Статья посвящена исследованию низкопроницаемых макронеоднородных терригенных коллекторов с позиции условий их образования и фильтрационно-ёмкостной неоднородности на примере пласта B-12 месторождения Тюменской области, находящегося на IV стадии разработки. Фациальное строение коллекторов подчас оказывает решающее влияние на работу скважин и их взаимовлияние. Переход к разработке месторождений со сложным геологическим строением, низкими фильтрационными характеристиками пласта требует не только тщательности в формировании концептуального представления о пластах и создания детализированных фациальных цифровых карт с учетом существования зон с различным осадконакоплением, но и создание нестандартных подходов по выявлению остаточных запасов и схем разработки залежей нефти, повышающих эффективность их эксплуатации. В данной статье рассмотрен процесс выявления остаточных извлекаемых запасов нефти в низкопроницаемых, макронеоднородных песчаниках с упорядоченным типом косой слоистости на месторождении, находящимся на завершающей стадии разработки. В результате исследования фациальной принадлежности песчаников, фильтрационно-емкостной матрицы коллектора, текущего состояния разработки месторождения и анализа процесса эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин автором произведена адаптация гидродинамической модели макронеоднородного коллектора с упорядоченной слоистой текстурой. Участие рассматриваемой совокупности данных факторов в адаптации его гидродинамической модели позволило выявить зоны концентрации невыработанных остаточных извлекаемых запасов нефти рядом и между рядами нагнетательных скважин для уплотняющего бурения как новых скважин, так и боковых стволов.
The article is devoted to the study of formation and reservoir heterogeneity of low-permeability macroheterogeneous clastic reservoirs on the example of the B-12 layer of the Tyumen region mature oil-field. The facies structure of reservoirs sometimes has a great influence on the operation of wells and their influence. Development of the deposits with a complex geological structure and low filtration characteristics requires not only thoroughness in forming a conceptual understanding of the formations and creating detailed facies digital maps taking into account the zones with different sedimentation, but also the creation of non-standard approaches to identify residual reserves and schemes for the development of oil deposits that increase the efficiency of development. This article discusses the process of identifying residual recoverable oil reserves in low-permeable, macroheterogeneous sandstones with an ordered type of layered structure in a mature oil field. As a result of the study of the facies of clastic reservoir, the reservoir heterogeneity, the current state of oil-field development and analysis of the operation of injection and production wells, the author adapted the reservoir model of a macroheterogeneous reservoir with an ordered layered texture. The participation of the considered complex of these factors in the adaptation of its reservoir model made it possible to identify areas of oil reserves concentration near and between rows of injection wells for sealing drilling of both new wells and sidetracks.