Том 337 № 5 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5004
Обоснование рациональных систем размещения скважин при различных вязкостях нефти на основе гидродинамического 3D-моделирования
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.
Для цитирования: Лосев Г.Э., Ванг Л., Галкин С.В. Обоснование рациональных систем размещения скважин при различных вязкостях нефти на основе гидродинамического 3D-моделирования. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2026, Т. 337, № 5, С. 130-143. https://doi.org/10.18799/24131830/2026/5/5004
Ключевые слова:
система разработки, гидродинамическая модель, вязкость, проницаемость, коэффициент извлечения нефти, экономическая эффективность
Библиографические ссылки:
1. Хайитов О.Г., Набиева Н.К., Махмудов Ш.Н. Оценка степени влияния плотности сетки скважин на коэффициент нефтеизвлечения подгазовых нефтяных залежей. Известия высших учебных заведений. Горный журнал, 2013, № 6, С. 46–50.
2. Шумко В.С., Мамчистова Е.И., Кузовлев С.С. Оценка извлекаемых запасов нефти с применением интегральных характеристик вытеснения на основе вероятностной методики. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ, 2021, № 2, С. 78–88. DOI: https://doi.org/10.31660/0445-0108-2021-2-78-88.
3. Лобанов Д.С., Аббасова Г.Г., Галкин С.В. Анализ современной эффективности геолого-технических мероприятий при оперативном контроле извлекаемых запасов на основе многомерных статистических моделей. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 2022, № 10 (370), С. 38–43. DOI: https://doi.org/10.33285/2413-5011-2022-10(370)-38-43.
4. Балин В.П., Мохова Н.А., Синцов И.А., Остапчук Д.А. Учет расчлененности пласта в расчетах коэффициента охвата воздействием. Нефтепромысловое дело, 2016, № 1, С. 14–20.
5. Юдин Е.В. Лубнин А.А. Рощектаев А.П. Оценка коэффициента охвата сеткой с использованием данных эксплуатации скважин. Территория Нефтегаз, 2011, № 4, С. 40–45.
6. Shevtsov V.M., Asadova Kh.B., Djamilov А.F., Omonov S.P., Abdurakhmonova S.P. Geological and hydrodynamic modeling as a tool for improving the methodology of designing the development of hydrocarbon deposits at the final stage. E3S Web of Conferences, 2023, Vol. 410, P. 1–8. DOI: https://doi.org/10.1051/e3sconf/202341005029.
7. Agzamov A., Efendiyev G., Moldabayeva G.Zh., Syzdykov A., Suleimenova R., Tuzelbayeva Sh., Zaurbekov К. On the degree of influence of waterflooding on the oil recovery factor from productive formations of high-viscosity reservoirs X. Complex Use of Mineral Resources, 2023, Vol. 326 (3), P. 50–58. DOI: https://doi.org/10.31643/2023/6445.28.
8. AL-Obaidi S.H., Khalaf F.H. A new approach for enhancing oil and gas recovery of the hydrocarbon fields with low permeability reservoirs. Petroleum & Petrochemical Engineering Journal, 2023, Vol. 7, Iss. 2, P. 1–8. DOI: https://doi.org/10.23880/ppej-16000343.
9. Коновалова С.И., Байгузин Р.В., Линд Ю.Б. Анализ связности коллектора в условиях геологической неопределенности. Вестник Академии наук Республики Башкортостан, 2020, Т. 34, № 1 (97), С. 30–40.
10. Баннов А.А., Пупков Н.В. Топология в описании геологической неоднородности как способ оценки коэффициента охвата. Нефтяная провинция, 2021, № 1 (25), С. 41–54. DOI: https://doi.org/10.25689/NP.2021.1.41-54.
11. Чебкасов Д.С., Строканев К.С., Шарипов Т.Р., Азбуханов А.Ф., Карачурин Н.Т. О разработке нового инструмента оптимизации размещения добывающих скважин нерегулярным способом. Нефтяное хозяйство, 2023, № 3, С. 71–73. DOI: https://doi.org/10.24887/0028-2448-2023-3-71-73.
12. Галкин С.В., Лобанов Д.С. Использование многомерных статистических моделей при оперативном контроле извлекаемых запасов визейских залежей Пермского края. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2022, Т. 333, № 5, С. 126–136. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2022/5/3463.
13. Козырев Н.Д., Вишняков А.Ю., Путилов И.С. Оценка влияния параметров неопределенности на прогнозирование показателей разработки. Недропользование, 2020, Т. 20, № 4, С. 356–368. DOI: https://doi.org/10.15593/2712-8008/2020.4.5.
14. Савицкий Я.В. Современные возможности метода рентгеновской томографии при исследовании керна нефтяных и газовых месторождений. Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело, 2015, № 15, С. 28–37. DOI: https://doi.org/10.15593/2224-9923/2015.15.4.
15. Осовецкий Б.М., Казымов К.П., Галкин С.В. Возможности применения метода электронной микроскопии при изучении литологических особенностей нефтеносных песчаников. Недропользование, 2024, Т. 24, № 4, С. 178–185. DOI: https://doi.org/10.15593/2712-8008/2024.4.1.
16. Илюшин П.Ю., Галкин С.В., Поплаухина Т.Б., Лузина Н.Г. Разработка методики определения динамики обводнения продукции скважин с учетом влияния геологических и технологических показателей. Нефтяное хозяйство, 2012, № 4, С. 108–110.
