A case study of Srednebotuobinskoye Field, the oil deposits of which are confined to gas-oil-water and oil-water zones, describes the evolution of design decisions for development after the first year of asset operation. The first production data showed the need for separate solutions for under-gas-cap and water-oil zones, and the formation of a new field development concept, and their justification was the purpose of the work the results of which are shown in this paper. The difference with the previously performed work lies in the fact that development decisions were made based on the results of multiple runs on a variety of complex flow simulation models - fine-cellular and full-scale. The outcome of the study was the creation of a new development concept which provides different design solutions for under-gas-cap and water-oil zones. The value of the work lies in the fact that the decisions involve different oil displacement processes in different parts of deposits, which affects the oil recovery rate and as a consequence the whole field development and infrastructure complex.

Обоснование концепции разработки крупного сложнопостроенного месторождения Восточной Сибири на основе гидродинамического моделированияЛеванов А.Н., Белянский В.Ю., Волков И.А., Анурьев Д.А., ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Гринченко В.А., ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», Мусабиров Т.Р., ОАО «НК «Роснефть» Авторское право 2015 г., Общество инженеров нефтегазовой промышленности Этот доклад был подготовлен для презентации на Российской нефтегазовой технической конференции SPE, 26 -28 октября, 2015, Москва, Россия.Данный доклад был выбран для проведения презентации Программным комитетом SPE по результатам экспертизы информации, содержащейся в представленном авторами реферате. Экспертиза содержания доклада Обществом инженеров нефтегазовой промышленности не выполнялась, и внесение исправлений и изменений является обязанностью авторов. Материал в том виде, в котором он представлен, не обязательно отражает точку зрения SPE, его должностных лиц или участников. Электронное копирование, распространение или хранение любой части данного доклада без предварительного письменного согласия SPE запрещается. Разрешение на воспроизведение в печатном виде распространяется только на реферат объемом не более 300 слов; при этом копировать иллюстрации не разрешается. Реферат должен содержать явно выраженную ссылку на авторское право SPE. РезюмеВ работе на примере Среднеботуобинского месторождения, залежи нефти которого приурочены к газонефтеводяным и водонефтяным зонам, приводится эволюция проектных решений по разработке по результатам первого года эксплуатации актива. Первые данные добычи показали о необходимости принятия раздельных решений для подгазовых, водонефтяных зон и формирования новой концепции разработки месторождения, а их обоснование послужило целью работы, результаты которой приводятся в данной публикации.Отличия результатов работы от выполненных ранее заключаются в том, что принятие решений по разработке проводилось по результатам многовариантных расчетов в комплексе различных гидродинамических моделей -мелкоячеистой и полномасштабной.Итогом проведенных исследований послужило создание новой концепции разработки, предусматривающей для подгазовых и водонефтяных зон разные проектные решения.Ценность работы заключается в том, что принятые решения предусматривают разный процесс вытеснения нефти на различных участках залежей, что влияет на темпы отбора нефти и как следствие на весь комплекс разработки и обустройства месторождения. ВведениеВ настоящее время в России ведутся активные работы по вводу в полномасштабную разработку нескольких новых месторождений в Восточной Сибири. Данный регион является новым на карте нефтедобычи в России, а процесс извлечения нефти сопряжен с новыми вызовами по сравнению с характерными запасами Западной Сибири, Тимано-Печорского и Волго-Уральского региона.Одним из новых месторождений Восточной Сибири является Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение, введенное в разработку в конце 2013 г. Основной объект 2 SPE-176636-RU Кроме того с учетом полученных промысловых данных был опре...

No abstract

Existing approaches to the creation of hydrodynamic model based on a single implementation of the geological model, lead to difficulties in adaptation – there is a need for additional artificial adjustments of the initial data, and, as a consequence, inaccurate assessment of the projected technological parameters of the development. In order to make balanced investment decisions on the development of deposits, it is necessary to take a comprehensive approach to the assessment of possible uncertainties. To solve this problem, the iterative modeling approach is used, which provides a comprehensive assessment of possible variants of geological and technological models and allows you to vary the parameters of the model to assess uncertainty and risks in the calculation process. The article describes the process of creating and selecting the most likely implementation of the geological model of the PK1 formation, providing the best adaptation to the history of development and minimal uncertainty in the prediction of technological parameters for the medium and long term. Implementations of the model include variations of the seismic base, distribution of the lithology parameter, filtration-capacitance properties of non-collectors, the volume of the aquifer and its activity. In the process of work at the first stage, the basic implementation of the geological model was created, at the second stage of them on the basis of the developed complex parameter characterizing the degree of adaptation of the hydrodynamic model, the most probable was chosen.