подход к получению вероятностной оценки прогнозных профилей добычи, конденсатогазового фактора и обводнения // Наука. Инновации. Технологии. 2024. № 3. С. 139–156. https://doi.org/10.37493/2308-4758.2024.3.7Balin DV, Balina OV, Mamchistova EI. An approach to forecast production profiles, oil-gas ratio and water contamination probabilistic assessment. Science. Innovations. Technologies. 2024;(3):139-156. https://doi.org/10.37493/2308-4758.2024.3.7 (In Russ.).Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 496 с.Gavura VE. Geology and development of oil and gas fields. Moscow: VNIIOENG; 1995. 496 p. (In Russ.).Alokla K., Maalouf E., Ghorayeb K. Optimization guideline for thin oil rim reservoir development Paper presented at: SEG/AAPG International Meeting for Applied Geoscience & Energy; Houston, Texas, August 2024. P. 2696. https://doi.org/10.1190/image2024-4100200.1Alokla K, Maalouf E, Ghorayeb K. Optimization guideline for thin oil rim reservoir development. Paper presented at: SEG/AAPG International Meeting for Applied Geoscience & Energy; Houston, Texas; August 2024. https://doi.org/10.1190/image2024-4100200.1John I. J., Matemilola S., Lawal K. Simple guidelines for screening development options for oil-rim reservoirs Paper presented at: SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition; Lagos, Nigeria, August 2019. P. 15. https://doi.org/10.2118/198718-MSJohn IJ, Matemilola S, Lawal K. Simple guidelines for screening development options for oil-rim reservoirs. Paper presented at: SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition; Lagos, Nigeria; August 2019. https://doi.org/10.2118/198718-MSLatief A. I., Syofyan S., Romanov I., Valerio R. L., Shabibi T. A. A strategic approach to address challenge of complex-thin oil rim development. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; 2019. SPE-197385-MS. 26 P. https://doi.org/10.2118/197385-MSLatief AI, Syofyan S, Romanov I, Valerio RL, Shabibi TA. A strategic approach to address challenge of complex-thin oil rim development. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; 2019. SPE-197385-MS. 26 p. https://doi.org/10.2118/197385-MSZolotukhin A. A., Salikhov M. R. Selection of the best development scenario for the thin oil rim with reservoir pressure maintenance system involving gas injection into the gas cap: Case study: West Masssoyakha PK 1-3 Horizon. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition; 2016. SPE-181917-MS. 17 P. https://doi.org/10.2118/181917-MSZolotukhin AA, Salikhov MR. Selection of the best development scenario for the thin oil rim with reservoir pressure maintenance system involving gas injection into the gas cap: Case study: West Masssoyakha PK 1-3 Horizon. SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition; 2016. SPE-181917-MS. 17 P. https://doi.org/10.2118/181917-MSKomin M., Magdeyev I., Schulze-Riegert R., Mukminov I. Multivariate asset assessment: Fast and reasonable decision on oil rims development on the example of a unique field in the Arctic onshore. SPE Russian Petroleum Technology Conference; Moscow, Russia, 2018. SPE-191612-18RPTC-MS. 16 P. https://doi.org/10.2118/191612-MSKomin M, Magdeyev I, Schulze-Riegert R, Mukminov I. Multivariate asset assessment: Fast and reasonable decision on oil rims development on the example of a unique field in the Arctic onshore. SPE Russian Petroleum Technology Conference; Moscow, Russia, 2018. SPE-191612-18RPTC-MS. 16 P. https://doi.org/10.2118/191612-MSTriandi M., Chigbo I., Khunmek T., Ismail I. M. Field case: Use of autonomous inflow control devices to increase oil production in a thin oil rim reservoir in the Gulf of Thailand. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; Abu Dhabi, UAE, 2018. SPE-193305-MS. 12 P. https://doi.org/10.2118/193305-MSTriandi M, Chigbo I, Khunmek T, Ismail IM. Field case: Use of autonomous inflow control devices to increase oil production in a thin oil rim reservoir in the Gulf of Thailand. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; Abu Dhabi, UAE; 2018. SPE-193305-MS. 12 P. https://doi.org/10.2118/193305-MSГлумов И. Ф. [и др.] Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря / И. Ф. Глумов, Я. П. Маловицкий, А. А. Новиков, Б. В. Сенин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. 342 с.: ил. ISBN 5-8365-0184-X.Glumov IF, Malovitsky YP, Novikov AA, Senin BV. Regional geology and hydrocarbon potential of the Caspian Sea. Moscow: Nedra-Businesscenter; 2004. 342 p.: ill. ISBN 5-8365-0184-X (In Russ.).Кряжев В. А. [и др.] Методика подбора режима разработки нефтегазоконденсатной залежи с помощью гидродинамического моделирования / В. А. Кряжев, Я. А. Кряжев, А. Я. Гильманов, А. П. Шевелев // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2022. Т. 333, № 9. С. 137–147.Kryazhev VA, Kryazhev YA, Gilmanov YA, Shevelev AP. Method for selecting development mode of an oil and gas condensate reservoir using hydrodynamic modeling. Izvestiya Tomsk Polytechnic University. Engineering of Georesources. 