Библиографическое описание:Расчет оптимального режима эксплуатации скважин, пробуренных в нефтяные оторочки Тагульского месторождения : научное издание / А. В. Федоров, М. Т. Нухаев. - Текст : непосредственный // Территория Нефтегаз. - 2026. - №5-6. - С. 20-25. - ISSN 2072-2745. - ISSN 2072-2761.
Аннотация:В статье рассматриваются проблемы разработки нефтяных оторочек Тагульского месторождения, расположенного в Восточной Сибири на севере Красноярского края. Актуальность работы обусловлена отсутствием явного, научно обоснованного решения по вовлечению данных пластов в промышленную разработку. Основные затруднения связаны c крайне малыми нефтенасыщенными толщинами, а также комплексом других осложняющих геологических факторов, которые существенно снижают эффективность традиционных методов эксплуатации. Объектом исследования выбраны пласты А-1, А-2, В-1, В-2. К ним относятся нефтяные оторочки со средней эффективной нефтенасыщенной толщиной менее 10 м, подстилаемые водой и характеризующиеся наличием газовой шапки, что создает высокие риски преждевременных прорывов воды и газа. Для пластов А-1 и А-2 дополнительным осложняющим фактором выступает высокая вязкость нефти - от 31 до 82 мПа·с. Цель работы заключается в расчете оптимального режима эксплуатации, а также конструкции и пространственной ориентации скважины. Данные параметры должны обеспечить предотвращение преждевременных прорывов подошвенной воды и газа из газовой шапки. Методологическую основу составили аналитические расчеты безгазового и безводного критического дебита по формулам З.С. Алиева и S.D. Joshi. Проведены сравнительные оценки для различных вариантов длины горизонтального ствола. Установлено, что для пластов А-2 и В-2 полученные значения дебитов удовлетворяют принятым критериям рентабельности. Оптимальная длина горизонтальной скважины для этих объектов находится в диапазоне от 600 до 1000 м. Дальнейшее удлинение ствола не дает значительного повышения дебита, но ведет к существенному росту капитальных затрат на бурение. Расчетные дебиты оказались низкими из-за высокой вязкости (А-1) и низкой проницаемости (В-1),в результате чего разработка данных пластов в рассматриваемых горно-геологических условиях на текущем этапе нерентабельна.
The paper addresses the challenges of developing oil rims at the Tagulsky field, located in Eastern Siberia in the northern part of the Krasnoyarsk Krai. The relevance of this study stems from the lack of a clear, scientifically proven solution for bringing these formations into commercial development. The primary challenge is associated with very thin oil-saturated pay zones, and a variety of other complicating geological factors that significantly reduce the efficiency of conventional production methods. Reservoirs A-1, A-2, B-1, and B-2 were selected as the objects of this study. These include oil rims with an average net oil pay thickness of less than 10 meters and underlying water horizons known for the presence of a gas cap, which creates high risks of premature water and gas breakthrough. Additional complicating factor for reservoirs A-1 and A-2 is high oil viscosity, which ranges from 31 to 82 mPa·s. The objective of this study is to calculate the optimal production mode, as well as to determine the well design and orientation. These parameters must ensure that premature breakthroughs of bottom water and gas from the gas cap are avoided. The methodological framework is based on analytical calculations of gas-free and water-free critical production rates using the formulas developed by Z.S. Aliev and S.D. Joshi. Comparative calculations were performed for various horizontal wellbore lengths. It was found that the resulting production rates for reservoirs A-2 and B-2 satisfy the accepted criteria for cost-effective operation. The optimal horizontal wellbore length for these targets ranges from 600 to 1,000 m. Further extension of the wellbore does not yield any significant increase in production rate, but leads to a substantial increase in drilling capital expenditures. For reservoirs A-1 and B-1, the calculated production rates proved to be low due to high viscosity (A-1) and low permeability (B-1), making their cost-effective development under the considered geological conditions extremely challenging at the current stage.