17. Al-Harbi B., Al-Darrab A., Al-Zawawi A.S., Al-Zamil K. Advanced visualization for reservoir simulation. SPE Saudi Arabia section Annual Technical Symposium and Exhibition held in Khobar. Al-Khobar, Saudi Arabia, May 2013. Paper Number: SPE-168103-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/168103-MS.
18. Angus D.A., Kendall J.-M., Fisher Q.J., Segura J.M., Skachkov S., Crook A.J.L., Dutko M. Modelling microseismicity of a producing reservoir from coupled fluid‐flow and geomechanical simulation. Geophysical Prospecting, 2010, Vol. 58, Iss. 5, P. 901–914. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2478.2010.00913.x.
19. Хакимзянов И.Н., Мухаметшин В.Ш., Бахтизин Р.Н., Шешдиров Р.И. Определение объемного коэффициента сетки скважин для оценки конечного коэффициента нефтеизвлечения при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами. Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР, 2021, № 2, С. 47–53. DOI: https://doi.org/10.5510/OGP20210200495.
20. Вышенская М.И. Определение плотности сетки при разработке месторождения горизонтальными скважинами. Бурение и нефть, 2013, № 9, С. 26–30.
21. Гладких Е.А., Галкин В.И., Хижняк Г.П. Об оценке коэффициента вытеснения нефти визейских терригенных отложений. Современные тенденции развития науки и технологий, 2017, № 3-2, С. 62–66.
22. Гладких Е.А., Галкин В.И., Хижняк Г.П. Влияние фильтрационно-емкостных свойств объектов разработки на величину коэффициента вытеснения нефти в различных геолого-физических условиях. Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов, 2018, Т. 329, № 7, С. 77–85.
23. Костюченко С.В., Черемисин Н.А., Емельянов А.Н. Локализация текущих извлекаемых запасов нефти и прямой расчет охвата вытеснением в геолого-технологических моделях нелинейной фильтрации. Труды ИСА РАН, 2019, № 69, С. 29–37. DOI: https://doi.org/10.14357/20790279190404.
24. Шевченко О.Н., Топилин М.В., Бунин Д.Ю. Аналитическое определение критических градиентов фильтрации для низкопроницаемых коллекторов, как альтернатива экспериментальным исследованиям керна. Актуальные проблемы нефтегазовой отрасли: сборник докладов научно-практических конференций журнала «Нефтяное хозяйство» 2019. М.: Изд-во «Нефтяное хозяйство», 2020. С. 216–225.
25. Weijermars R., Van Harmelen A. Advancement of sweep zones in waterflooding: conceptual insight based on flow visualizations of oil-withdrawal contours and waterflood time-of-flight contours using complex potentials. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2016, Vol. 7, P. 785–812. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-016-0294-y.
26. Singh S.P., Kiel O.G. Waterflood design (pattern, rate, and timing). International Petroleum Exhibition and Technical Symposium. Beijing, China, March 1982. Paper Number: SPE-10024-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/10024-MS.
27. Ayoub M.A., ShabibAsl A., AbdellahiZein A.M., Elraies K.A., Bin MohdSaaid I. Recovery optimization of an oil reservoir by water flooding under different scenarios; a simulation approach. Research Journal of Applied Sciences, Engineering and Technology, 2015, № 10 (4), P. 357–372. DOI: https://doi.org/10.19026/rjaset.10.2499.
28. AlSofi A.M., Blunt M.J. The decomposition of volumetric sweep efficiency and its utility. SPE Reservoir Characterisation and Simulation Conference and Exhibition. Abu Dhabi, UAE, September 2019. Paper Number: SPE-196632-MS. DOI: https://doi.org/10.2118/196632-MS.
29. Lin Z., Lu X., Imran M., Knorr K.D., Zeng F. Experimental study of viscous fingering in sand-pack model for heavy oil reservoir. Chemical Engineering Research and Design, 2023, Vol. 191, P. 271–285. DOI: https://doi.org/10.1016/j.cherd.2023.01.022.
30. Ponomarenko T.V., Galevski S.G., Marin E.A. Economic evaluation of oil and gas projects: justification of engineering solutions in the implementation of field development projects. Energies, 2022, Vol. 15, Iss. 9, P. 1–22. DOI: https://doi.org/10.3390/en15093103
31. Andriana M., Anggono A.H. Project investment analysis on new oil and gas field development (M-X) at Pt. PTM. European Journal of Business and Management Research, 2023, Vol. 8, Iss. 4, P. 168–172. DOI: https://doi.org/10.24018/ejbmr.2023.8.4.2001.
32. Rostamian A., De Sousa Miranda M.V., Mirzaei-Paiaman A., Botechia V., Schiozer D. Analysis of different objective functions in petroleum field development optimization. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2024, Vol. 14, P. 2785–2805. DOI: https://doi.org/10.1007/s13202-024-01848-x.
33. Dieng A., Khiznyk G.P., Poplygin V.V. Prediction of the efficiency of hydraulic fracturing based on reservoir parameters. International Journal of Engineering, 2023, Vol. 36, № 12, P. 2169–2174. DOI: https://doi.org/10.5829/ije.2023.36.12c.05.
34. Dieng A. Development of a statistical model for predicting the oil production rate after fracking by geological and technological indicators. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2024, Vol. 24, № 3, P. 164–168. DOI: https://doi.org/10.15593/2712-8008/2024.3.7.
35. Poplygin V.V., Dieng A., Shi X. Forecasting hydraulic fracturing results using information amount theory. Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering, 2024, Vol. 24, № 2, P. 93–100. DOI: https://doi.org/10.15593/2712-8008/2024.2.7.
