ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИН С ВОЛНООБРАЗНЫМ ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ ДЛЯ УСЛОВИЙ СРЕДНЕБОТУОБИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Введение. В настоящее время большинство разрабатываемых залежей нефти относятся к категории сложнопостроенных месторождений. Специфика и основные трудности разработки таких залежей определяются условиями залегания в продуктивном горизонте, резко различающихся анизотропией пласта, а также наличием подстилающей пластовой воды. Особенно остро стоит вопрос эксплуатации скважин сложной геометрии. В качестве модели предложена разработанная авторами математическая модель, позволяющая описать приток к добывающей скважине сложной геометрии. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Предложенная модель однофазного притока позволяет прогнозировать потенциальный дебит волнообразной скважины при разработке Среднеботуобинского месторождения.
Материалы и методы исследований. В работе рассматривается разработанная авторами математическая модель, позволяющая описать приток к добывающей скважине сложной геометрии. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Показана зависимость производительности скважины с волнообразной траекторией от анизотропии и количества циклов синусоиды. Определена область применения скважин с волнообразной траекторией и применение предлагаемой модели однофазной фильтрации для прогнозирования
продуктивности волнообразной скважины вскрывшей нефтяную оторочку ботуобинского горизонта с газовой шапкой и подошвенной водой.
Результаты исследований и их обсуждение. Совместное решение уравнения распределения пластового давления и давления в стволе скважины позволяет получить систему уравнений, решением которой являются дебиты сегментов скважины. Горизонтальную скважину можно рассматривать как особую форму волнообразной скважины, поскольку индекс волнообразности равен нулю. В работе предложена численно-аналитическая модель для прогнозирования и оценки продуктивности волнообразных скважин. Полученные результаты при применении авторской модели и сравнение данных с известными формулами притока к горизонтальной скважине показали хорошую сходимость. Показана зависимость производительности скважины с волнообразной траекторией от анизотропии и количества циклов синусоиды. Также предложена численно-аналитическая модель для прогнозирования и оценки продуктивности волнообразных скважин.
Выводы. Таким образом, путем численного моделирования в программном комплексе tNavigator обосновано применение скважин с волнообразным горизонтальным окончанием для условий разработки Среднеботуобинского месторождения. Установлено, что низкая вертикальная проницаемость существенно снижает скорость движения границы раздела фаз «нефть-газ» и «нефть-вода». Разработанная модель притока к скважине сложной геометрии позволяет учитывать вертикальную неоднородность коллектора, траекторию скважины. Показала хорошую сходимость результатов с известными формулами притока к горизонтальному окончанию нефтяной скважины.

1. Сохошко С.К., Колев Ж.М. Приток к скважине со сложной траекторией ствола в слоистом пласте // Нефтяное хозяйство, 2014 № 10 С.110–112.

2. Мулявин С.Ф., Колев Ж.М., Рогозина Т.В. Численно-аналитическая модель для расчета производительности нефтяной скважины сложной геометрии // Естественные и технические науки, 2021 №11 С.255–259.

3. Joshi S.D. Augmentation of well productivity with slant and horizontal wells // J of Petrol Techn June, 1988 Р.729–739.

4. Economides M.J., Brand C.W., Frick T.P.Well Configurations in Anisotropic Reservoirs // SPE Formation Evaluation, 1996 No 11(4) P.257–262 DOI: http://dx doi org/10.2118/27980-PA

5. Butler R.M. Horizontal Wells for the Recovery of Oil, Gas and Bitumen, Petroleum Monograph // Petroleum Society of CIM, 1994 No 2 Р.228–235.

6. Furui K., Zhu D., Hill A.D.A. Rigorous Formation Damage Skin Factor and Reservoir Inflow Model for a Horizontal Well // SPE Production and Facilities, 2003 No 3 P.151–157.

7. Babu D.K., Odeh A.S. Productivity of Horizontal Well // SPE Reservoir Engineering, 1989 No 4(4) Р.417–421 SPE-18334.

8. Yula T. Optimization of horizontal well competition Ph.D.dissertation. The university of Tulsa, 2001 233 р.

9. Penmatcha V.R., Aziz K.A. comprehensive reservoir /wellbore model for horizontal wells, SPE India Oil and Gas Conference, New Delhi, India, 1998 SPE 39521 Р.191–204.

10. Elizabeth G.A. Horizontal well productivity and wellbore pressure behavior incorporating wellbore hydraulics Ph D dissertation Norman, Oklahoma, 2001 85 p.

11. Goktas B., Ertekin T.A. comparative analysis of pressure transient behavior of undulating and horizontal wells // SPE paper 81067 presented at SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Port-of-Spain, Trinidad and Tobago, 27–30 April, 2003 Р.1–8 http://dx.doi.org/10.2118/81067-MS

12. Грачев С.И., Самойлов А.С. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными скважинами: монография. Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. 144 с.

13. Kamkom R. Modeling performance of horizontal, undulating, and multilateral wells, Ph.D. dissertation Texas A&M University, 2007 69 p.