2022;333(9):137-147. (In Russ.).Кулеш В. А., Исламов Р. Р. Определение критического безгазового дебита нефтяных скважин при помощи гидродинамического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 5. С. 58–62. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-5-58-62.Kulesh VA, Islamov RR. Determination of critical gas-free production rate of oil wells using hydrodynamic modeling. Ekspozitsiya Neft Gas. 2023;5:58-62. https://doi.org/10.24412/2076-6785-2023-5-58-62 (In Russ.).Зайцев Р. А., Мартюшев Д. А. Обоснование оптимального типа профиля заканчивания скважин на основе ретроспективной оценки технико-экономических показателей эксплуатации // Георесурсы. 2023. №25 (1). С. 119–129. https://doi.org/10.18599/grs.2023.1.12Zaytsev RA, Martyushev DA. Justification of the optimal type of well completion profile based on retrospective evaluation of techno-economic performance. Georesursy. 2023;25(1):119-129. https://doi.org/10.18599/grs.2023.1.12 (In Russ.).El Gazar A., Bin Sumaida S. A., Alklih M. Y., Al Shabibi T. A., et al. Optimizing oil development of a super K compartmentalized reservoir with large gas cap and bottom water aquifer: Case study. Paper presented at: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; 2015 Nov; Abu Dhabi, UAE. SPE-177575-MS. https://doi.org/10.2118/177575-MSEl Gazar A, Bin Sumaida SA, Alklih MY, Al Shabibi TA, et al. Optimizing oil development of a super K compartmentalized reservoir with large gas cap and bottom water aquifer: Case study. Paper presented at: Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference; November 2015; Abu Dhabi, UAE. SPE-177575-MS. https://doi.org/10.2118/177575-MSГавура А. В., Кашников К. А., Никифоров В. П. К определению извлекаемых запасов нефти нефтегазовой залежи (нефтяной оторочки) по промысловым данным // Нефтепромысловое дело. 2019. № 12(612). С. 5–8. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-12(612)-5-8Gavura AV, Kashnikov KA, Nikiforov VP. Determination of recoverable oil reserves of an oil and gas deposit (oil rim) based on field data. Neftepromyslovoe delo Oilfield Engineering. 2019;12(612):5-8. https://doi.org/10.30713/0207-2351-2019-12(612)-5-8 (In Russ.).Мамедов Э. А. Глобальные деформации флюидальных контактов до и в процессе разработки месторождений нефти и газа: дис. ... канд. техн. наук. Москва: Институт проблем нефти и газа, 2007. 133 с.Mamedov EA. Global deformations of fluid contacts before and during oil and gas field development: dissertation of cand. tech. sciences. Moscow: Institute of Oil and Gas Problems; 2007. 133 p. (In Russ.).Северов А. Я. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений при наличии явлений конусообразования: дис. ... канд. техн. наук. Москва: Институт проблем нефти и газа, 2006. 158 с.Severov AY. Improving oil field development efficiency in the presence of coning phenomena: dissertation of cand. techn. sciences. Moscow: Institute of Oil and Gas Problems; 2006. 158 p. (In Russ.).Тасмуханова А. Е., Шигапова Р. Р. Особенности разработки шельфовых месторождений нефти // Вестник Евразийской науки. 2018. № 2. [Электронный ресурс]. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-razrabotki-shelfovyh-mestorozhdeniy-nefti (дата обращения: 05.06.2025).Tasmukhanova AE, Shigapova RR. Features of offshore oil fields development. Vestnik Evraziyskoy Nauki Eurasian Science Bulletin. 2018;2. Available from: https://cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-razrabotki-shelfovyh-mestorozhdeniy-nefti [Accessed 05 June 2025] (In Russ.).Белугин А. Д. [и др.] Разработка алгоритма расчета компонентоотдачи для совершенствования разработки шельфовых нефтегазовых месторождений Северного Каспия / А. Д. Белугин, И. Д. Магдеев, А. В. Чупеев, И. А. Грицай // Нефтегазовое дело. 2024. Т. 22. № 3. С. 19–29. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-3-19-29Belugin AD, Magdeev ID, Chupeev AV, Gritsai IA. Development of algorithm for component recovery calculation to optimize offshore oil and gas fields development of the North Caspian. Oil and Gas Business. 2024;22(3):19-29. https://doi.org/10.17122/ngdelo-2024-3-19-29 (In Russ.).Зайцев Р. А., Распопов А. В. Опыт разработки месторождений Пермского края горизонтальными скважинами // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Т. 20, № 2. С. 182–191. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.8Zaytsev RA, Raspopov AV. Experience in development of Perm region fields using horizontal wells. Vestnik Perm National Research Polytechnic University. Geology. Oil and Gas and Mining. 2020;20(2):182-191. https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.8 (In Russ.).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.