Перспективы поиска новых залежей на периферии месторождений, находящихся на поздней стадии разработки

UDK: 550.834.02

DOI: 10.24887/0028-2448-2025-12-15-19

Ключевые слова: сейсморазведка методом общей глубинной точки (МОГТ) 3D, тектонические нарушения, органогенные постройки, сейсмогеологический анализ, камско-кинельская система прогибов (ККСП), терригенная толща нижнего карбона (ТТНК), горизонтальные скважины (ГС), бурение

Авт.: Р.Ф. Тимерханов (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); А.М. Вагизов (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Е.Д. Антонов (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Т.Р. Хисамиев, к.т.н. (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); А.Т. Гареев (ООО «РН-БашНИПИнефть», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); Т.Р. Ахтареев (ООО «Башнефть-Добыча», ОГ ПАО «НК «Роснефть»); И.И. Сайгафаров (ООО «Башнефть-Петротест», ОГ ПАО «НК «Роснефть»)

Данная работа посвящена результатам поиска новых залежей нефти на основе данных, полученных в ходе сейсморазведочных работ с использованием метода общей глубинной точки (МОГТ) 3D в краевых частях зрелого нефтяного месторождения. Сейсморазведка МОГТ 3D, проведенная в 2016 г., позволила выявить поднятие, приуроченное к бобриковско-радаевскому горизонту, и открыть новые залежи в терригенных пластах, а также в залегающих выше карбонатных отложениях. Анализ данных, полученных после вскрытия пласта первой скважиной, выявил необходимость дальнейшего изучения залежи глубоким бурением для уточнения сложного геометрического контура залежи и определения геологического строения краевых зон. Пробуренные позднее пилотные стволы скважин дали возможность уточнить границы залежей и водонефтяных контактов. Ввод в эксплуатацию первой горизонтальной скважины, пробуренной на бобриковско-радаевский горизонт, подтвердил прогнозную высокую продуктивность пласта. Результаты работы показали эффективность мультидисциплинарного взаимодействия специалистов в области геологии, сейсморазведки, геофизики и разработки: проведен качественный сейсмогеологический анализ данных, полученных по результатам сейсморазведки МОГТ 3D, обоснована оптимальная система разработки, направленная на достижение максимального коэффициента извлечения нефти. Полученные результаты демонстрируют возможность модернизации подходов к освоению зрелых месторождений, что позволит повысить эффективность добычи и открыть новые перспективные направления с целью восполнения ресурсной базы.

Список литературы

1. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского нефтяного месторождения востока Русской плиты. – Уфа: БашНИПИнефть, 2012. – 704 с.

2. Особенности и концепция дальнейшей разработки уникального Арланского месторождения / А.Т. Гареев, С.Р. Нуров, И.А. Фаизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2023. – № 4. – С. 40–45. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-4-40-45. – EDN: OQGCUL

3. Нестандартные задачи и стандартные решения для постановки сейсморазведочных работ 3D в целях доразведки месторождений / Н.Н. Швецова,

Р.Ф. Тимерханов, А.М. Вагизов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 3. – С. 32–36. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2025-3-32-36. –

EDN: WKXAIM

4. Интеграция фациального анализа в процесс адаптации гидродинамической модели терригенного коллектора / А.М. Вагизов, Т.Д. Хабибуллин,

Н.Ф. Лукманов [и др.] // Экспозиция Нефть Газ. – 2025. – № 3. – С. 32–38. – https://doi.org/10.24412/2076-6785-2025-3-32-38. – EDN: QZYYGZ

5. О локализации зон остаточных извлекаемых запасов отложений терригенной толщи нижнего карбона Арланского месторождения на поздней стадии разработки / А.М. Вагизов, Р.Ф. Тимерханов, А.Т. Гареев [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 3. – С. 56–61. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2024-3-56-61. – EDN: TRXOFO