Обоснование рациональных систем размещения скважин при различных вязкостях нефти на основе гидродинамического 3D-моделирования

Abstract

Актуальность. В зависимости от геолого-технологических условий нефтяного месторождения задача максимизации выработки запасов нефти и экономических показателей может быть решена с применением систем разработки, характеризующихся различной плотностью и системой размещения скважин. Для решения данной задачи наиболее достоверным признается метод 3D-моделирования, который позволяет детально учитывать геометрию продуктивных пластов, их прерывистость и изменение фильтрационно-емкостных свойств в объеме нефтяной залежи. 3D-моделирование является одним из наиболее затратных по времени этапом проектирования, что предполагает рассмотрение на 3D-моделях ограниченного количества вариантов разработки. Объект. Визейские залежи нефти с извлекаемыми запасами до 1 млн т, разрабатываемые с заводнением пластов условно-вертикальными скважинами. Цель. Обоснование эффективности различных систем разработки с поддержанием пластового давления при различных диапазонах вязкости нефти. Полученные выводы позволят ограничить количество расчетных вариантов, отличающихся плотностью и расположением скважин, тем самым существенно уменьшив трудозатраты и время на проведение 3D-моделирования. Методы. В результате проведенного статистического анализа выбран объект-аналог с типичными для территории исследования геологическими условиями распределения коллекторов. При этом использовалась гидродинамическая 3D-модель со средней проницаемостью 0,375 мкм2, для которой последовательно выполнены расчеты показателей вариантов разработки для семиточечной, избирательной, однорядной и трехрядной систем с сеткой скважин 400×400 и 450×450 м. Расчеты выполнялись при различных диапазонах вязкости нефти от 1 до 100 мПа∙с. Для всех рассмотренных вариантов оценены технико-экономические показатели эффективности разработки. Результаты и выводы. Анализ технологической и экономической эффективности расчетных вариантов 3D-моделирования позволил для различных диапазонов вязкостей пластовой нефти выявить перспективные для конкретных геологических условий системы разработки. Предложенная систематизация вариантов разработки и обобщающие выводы могут использоваться при проектировании разработки, увеличивая оперативность решений в части выбора вариантов при гидродинамическом моделировании

Relevance. Depending on the geological and technological conditions of an oil field, the task of maximising the production of oil reserves and economic indicators can be solved using development systems characterised by different density and well placement systems. To solve this problem, the most reliable method is considered to be 3D-modelling, which allows taking into account in detail the geometry of productive formations, their discontinuity and change of filtration-capacitance properties in the volume of an oil deposit. 3D modelling is one of the most time-consuming design stages, which implies consideration of a limited number of development options on 3D models. Object. Visei reservoirs with reserves up to 1 million tonnes, developed with waterflooding of reservoirs by conditionally vertical wells. Aim. Justification of the efficiency of various development systems with reservoir pressure maintenance at different ranges of oil viscosity. The obtained conclusions will make it possible to limit the number of design variants differing in well density and location, thereby significantly reducing labour costs and time for 3D modelling. Methods. As a result of statistical analysis, an analogue object with typical geological conditions of reservoir distribution in the study area was selected. A 3D hydrodynamic model with an average permeability of 0.375 μm2 was used. Calculations of development options for seven-point, selective, single-row and three-row systems with a well grid of 400×400 and 450×450 m were performed sequentially for this model. The calculations were performed at different ranges of oil viscosity from 1 to 100 mPa∙s. Technical and economic indicators of development efficiency were estimated for all considered variants. Results and conclusions. The analysis of technological and economic efficiency of the calculated variants of 3D modelling allowed for different ranges of reservoir oil viscosity to identify development systems promising for specific geological conditions. The proposed systematisation of development options and general conclusions can be used in development design, increasing the efficiency of decisions regarding the choice of options in hydrodynamic modelling