В настоящее время проблема снижения эффективности систем поддержания пластового давления (ППД) на поздних стадиях разработки месторождений с высокой неоднородностью коллектора является серьезной для нефтегазовой отрасли. В настоящей работе рассматривается Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождения (СБНГКМ), которая характеризуется высокой неоднородностью коллектора, обводнённостью продукции некоторых скважин более 95% и низкой эффективностью закачки воды. В работе впервые была применена оптимизация заводнения методом линий тока для условий одного из крупнейших месторождений Якутии - СБНГКМ. Целью работы является повышение эффективности ППД путём перераспределения закачки между нагнетательными скважинами с использованием гидродинамического моделирования линий тока. Материалы исследования включают трёхмерную гидродинамическую модель пласта Бт центрального блока СБНГКМ в программном обеспечении (ПО) тНавигатор, исторические данные по 37 добывающим и 15 нагнетательным скважинам за период 2010 - 2021 гг. Реализован алгоритм перераспределения закачки с увеличением объёмов в высокоэффективные скважины на 20 - 30 % и сокращением в низкоэффективные на 15 - 40 %. Результаты показали рост средней эффективности закачки на 41 %, снижение обводнённости на 3,2 % и прирост накопленной добычи нефти на 65 414 тонн за 10 - летний прогнозный период. Практическая значимость подтверждена увеличением конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) на 1.7 % без капитальных затрат. Перспективы исследования связаны с разработкой адаптивных алгоритмов автоматической оптимизации на основе машинного обучения и интеграцией систем реального мониторинга фильтрационных параметров. Внедрение предложенной методики позволяет существенно повысить экономическую эффективность разработки сложнопостроенных коллекторов на поздней стадии эксплуатации за счет рационального использования существующей инфраструктуры скважин и водных ресурсов.
Currently, the problem of reducing the efficiency of reservoir pressure maintenance systems at late stages of field development with highly heterogeneous reservoirs is a serious one for the oil and gas industry. This paper considers the Srednebotuobinskoye oil and gas condensate field (SBNGKM), which is characterized by highly heterogeneous reservoir, water cut in some wells exceeding 95%, and low water injection efficiency. In this paper, waterflooding optimization using the streamline method was applied for the first time for the conditions of one of the largest fields in Yakutia – SBNGKM. The objective of the work was to increase the efficiency of reservoir pressure maintenance by redistributing injection between injection wells using hydrodynamic modeling of streamlines. The research materials included a three-dimensional hydrodynamic model of the Bt formation of the SBNGKM central block in the tNavigator software, historical data on 37 production and 15 injection wells for the period 2010-2021. An algorithm for redistributing injection with an increase in volumes in highly efficient wells by 20-30% and a decrease in low-efficiency wells by 15–40% was implemented. The results showed an increase in average injection efficiency by 41%, a decrease in water cut by 3.2% and an increase in cumulative oil production by 65,414 tons over a 10-year forecast period. Practical significance is confirmed by an increased ultimate oil recovery factor by 1.7% without capital expenditures. The prospects of the study are associated with the development of adaptive algorithms for automatic optimization based on machine learning and the integration of real monitoring systems for filtration parameters. The implementation of the proposed methodology can significantly increase the economic efficiency of developing complex reservoirs at a late stage of operation due to the rational use of the existing well infrastructure and water resources.

Цель работы - построение цифровой модели изменчивости физико-механических свойств Эльгинского месторождения. В качестве исходных данных была использована информация из электронных баз данных, созданных по материалам геологических отчетов, отчетов эксплуатационной разведки. Для создания геологической модели углепородного массива Эльгинского месторождения, был использован отечественный программный комплекс "Orange". На основе баз данных и используя программный комплекс "Orange", построены блочные 3D модели изменчивости физико-механических свойств: предела прочности при сжатии, предела прочности при растяжении и плотности углевмещающих пород в стратиграфических интервалах глубин У6- У5, У5-У4, У4-H16, H16-H15. Современные компьютерные технологии позволяют визуализировать значения физико-механических свойств, соответствующие каждой точке двумерного сечения геологического тела. Для оценки строения и состояния массива горных пород возможно построение не полной трехмерной цифровой модели, а её аппроксимации двумерными сечениями, которые наглядно и информативно показывают пространственную изменчивость одного из физико-механических свойств. Приведен пример гипсометрических планов распределения предела прочности пород при растяжении, сжатии и объемной плотности по глубине залегания вмещающих пород, в междупластиях У6- У5. Исследования, по мощности междупластия, проводились с дискретизацией от 0.4 м. до 1 м., по глубине, что дало возможность проследить изменение физико-механических свойств пород как с глубиной, так и по латерали. Как видно из представленных планов, изменчивость прочностных и плотностных свойств пород достаточно велика. Предел прочности пород при одноосном сжатии, в пределах изучаемых интервалов, изменяется от 20,5 Мпа до 129,9 Мпа, предел прочности при одноосном растяжении, от 2,64 МПа до 11,3 МПа, объемная плотность, от 2,45 г/см3 до 2,81 г/см3. Результаты исследований позволяют проектировать и планировать разработку месторождения, а также составлять паспорта на буровзрывные работы с учетом изменчивости свойств углевмещающих пород.
This paper focuses on building a digital model that reflects the variability of the physical and mechanical properties of the Elginskoye deposit. The initial data came from electronic databases compiled from geological and operational exploration reports. The Orange software package was used to create a geological model of the coal-bearing rock mass of the Elginskoye deposit. Block 3D models of the variability of physical and mechanical properties such as compressive strength, tensile strength, and density of carbon-bearing rocks in stratigraphic intervals at depths U6–U5, U5–U4, U4–H16, and H16–H15 were constructed. Modern computer technologies are able to visualize the values of physical and mechanical properties corresponding to each point of a two-dimensional cross-section of a geological body. Rather than constructing a complete three-dimensional digital model to assess the structure and condition of the rock mass, an approximation can be constructed using two-dimensional cross-sections, which clearly and informatively display the spatial variability of one of the physical and mechanical properties. An example is given of hypsometric plans for the distribution of rock strength under tension, compression, and bulk density at the depth of the surrounding rocks, in the interlayers U6–U5. Interlayer strength was measured at intervals ranging from 0.4 m to 1 m in depth, thereby identifying changes in the physical and mechanical properties of the rock both with depth and laterally. The presented plans demonstrate a significant variability in the strength and density properties of the rock. The strength limit of rocks under uniaxial compression, within the studied intervals, varies from 20.5 MPa to 129.9 MPa, the strength limit under uniaxial tension, from 2.64 MPa to 11.3 MPa, and the bulk density varies from 2.45 g/cm3 to 2.81 g/cm3. The results of the research can be used to design and plan the development of the deposit, as well as to draw up specifications for drilling and blasting operations, taking into account the variability of the properties of carbon-bearing rocks.

Мурманская область официально вступает в сезон одного из самых красивых природных явлений Заполярья – северного сияния. Первое после полярного дня было зафиксировано в ночь на 14 августа

В монографии рассмотрены петролого-геохимические черты интрузивных платформ базитов толейит-базальтового состава рифейско-вендского этапа магматической активизации Сибирской платформы