ОЦЕНКА ДЕБИТА ДЛЯ СЕМИТОЧЕЧНОЙ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

​АННОТАЦИЯ

В статье разработана методика оценка дебита для семиточечной системы разработки.

Ключевые слова: эксплуатационный объект, расстояние между скважинами, дебит нефти.

Оценка дебита для семиточечной системы разработки

Эксплуатационный объект Х разрабатывается обращенной семиточечной системой. Схематизация фильтрационных потоков и расположение скважин при обращенной семиточечной системе представлена на рисунке 1.

Рисунок 1. Схематизация фильтрационных потоков в семиточечной системе

Для определения правильности применения текущей системы разработки рассмотрим влияние расстояния между скважинами на дебит и объем добытой жидкости за 10 лет

Произведем расчет для оценки дебита элемента семиточечной системы разработки. Исходные данные для представлены в таблице 1.

Таблица 1

Исходные данные для оценки дебита элемента семиточечной системы разработки

Оценка дебита для элемента семиточечной системы разработки проводится с помощью формулы (1):

где    k – проницаемость пласта, мД;

         h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м;

         ΔP – потери давления, МПа;

         μ – динамическая вязкость нефти, сПз;

         d – расстояние между скважинами, м;

         r_c – радиус скважины, м.

Рассмотрим влияние расстояния между нагнетательной и добывающей скважинами на дебит через формулу (1). Динамика изменения дебита в зависимости от расстояния между скважинами будет рассматриваться в пределах от 100 до 700 м с шагом 50 м. Результаты расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2

Влияние расстояния между скважинами на дебит при семиточечной системе

Как видно из таблицы 2, чем меньше расстояние между скважинами, тем выше дебит. Таким образом, уплотнение сетки скважин позволит снизить темп падения дебита.

Рассмотрим динамику изменения дебита и объема добытой жидкости в зависимости от времени и расстояния между скважинами. Для анализа необходимо рассчитать следующие показатели:

1) Объем подвижных запасов

где    V_геол – объем геологических запасов, тыс. т; V_геол = 418,72 тыс. т; [2]

         k_выт – коэффициент вытеснения, д. ед.; k_выт = 0,04. [2]

2) Объем добытой жидкости

где    q₀ – начальный дебит, т/сут;

 t  – время, год;

k _эксп – коэффициент эксплуатации, д. ед; k_эксп = 0,95. [2]

3) Изменение дебита скважины во времени

Рассмотрим динамику дебита и объема добытой жидкости в зависимости от времени (с 2021 года по 2030 год) и расстояния между скважинами (от 100 до 700 м с шагом 50 м) с помощью формул (3) и (4). Результаты расчета приведены в таблице 3.

Таблица 3

Динамика дебита и объема добытой жидкости в зависимости от времени и расстояния между скважинами

Заключение

Из таблицы 3 можно сделать вывод: чем меньше расстояние между скважинами, тем больше объем добытой жидкости и выше дебит в течение 10 лет. Динамика изменения дебита от времени незначительная ввиду длительности разработки объекта.

Также важно отметить, что с уменьшением расстояния между скважинами и ростом дебита увеличивается объем добытой жидкости. Это может привести к ускоренной выработке запасов и раннего вывода объекта из эксплуатации. Исходя из этого видно, что расстояние между скважинами в 500 м при семиточечной системе разработки является оптимальным, что говорит о правильности выполнения проектных решений разработки объекта.

Список литературы:

1. Кабиров, А. Н. Численное моделирование влияния градиента порового давления на распространения трещин гидравлического разрыва пласта / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, М. В. Щекотов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 1(144). – С. 23-26. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-144-1-23-26. – EDN QGKYSC.
2. Моделирование процесса распада гидрата метана путем закачки горячей воды / А. Ю. Лыкова, А. Н. Кабиров, Р. Т. Горданов, А. А. Оганесян // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 6(149). – С. 33-37. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-149-6-33-37. – EDN DLSPEA.
3. Анализ переходных процессов давления вертикальной скважины в карбонатных коллекторах / А. Н. Кабиров, Н. Н. Ситдиков, А. Ю. Лыкова, Р. Т. Горданов // Технологии нефти и газа. – 2023. – № 4(147). – С. 33-38. – DOI 10.32935/1815-2600-2023-147-4-33-38. – EDN IJTHTT.
4. Ян, Ш. Многостадийный гидроразрыв пласта: опыт и перспективы / Ш. Ян, А. Н. Кабиров // Научный аспект. – 2022. – Т. 1, № 4. – С. 124-129. – EDN INOJAO.
5. Черевко М.А., Янин А.Н., Янин К.Е Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири горизонтальными скважинами с многостадийными гидроразрывами пласта. – Тюмень-Курган: Зауралье, 2015.