Актуальность. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти среди всех месторождений углеводородов приводит к необходимости разработки газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Газ, имеющий меньшую плотность, чем нефть, располагается выше неё и формирует газовую шапку. Если добывается газ из этой шапки, давление в пласте снижается. За счет появления градиента давления между газовой шапкой и нефтяной оторочкой происходит фильтрация нефти в изначально газонасыщенную область залежи. Часть такой нефти становится неизвлекаемой традиционными способами в силу наличия критической нефтенасыщенности. Разработка нефтяной оторочки и отсрочка разработки газовой шапки далеко не всегда является экономически оптимальным решением. Поэтому актуальной задачей является выбор режима разработки нефтегазоконденсатной залежи. Такой выбор можно осуществить с помощью зарекомендовавшего себя в нефтегазовой промышленности гидродинамического моделирования.Целью работы является создание методики подбора режима разработки месторождений с нефтяной оторочкой и газовой шапкой с помощью гидродинамического моделирования.Объекты: газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками.Методы. Моделирование основано на использовании классических законов сохранения массы и импульса для многофазной среды, решаемых с помощью неявной конечно-разностной схемы для давления и явной схемы для насыщенности фаз в гидродинамическом симуляторе. Рассчитывается несколько вариантов для одного месторождения с различными режимами разработки, отличающимися по времени перехода к совместной добычи нефти из оторочки и газа из газовой шапки, оценивается коэффициент извлечения нефти.Результаты. С использованием гидродинамического симулятора получены значения конечных коэффициентов извлечения нефти для всех вариантов разработки. Установлено, что наибольший коэффициент извлечения нефти достигается при изначальной добыче нефти без разработки газовой шапки. Показано, что более поздний ввод газовой шапки в эксплуатацию позволяет достичь больших значений коэффициента извлечения нефти. Обоснован ввод в разработку газовой шапки спустя 15–20 лет после начала разработки нефтяной оторочки.

Ссылка для цитирования: Фёдоров К.М., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Новый подход к моделированию и прогнозированию эффективности осадко-гелеобразующих методов увеличения нефтеотдачи// Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 5. – С.85-93. Актуальность. Моделирование выравнивания профиля приёмистости с использованием технологии закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов может быть связано с математической задачей с очень малым параметром, при котором объём закачанной в пласт оторочки геля в призабойной зоне нагнетательной скважины значительно меньше расстояния между скважинами. Существующие подходы к моделированию этой задачи не позволяют описать всех эффектов, связанных с малообъёмными закачками. Целью работы является предложение подхода к моделированию и прогнозированию эффективности закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов в пласт. Объекты: нефтяные пласты, на которых применяется осадко-гелеобразующие методы увеличения нефтеотдачи. Методы. Новый подход к моделированию такой задачи состоит в объединении задач оптимизации выравнивания профиля приёмистости нагнетательной скважины и прогнозирования реакции окружающих добывающих скважин. Этот подход кратко описан в статье и подтвержден сравнением расчетных данных с результатами статистической обработки данных применения технологий закачки осадкообразующих и гелеобразующих составов в пласты на месторождениях одной из нефтяных компаний. Результаты. Обработка накопленного промыслового опыта применения этих технологий показала, что удельные значения дополнительной добычи нефти после операции выравнивания профиля приёмистости растут с увеличением введённого критерия эффективности обработки – коэффициента выравнивания профиля приёмистости и, наоборот, снижаются при падении коэффициента приемистости скважины после обработки. Предлагаемый подход к прогнозированию и оценке эффективности применения технологий для контроля обводненности добываемой продукции лежит в основе линейки математических моделей применения технологий гелеобразующих, осадкообразующих и полимер-дисперсных составов.

Ссылка для цитирования: Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Расчёт распределения температуры в пласте на стадии инициации процесса парогравитационного дренажа // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 5. – С. 108-115. Актуальность. Статья посвящена расчёту распределения температуры в пласте при использовании парогравитационного дренажа и определению времени прогрева межскважинной зоны с помощью численного решения дифференциального уравнения теплопроводности при многомерной постановке задачи. В связи со значительной долей высоковязкой нефти среди мировых запасов углеводородов актуальным становится применение для добычи такой нефти методов увеличения нефтеотдачи, в том числе метода парогравитационного дренажа. Существующие модели для оценки температуры на стадии инициации процесса не учитывают протяжённости горизонтальной скважины, распределения температуры в нагнетательной скважине или влияния нагнетательных скважин от соседних элементов разработки. Предлагаемая математическая модель впервые учитывает интерференцию скважин. Целью работы является определение времени прогрева межскважинной области с учётом интерференции нагнетательных скважин с помощью численного решения многомерного уравнения теплопроводности. Методы. Рассматриваются двумерная и трёхмерная задачи теплопроводности, температура в стволе нагнетательной скважины считается меняющейся по линейному закону из-за тепловых потерь, учитывается влияние на температуру в добывающей скважине не только ближайшей нагнетательной скважины, но и четырёх соседних нагнетательных скважин. Результаты. Рассчитана динамика температуры в одной из добывающих скважин с учётом влияния не только ближайших нагнетательных скважин, но и нескольких нагнетательных скважин из соседних элементов разработки. Показано, что динамики температуры в добывающей скважине для двумерной и трёхмерной постановок задачи соответствуют друг другу, поэтому распределение температуры в пласте не зависит от угловой координаты. Определено время прогрева зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, когда нефть становится достаточной подвижной, чтобы обеспечить приток к добывающей скважине. Проведена верификация модели путём сопоставления распределения температуры в пласте с данными по модели Ли и Чена.

