Исследователи из Тюмени построили трехмерную геологическую модель перспективной нефтяной залежи на Сугмутском месторождении в Ямало-Ненецком автономном округе. Благодаря комплексной интерпретации данных 3D-сейсморазведки с учетом результатов эксплуатационного бурения удалось скорректировать схему бурения скважин, сообщили в пресс-службе Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН.
Сугмутское месторождение расположено в 95 километрах северо-восточнее Ноябрьска, на юге ЯНАО. В ходе работы специалисты выявили, что около четверти скважин проекта находятся в зоне риска с низкопроизводительными коллекторами и водонефтяной зоной залежи. В итоге из 195 намеченных к бурению эксплуатационных скважин отменили бурение 43, а также подготовили основание для отказа еще от 32.
Ученые приняли во внимание минимальный экономически целесообразный объем добычи нефти — рентабельный дебит — который в данном случае составил 9 тонн в сутки. С использованием карты прогнозных эффективных толщин коллектора специалисты предложили повысить притоки нефти, применяя горизонтальное или полого-наклонное бурение. Результаты такого подхода подтвердил успешный эксперимент на месторождении.
В работе участвовали сотрудники Западно-Сибирского филиала Института нефтегазовой геологии и геофизики им. А. А. Трофимука СО РАН, Тюменского индустриального университета, а также компании ООО «Ингеосервис» и ООО «Западно-Сибирский Геологический Центр».