Oбоснование выбора системы разработки массивной нефтяной оторочки крупного шельфового месторождения Северного Каспия

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.

1. Жданов 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.

2. 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/10.37493/2308-4758.2024.3.7

3. Гавура В. Е. Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 496 с.

4. 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/image2024-4100200.1

5. John 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-MS

6. Latief 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-MS

7. Zolotukhin 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-MS

8. Komin 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-MS

9. Triandi 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-MS

10. Глумов 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.

11. 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.

12. 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.

13. 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.2023.1.12

14. 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-MS

15. Гавура 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)-5-8

16. 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.

17. 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.

18. 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).

19. 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-2024-3-19-29

20. 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/10.15593/2224-9923/2020.2.8