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.

В настоящее время на многих крупных месторождениях с массивной газовой шапкой остро стоит проблема прорывного газа газовых шапок, добываемого при разработке нефти тонких нефтяных оторочек. Одним из возможных способов ограничения добычи газа и снижения газового фактора является периодическая эксплуатация скважин. Для ускорения выравнивания газового конуса и возврата фонда в добычу при периодической эксплуатации применена обратная закачка дегазированной нефти в пласт. В работе был произведен анализ промыслового опыта периодической эксплуатации скважин с закачкой дегазированной нефти. С целью выполнения качественных сравнительных расчетов разных вариантов в работе было применено гидродинамическое моделирование периодической эксплуатации скважин и обратной закачки нефти в пласт на базе цифровой модели Среднеботуобинского месторождения (СБНГКМ). По результатам моделирования были выявлены основные закономерности. При моделировании периодической эксплуатации скважины в качестве варьируемых показателей использовались количество остановок и продолжительность остановки, при моделировании периодической эксплуатации с закачкой дегазированной нефти к варьируемым показателем добавлялся объем закачиваемой дегазированной нефти. В качестве контрольного показателя использовался такой технологический показатель, как накопленная добыча нефти. Результаты моделирования показывают, что периодическая работа скважины и закачка дегазированной нефти приводит к повышению накопленной добычи нефти по всем вариантам расчета. При этом если сравнивать варианты с периодической эксплуатацией с вариантом периодической эксплуатации с обратной закачкой нефти в пласт, то обратная закачка нефти в пласт в объемах до 100 м3 не приводят к дополнительной добыче нефти по сравнению с чистой периодикой.
Currently, many large fields with a massive gas cap have an acute problem of breakthrough gas from gas caps produced during the development of oil from thin oil rims. One of the possible ways to limit gas production and reduce the gas factor is periodic operation of wells. To accelerate the alignment of the gas cone and return the fund to production during periodic operation, re-injection of degassed oil into a reservoir is used. The paper analyzed the field experience of periodic operation of wells with the injection of degassed oil. In order to perform high-quality comparative calculations of different options, hydrodynamic modeling of periodic operation of wells and re-injection of oil into the reservoir was used based on the digital model of the Srednebotuobinskoye field (SBOGCF). Based on the modeling results, the main patterns were identified. When modeling periodic well operation, the number of shutdowns and shutdown duration were used as variable indicators; when modeling periodic operation with degassed oil injection, the volume of injected degassed oil was added to the variable indicators during modeling. The cumulative oil production was used as a control indicator. The modeling results show that periodic well operation and degassed oil injection lead to an increase in cumulative oil production for all calculation options. At the same time, if we compare the options with periodic operation with the option of periodic operation with oil reinjection into the reservoir, then oil reinjection into the reservoir in volumes of up to 100 m3 does not lead to additional oil production compared to pure periodicity.