Ссылка для цитирования:  Ковальчук Т.Н., Гильманов А.Я., Шевелёв А.П. Методика расчета дополнительной накопленной добычи нефти после применения технологии выравнивания профиля приемистости // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2022. – Т. 333. – № 6. – С.131-139. Актуальность исследования обусловлена тем, что в настоящее время значительная часть крупных месторождений Российской Федерации находится на поздней стадии разработки. Ввиду того, что добыча попутной воды требует больших дополнительных вложений средств, обводнение скважин является причиной увеличения себестоимости нефти. Для большинства нефтяных скважин добыча высокообводненной продукции является экономически невыгодной. Поэтому применяются технологии, позволяющие снизить значение обводненности, например технология выравнивания профиля приемистости. Цель: определить обводнённость после применения технологии выравнивания профиля приемистости, оценить дополнительную добычу нефти с учётом предлагаемого ранее критерия, провести верификацию модели на примере реального месторождения. Объекты: крупные высокообводненные месторождения нефти, в частности месторождения Западной Сибири. Методы: физико-математического моделирования. При расчетах для вычисления значений относительных фазовых проницаемостей нефти и воды использовались корреляции Кори. Для определения объемного дебита нефти и воды к центральной скважине в круговом однородном пласте применялась классическая формула Дюпюи. Вводилось предположение о том, каким образом изменяются проницаемости в пропластках вблизи добывающей скважины после воздействия. Учитывалось, что для добывающей скважины сохраняется значение разности среднеквадратичных отклонений приёмистости до и после воздействия, которое было и для нагнетательной скважины. Эта разность считается одним из возможных критериев эффективности обработки скважины суспензией и рассчитывалось авторами в более ранних исследованиях. С целью вычислить среднее время, после которого эффект действия закачки полимера прекращается в горизонтальном направлении, учитывалось уравнение Баклея–Леверетта. Для того чтобы определить время, после которого начинаются вертикальные перетоки, учитывалось уравнение пьезопроводности, которое описывает распределение давления в пласте для жидкости в зависимости от времени и координаты. Таким образом, было получено выражение для времени, в течение которого будет наблюдаться прирост дебита, и расчитана дополнительная накопленная добыча нефти. Результаты. В работе предлагается методика расчета обводненности добываемой нефти после обработки скважины полимер-дисперсной системой. Поскольку суспензия с низкой подвижностью образует зону с пониженной проницаемостью вблизи забоя скважины в пропластках с наиболее высокой водонасыщенностью, результирующее значение обводненности уменьшается. Значение разности между конечной и начальной обводненностью позволяет судить об эффективности мероприятия. Наибольший эффект от перераспределения потоков наблюдается при значениях стандартного отклонения от 0,45 до 0,65 для выбранных модельных данных. Показано, что предлагаемая методика позволяет оценить, при каких начальных значениях обводненности можно рассматривать применение технологии выравнивания профиля приемистости в качестве метода увеличения нефтеотдачи. Разница между начальной обводненностью и расчетной составляет 3–6 % от начальной обводненности. Это согласуется с промысловыми данными. Была проведена верификация модели на примере реального месторождения. Результирующие значения по дополнительной накопленной добыче после применения технологии выравнивания профиля приемистости обладают достаточной точностью.

Актуальность представленного исследования заключена в необходимости предотвращения процесса раннего обводнения продуктов добывающих скважин при разработке нефтеносных пластов, характеризующихся низкой проницаемостью ввиду роста числа операций по нефтедобыче, связанных с использованием технологии гидравлического разрыва пласта. Цель: разработать математические модели для прогнозирования характерных линейных размеров зоны дренирования пласта и воздействия дисперсных частиц на пласт с трещиной автогидроразрыва пласта. Объекты: коллекторы с низкой проницаемостью, трещина автогидроразрыва пласта, суспензия, закачиваемая в нефтеносный пласт, дисперсные частицы, добавляемые в реагент. Методы: постановка физической задачи, составление системы уравнений механики многофазных систем, метод простых итераций для решения трансцендентного уравнения, оценка и анализ значений, прогнозируемых разработанными моделями. Результаты. Установлено, что разработанная на основе системы уравнений механики многофазных систем математическая модель позволяет определить характерный линейный размер зоны дренирования пласта. Показано, что для представленных модельных параметров эта характеристика по величине составляет 3,65 м. Определено, что управляющими параметрами для линейного размера зоны дренирования являются концентрация частиц суспензии в смеси в нагнетательной скважине, проницаемость пласта, ширина и длина трещины. Построена математическая модель для прогнозирования воздействия дисперсных частиц закачиваемого агента на пласт. Выявлено, что при добавлении дисперсных частиц в рабочую смесь расход суспензии снижается ввиду осаждения частиц в поровых каналах. Проведена численная оценка изменения расхода суспензии при обработке трещины автогидроразрыва пласта полимер-дисперсной смесью. Для представленных модельных параметров снижение величины расхода составляет примерно 105 раз.