Уточнённая карта залежей при бурении для стратегической разработки глубоких месторождений

Поиск скрытой нефти в старых месторождениях

Многие нефтяные месторождения мира стареют. Скважины, которые когда-то фонтанировали нефть, теперь в основном дают воду, однако между ними всё ещё скрываются крупные карманы нефти. В этом исследовании показано, как новый метод «видения» породы во время бурения позволяет обнаружить эти карманы вовремя, чтобы направить ствол прямо в них, лучше использовать существующие пласты и снизить потери.

Почему старые пласты всё ещё важны

На зрелых месторождениях многолетняя разработка часто оставляет запутанную мозаику нефти, газа и воды под землёй. Оставшаяся нефть уже не сосредоточена в одном большом вмещающем резервуаре, а разбита на мелкие, разбросанные зоны, поразительно трудные для целевой разработки. Если компании просто пробурят больше скважин или усилят отбор, они рискуют поднимать в основном воду, что повредит месторождению и уменьшит долгосрочную отдачу. Авторы сосредоточились на таком «глубоком развитии» в Бохайской впадине Китая, где вода уже составляет более 80–90% добычи, но модели указывают на наличие значительных оставшихся карманов нефти.

Видеть дальше и точнее при бурении

Традиционные инструменты предлагают неприятный компромисс. Сейсмика может заглядывать на сотни метров в глубь, но делает это размыто. Инструменты в стволе дают тонкие детальные данные, но только на метр-два от скважины. Новая служба ультраглубокого картирования залежей (UDRMS) призвана устранить этот разрыв. Она использует специальную буровую сборку с электромагнитными антеннами, которые измеряют, насколько легко электрические токи проходят через окружающие породы. Поскольку нефть, вода и разные породы проводят электричество по-разному, прибор реконструирует двумерную картину толщин и контактов флюидов на расстоянии примерно до 30 метров, с вертикальным разрешением порядка метра. Эта картина обновляется почти в реальном времени по мере продвижения долота, превращая бурение из слепой операции в управляемую.

Направление ствола в «сладкие зоны»

Команда применила технологию на участке месторождения Q, где слои разрезаны разломами и сформированы древними плетёными руслами рек, что создаёт резкие изменения толщин и качества пород на небольших расстояниях. В одном примере они планировали пройти горизонтально через нефтеносный пласт, лежащий над поднимающейся подошвенной водой. По мере приближения долота ультраглубокие измерения зафиксировали верх пласта примерно в 16 метрах впереди и выявили проводящую полосу, интерпретированную как вода, показав, что граница нефть‑вода поднялась на девять метров выше ожидаемой. С этой информацией инженеры немного загнули ствол вверх, чтобы «мягко присесть» к верхней части нефтяного пласта, а затем удерживали горизонтальный забой безопасно над водой. Хотя они пробурили лишь около 40% от первоначально запланированной горизонтальной длины, начальная добыча нефти и низкое содержание воды превысили прогнозы примерно на 18%, а общая извлекаемость из того кармана выросла примерно на пять процентов.

Спасение сложного слоя

В другом случае горизонтальная скважина была нацелена на тонкую, но перспективную песчаную линзу, сформированную речными отложениями. Близлежащие скважины указывали, что слой должен быть около шести метров толщиной и близок к газовой шапке — конфигурация, способная удерживать высококачественную нефть. Однако ультраглубокие изображения показали, что местная геология сильно отличается: ожидаемый песок оказался тоньше и разорван, его свойства резко менялись вбок. Вместо того чтобы смириться с плохим результатом, команда использовала карты в реальном времени для переразметки траектории. Они направили ствол в соседнюю часть того же пласта, которая была толще, чище и непрерывнее по простиранию, затем шли по извилистой «сладкой зоне» вдоль неё. Эта отклонённая скважина дала более чем вдвое большую, чем прогнозировалось, начальную скорость добычи нефти с почти нулевым содержанием воды, а за два года добавила примерно 7,5% к извлекаемости оставшейся нефти в этом районе.

От догадок к целенаправленному использованию старых месторождений

В целом исследование показывает, что сочетание дальнего охвата и высокой детализации при бурении может превратить зрелое, заводнённое месторождение в более предсказуемый и устойчивый ресурс. Картируя слои пород, разломы и границы флюидов вокруг долота в реальном времени, UDRMS позволяет инженерам размещать скважины там, где они максимально отбирают нефть, избегая ранней добычи воды. Авторы утверждают, что такой подход смещает управление месторождением от краткосрочного извлечения к долгосрочному, ориентированному на ценность планированию — «понять площадь, пробурив одну скважину». В перспективе они видят возможности расширить метод до полноформатной трёхмерной визуализации и применять его за пределами нефти и газа, например для подземного хранения энергии и закачки углекислого газа, где знание скрытой структуры недр имеет решающее значение.

Цитирование: Hu, X., Wang, F., Li, W. et al. Refined reservoir mapping while drilling for a strategic exploitation of deep-development reservoirs. Sci Rep 16, 9302 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-40240-z

Ключевые слова: картирование залежей, геостиринг, ультраглубокая резистивность, зрелые нефтяные месторождения, Бохайская впадина